Compendio Produccion de Hidrocarburos Tomo II

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO“SANTIAGO MARIÑO”

AMPLIACIÓN MARACAIBO

MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Y ANÁLISIS NODAL PARA LA OPTIMIZACIÓN

DE LA PRODUCCIÓN

Autores: Abarca Z. Alberto A. Pernalete P. María F. Pernía P. Aidmar A.

Venezuela; Maracaibo 2016

COMPENDIO PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS II

Compendio Producción de Hidrocarburos II

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ÍNDICE GENERAL

Pp. INTRODUCCIÓN 11 UNIDAD I Cese de la producción por flujo natural…………………………….…… 13 1.1. Proceso de producción ………………………………………………. 13 1.2. Flujo de fluidos en el sistema yacimiento-pozo…………………….. 14

Flujo en el yacimiento………………………………………………….. 14 Flujo en las perforaciones…………………………………………….. 14 Flujo en el pozo………………………………………………………… 15 Flujo en la línea superficial……………………………………………. 15 Flujo No continúo………………………………………………………. 16 Flujo continuo………………………………………………………….. 16 Flujo semi-Continuo…………………………………………………… 16

1.3. Capacidad de producción del sistema yacimiento- pozo………….. 16 1.4. Balance de energía……………………………………………………. 17 1.5. Tasa de producción de equilibrio…………………………………….. 22

1.5.1. Procedimiento para determinar la tasa de producción de equilibrio; Técnica I…………………………………………………….

22

1.5.2. Técnica II……………………………………………………....... 24 1.6. Variables que afectan la tasa de producción………………........... 25

1.7. Efecto del diámetro del eductor……………………………………… 27

1.8. Efecto de otras variables no manipulables en el campo…………. 27 1.9. Cese de la producción por flujo natural……………………............ 28 UNIDAD II Métodos de levantamiento artificial……………………………………... 31 2.1. Levantamiento artificial por gas (LAG)……………………………... 31

2.1.1. Ventajas del método de LAG……………………………..…… 31 2.1.2. Desventajas del método de LAG…………………………....... 32 2.1.3. Parámetros de aplicación del método de levantamiento artificial por gas………………………………………………………....

32

2.1.4. Levantamiento artificial por Gas (Flujo Continuo)……………. 33 2.1.5. Levantamiento artificial por Gas (Flujo Intermitente)……...... 35 2.1.6. Tipos de instalaciones de LAG………………………………… 36 2.1.6.1. Instalación abierta………………………………………..…... 36 2.1.6.2. Instalación semicerrada……………………………………… 37 2.1.6.3. Instalación cerrada…………………………………………… 38 2.1.7. Componentes del sistema de LAG……………………………. 39 2.1.7.1. Equipos de superficie………………………………………… 39


3

Planta Compresora……………………………………………..……... 39 Sistema de distribución de gas………………………………………. 40 Sistema de Recolección de Fluidos…………………………………. 40 2.1.7.2. Equipo de subsuelo…………………………………...……… 40 Mandriles…………………………………………………..........……... 40 Mandril convencional…………………………………………..……... 41 Mandril concéntrico…………………………………………….……... 41 Mandril de bolsillo……………………………………………………… 42 Tamaño de los mandriles……………………………………………... 42 Válvulas…………………………………………………………………. 42 Válvulas operadas por presión de gas……………………………… 43 Válvula no-balanceada con domo cargado (nitrógeno)……………. 43 Válvula balanceada con domo cargado (nitrógeno)………………… 43 Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación (nitrógeno)…………………………………………………………..…..

43

Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación (nitrógeno)…………………………………………………………..…..

43

Válvula no-balanceada con domo cargado (resorte)……………….. 44 Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación (resorte)………………………………………………………….….......

44

Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación (resorte)………………………………………………………………….

44

Válvulas operadas por fluido………………………………………….. 44 Presión de apertura de la válvula de fluido bajo condiciones de operación……………………………………………………….............

44

Presión de cierre de la válvula de fluido bajo condiciones de operación……………………………………………………….............

44

Proceso de descarga…………………………………………….…… 45 Presión de operación del sistema…………………………………… 45 Reducción de presión. ……………………………………………….. 45 Mecánica de la válvula de gas lift……………………………………. 45 Válvula balanceada…………………………………………….……… 46 Válvula no balanceada…………………………………………..…… 46 Caída de presión de operación o “Spread”…………………….….... 46 Tipos de válvulas y ecuaciones de balance de fuerzas……………. 47 Ventajas y Desventajas de los diferentes tipos de válvulas……….. 52 Ventajas de una válvula cargada con nitrógeno…………………….. 52 Desventajas de una válvula cargada con nitrógeno………………… 52 Ventajas de una válvula de resorte…………………………………… 52 Desventajas de una válvula de resorte………………………………. 52 2.1.8. Diseño del sistema de levantamiento artificial por gas (LAG)……………………………………………………………..……...

55

2.1.8.1. Diseño del sistema de lag flujo continuo…………………... 55 Procedimiento para el diseño de una instalación de levantamiento artificial por gas flujo continuo…………………………………………

58


4

Espaciado de válvulas……………………………………………….... 60 Espaciado de válvulas No Balanceadas…………………………….. 60 Calibración de las válvulas……………………………………………. 62 Espaciado de válvulas balanceadas……………………………….… 72 Calibración de las válvulas……………………………………………. 74 2.1.8.2. Diseño del sistema de LAG flujo intermitente…………..… 76 Procedimiento para el diseño de una instalación del sistema de LAG por flujo intermitente. (Balanceadas)……………...……….…...

79

Procedimiento para el diseño de una instalación del sistema de LAG por flujo intermitente. (No Balanceadas)……………………….

87

Evaluación de instalaciones de levantamiento artificial por gas….. 92 Estrangulador flujo continuo…………………………………...…....... 93 Estrangulador flujo intermitente………………………………………. 93

2.2. Bombeo mecánico……………………………………………….......... 93 2.2.1. Ventajas del método de BM……………………………………. 94 2.2.2. Desventajas del método de BM………………………………. 95 2.2.3. Parámetros de aplicación del bombeo mecánico………….. 95 2.2.4. Componentes del sistema…………………………………...... 95 2.2.4.1. Equipo de superficie…………………………………………. 96 Motor……………………………………………………………………. 96 Motores eléctricos……………………………………………………… 96 Motores de combustión interna………………………………………. 96 Caja de engranaje o reductora de velocidad………….……………. 96 Manivela………………………………………………………………… 97 Pesas o contra peso………………………………………………..….. 97 Prensa estopa………………………………………………………….. 97 Barra pulida……………………………………………………............. 98 Unidad de bombeo…………………………………………………….. 98 Unidad convencional……………………………………………….….. 98 Unidades unitorque Mark II…………………………………………… 99 Unidades balanceadas por aire………………………………………. 99 2.2.4.2. Equipos de subsuelo…………………………………………. 100 Tubería de producción………………………………………………… 100 Sarta de cabillas………………………………………………............. 100 Cabillas API……………………………………………. ……………… 101 Cabillas no API o continuas…………………………………............. 102 Bomba de subsuelo…………………………………………………… 102 Barril o cilindro de la bomba………………………………………….. 103 Pistón o émbolo………………………………………………………… 103 La válvula fija de tipo bola y asiento…………………………………. 103 La válvula viajera………………………………………………………. 103 Anclaje o zapata……………………………………………………….. 103 Tipos de bombas de subsuelo………………………………...……… 104 Bombas API de tubería……………………………………………….. 104 Bombas API de cabillas……………………………………………….. 104


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Ancla de gas……………………………………………………….…… 105 Ancla natural……………………………………………………….…… 105 Niple perforado (poorman)……………………………………………. 105 Copa (Gilbert)…………………………………………………...……… 106 Multicopa………………………………………………………...……... 106 Empacadura (packer)……………………………………………..…... 106 Ancla de tubería………………………………………………..…….… 106 Las varillas de succión………………………………………………… 107 2.2.5. Diseño de equipos del BM……………………………………… 107 2.2.5.1. Método API RP 11L………………………………………….. 107 Procedimiento de diseño……………………………………………… 109 2.2.5.2. Método lufkin…………………………………………..……… 123 Procedimiento de diseño……………………………………………… 124 Unidades convencionales……………………………………...……... 125 Unidades balanceadas por aire………………………………………. 128 Unidades mark II……………………………………………….………. 128 2.2.5.3. Método convencional………………………...…………….… 129 Procedimiento de diseño……………………………………………… 129 2.2.5.4. Diseño no convencional……………………………………… 138

2.3. Bombeo Electrosumergible (BES)…………………………………… 144 2.3.1. Ventajas del sistema BES……………………………...……… 144 2.3.2. Desventajas del sistema BES…………………………………. 145 2.3.3. Parámetros del bombeo Electrosumergible………………….. 145 2.3.4. Componentes del bombeo Electrosumergible………………. 146 2.3.4.1. Equipo de superficie…………………………………..……… 146 Cabezal……….………………………………………………….……... 146 Bola colgadora………………………………………………….…….... 147 Caja de venteo…………………………………………………….…… 147 El Variador de frecuencia……………………………………..………. 148 Tablero de control……………………………………………………… 148 Transformador…………………………………………………..……... 149 2.3.4.2. Equipo de Subsuelo…………………………………………...…….. 149 Motor eléctrico…………………………………………………..……… 150 Separador de gas………………………………………………….…... 150 Protector………………………………………………………………… 151 Bomba centrífuga sumergible…………………………………..…..… 153 Características de la bomba……………………………………..…… 154 Efecto del cambio de velocidad……………………………….……… 155 Efecto de la densidad relativa………………………………………… 155 Efectos de cambio del diámetro de impulsor……………………….. 155 Fenómeno de cavitación……………………………………………… 155 Cables…………………………………………………………………... 156 Cable conductor eléctrico (POTHEAD)………………………..…….. 156 Sensor de Fondo………………………………………………….…… 158 2.3.4.3. Accesorios…………………………………………………….…….. 159

http://www.monografias.com/trabajos2/mercambiario/mercambiario.shtml


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Válvula de contra presión……………………………………...……… 159 Válvula de drenaje……………………………………………...……… 159 Controlador de velocidad variable……………………………………. 159 Centralizadores………………………………………………………… 160 Bandas de cable………………………………………………….……. 160 2.3.5. Diseño del sistema de bombeo electrosumergible………….. 161 Procedimiento……………………………………………………...…... 161 Productividad del pozo………………………………………………… 162 Construcción de la curva de comportamiento de afluencia……..… 162 Obtener la relación entre nivel de fluido y producción…………….. 163 Calculo de la cantidad de gas en el sistema………………………… 164 Solubilidad del gas o gas en solución/petróleo……………...……… 165 Volumen total de fluido…………………………………………..…….. 166 Columna dinámica total…………………………………………..…… 168 Selección del tipo de bomba…………………………………..……… 169 Tamaño óptimo de componentes…………………………………….. 169 Selección de la sección sello y del motor…………………………… 172 Límites de carga……………………………………………………….. 173 Cable eléctrico de potencia…………………………………………… 175 Construcción de la curva de comportamiento de afluencia……….. 179 Obtener la relación entre nivel de fluido y producción……………... 180 Cálculo de la cantidad de gas en el sistema………………...……… 181 Selección del tipo de bomba…………………………………..……… 182 Tamaño óptimo de componentes……………………………..……… 182 Selección de la sección sello y del motor…………………………… 183 Límites de carga…………………………………………………..…… 183 Cable eléctrico de potencia…………………………………………… 184

2.4. Bombeo de cavidad progresiva (BCP)………………..…………...... 184 2.4.1. Tipos de instalación BCP………………………………….…… 185 2.4.1.1. Instalación convencional………………………………..…… 185 2.4.1.2. Instalación Insertable………………………………………… 185 2.4.2. Ventajas del bombeo por cavidad progresiva……………….. 186 2.4.3. Desventajas del bombeo por cavidad progresiva…………… 187 2.4.4. Parámetros de aplicación……………………………….……… 187 2.4.5. Componentes del bombeo por cavidad progresiva…………. 188 2.4.5.1. Equipos de superficie………………………………………… 188 Cabezal de rotación…………………………………………….……… 188 Sistema de transmisión…………………………………………...…... 189 Sistema de freno………………………………………………………. 190 2.4.5.2. Equipos de subsuelo…………………………………………. 190 Tubería de producción………………………………………………… 191 Sarta de cabillas…………………………………………………..…… 191 Estator…………………………………………………………………... 191 Elastómero……………………………………………………………… 192 Rotor…………………………………………………………………….. 192


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Centralizador……………………………………………………….…... 193 Niple Intermedio o niple espaciador…………………………….….... 193 Niple De Paro…………………………………………………………... 193 Trozo de maniobra………………………………………………...…... 194 Ancla de torsión………………………………………………………… 194 Niple de asiento………………………………………………………… 194 Mandril a copas………………………………………………………… 195 Zapato probador de hermeticidad……………………………………. 195 Caño Filtro……………………………………………………………… 195 2.4.6. Diseño de una instalación de bombeo de cavidad progresiva (BCP)…………………………………………………………………….

196

Calculo de la tasa de producción…………………………………….. 197 Calculo de la presión de la Bomba…………………………………… 198 2.4.7. Ejemplo de una diseño de bombeo de cavidad progresiva… 203 Calculo de la tasa de producción…………………………………….. 204 Calculo de la presión de la Bomba…………………………………… 205

UNIDAD III Optimización de la producción mediante análisis nodal……………..… 208 3.1. Optimización del sistema de producción……………………………. 208

3.1.1. Cotejo del comportamiento actual del pozo………………….. 208 3.1.2. Optimización aplicando análisis nodal……………………...... 209

3.2. Análisis del sistema nodal…………………………………………….. 209 3.2.1. Análisis nodal como solución para pozos de petróleo……... 213 3.2.1.1. Solución en el fondo del pozo………………………………. 213 Problema ejemplo……………………………………………………… 215 Construcción de la curva IPR………………………………………… 218 Flujo ascendente en una zona mediante dos tuberías conductoras……………………………………………………………..

221

Flujo vertical combinando…………………………………………...... 222 Mínima presión de entrada en el conducto de menor diámetro……. 224 Mínima presión de entrada en el anular……………………………… 226 Limitaciones……………………………………………………………. 228 3.2.1.2. Solución en el tope del pozo………………………………… 230 3.2.1.3. Combinación de la solución en el fondo y en el tope del pozo……………………………………………………………………...

233

3.2.2. Análisis nodal aplicado a pozos de inyección………………… 236 Procedimiento standard para diseñar un pozo de inyección agua.. 237 Efecto de las variables en un pozo de inyección de agua…………. 241 3.2.3. Aplicación del análisis nodal en pozos de petróleo y gas empacados con grava………………………………………………….

248

Procedimiento Solución……………………………………………….. 252 Método de análisis…………………………………………………...... 255

http://www.monografias.com/trabajos28/causas-paro-y-degeneracion-trabajo/causas-paro-y-degeneracion-trabajo.shtml


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3.2.4. Análisis nodal aplicado a un pozo cañoneado en forma convencional……………………………………………………………

266

UNIDAD IV Simuladores utilizados en la optimización de la producción 276 4.1. PIPESIM………………………………………………………………… 276

Creación de un modelo de pozo simple (Gas Lift)……………..….. 277 Caso bombas bes……………………………………………………... 297

4.2. ECHOMETER………………………………………………………….. 298 Consideraciones generales acerca de Echometer…………………. 301 Programas……………………………………………………………… 301 Programas de adquisición de datos……………………………….… 301 Programas de análisis de Datos……………………………………… 301 Ambiente………………………………………………………………... 301 Barra del Menú…………………………………………………………. 302 Menú de la modalidad (Mode Menú)………………………………… 302 Menú de opciones (Option Menú)………………………………….… 302 Menú de herramientas (Tool Menú)…………………………………. 302 Importar (Import)……………………………………………………….. 303 Exportar (Export)………………………………………………………. 303 Directorio del área de Trabajo (Workspace)…………………………. 303 Parámetros de las gráficas (Graph Parameters)…………………… 304 Preferencias de los reportes (Report Preferences)………………… 304 Biblioteca (Library)…………………………………………………….. 304 La opción editar biblioteca (Edit Library) ……………………………. 305 Adicionar un nuevo Fabricante (Manufacturer)..……………………. 305 La Barra de dialogo……………………………………………………. 307 Selector de la modalidad de adquisición (Mode Selector)…………. 307 Botones de opciones………………………………………………….. 308 Navegación usando teclas y botones………………………………... 308 Teclas funciones……………………………………………………….. 309 Tecla Tab……………………………………………………………….. 309 Tecla Alt………………………………………………………………… 310 Resumen de las instrucciones de operación para el estudio acústico del pozo……………………………………………………….

310

Sección de chequeo del equipo (Equipment Check)………………. 312 Sección del sensor del dinamómetro (Dynamometer Sensor)……. 313 Información en el archivo base del pozo……………………………. 314 Sección general………………………………………………………... 315 Equipo de superficie…………………………………………………... 315 Interpretación de gráficas…………………………………………….. 324 Detección del nivel de líquido………………………………………... 325 Selección de la tasa de uniones…………………………………….. 326 Ejemplo de pozos……………………………………………………… 326


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4.3. RODSTAR……………………………………………………………… 331 Características del programa………………………………………… 332 A partir de Rodstar.…………………………………………………….. 334 Nuevo archivo………………………………………………………….. 336 Abrir el archivo…………………………………………………..……... 336 Guardar archivo….…………………………………………………….. 336 Configuración…………………………………………………………... 337 Información……………………………………………………………... 337 Información de producción……………………………………………. 337 Información de la bomba y la tubería………………………………… 337 Información de la cadena de varilla………………………………….. 337 Encuesta de entrada desviación……………………………………… 338 Información de la unidad de bombeo………………………………… 338 Información del motor…………………………………………………. 338 Ventana anterior……………………………………………………….. 338 La siguiente ventana…………………………………………………... 338 Ejecutar…………………………………………………………………. 338 Informe………………………………………………………………….. 338 Icono de correo electrónico…………………………………………… 339 Imprimir…………………………………………………………………. 339 Exportación CBM………………………………………………………. 339 Ayuda…………………………………………………………………… 339 Inicio de Rodstar……………………………………………………….. 339 Interfaz de usuario de Rodstar………………………………………... 339 Introducción de datos de información………………………………... 341 Bomba de ajuste de carga…………………………………………….. 341 % Corte de agua……………………………………………………….. 342 Gravedad API de petróleo…………………………………………….. 342 Introducción de datos sarta de varillas………………………………. 342 Ingreso de su propio (Manual) Rod Cadena………………………… 343

4.4. WELLFLO………………………………………………………………. 349 Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo………………………………………………

349

Selección y Ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías………………………………………………………………….

351

Determinación de la válvula operadora……………………………… 354 Cotejo del comportamiento actual de producción………………….. 357 Optimización del sistema de producción……………………………. 357

4.5. PIPESOFT-2…………………………………………………………… 361 4.6. PERFORM…………………………………………………………………….. 364

Cuando se trata de pozos nuevos…………………………………… 364 Cuando se trata de pozos existentes………………………………… 364 Escenarios avanzados de diseño…………………………………….. 365 Levantamiento artificial………………………………………………... 365 Modelos de afluencia (inflow)…………………………………………. 365


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Completaciones………………………………………………………... 365 Múltiples correlaciones para el flujo de una fase y multifásico……. 365

4.7. PC-PUMP………………………………………………………………. 366 Características…………………………………………………………. 366 Beneficios………………………………………………………………. 366

4.8. PROSPER……………………………………………………………… 367 4.9. CARTAS DINAGRAFICAS……………………………………………. 368

Equipo comúnmente usado por el dinamómetro……………………. 368 4.10. Problemas propuestos……………………………………………….. 372

BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………… 399


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INTRODUCCIÓN

La industria petrolera incluye procesos, entre los cuales se encuentra producción

de hidrocarburos, que consiste en llevar los fluidos contenidos en la formación

desde el subsuelo hasta la superficie. Inicialmente un pozo produce por flujo

natural, debido a que el yacimiento tiene la suficiente energía para llevar los fluidos

desde la formación hasta el cabezal del pozo, sin embargo, en un determinado

momento la energía del yacimiento declina y deja de ser suficiente para levantar

dicha columna, en este momento se requiere aportar una fuente externa de energía

para que el pozo continúe produciendo mediante levantamiento artificial.

El ingeniero de producción debe predecir con exactitud cuando un pozo dejara

de producir por flujo natural de manera que pueda ser puesto inmediatamente en

producción con el tipo de levantamiento artificial que más convenga, dentro de

estos tenemos, Bombeo Mecánico, Bombeo de Cavidad Progresiva, Bombeo

Electrosumergible, Bombeo Hidráulico y el Levantamiento Artificial Por Gas. Antes

de aplicar cualquiera de estos métodos es importante analizar las ventajas y

desventajas que proporciona cada uno de acuerdo a las condiciones con las que

se esté trabajando para hacer una selección más adecuada.

Un ingeniero de producción debe tener conocimientos claros para poner a

producir pozo, conocimientos que se encuentra contemplados en el Compendio de

Producción de Hidrocarburos I. Adicionalmente a lo antes planteado, es necesario

tener otros conocimientos para lograr una producción económicamente rentable y

eficiente a través de la optimización del pozo con métodos como el análisis nodal,

por lo que se hizo necesaria la creación del Compendio de Producción de

Hidrocarburos II que involucre todos los aspectos tanto teóricos como prácticos de

los métodos de levantamiento artificial, así como también de la optimización de la

producción a través del análisis nodal, en razón que el mismo traerá una serie de

beneficios en la formación del ingeniero de petróleo, con el fin de crear

profesionales capacitados para tomar las decisiones adecuadas en la producción

y optimización de los pozos.

Actualmente dentro del pensum de estudio de la escuela de ingeniería de

petróleo del Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño, no existe una


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asignatura donde se visualice el análisis nodal como herramienta para la

optimización de la producción, motivo por el cual, se genera la inquietud de

proponer la apertura de una materia electiva, donde se tenga como base la

información del Compendio de Producción de Hidrocarburos II para el contenido

programático de la misma, que logra el objetivo de la formación de un ingeniero

de petróleo con los conocimientos suficientes en el área de producción.

Para el cumplimiento del objetivo del compendio de Producción de

Hidrocarburos II, se estructuro el contenido en cuatro (04) unidades:

En la Unidad I se describe el sistema de producción haciendo énfasis en el

balance de energía requerido entre el yacimiento y la infraestructura instalada en

el pozo, para así establecer la capacidad de producción, las cuales se verán

representadas en las curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo.

Asimismo, se analiza el procedimiento para determinar la tasa de producción de un

pozo por flujo natural y las variables que afectan la misma ocasionado el cese de

la producción por flujo natural.

En la unidad II, se estudian los métodos de levantamiento artificial utilizados en

la industria petrolera con el propósito de conocer su funcionamiento, ventajas,

desventajas y entender el diseño del sistema de cada uno.

En la unidad III, se presenta el análisis nodal como un método para la

optimización de la producción en pozos de petróleo, pozos de inyección, pozos

empacados con grava y pozos cañoneados de forma convencional.

Finalmente, en la unidad IV se describen los simuladores utilizados en la

industria petrolera para llevar a cabo la evaluación del sistema de producción y la

optimización del mismo. Posteriormente se presentan una serie de problemas

propuestos útiles para que el estudiante pueda poner en práctica los conocimientos

adquiridos.

Autores:

Abarca Z. Alberto

Pernalete María F.

Pernia Aidmar


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UNIDAD I

Cese de la Producción por Flujo Natural

El proceso de producción de los hidrocarburos consiste en llevar los fluidos

contenidos en la formación desde el subsuelo hasta la superficie. Un pozo

inicialmente produce por flujo natural, debido a que el yacimiento tiene la suficiente

energía para llevar los fluidos desde la formación hasta el cabezal del pozo, sin

embargo, después de un tiempo la energía del yacimiento declina y deja de ser

suficiente para levantar dicha columna, en este momento se requiere aportar una

fuente externa de energía para que el pozo continúe produciendo.

El objetivo de esta unidad es estudiar las variables que cambian en un

determinado momento y afectan directamente la tasa de producción del pozo, lo

cual genera que producción por flujo natural cese y se hace necesario alterar las

condiciones de los fluidos en el pozo a través de la utilización de los métodos de

levantamiento artificial. Para el cumplimiento del objetivo, inicialmente se describe

el sistema de producción haciendo énfasis en el balance de energía requerido entre

el yacimiento y la infraestructura instalada en el pozo, para así establecer la

capacidad de producción, las cuales se verán representadas en las curvas de

oferta y demanda de energía en el fondo del pozo, para posteriormente, analizar el

procedimiento para conocer la tasa de producción de un pozo por flujo natural y

determinar las variables que afectan la misma, ocasionado el cese de la producción

por flujo natural.

1.1. Proceso de producción.

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

fluidos desde el radio externo del área drenaje en el yacimiento hasta el separador

de producción en la estación de flujo. Este proceso tiene cuatro componentes

claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo

Superficial, como se visualiza en la figura 1.1.


14

Figura 1.1: Proceso de producción

1.2. Flujo de fluidos en el sistema yacimiento-pozo

El recorrido de los fluidos en el sistema de producción comienza con el flujo en

el yacimiento, en el cual el fluido se mueve a través del medio poroso,

posteriormente estos fluidos atraviesan las perforaciones y ascienden a través del

pozo, finalizando con el flujo en la línea superficial al llegar al separador en la

estación de flujo.

Flujo en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a

una distancia desde el límite del área de drenaje (re) donde la presión es Pws hasta

el fondo del pozo donde la presión es Pwf, el fluido se mueve en el medio poroso

hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, (rw), donde la presión es Pwfs.

En esta área el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja

capacidad de flujo (Ko, h), y presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño,

S), además de la resistencia al flujo (𝜇𝑜), mientras más grande sea el hoyo mayor

será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice

de productividad del pozo.

Flujo en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la

completacion que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado,


15

normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava,

normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena.

En el primer caso la perdida de energía se debe a la sobre compactación o

trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración

de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área

expuesta a flujo. Al atravesar la completacion los fluidos entran al fondo del pozo

con una presión Pwf.

Flujo en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería

de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes

internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

Flujo en la línea superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el

cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del

diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión

de línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al

separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador

(Psep) en la estación de flujo.

El comportamiento de afluencia en un pozo representa la habilidad del

yacimiento para aportar fluidos a un pozo y depende en su mayor parte del

diferencial de presión al cual están sometidos dichos fluidos dentro del área del

yacimiento drenada por el pozo así como del tipo de yacimiento y mecanismo de

empuje.

La simulación del flujo de fluidos en el yacimiento debe considerar la

composición de los fluidos presentes y las condiciones de presión y temperatura,

para establecer si existe flujo simultaneo de petróleo, agua y gas, la

heterogeneidad del yacimiento, etc.

La fluidez del petróleo se origina cuando se implanta un gradiente de presión

en el área de drenaje y la tasa de flujo dependerá no solo del gradiente de presión,

sino también de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por

el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena

petrolífera (ko, h) y de la resistencia a fluir del fluido conocida como viscosidad (µo).

Dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario

establecer los distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de

drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir la ecuación


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que rige la relación entre la presión fluyente (Pwfs) y la tasa de producción (qo) que

será capaz de aportar el yacimiento al pozo. Existen tres estados de flujo que

dependen de la variación de la presión con el tiempo, los cuales son:

Flujo No continuo: Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo

del área de drenaje cambia con tiempo, dp/dt≠0 este flujo se presenta cuando se

abre a producción un pozo que se encontraba inicialmente cerrado o viceversa. En

este periodo ocurre una transición hasta alcanzarse una estabilización pseudo-

estabilización de la distribución de presión dependiendo de las condiciones

existentes en el borde exterior del área de drenaje.

Flujo Continuo: Es un flujo donde la distribución de presión a lo largo del área

de drenaje no cambia en el tiempo, dp/dt=0. Esta ocurre cuando se estabiliza la

distribución de presión en el área de drenaje de un pozo que corresponde a un

yacimiento grande o unido a un acuífero grande, de manera que en el borde

exterior de dicha área existe un flujo para mantener constante la presión (Pws).

Flujo Semi-Continuo: es el tipo de fluido líquido el cual se encuentra en Pws

constante en el límite exterior.

1.3. Capacidad de producción del sistema yacimiento- pozo.

La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente,

depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del

caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del

sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del

yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos

hasta la superficie. En la figura 1.2 se muestran las pérdidas de presión a través

de cada uno de los componentes, entre las cuales tenemos las pérdidas de presión

en el yacimiento (∆Py), las pérdidas de presión a través de la completación (∆PC),

las pérdidas de presión en la tubería vertical (∆PV) y las perdidas de presión en la

tubería horizontal (∆PH).


17

Figura 1.2: Perfil de las variaciones de presión

La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente

es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws,

y la presión final, Psep:

Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl

Dónde:

∆Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR).

∆Pc = Pwfs – Pwf = Caída de presión en la completacion, (Jones, Blount &

Glaze).

∆Pp = Pwf – Pwh = Caída de presión en el pozo. (Flujo multifásico en la tubería

vertical).

∆Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (Flujo multifásico en

la tubería horizontal).

1.4. Balance de energía

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

o gráficamente.


18

Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y

calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas

presiones se igualen, el ensayo y error es necesario ya que no se puede resolver

analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el cálculo de las

caídas de presión (∆𝑃) en función del caudal de producción.

Pws − ∆Py − ∆PC = ∆Pp + ∆Pl + Psep

Donde la Caída de Presión en el Yacimiento (∆Py) se determina con la siguiente

ecuación.

qo × μo × βo [ln (rerw

) − 0.75 + S]

0.00708 Ko × h

La Caída de Presión en la Completacion (∆Pc):

[

𝟐, 𝟑𝟎. 𝟏𝟎−𝟏𝟒 × 𝛃 × 𝐁𝐨𝟐 × 𝛒𝐨 × (𝟏𝐫𝐩

− 𝟏𝐫𝐜

)

𝐋𝐩𝟐 𝐓𝐩𝐩𝟐 × 𝐡𝐩𝟐] 𝐪𝐨𝟐 − [

𝛍𝐨 × 𝛃𝐨 × (𝐥𝐧𝐫𝐜

𝐫𝐩)

𝟎, 𝟎𝟎𝟕𝟎𝟖 × 𝟏𝟎−𝟑𝐋𝐩 × 𝐊𝐩]

×𝐪𝐨

𝐓𝐩𝐩 × 𝐡𝐩

La Caída de Presión en el Pozo (∆Pp)

∑∆Z

144(

g × ρm × senθ

gc+

fm × ρm × Vm2

2 gc × d+

ρm × ∆Vm2

2gc × ∆Z)

m

1

La Caída de Presión en la línea (∆Pl)

∑∆Z

144(

g × ρm × senθ

gc+

fm × ρm × Vm2

2 gc × d+

ρm × ∆Vm2

2gc × ∆Z)

n

1

Velocidad

vm =5,615 × qo × βo

86400 × ∆t+

qo(RGP − Rs)Bg

86400 × At


19

Densidad

ρm = ρL × HL + ρg(1 − HL)

Dónde:

qo = Tasa de producción.

μo = Viscosidad, cps.

βo = Factor volumétrico del petróleo, by/bn

re = Radio drenaje, pies.

rw = Radio del pozo, pies.

S = Factor de daño, adim.

Ko = Permeabilidad efectiva al petróleo, md.

h = Espesor de arena neta petrolífera, pies.

β= Coeficiente de velocidad para flujo turbulento, 1/pie.

ρo = Densidad del petróleo, lbm/pie3

rp = Radio de la perforación, pulg.

rc = Radio de la zona triturada alrededor del túnel perforado, pulg.

Lp = Longitud del túnel perforado, pies.

Kp = Permeabilidad de la zona triturada, md.

TPP = Densidad del tiro, tiros/pie.

hp =longitud del intervalo cañoneado, pies

g=Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2.

gc = Constante gravitacional, 32,2 pie/seg2. lbm/lbf.

g/gc = Conversión de masa en fuerza, 1 lbm/lbf.

At = Área seccional de la tubería, pie2.

∆Z = Longitud de intervalo de tubería, pies.

ρm = Densidad de la mezcla multrifasica gas-petróleo, lbm/pie3

𝜃 = Angulo que forma la dirección de flujo con la horizontal.

fm = Factor de friccion de Moody de la mezcla multrifasica gas-petróleo, adim.

Vm = Velocidad de la mezcla multifásico gas-petróleo, pie/seg.

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

disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer


20

dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción:

cabezal del pozo, separador, etc.

Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente

varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual

el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida a la salida

del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión

remanente igual a Psep.

En la figura 1.3 se muestra un ejemplo, en el cual el nodo se encuentra en el

fondo del pozo.

Pwf (oferta) = Pws - ∆Py − ∆Pc (Presión de llegada al nodo).

Pwf (demanda) = Psep + ∆Pl + ∆Pp (Presión de salida del nodo).

Figura 1.3: Nodo en el fondo del pozo

En cambio, si el nodo está en el cabezal del pozo. (Ver figura 1.4)


21

Figura 1.4: Nodo en el cabezal del pozo

Pwh (oferta) = Pws - Py − ∆Pc - ∆Pp (Presión de llegada al nodo).

Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl (Presión de salida del nodo).

La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en

función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía

del yacimiento (IPR), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida

del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de

energía de la instalación y es la VLP.

Para realizar gráficamente la solución, se grafican ambas curvas, en un papel

cartesiano para obtener el caudal donde se interceptan de la siguiente manera:

De acuerdo a un valor dado de ql superficial se determinara Pwfs y Pwf partiendo

de la Pws, para luego graficar pwf vs. ql. Seguidamente se repite el mismo

procedimiento anterior para otros valores que se asumirán de ql, y graficamos la

curva de oferta de energía del sistema. Igualmente para cada valor dado de ql

superficial se determinara Pwh y Pwf partiendo de la presión del separador y se

construirá la curva de demanda. Ver figura 1.5.


22

Figura 1.5: Curva VLP vs IPR

1.5. Tasa de producción de equilibrio.

La tasa de producción de equilibrio y su correspondiente valor de presión de

fondo fluyente (Pwfs) estará determinada en cierto momento de la vida del pozo

por la interacción de la curva de oferta y la curva de demanda de fluidos. Existen

dos procedimientos que se pueden seguir para obtener la tasa de producción de

equilibrio de un pozo; la primera técnica se basa en graficar dos curvas de Pwfs

vs ql mientras que la segunda consiste en graficar dos curvas de Pwh vs ql, una

curva de oferta y otra de demanda.

1.5.1. Procedimiento para determinar la tasa de producción de equilibrio;

Técnica I:

1.- De acuerdo a las condiciones de los fluidos en el yacimiento graficar la curva

de oferta o curva de comportamiento de afluencia (IPR).

2.- De acuerdo al estado mecánico del pozo (profundidad, longitud, diámetro de

la tubería, etc.) y a condiciones actuales de producción (RGL, RAP, Psep, etc.)

graficar la curva de demanda de fluidos.


23

3.- Interceptar la curva de oferta y la demanda de fluidos para obtener la tasa de

producción de equilibrio con su correspondiente presión de fondo fluyente.

4.- Si se desea obtener la presión en el cabezal de la tubería (Pwh)

correspondiente a la tasa de equilibrio encontrada, se debe graficar los valores de

Pwh obtenidos por cada tasa de producción asumida durante los cálculos

realizados para construir la curva de demanda, para luego leer la presión

correspondiente a la tasa de equilibrio. En la figura 1.6 se observa:

∆P1: Representa las pérdidas de presión ocurridas.

En el medio poroso, desde el límite del área de drenaje hasta el fondo del pozo.

∆P1 = Pws – Pwf

∆P2: Representa a las pérdidas de presión a lo largo de la tubería de producción

(Eductor), desde el fondo del pozo hasta el cabezal.

∆P2 = Pwf – Pwh

∆P3: Representa las pérdidas de presión ocurridas en las líneas de producción

superficiales desde el cabezal de pozo (Pwh) hasta el separador (Psep).

∆P3 = Pwh – Psep

Se ha establecido que las mayores pérdidas de presión ocurren durante el

recorrido del fluido atreves del medio poroso y en la tubería de producción vertical

(eductor).


24

Figura 1.5.1: Tasa de producción de equilibrio

1.5.2. Técnica II:

Otro procedimiento que puede ser utilizado para obtener la tasa de flujo de

equilibrio consiste en graficar dos curvas de Pwh vs ql, una curva de oferta y otra

de demanda. El procedimiento a seguir en esta técnica es el siguiente:

a.- Asumir varias tasas de flujo (ql).

b.- De acuerdo al comportamiento de afluencia determinar la presión de fondo

fluyente (Pwf) correspondiente a cada tasa asumida.

c.- Utilizando las curvas de gradiente vertical determinar la presión en el cabezal

del pozo (Pwh) para cada valor de presión de fondo fluyente obtenido en b.

d.- graficar Pwh vs ql.

2.- Construir la curva de demanda (Pwh vs ql).

a.- Asumir varias tasas de flujo (ql)

b.- Haciendo uso de las curvas de gradiente horizontal, determinar la presión en

el cabezal del pozo (Pwh) correspondiente a cada ql asumida.

c.- Graficar Pwh vs ql.

3.- Interceptar las dos curvas para obtener la tasa de equilibrio y su

correspondiente presión de cabezal de pozo (Pwh).

4.- Si se desea determinar la presión de fondo fluyente (Pwfs) se grafica la curva

de comportamiento de afluencia (IPR) para obtener de ella la presión de fondo

fluyente correspondiente a la tasa de equilibrio. En la figura 1.7 se observa:


25

∆P1: Representa las pérdidas de presión ocurridas.

En el medio poroso, desde el límite del área de drenaje hasta el fondo del pozo.

∆P1 = Pws – Pwf

∆P2: Representa a las pérdidas de presión a lo largo de la tubería de producción

(Eductor), desde el fondo del pozo hasta el cabezal.

∆P2 = Pwf – Pwh

∆P3: Representa las pérdidas de presión ocurridas en las líneas de producción

superficiales desde el cabezal de pozo (Pwh) hasta el separador (Psep).

∆P3 = Pwh – Psep

Figura 1.5.2: Tasa de equilibrio (Técnica II)

1.6. Variables que afectan la tasa de producción

Una vez que se conoce la tasa de equilibrio es necesario analizar las variables

que afectan la afectan la curva de oferta y la curva de demanda para poder predecir

el comportamiento de la tasa de producción de un pozo. Para analizar el efecto que

tiene una variable en particular, sobre la tasa de producción de equilibrio es

necesario determinar dicha tasa para un conjunto de valores de la variable a

analizar (esto necesariamente exige el uso de un simulador).


26

La técnica más apropiada para calcular la tasa de equilibrio dependerá de las

variables en estudio, por ejemplo para establecer el efecto que la relación gas-

liquido (RGL) tiene sobre la tasa de producción de un pozo, se recomienda utilizar

la técnica I, por cuanto así la curva de oferta será única mientras que la curva de

demanda dependerá de los valores asignados a RGL, de usarse la técnica II habrá

que construir tantas curvas de oferta y demanda como valores que se le asigne a

RGL.

A continuación se analizara el efecto que tienen algunas variables sobre la tasa

de producción de equilibrio.

Efecto de la relación gas-liquido: Cuando la relación gas-liquido aumenta la

columna de fluido el pozo se hace más liviano, por lo que la curva de demanda se

desplazara hacia abajo, en consecuencia la tasa de equilibrio aumenta en la

medida en que la RGL aumenta, sin embargo dada la existencia de un “gradiente

mínimo” para una determinada tasa de producción existirá para cada tasa de

producción, una RGL por encima de la cual la presión de fondo de un pozo (Pwfs)

comenzara a aumentar, por lo que la curva de demanda empezara a ascender en

la medida en que aumenta la RGL en consecuencia la tasa de equilibrio comenzara

a disminuir ver figura 1.8

Figura 1.6: Efecto de la relación gas liquido


27

1.7. Efecto del diámetro del eductor

Para una determinada tasa de producción a mayor diámetro de la tubería de

producción (Eductor) le corresponde menor presión de fondo fluyente (Pwfs) por lo

que la curva de demanda se desplazara hacia abajo como se observa en la figura

1.9 en consecuencia a mayor diámetro le corresponde mayor tasa de producción.

Sin embargo, para una tasa determinada existe un diámetro a partir del cual

comienza a aumentar la Pwfs, efecto por el líquido que se regresa por las paredes

de la tubería.

Figura 1.7: Efecto del diámetro del eductor

1.8. Efecto de otras variables no manipulables en el campo.

a.- Presión estática: A mayor presión estática corresponderá mayor tasa de

producción. La curva de oferta se desplazara hacia arriba

b.- Relación agua-petróleo: A mayor relación agua-petróleo, corresponde menor

tasa de producción. La columna de fluido será más pesada y la curva de demanda

se desplazara hacia arriba.

c.- Presión del separador: A menor presión del separador mayor será la tasa de

producción. La curva de demanda será desplazada hacia abajo.

d.- Índice de productividad: A mayor índice de productividad mayor es la tasa de

producción. La IPR se aproximara más a la horizontal.

Los cambios que normalmente se esperan que ocurran en el pozo son:


28

1.- Disminución de la presión estática.

2.- Disminución del índice de productividad.

3.- Aumento de la relación agua-petróleo.

4.- Aumento de la relación gas-liquido.

5.- Disminución del diámetro efectivo de la tubería.

6.- Daño en la formación.

Se observara de aquí que a excepción del cuarto (4) todos los otros cambios

que provocan una disminución de la tasa de producción.

Figura 1.8: Efecto de la relación agua-petróleo

1.9. Cese de la producción por flujo natural

A través del tiempo, la producción por flujo natural declinara y el pozo podría

dejar de producir. Las dos fuentes principales de energía que o permiten que un

pozo produzca por flujo natural son: gas y presión. Hay pozos que a pesar de

producir con un gran porcentaje de agua salada muy pesada continúan

produciendo por flujo natural debido a las altas presiones que proporciona el

acuífero, a pesar de que el gas presente sea muy poco o inexistente, también hay

pozos que producen con presiones muy bajas pero poseen una relación gas-

líquido alta.


29

La energía del yacimiento declinara en medida los flujos sean extraídos

trayendo como consecuencia el cese de la producción por flujo natural. El ingeniero

de producción debe de predecir con exactitud cuando un pozo dejara de producir

por flujo natural para que de esa manera pueda ser puesto inmediatamente en

producción con cualquier tipo de levantamiento artificial que mejor se preste. En

algunos casos, puede convenir más poner un pozo a producir por cualquier método

de levantamiento artificial, aun cuando sea capaz de hacerlo naturalmente. En el

caso “A” de la figura 1.1 se observa que el pozo deja de fluir debido al alto

porcentaje de agua y sedimento mientras que en el caso “B” a pesar de que la

relación gas líquido se incrementa la presión estática del yacimiento disminuye

dejando de fluir el pozo.

Figura 1.9: Cese de la producción por flujo natural

Los parámetros que influyen en el cese de la producción por flujo natural son:

La presión estática (Pe)

La relación gas liquido (RGLT)

El índice de productividad (J)

El porcentaje de agua (%W)


30

Luego de que la producción por flugo natural cesa es necesario aplicar uno de

los métodos de levantamiento artificial para continuar con la producción. Entre los

métodos de levantamiento artificial de mayor aplicación en la industria petrolera de

encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G.), Bombeo Mecánico

(B.M.C.), Bombas por cavidad progresiva (B.C.P.), Bombeo Electrosumergible

(B.E.S.).

El objetivo de estos métodos es minimizar los requerimientos de energía en la

cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a

través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin

que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento,

conificacion de agua o gas, etc.


31

UNIDAD II

Métodos De Levantamiento Artificial

En la unidad I se analizaron las variables que afectan la tasa de producción de

un pozo, las cuales ocasionan el cese de la producción por flujo natural, en este

momento se requiere aportar una fuente externa de energía para que el pozo

continúe produciendo mediante levantamiento artificial. Se debe predecir con

exactitud cuando un pozo dejara de producir por flujo natural de manera que pueda

ser puesto inmediatamente en producción con el tipo de levantamiento artificial que

más convenga, dentro los que se tienen, el Levantamiento Artificial por Gas,

Bombeo Mecánico, Bombeo por Cavidad Progresiva y Bombeo Electrosumergible.

En esta unidad se estudiaran estos métodos con el propósito de conocer su

funcionamiento y entender el diseño del sistema de cada uno. De esta manera, se

podrán analizar tanto las ventajas como las desventajas que proporciona cada

uno de acuerdo a las condiciones con las que se esté trabajando permitiendo así

tomar las decisiones adecuadas en la producción de un pozo mediante

levantamiento artificial

2.1. Levantamiento Artificial por Gas (LAG)

El levantamiento artificial por gas, es un método que utiliza una fuente externa

de gas a alta presión, para levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el

separador, la principal consideración en la selección de un sistema LAG, es que se

debe tener disponibilidad de una planta de compresión de gas. Existe ventajas y

desventajas que determinan la aplicabilidad de este método de acuerdo a las

condiciones con la cuales se vayan a trabajar, entre las cuales se tiene:

2.1.1. Ventajas del método de LAG

El costo inicial de aplicación es menor que el de otros métodos de

levantamiento artificial.

Este sistema es más flexible que otros métodos, ya que permiten variar la

tasa de producción sin necesidad de cambiar el equipo de subsuelo.

Se utiliza en pozos de hasta 10.000 pies de profundidad, dependiendo de la

presión de inyección disponible.


32

Se puede utilizar en pozos desviados.

En las instalaciones con mandriles de tipo recuperable, se pueden cambiar

las válvulas con guayas en caso del mal funcionamiento.

Requiere de poco espacio en superficie para el cabezal y los controles de

inyección.

Al no restringirse el diámetro interno de la tubería, permite que se corran

registros a través de la tubería.

Permite el uso del gas natural que producen los pozos.

Requieren de poco mantenimiento los equipos que se utilizan.

2.1.2. Desventajas del método de LAG

En este método el gas de inyección debe ser tratado.

Hay que disponer de una fuente de gas de alta presión.

En pozos apartados se tiene problemas con el sistema de distribución de gas

a alta presión.

Si el gas de inyección es corrosivo puede dañar las instalaciones.

El revestimiento de producción del pozo debe estar en buenas condiciones

para soportar la presión de inyección del gas con el fin de que no haya escape del

mismo.

No aplica en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso.

2.1.3. Parámetros de aplicación del método de levantamiento artificial

por gas:

Una gran seguridad de compresión requiere de 95% o más de tiempo de

corrida. El gas debe estar deshidratado y dulce.

Posee un costo bajo por pozo, el costo de compresión dependerá del costo

del combustible y mantenimiento del compresor. La llave es inyectar lo que más

posible sea de RGL.

Excelente flexibilidad. Variadas tasas de inyección de gas para diferentes

tasas de producción. Necesidades de tuberías para diferentes tamaños.

Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero alto en el compresor.

Los motores, turbinas y maquinas pueden ser usadas para la compresión,

siendo buenas fuentes de energía


33

La presión de fondo y el perfil de producción son fáciles de obtener. Se

puede considerar optimización y automatización con procesadores.

Posee buena habilidad para manejar corrosión / escamas. Es posible usar

inhibidores en el gas de inyección y/o en baches dentro del eductor, aumentándolos

para evitar la corrosión en las líneas de inyección.

Es excelente su habilidad para el manejo de gas, ya que reduce la necesidad

de inyección de gas.

Modalidades de aplicación del LAG

En el método de LAG existen dos modalidades de aplicación que son el flujo

continuo y el flujo intermitente, el uso de uno u otro depende de la productividad

del pozo y la capacidad de compresión en superficie además de condiciones

mecánicas del pozo que permiten el uso de alguno de ellos.

Figura 2.1 Efecto de la inyección de gas

2.1.4. Levantamiento artificial por gas (Flujo continuo)

En la inyección continua de gas o flujo continuo, el propósito es aliviar la columna

de fluidos mediante la inyección de gas a través de un punto de la tubería de

producción, lo que causa que aumente la relación gas-liquido por encima del punto

de inyección y con esto la curva de demanda de fluido baje, interceptándose con

la oferta del yacimiento a una tasa mayor como se observa en la figura 2.1. Este

Figura 3. Efecto de la inyección de gas

Pwf

Q Ql


34

método se utiliza en pozos con un índice de productividad alto y con una presión

de fondo alta.

Las tasa de producción que se encuentran en este tipo de pozos también son

altas por lo general, dependiendo del diámetro de la tubería, se utiliza en pozos

con producción de arena y pocos profundos, El levantamiento artificial por Gas en

Flujo Continuo es el que más se aproxima al comportamiento de un pozo de flujo

natural, radicando la diferencia en que se puede controlar la relación gas-liquido

de la columna de fluido. La figura 2.2 muestra el sistema de inyección de gas por

flujo continuo.

Figura 2.2 Flujo Continuo.

Las condiciones del pozo que favorecen una instalación de LAG flujo continuo

son los siguientes:

Alta tasa de producción.

Alta relación gas-liquido del yacimiento.

Poca profundidad ya que existe baja presión fluyente que causa un bajo

gradiente de presión debido a la alta expansión del gas.

Alta producción de arena.

Alta presión del fondo.

PETROLEO

GAS

YACIMIENTO

Empacadura

1. G

AS


35

2.1.5. Levantamiento artificial por gas (flujo intermitente)

En flujo intermitente, existe una válvula con un orificio (puerta) grande que

permite controlar el volumen y la presión del gas que entra a la tubería, regulando

el levantamiento del fluido acumulado por encima de la válvula para que viaje a la

mayor velocidad, de forma que se minimice el deslizamiento y el retorno del fluido

por las paredes de la tubería fall back (retroceder). Generalmente se usa con un

controlador de tiempo de ciclo en superficie y en pozos con volúmenes de fluido

relativamente bajos o que tienen las siguientes características:

a) Alto índice de productividad con baja presión de fondo.

b) Bajo índice de productividad con baja presión de fondo.

En esta modalidad de LAG, el gas se inyecta a intervalos regulares que coincide

con la tasa de llene del pozo por la formación productora. El levantamiento por flujo

intermitente también se realiza inyectando gas por más de una válvula, en este

caso la instalación debe estar diseñada de forma tal que las válvulas abran justo

cuando el fondo del tapón de fluidos las pasa. En la figura 2.3 se puede observar

el sistema de Inyección de gas por flujo intermitente.

Figura 2.3 Flujo Intermitente

Las condiciones del pozo que favorecen una instalación de LAG flujo

intermitente son las siguientes:

Baja tasa de producción.

PETROLEO - GAS

GAS

YACIMIENTO

Tapón en el Fondo

Tapón en Superficie

Empacadura


36

Baja relación gas-liquido del yacimiento.

Pozos profundos con bajo nivel de fluido.

Alta densidad del petróleo.

Pozos sin producción de arena.

Baja presión de fondo.

Bajo índice de productividad.

Ambos sistemas cuentan con ventajas y desventajas, que determinaran su

aplicación. El método LAG continuo se adapta más a los yacimientos que posean

alta presión de fondo fluyente o producen por empuje hidráulico pero su principal

desventaja es la necesidad de tener una presión del yacimiento y de gas de

inyección bastante altas en el fondo del pozo y resulta más difícil de aplicar a

medida que los volúmenes a ser levantados disminuyen o cuando aumenta la

viscosidad del petróleo. Por su parte, el método LAG intermitente no usa la energía

del gas del yacimiento; sin embargo, requiere un equipo de separación de alta

capacidad para un pozo cercano a la estación.

2.1.6. Tipos de instalaciones de LAG

El tipo de instalación de levantamiento artificial que debe utilizarse en un pozo

en particular depende principalmente de si producirá por flujo continuo o

intermitente y de las condiciones propias del pozo tales como: tipos de

completación, posible producción de arena y conificación de agua y/o gas. Además

hay que considerar el futuro comportamiento del pozo, incluyendo la declinación

en la presión de fondo y el decaimiento del índice de productividad.

2.1.6.1. Instalación abierta

En este tipo de instalación la sarta de la tubería está suspendida dentro del pozo

sin empacaduras. El gas se inyecta por el espacio anular tubería-revestidor y los

fluidos son producidos por la tubería eductora. La ausencia de empacaduras deja

que haya comunicación entre la tubería y el espacio anular, lo que limita este tipo

de instalaciones a pozos que exhiben un buen sello de fluido. Normalmente esto

significaría únicamente pozos que producirán por flujo continuo, pero también es

posible utilizarlas en pozos que producirán por flujo intermitente, cuando por alguna

razón no se puede instalar una empacadura.


37

Bajo ninguna circunstancia se debe emplear una instalación abierta cuando

existe la posibilidad de que el gas alcance el fondo de la tubería, a menos que ésta

se posicione para flujo óptimo. En este caso el gas se inyecta por el fondo de la

sarta de tubería, pero se presenta el inconveniente de requerir de una presión de

inyección muy alta para iniciar la producción. Aunque este método se puede utilizar

en flujo continuo es muy difícil encontrar el punto correcto de inyección, por lo que

en la mayoría de las instalaciones el gas se inyecta por encima del fondo de la

sarta a través de una válvula o por otro conducto. Ver figura 2.4.

Figura 2.4 Instalación abierta.

2.1.6.2. Instalación semicerrada

La instalación es similar a la descrita anteriormente, solo que se le adiciona una

empacadura que sella la comunicación entre la tubería productora y el espacio

anular. Este tipo de instalación se utiliza tanto para levantamiento por flujo continuo

como intermitente. Ofrece varias ventajas sobre las instalaciones abiertas, Primero,

una vez que el pozo ha sido descargado no hay forma de que regrese al espacio

anular, ya que las válvulas de gas-lift están equipadas con check (comprobar) que

impide el paso del fluido a través de ellas en tal sentido y en segundo lugar, no

puede haber circulación de fluido de la tubería al espacio anular, ya que la

empacadura impide que el fluido que salga por el fondo de la tubería pase al

revestidor. Ver figura 2.5.

YACIMIENTO

GAS


38

Figura 2.5 Instalación semicerrada.

2.1.6.3. Instalación cerrada

Este tipo de instalación es similar a la semicerrada excepto que se instala una

válvula fija en la sarta de producción. Esta válvula generalmente se coloca en el

fondo del pozo, aunque también puede ir directamente debajo de la válvula de gas-

lift más profunda. La función de la válvula fija es prevenir que la presión del gas

(cuando se inyecta en la tubería) actué contra la formación. Ver figura 2.6.

Figura 2.6 Instalación cerrada.

EMPACADURA

YACIMIENTO

GAS

EMPACADURA

YACIMIENTO

GAS

VALVULA FIJA


39

2.1.7. Componentes del sistema de LAG

El sistema del levantamiento artificial por gas consta de diferentes elementos

que lo conforman, tanto de superficie como de subsuelo ver figura 2.7, de los cuales

es imprescindible conocer su función.

Figura 2.7 Diagrama esquemático de los equipos de superficie y subsuelo del LAG.

2.1.7.1. Equipos de superficie.

Entre los equipos de superficie del sistema de LAG se tienen: La planta

compresora, Sistema de distribución de gas, sistema de reelección de fluido.

Planta Compresora: Es donde se realiza el proceso de comprimir el gas de baja

a alta presión, Puede ser Centrífuga (turbina) o Reciprocante (motocompresor).

Esta planta recibe el gas de baja presión, el cual puede provenir de los pozos, lo

comprime a su capacidad, lo envía como gas de alta presión a la red de distribución

y, de allí, a cada pozo. Ver figura 2.8.

Figura 2.8 Planta compresora.


40

Sistema de distribución de gas: La red de distribución, la cual puede ser del tipo

ramificado o poseer un múltiple de distribución, es la encargada de transportar el

gas y distribuirlo a cada pozo. La presión y el volumen de gas que llega al pozo

dependerá de la presión y el volumen disponibles en la planta compresora, menos

la pérdida que se origina en el sistema de distribución. Ver figura 2.9.

Figura 2.9 Sistema de distribución de gas.

Sistema de Recolección de Fluidos: Está formado por las líneas de flujo,

encargadas de transportar el fluido hacía el separador, donde se separan la fase

líquida, la cual es transportada a los tanques, y la fase gaseosa, que es enviada a

la planta compresora. Ver figura 2.10.

Figura 2.10 Sistema de recolección de fluidos.

2.1.7.2. Equipo de subsuelo.

Entre los equipos de subsuelo del sistema de LAG tenemos: Los Mandriles y las

válvulas.

Mandriles: Son tuberías con diseños especiales, en sus extremos poseen

roscas para conectarse a la sarta de producción formando, de este modo, parte


41

integrada de ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o

inyección a la profundidad que se necesite. Existen tres tipos de mandriles:

convencional, concéntrico y de bolsillo.

Mandril Convencional: Es el primer tipo usado en la industria, consta de un tubo

con una conexión externa, en la cual se enrosca la válvula con protector por encima

de ella y otro por debajo. Para cambiar la válvula se debe sacar la tubería. Ver

figura 2.11.

Figura 2.11 Mandril convencional.

Mandril Concéntrico: La válvula se coloca en el centro del mandril y toda la

producción del pozo tiene que pasar a través de ella. No es posible correr bombas

de presión ni herramientas por debajo del primer mandril colocado, debido a la

limitación del área (1 - 3/8 pulgadas de diámetro). Ver figura 2.12.

Figura 2.12 Mandril concéntrico.


42

Mandril de Bolsillo: la válvula se encuentra instalada en el interior del mandril,

en un receptáculo llamado bolsillo. Puede ser fijada y recuperada con una guaya

fina, sin necesidad de sacar la tubería. Ver figura 2.13.

Figura 2.13 Mandril de bolsillo.

Tamaño de los Mandriles: El tamaño de los mandriles por utilizar dependerá del

diámetro de la tubería de producción, los tamaños más utilizados son los de 2 -

3/8", 2 - 7/8" y 3 - ½", al definir el tamaño, se define la serie dentro de la cual se

encuentran los mandriles tipo K para válvulas de 1 pulgada y los mandriles tipo M

para válvulas de 1 - ½ pulgada.

Válvulas

Las válvulas del Levantamiento Artificial por Gas son básicamente, reguladores

de presión y flujo volumétrico del gas. Las mismas deben ser diseñadas para

operar en condiciones de fondo y ser capaces de inyectar el gas al volumen y la

presión requerida. Ver figura 2.14.

Figura 2.14 Válvulas.


43

La clasificación de las válvulas será de acuerdo con la presión que predomina

en la apertura de la misma, estas se clasifican en: Válvulas operadas por presión

de Gas (Pg) y Válvulas operadas por presión de Fluido (Pf).

Válvulas operadas por Presión de Gas: Llamadas usualmente válvulas de

presión, estas válvulas tienen un rango de sensibilidad de un 50 a 100% a la

presión en el anular cuando están en posición cerrada y 100% sensitivas a la

presión en el anular cuando están en posición abierta. Las válvulas operadas por

presión del gas requieren de una restauración de presión en el anular para abrir y

de una reducción de presión en el anular para cerrar.

Válvula no-balanceada con domo cargado (nitrógeno): Esta válvula tiene como

único elemento el domo cargado con nitrógeno. El fuelle o domo permite que el

vástago mueva la esfera hacía su asiento, ya que la presión en la tubería eductora

actúa sobre el área del orificio, esta es la que proporciona la fuerza de apertura,

consecutivamente, se trata de una válvula de presión no-balanceada.

Válvula balanceada con domo cargado (nitrógeno): En esta válvula balanceada,

la presión en el eductor no tiene ningún efecto en la apertura o cierre. La válvula

de presión balanceada no está influenciada por la presión en la tubería, la presión

del anular actúa sobre toda el área del fuelle todo el tiempo, lo cual significa que la

válvula abre y cierra a la misma presión, la presión del domo. El diferencial de

presión es cero independientemente del tamaño del orificio.

Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación

(nitrógeno): La válvula de apertura bajo condiciones de operación es más

sensitiva a la presión en el anular, la cual se define como aquella presión

en el revestidor requerida para abrir la válvula bajo las condiciones de

operación prevalecientes. Como son varias presiones y áreas envueltas,

es necesario hacer un balance de fuerza para determinar la presión de

apertura.

Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación

(nitrógeno): Todas las presiones y áreas son idénticas al caso anterior, solo


44

que ahora se asume que la presión por debajo del vástago es la presión

del anular.

Válvula no-balanceada con domo cargado (resorte): Este tipo de válvula se

conoce como válvula de doble elemento por tener dos elementos de carga: el

resorte y el domo cargado. Este tipo de válvula se usa mucho, tanto para flujo

continuo, como para flujo intermitente. A menudo el domo tiene carga cero y solo

y el resorte aporta la fuerza de cierre.

Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación

(resorte): El balance de fuerzas es similar que el efectuado para la válvulas

con únicamente el domo cargado.

Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación (resorte):

Cuando la válvula está abierta, se asume que la presión debajo del vástago

es la presión del revestidor.

Válvulas operadas por fluido: Las válvulas de fluido tienen un rango de

sensibilidad de un 50 a 100% a la presión en el eductor en posición cerrada y 100%

sensitivas a la misma presión en posición abierta, requieren de un aumento en la

presión en eductor para abrir y de una disminución para cerrar. Estas válvulas

también se conocen como válvulas operadas por presión de tubería, la

nomenclatura es la misma que para las válvulas de presión y su construcción es

similar solo, que ahora la presión del eductor actúa en el área mayor del vástago y

la presión del revestidor actúa sobre el área del orificio.

Presión de apertura de la válvula de fluido bajo condiciones de

operación: Dado que la válvula de fluido es sensitiva a la presión del

eductor, la presión de apertura se define como la presión requerida para

abrir la válvula bajo las condiciones de operación imperantes, al igual que

la válvula de presión gas.

Presión de cierre de la válvula de fluido bajo condiciones de operación:

Cuando la válvula se encuentra en esta posición, la presión por debajo del

vástago se asume que es presión de tubería, no presión del revestidor,


45

esto significa que el orificio en una válvula de fluido debe ser lo

suficientemente pequeño para que la presión del revestidor caiga a presión

de tubería al fluir el gas a través de la válvula.

Dado que la caída de presión a través de un orificio está relacionada al

volumen de gas que fluye, se puede usar orificios (puertas) más grandes

si el diferencial entre el revestidor y tubería es lo suficientemente tiene el

suficiente tamaño para permitir el paso de un volumen de gas relativamente

grande.

Proceso De Descarga: Inicialmente todas las válvulas (operadas por presión de

gas) están abiertas y cubiertas de fluido de carga. La inyección del gas se

comienza en forma lenta para transferir gradualmente la presión del sistema en el

nivel del pozo (presión de arranque) hacia el anular. De lo contrario, la acción

abrasiva del fluido de completación podría erosionar el asiento de las válvulas, por

alta velocidad con la que circula a través de los mismos. Dentro del proceso de

descarga para el método de LAG se considera la presión de operación del sistema

y la reducción de presión.

Presión de Operación del Sistema: En la medida en que se incrementa la presión

en el anular, el nivel de fluido en él va descendiendo hasta descubrir la válvula

tope, esta regulará la presión en el anular a un valor ligeramente menor que la

presión de operación del sistema.

Reducción de Presión: La reducción de presión en la tubería, producida por el

gas que entra a través de la válvula tope, permite que la descarga del pozo continúe

hasta descubrir la segunda válvula. Al descubrirse esta, la tasa de gas que sale del

anular hacia la tubería de producción es mayor a la que entra por la superficie,

originando una reducción de presión del gas en el anular, que trae como

consecuencia el cierre de la válvula tope, siempre y cuando su presión de cierre

en la superficie sea mayor que la presión de cierre de la segunda. El gas continúa

pasando por medio de la segunda válvula hasta que se descubre la tercera y, así,

sucesivamente, hasta llegar a la que quedará como operadora.

Mecánica de la válvula de gas lift: Antes de seleccionar un diseño de

levantamiento artificial por gas, se debe seleccionar la “válvula de gas lift” con las


46

características apropiadas para las condiciones de diseño. La función principal de

una válvula de gas-lift es regular el paso de gas, generalmente la entrada de gas

del anular hacia el eductor. La mayor o menor cantidad de gas que pasara a través

del orificio de una determinada válvula dependerá del diferencial de presión

existente a través de ésta.

En la terminología petrolera la presión en el revestidor, Pc se refiere a la

presión ejercida por el gas y la presión en el eductor, Pt, es la presión ejercida por

el líquido, ya sea que este fluyendo o estático. Se hace esta distinción porque en

pozos que producen por el anular, el gas se inyecta por el eductor y el líquido se

produce por el espacio anular entre el eductor y revestimiento, el principio

mecánico de las válvulas es idéntico en ambos casos.

Las válvulas de gas-lift se catalogan dependiendo de la presión a la que son

más sensitivas, es decir, la que tiene mayor efecto en su apertura. La sensibilidad

ésta determinada por la construcción mecánica de la válvula y la presión que se

ejerce sobre la mayor área de la misma es la predominante para una válvula en

particular.

A pesar de que existen muchas configuraciones mecánicas de válvulas, estas

se pueden agrupar en dos grandes categorías: las que son cargadas con presión

de nitrógeno y las que cierran mediante la fuerza de un resorte comprimido ya

sean balanceadas o no balanceadas.

Válvula Balanceada: Es sensitiva 100% a la presión del eductor o revestidor y

no tiene caída de presión de operación.

Válvula No Balanceada: Es la válvula corriente, la cual al estar cerrada es

sensitiva a la presión del revestidor y eductor, de acuerdo a la relación Av/Ab y

tiene caída de presión de operación “spread”.

Caída de presión de operación o “Spread”: Es la diferencia de presión de

inyección medida en superficie entre la presión de apertura y la presión de cierre

de la válvula. Es función de la relación Av/Ab y de la carga del líquido en el

momento de su apertura. Este valor es de suma importancia para calcular el gas

de almacenamiento en el anular, en pozos que produce por flujo intermitente.

La válvula que se utilice en flujo continuo debe ser sensitiva a la presión en el

eductor cuando se encuentra en posición abierta, debe responder


47

proporcionalmente al incremento o decremento de la presión en el eductor. En flujo

intermitente se puede utilizar prácticamente, cualquier tipo de válvula si se ha

diseñado apropiadamente. Si la inyección de gas se realiza por un solo punto, la

válvula operada debe tener el orificio del mayor tamaño posible y debe permanecer

abierta por completo hasta el momento de cierre.

Cuando la presión de apertura y de cierre de una válvula es diferente, se dice

que la válvula es no-balanceada y cuando este diferencial de presión (spread) es

cero, se habla de válvula balanceada.

Tipos de válvulas y ecuaciones de balance de fuerzas.

Las válvulas de LAG pueden ser operadas por presión de gas (presión de

Casing) o por presión de fluido (presión de Tubing). En la Figura 2.15, se muestra

el corte longitudinal de una válvula de nitrógeno operada por presión de gas

(válvula de Casing)

Figura 2.15 Válvula de nitrógeno operada por presión de gas.

Donde:

Pbt = Presión al domo (fuelle), lpc

Ab = Área efectiva del domo (fuelle), pulgs2

Pg = Presión de gas (anular), lpc

Av = Área del vástago (asiento), pulgs2

Pf = Presión de fluido (eductor), lpc

Pf

Av

Ab

Pbt

Pg


48

Haciendo un balance de fuerzas se tiene que las fuerzas que mantienen la

válvula en posición cerrada (Fc), son iguales a las que tratan de abrirlas (Fa), por lo

que se puede escribir la siguiente ecuación:

∑𝐅𝐜 = ∑𝐅𝐚 (2.1)

Donde:

Fc = Fuerzas que tratan de mantener la válvula cerrada.

Fa = Fuerzas que tratan de abrir la válvula.

Las fuerzas que tratan de mantener la válvula cerrada, son:

𝐅𝐂=𝐏𝐛𝐭 × 𝐀𝐛 (2.2)

Las fuerzas que tratan de abrir la válvula son:

𝐅𝐚 = 𝐏𝐠(𝐀𝐛 − 𝐀𝐯) + 𝐏𝐟 (𝐀𝐯) (2.3)

- Sustituyendo la ecuación 2.2 y 2.3 en la ecuación 2.1 se tiene:

𝐏𝐛𝐭 × 𝐀𝐛 = 𝐏𝐠(𝐀𝐛 − 𝐀𝐯) + 𝐏𝐟 (𝐀𝐯) (2.4)

- Dividiendo los términos de la ecuación 2.4 por (Ab), se obtiene:

𝐏𝐛𝐭 = 𝐏𝐠(𝟏 − 𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ + 𝐏𝐟 (𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.5)

- Haciendo R = (Av Ab⁄ ), en la ecuación 2.5, puede escribirse como:

𝐏𝐛𝐭 = 𝐏𝐠(𝟏 − 𝐑) + (𝐏𝐟 × 𝐑) (2.6)

Donde R = es la relación del área del vástago al área del domo y es

adimensional.

- Las válvulas de nitrógenos deben ser corregidas por temperatura, para lo

cual se debe conocer el Factor de corrección por temperatura (Ct) que se

explicará más adelante, como se obtiene.

𝐏𝐛 = 𝐂𝐭 × 𝐏𝐛𝐭 (2.7)


49

Luego la presión de arreglo en el taller es (Pvo o Ptro), y es el valor que está

marcado sobre la válvula. Es la presión aplicada sobre el área (Ab-Av), la cual abre

la válvula. La presión sobre el vástago es la presión atmosférica y la temperatura

es de 60º F y se obtiene de la ecuación

𝐏𝐯𝐨 = 𝐏𝐭𝐫𝐨 =𝐏𝐛

(𝟏−𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.8)

En la figura 2.16, se muestra el corte longitudinal de una válvula de nitrógeno

operada por presión de fluido.

Figura 2.16 Válvula de nitrógeno operada por presión de fluido.

Se puede observar en la figura 2.16, el conducto auxiliar al nivel del asiento, el

cual hace que la presión del líquido actué sobre el área grande (Ab Av)⁄ en vez de

Av como se ve en la Figura 2.15. El tamaño máximo del vástago (Av) es

notablemente reducido y estas válvulas a veces o permiten el pase requerido de

gas en pozos de alta producción.

- Haciendo el balance de fuerzas

∑𝐅𝐜 = ∑𝐅𝐚 (2.1)

𝐏𝐛𝐭 × 𝐀𝐛 = 𝐏𝐟 (𝐀𝐛 − 𝐀𝐯) + 𝐏𝐠 (𝐀𝐯) (2.9)

- Dividiendo los términos de la ecuación 2.9, por (Ab) se tiene:

𝐏𝐛𝐭 = 𝐏𝐟 (𝟏 − 𝐀𝐯 𝐀𝐛 )⁄ + 𝐏𝐠 (𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.10)

Pf

Ab

Pbt

Pg

Av


50


𝐏𝐛𝐭 = 𝐏𝐟 (𝟏 − 𝐑) + (𝐏𝐠 × 𝐑) (2.11)

- Las válvulas de nitrógeno son corregidas por temperatura.

𝐏𝐛 = 𝐂𝐭 × 𝐏𝐛𝐭 (2.12)

- Luego la presión marcada sobre la válvula es:

𝐏𝐯𝐨 = 𝐏𝐭𝐫𝐨 =𝐏𝐛

(𝟏−𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.13)

En la figura 2.17, se tiene el corte longitudinal de una válvula de resorte operada

por presión de gas, en este tipo de válvula se tiene lo siguiente:

La fuerza de cierre es causada por la compresión del resorte.

Es más sensitiva a la presión del gas que a la presión del líquido, sin embargo,

estas válvulas al tener asientos (vástagos) máximos, llegan a ser más sensitivas a

la presión del fluido que a la presión de gas. Esta válvula opera de la misma manera

que la válvula de nitrógeno.

Figura 2.17 Válvula de resorte operada por presión de gas.

- Haciendo el balance de fuerza

𝐏𝐬𝐭 × 𝐀𝐛 = 𝐏𝐠 (𝐀𝐛 − 𝐀𝐯) + 𝐏𝐟 (𝐀𝐯) (2.14)

Pf

Ab

Pst

Pg

Av


51

- Dividiendo los términos de la ecuación 2.14, por (Ab), se tiene:

𝐏𝐬𝐭 = 𝐏𝐠 (𝟏 − 𝐀𝐯 𝐀𝐛 )⁄ + 𝐏𝐟 (𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.15)


𝐏𝐬𝐭 = 𝐏𝐠 (𝟏 − 𝐑) + (𝐏𝐟 × 𝐑) (2.16)


𝐏𝐯𝐨 = 𝐏𝐭𝐫𝐨 =𝐏𝐬𝐭

(𝟏−𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.17)

Las válvulas de resorte no son afectadas por temperatura (Ct), razón por la cual

el factor (Ct) no aparece en la ecuación de balance de fuerza. En la figura 2.18, se

tiene el corte longitudinal de una válvula de resorte operada por presión de fluido.

Figura 2.18 Válvula de resorte operada por presión de fluido.

- Haciendo el balance de fuerzas

𝐏𝐬𝐭 × 𝐀𝐛 = 𝐏𝐟 (𝐀𝐛 − 𝐀𝐯) + 𝐏𝐠 (𝐀𝐯) (2.18)

- Dividiendo los términos de la ecuación 2.18, por (Ab), se tiene:

𝐏𝐬𝐭 = 𝐏𝐟 (𝟏 − 𝐀𝐯 𝐀𝐛 )⁄ + 𝐏𝐠 (𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.19)


𝐏𝐬𝐭 = 𝐏𝐟 (𝟏 − 𝐑) + (𝐏𝐠 × 𝐑) (2.20)

Pg

Pf

Ab

Pst

Av


52


𝐏𝐯𝐨 = 𝐏𝐭𝐫𝐨 =𝐏𝐬𝐭

(𝟏−𝐀𝐯 𝐀𝐛)⁄ (2.21)

Ventajas y Desventajas de los diferentes tipos de válvulas.

El tipo de válvula a escoger para un pozo depende de varios factores y de la

preferencia y conocimiento que tenga el usuario. A continuación se enumeran las

ventajas y desventajas de cada tipo de válvula.

Ventajas de una válvula cargada con nitrógeno

Gran rango de aplicación para intermitente y continuo.

Diseño de LAG fácil y rápido. Sencillo de graduar en el taller.

Asiento grande, ideal para un solo punto de inyección.

Más económica.

Desventajas de una válvula cargada con nitrógeno

Afectada por temperatura, además la temperatura estática es diferente a la

temperatura fluyente en el pozo.

Puede fallar el fuelle y perder presión el domo.

No regula el pase de gas, ya que su posición es cerrada o abierta.

En el diseño, se debe reducir la presión de operación vs profundidad para

garantizar el cierre de las válvulas superiores y también evitar la reapertura de las

mismas durante la descarga del pozo.

Ventajas de una válvula de resorte

Prácticamente no es sensitiva a la presión de gas, la cual la hace apropiada

cuando existe gran fluctuación de presiones en la línea de gas.

Se utiliza la máxima presión de operación hasta el fondo del pozo.

Conveniente para completaciones dobles.

Son convenientes para LAG flujo continuo o flujo intermitente.

Desventajas de una válvula de resorte

Debido a su menor tamaño de asiento el pase de gas es limitado.


53

Como es sensitiva a la presión de fluido, cualquier aumento de presión

inesperado en el cabezal de la línea de flujo puede mantener la válvula abierta en

LAG flujo intermitente.

En el diseño de LAG se necesita mayor número de válvulas.

La presión del eductor debe ser unos 100 lpc mayor que la presión de cierre

para mantener las válvulas suficientemente abierta y garantizar el pase adecuado

de gas.

Si el pozo produce a una tasa continua mayor a la anticipada, la presión a través

del eductor es mayor y causa la apertura de una o varias válvulas superiores. La

presión de operación del gas de inyección es notablemente reducida, perdiéndose

así la eficiencia en el sistema de levantamiento artificial por gas.

Problema Ejemplo.

Se tiene una válvula cuyo domo está cargado a 860Lpcm a 120 ºF, el área de

fuelle es de 3 pulg2y el área de apertura (vástago) es de 0.7 pulg2. Determinar la

presión de apertura de la válvula si la presión en la columna de fluido es cero.

Datos:

Pbt = 860 lpcm

T = 120 ºF

A𝑏 = 3 pulg2

A𝑣 = 0.7 pulg2

P𝑎𝑝 = ?

Utilizando la ecuación (5)

𝐏𝐛𝐭 = 𝐏𝐠(𝟏 − 𝐑) + (𝐏𝐟 × 𝐑)

Despejando Pg.

𝐏𝐠 =𝐏𝐛𝐭 − 𝐏𝐟 × 𝐑

(𝟏 − 𝐑)

Nota: Las presiones en las ecuaciones de válvulas siempre se expresan en

libras por pulgadas cuadradas absolutas. Por consiguiente, a la presión

manométrica en Lpcm hay que sumarle la presión atmosférica (14.7).

- Sustituyendo los valores en la ecuación se tiene


54

𝐏𝐠 =(𝟖𝟔𝟎 + 𝟏𝟒. 𝟕) − (𝟎 + 𝟏𝟒. 𝟕) × (

𝟎. 𝟕𝟑 )

(𝟏 − 𝟎. 𝟕/𝟑)

𝐑 = 𝐀𝐯

𝐀𝐛=

𝟎.𝟕 𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐

𝟑 𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐= 𝟎. 𝟐𝟑𝟑

𝐏𝐠 =(𝟖𝟕𝟒.𝟕)−(𝟏𝟒.𝟕)×(𝟎.𝟐𝟑𝟑)

(𝟏−𝟎.𝟐𝟑𝟑) = 𝟏𝟏𝟑𝟔 𝐥𝐩𝐜𝐚 – 𝟏𝟒. 𝟕 𝐥𝐩𝐜𝐦 = 𝟏𝟏𝟐𝟏 𝐥𝐩𝐜𝐦

La presión de apertura de la válvula (Pg) es de 1121 lpcm.

- Para que la válvula cierre la (Pg) tiene que bajar a la presión del domo o

cartucho (Pbt).

1. Con los datos del problema, determinar el “Spread” de la válvula.

“Spread” = Presión de apertura (Pg) – Presión de cierre (Pbt).

“Spread” = 1121 lpcm – 860 lpcm = 261 lpcm

El máximo “spread” de la válvula se obtiene cuando la presión de fluido

en la tubería de producción (Pf) es cero.

2. Con los datos del problema (1) y considerando que la presión en la

columna de fluido (Pf) es 520 Lpcm, determinar la presión de apertura de la

válvula (Pg).

𝐏𝐠 =𝐏𝐛𝐭 − 𝐏𝐟 × 𝐑

(𝟏 − 𝐑)

𝐏𝐠 =(𝟖𝟔𝟎+𝟏𝟒.𝟕)−(𝟓𝟐𝟎+𝟏𝟒.𝟕)×(𝟎.𝟐𝟑𝟑)

(𝟏−𝟎.𝟐𝟑𝟑)= 𝟗𝟕𝟖 𝐥𝐩𝐜𝐚 – 𝟏𝟒. 𝟕 𝐥𝐩𝐜𝐦 = 𝟗𝟔𝟑 𝐥𝐩𝐜𝐦

La presión de apertura de la válvula (Pg) = 963 lpcm

“Spread” = 963 lpcm – 860 lpcm = 103 lpcm

El “spread” de la válvula disminuye en la medida que la presión en la tubería de

producción aumenta.


55

2.1.8. Diseño del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas (LAG)

En la aplicación del método de levantamiento artificial es esencial realizar el

diseño del sistema, logrando de esta manera conocer el procedimiento a utilizar,

este se puede elaborar tanto para flujo continuo como para flujo intermitente.

2.1.8.1. Diseño del sistema de LAG Flujo continúo

Existen diversos criterios para diseñar una instalación de levantamiento artificial

por flujo continuo. En este Compendio se presenta una técnica que maximiza la

producción de un determinado pozo utilizando parcial o totalmente el volumen del

gas disponible. Para tal efecto se consideran los costos de compresión e inyección

del gas y la utilidad neta obtenida por barril de petróleo producido, y se parte del

hecho de que existe una relación óptima entre el gas inyectado y el petróleo

producido para la cual la ganancia será máxima.

Conociendo la tasa de producción de un pozo a cierta tasa de inversión de gas

y para variaciones de esta última, es posible construir un gráfico de tasa de

producción de líquido “Ql” vs tasa de inyección de gas “Qiny” el cual se conoce

como “Curva de Comportamiento”. Ver figura 2.19.

Figura 2.19 Curva de Comportamiento

En la parte ascendente de la “Curva de Comportamiento” se tiene que a “mayor

tasa de inyección le corresponde mayor tasa de producción” y que manteniendo un

Curva de Comportamiento

0 100 80 60 40 20 3.0

3.5

5.5

4.5

5.0

4.0

TASA DE INYECCIÓN DE GAS (Qiny) (MPCN/D)

QL

TA

SA

DE

PR

OD

UC

CIÓ

N (

QL

) (M

B/D

)


56

incremento fijo en la producción (ΔQl) se necesita cada vez mayor cantidad de gas

adicional (ΔQiny) para producir tal incremento de la producción, lo cual no se

justifica por los costos para generar el incremento en la tasa de inyección de gas.

El primer paso en el diseño de una instalación de levantamiento artificial por gas,

flujo continuo consiste en determinar la profundidad del punto de inyección. En la

figura 2.20, se muestra el esquema de un pozo produciendo por LAG a la derecha

se trazaron los gradientes de presión correspondientes al gas inyectado por el

revestidor y al fluido producido por el eductor, tanto por encima como por debajo

del punto de inyección, o sea, el flujo gasificado y no gasificado respectivamente.

Figura 2.20 Diseño de una instalación de un pozo produciendo por LAG.

Donde:

Pwh = Presión en el cabezal del pozo, lpc.

Pwf = Presión de fondo fluyente, lpc.

Pws = Presión estática del yacimiento, lpc.

Pop = Presión de operación del gas inyectado, lpc.

Gfg = Gradiente del fluido gasificado, lpc/pie.

Gf= Gradiente del fluido no gasificado o gradiente del fluido del yacimiento,

Lpc/pie.

D = Profundidad del pozo, pies.

Dv = Profundidad del punto de inyección, pies.

Pwf

Pws

Dv

Pop Pwh

Punto de Inyección


57

∆P = Caída de presión del gas, a través de la válvula en (lpc), la cual es

necesaria para garantizar la entrada del gas en el eductor y para efecto del diseño

se tomara 100Lpc.

Para construir la curva de gradiente fluyente en el diseño de una instalación para

el cual se utilizarán las curvas de gradiente de Kermit Brown. En la elaboración de

la curva de gradiente del gas se utilizará la figura. 2.21.

Figura 2.21 Gradiente de Gas

0 10 20 30 40 50 60 70

300

400

200

1000

600

1100

1200

700

500

900

800

0.6 0.65 7.0 0.8 0.9 1.0

PRESION (PSI)/1000


58

El gradiente de fluido estático se determinará con la siguiente ecuación:

𝐆𝐟𝐞 = [𝟏𝟒𝟏.𝟓 × (𝟏−%𝐰)

𝟏𝟑𝟏.𝟓+º𝐀𝐏𝐈 + %𝐰] × 𝐆𝐠 (2.22)

Nota: En caso de no tener los datos del Gg se debe reemplazar en esta ecuación

los datos del (Gfe) = 0.433 lpc/pies.

Donde:

Gfe = Gradiente del fluido estático, lpc/pies.

%w = Porcentaje de agua.

ºAPI = Gravedad del petróleo.

Los requerimientos del gas inyectado se determinan de la siguiente ecuación:

𝐐𝐢𝐧𝐲(𝐑𝐆𝐋𝐭−𝐑𝐆𝐋𝐲)×𝐐𝐥

𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.23)

Donde:

Qiny = Tasa de inyección del gas requerido, MPCN/D.

RGLy = Relación gas-líquido del yacimiento, PCN/D.

RGLt = Relación gas-líquido total, PCN/D.

Ql = Tasa de producción líquido, BPD.

Procedimiento para el diseño de una instalación de levantamiento artificial

por gas flujo continuo.

1. Preparar un gráfico de presión- profundidad en papel milimetrado

transparente usando las escalas de las curvas de Kermit Brown.

2. Marcar en dicho grafico el punto correspondiente a la presión en el

cabezal del pozo, (Pwh).

3. Determinar la curva de gradiente del gas en el anular, comenzando con

Pop en el cabezal. Utilizar la figura 2.21 para determinar el gradiente del gas

(Gg).

4. Suponer varios valores de tasas de producción (Ql) y determinar para

cada uno de estos con la relación del comportamiento de afluencia del

yacimiento la presion del fondo fluyente (Pwf) y llevar dichas presiones al grafico

anterior.


59

5. Dibujar curvas de gradiente, a partir de las presiones de fondo fluyente

determinadas en el paso anterior, utilizando la RGL del yacimiento que

intercepten la curva de gradiente en el anular.

6. En los puntos de intercepción del paso anterior marcar la caída de presión

por válvula (generalmente de 80lpc) y las respectivas profundidades y con las

curvas de gradiente de Kermit Brown encontrar la (RGL) de las curvas que unen

estos puntos con (Pwh) en la superficie.

7. Con las tasas de producción asumidas y las (RGL) encontradas en el

paso 6, calcular las tasas de inyección del gas utilizando la ecuación (2.22).

8. Construir un gráfico de tasas de producción de líquido vs tasas de

inyección de gas “Curva de Comportamiento”.

9. Determinar el rango de valores de (Ql) óptimo y (Qiny) óptimo, como se

muestra en la figura 2.19.

10. Tomar para aquel valor de “Q” asumido que caiga dentro del rango de

(Ql) óptimo. La profundidad en el gráfico de papel transparente, del paso No.6

como la profundidad del punto de inyección.

En la figura 2.22 se puede observar las curvas obtenidas con el procedimiento

explicado anteriormente, para el diseño de una instalación de levantamiento

artificial por gas.

Figura 2.22 Procedimiento del diseño de LAG.


60

Espaciado de válvulas

Una vez que se ha determinado, la profundidad del punto de inyección, la

cantidad de gas a inyectar y la tasa de producción esperada, se procede a espaciar

las válvulas, para lo cual utilizaremos el método de Brown. Para el espaciado se

debe considerar si son válvulas Balanceadas o No Balanceadas:

Espaciado de válvulas No Balanceadas.

1. En otro gráfico hecho en la misma escala del utilizado para localizar el punto

de inyección, dibujar la curva de gradiente de fluido, dibujar la curva de gradiente

de gas en el anular y la curva que une el punto de inyección con (Pwh). Ver figura

2.23.

Figura 2.23 Espaciado de las válvulas

2. Dibujar una línea de presión de diseño en la tubería que va desde la superficie

hasta el punto de inyección del gas, esta línea debe partir de una presión en la

superficie igual a:

𝐏𝐰𝐡 + 𝟐𝟎𝟎 (2.24) o 𝐏𝐰𝐡 + (𝟎. 𝟐𝟎) × (𝐏𝐨𝐩) (2.25)


61

3. Para localizar la primera válvula se utiliza la siguiente ecuación:

𝐃𝐯𝟏 = (𝐏𝐨𝐩−𝐏𝐰𝐡

𝐆𝐟) (2.26)

Donde:

𝐃𝐯𝟏 = Profundidad de la primera válvula, pies

4. Dibujar la línea de gradiente de fluido de carga, esta línea empieza en (Pwh)

y se prolonga hasta interceptar la curva de gradiente en el anular.

5. Desde la localización de la válvula No.1 (profundidad) extender una línea

horizontal hacia la izquierda hasta interceptar la línea de presión de diseño de

tubería.

6. Desde el punto de intercepción del paso anterior, trazar una línea paralela a

la línea de gradiente de fluido de carga que intercepte la línea de presión de

operación (Pop) a esta profundidad se localiza la válvula No.2.

7. Repetir el procedimiento del paso 6 hasta alcanzar el punto de inyección de

esta forma quedan localizadas todas las válvulas necesarias.

El principal propósito de espaciar es alcanzar la válvula operada y mantener una

inyección de gas por un solo punto a través de ésta, ya que la inyección por un solo

punto es más eficiente en levantamiento por flujo continuo, que la inyección a

través de varias válvulas.

Las válvulas no pueden ser espaciadas muy cerca del punto de inyección y se

recomienda dejar una distancia de 150 a 200 pies entre válvulas. Otros factores

que hay que tener presentes al realizar el espaciamiento de válvulas en LAG flujo

continuo son los siguientes:

a) Tipo de válvula de gas lift; El tipo de válvula que se emplee en el diseño afecta

el espaciamiento.

b) En muchos casos el pozo se descarga a una presión menor que la presión

del cabezal (Pwh) para la primera válvula únicamente y luego se conecta a las

facilidades normales de producción en superficie. En otros casos puede ser

descargado hasta el fondo antes de ser conectado a las facilidades normales de


62

producción en superficie, lo que permiten realizar un espaciamiento, más profundo

por cada válvula.

c) El nivel estático de fluido y si el pozo fue cargado con un fluido especial para

matarlo antes de sacar la tubería. Si el nivel estático de fluido es menor que

𝐃𝐯𝟏 = (𝐏𝐨𝐩−𝐏𝐰𝐡

𝐆𝐟) (2.26)

- La primera válvula debe situarse al nivel del fluido estático (no por debajo).

d) Si hay presión de arranque especial para descargar el pozo o si se

descargará con la presión normal de operación.

e) Si hay disposición de gas en cantidad ilimitada para la descarga, esto puede

influenciar el espaciamiento cuando se determina si se puede alcanzar o no el

gradiente mínimo de descarga.

Calibración de las válvulas

Una vez espaciadas las válvulas, se procede a calibrarlas realizando los

siguientes pasos:

1. Dibujar en un gráfico similar a los anteriores, la línea de gradiente de gas para

la presión de operación del revestidor.

2. Restar un diferencial de operación de (80 lpc) de la presión de operación en

la superficie.

3. Dibujar una línea paralela a la línea de gradiente de gas que parta del punto

determinado en el paso 2.

4. Construir la curva de gradiente de presión en la tubería para la tasa de

producción deseada y con la RGL ya conocida. Esta curva parte de Pwh hasta

interceptar la línea de presión diferencial en el revestidor del paso 3. Ver figura 2.24


63

Figura 2.24 Procedimiento de la calibración

5. Trazar una curva con RGL = 0 que parta de la profundidad de la válvula No.2

y línea de presión diferencial en el revestidor hasta interceptar la válvula No.1. En

este punto se determina la presión de la tubería (Pf) leyendo el valor

correspondiente sobre el eje de las abscisas.

6. Determinar la relación gas-líquido que corresponda a la curva de gradiente

que una el punto de Pt1 con Pwh, esto se hace gráficamente sobreponiendo el

gráfico sobre las curvas de Brown.

7. Con la RGL determinada en el paso anterior y la siguiente fórmula, determinar

la tasa de inyección de gas. Ver la figura 2.25.


64

Figura 2.25 Calibración de las válvulas.

𝐐𝐢𝐧𝐲 =𝐑𝐆𝐋𝐭 × 𝐐𝐥(𝐨𝐩𝐭𝐢𝐦𝐨)

𝟏𝟎𝟎 (2.27)

Donde:

RGLt = Relación gas-liquido total, PCN/BN (Paso 6)

Ql(opt) = Tasa de producción liquida, BPD

8. Corregir la Qiny para temperaturas y gravedades diferentes de las

utilidades para posteriormente con la figura 2.26 determinar el diámetro del

orificio de la válvulas.

9.

𝐐𝐢𝐧𝐲(𝐜𝐨𝐫𝐫) = 𝐐𝐢𝐧𝐲 × 𝐅𝐂 (2.28)

Punto de Inyección

Pop Pwh

Pwf

Dv2

Dv3

Dv4

Dv1

Temperatura T.sup T.fondo

D’


65

Figura 2.26 Orificio de la válvula

Donde el factor de corrección (FC) se obtiene de la figura 2.27 o directamente

de la fórmula:

𝐅𝐂 = 𝟎. 𝟎𝟓𝟒𝟒√ɣ𝐠 × 𝐓 (2.29)


66

Figura 2.27 Factor de Corrección

Donde:

T = Temperatura a nivel de la válvula en ºR y se obtiene de la siguiente ecuación:

𝐓 = 𝐓𝐬𝐮𝐩 + 𝐆𝐫𝐚𝐝 𝐆𝐞𝐨𝐭é𝐫𝐦𝐢𝐜𝐨 × 𝐃 (2.30)

Donde:

Tsup = Temperatura de superficie, ºF

T = Temperatura de la válvula a profundidad, ºF

D = Profundidad de la válvula, pies


67

El gradiente térmico depende del caudal de flujo, del diámetro de la tubería y del

gradiente geotérmico, este valor se determina con la figura 2.28. El gradiente

térmico de flujo se utiliza cuando las válvulas son del tipo recuperables, en caso de

válvulas no recuperables, el gradiente térmico utilizado es el gradiente geotérmico

del lugar.

Figura 2.28 Gradiente geotérmico


68

10. Determinar el tamaño del orificio de la válvula (Port Size) utilizando la figura

antes mencionada 2.26.

11. Una vez determinado el orificio se procede a seleccionar la válvula según la

disponibilidad en el mercado, con lo que queda definido el valor de R y St. Tabla

2.1.

Tabla 2.1 A. Especificaciones de las válvulas MACCO operadas por Fluido

Especificaciones de las válvulas MACCO operadas por Presión del Revestidor

Tabla 2.1 B. Selección de válvula R y St

Tipo de

Válvula

Nombre Área

del

fuelle

LPPC

Puerta

Convencional Recobrable Standard Mínimo Otro (Máximo)

Puerta

nominal

(Pulgs)

Área de

puerta

(𝐏𝐮𝐥𝐠𝐬)𝟐

Factor de

efecto del

revestidor

(1 – R) Puerta

nominal

(Pulgs)

Área de

puerta


Factor de

efecto del

revestidor

(1 – R) Puerta

nominal

(Pulgs)

Área

de

puerta


Factor de

efecto del

revestidor

(1 – R)

Operada por

Fluido

CMO - FS

CMOFS – AK

CMOFS – BK

0.1246

1/8

0.0123

10.8

0.9013

1/8

0.0123

10.8

0.9013

10/64

0.020

19.1

0.8393

CMO - FS

CMO1FS – BK

0.3189

3/16

0.0302

10.5

0.9053

1/8

0.0123

4.0

0.9614

¼

5/32

14/64

0.0554

0.020

0.0394

21.1

6.7

14.1

0.8263

0.9373

0.8765

CMO-FS

CMO2FS –RC

0.7096

1/4

0.0554

8.5

0.9217

1/8

0.0123

1.7

0.9826

5/16

5/32

7/32

0.0797

0.020

0.0394

12.7

2.9

5.9

0.8677

0.9718

0.9443

Tipo de Válvula

Nombre Área del

fuelle LPPC

Puerta

Convencional

Recobrable

Standard Mínimo Otro (Máximo)

Puerta nominal (Pulgs)

Área de

puerta


Factor de

efecto del

Rev.

(1 – R)

R


Área de puerta


Factor de

efecto del

Rev.

(1 – R)

R


Área de

puerta


Factor de

efecto del

Rev.

(1 – R)

R

Operada por Fluido

CM – 1

CM1 – BK

0.3189

3/16

0.0302

10.5

0.9053

0.0947

6/64 6/64

0.0072 0.0072

2.3 1.0

0.9774 0.9899

0.0226 0.0101

9/32 1/8 10/64 13/64 14/64 1/4

0.0652 0.0123 0.020 0.0340 0.0394 0.0554

25.7 4.0 6.7 11.9 14.1 21.0

0.7957 0.9614 0.9373 0.8933 0.8765 0.9262

0.2043 0.0380 0.0637 0.1067 0.1235 0.1738

CM – 2

CM2 – BK

0.7096

5/16

0.0797

12.7

0.8877

0.1123

3/8 7/64 8/64 9/64 10/64 11/64 12/64 13/64 14/64 1/4

0.1142 0.0098 0.0123 0.0163 0.020 0.0243 0.0302 0.0340 0.0394 0.0554

19.2 1.4 1.77 2.36 2.9 3.55 4.45 5.05 5.9 8.48

0.8394 0.7862 0.9826 0.9770 0.9718 0.9658 0.9573 0.9520 0.9444 0.9218

0.1609 0.0138 0.0174 0.0230 0.0282 0.0142 0.0426 0.0480 0.0556 0.0782

CMO

0.1246

3/16

0.0302

32.0

0.7576

0.2424


69

12. Con las características conocidas de la válvula se calcula la presión en el

domo, si se trata de una válvula cargada con nitrógeno en el domo y operada por

presión de Casing, se utiliza la ecuación:

𝐏𝐝 = 𝐏𝐯𝐨(𝟏 – 𝐑) + 𝐏𝐭 × 𝐑 (2.31)

Donde:

Pd = Presión en el domo, Lpc.

Pvo = Presión de apertura de la válvula

Pvo = Pg, Lpc

Pt = Presion en la tubería

Pt = Pf, Lpc

R = Relación del área del vástago al área de fuelle R = (Av Ab⁄ )

13. Corregir la presión del domo a la temperatura del taller (Ptro) utilizando las

tablas 2.29 o 2.30.

14. Repetir el procedimiento a partir del paso 5, para las demás válvulas.

15. Tabular los resultados obtenidos. Ver tabla 2.2


70

Figura 2.29 Corregir la presión del domo a temperatura del taller 60ºF

200 300 400 500 600 700 800

1200

1100

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

900

CORRECCIÓN DE LA TEMPERATURA PARA UN DOMO CARGADO DE

NITRÓGENO. Temperatura Base 80ºF

g 0.60

Corregido Por Gas - Desviación

PRESIÓN DEL DOMO 80ºF

(PSI)

PR

ES

IÓN

DE

L D

OM

O A

PR

OF

UN

DID

AD

(P

SI)


71

Figura 2.30 Corregir la presión del domo a temperatura del taller 80ºF

200 300 400 500 600 700 800

1200

1100

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

900

CORRECCIÓN DE LA TEMPERATURA PARA UN DOMO CARGADO DE

NITRÓGENO. Temperatura Base 60ºF

g 0.60

Corregido Por Gas - Desviación

PRESIÓN DEL DOMO 60ºF

(PSI)

PR

ES

IÓN

DE

L D

OM

O A

PR

OF

UN

DID

AD

(P

SI)


72

La siguiente Tabla a desarrollar se basa en el procedimiento del espaciado, la

calibración de cada una de las válvulas.

Tabla 2.2 Tabulación de resultados obtenidos para Válvulas No Balanceadas

Espaciado de Válvulas Balanceadas

Una vez realizado el procedimiento explicado anteriormente y obtenido el punto

de inyección utilizando el mismo procedimiento para las válvulas no balanceadas,

se aplica el siguiente procedimiento:

1. Dibuje una línea que represente el gradiente del fluido muerto bien bajo

presión del tubing (Pwh) o presión cero, dependiendo si o no el pozo va a ser

descargado de la fosa lo a presión de tubing.

2. Extienda esta línea hasta que ella intercepte la presión de arranque (Pko)

menos 50 lpc. Esta es la posición de la primera válvula.

3. Dibuje una línea horizontal a la izquierda desde el punto de la primera

válvula hasta que ella intercepte la línea de gradiente de presión sobre el punto

de inyección de gas. Ver figura 2.31.


73

Figura 2.31 Procedimiento de espaciado de válvulas Balanceadas

4. Desde la intercepción en el paso 3, dibuje una línea paralela a la línea de

gradiente muerto hasta que ella intercepte la línea de gradiente de operación de

superficie menos 25 lpc se localiza la segunda (2) válvula.

5. Reduzca la presión a la válvula (2) en 25 lpc y dibuje la línea de gradiente

de gas hacia abajo en el pozo.

6. Dibuje una línea horizontal desde la válvula (2) a la izquierda hasta que

intercepte la línea de gradiente de flujo.

7. Desde este punto dibuje una línea paralela a la línea de gradiente de fluido

muerto hasta que ella intercepte la nueva línea de gradiente que se dibujó en el

paso 5. Esta es la válvula (3).

8. Repita el procedimiento de los pasos 5, 6 y 7, hasta que se alcance el punto

de inyección del gas. Ver figura 2.32.

Punto de Inyección

Pko Pwh

Pwf

D’

Pop

Pko - 50


74

Figura 2.32 Espaciado de las válvulas balanceadas

9. Coloque por lo menos una o dos válvulas de gas-lift debajo del punto de

inyección de gas. Esto sirve para tomar en cuenta las condiciones futuras del

pozo y los posibles errores en la información de productividad del pozo.

Calibración de las válvulas

Una vez realizado el espaciado de las válvulas balanceadas, se procede a

calibrarlas realizando los siguientes pasos:

1. Dibuje la línea de gradiente geotérmico desde la temperatura de flujo en la

superficie a la profundidad cerdo hasta la temperatura de flujo al fondo del hoyo

(BHT) a la profundidad total.

2. Determine la temperatura a la profundidad de cada válvula.

3. Marque en el grafico la profundidad de cada válvula.

4. Seleccione la presión de operación de superficie de cada válvula. Esto

puede anotarse directamente del espacio gráfico. La presión de operación de

superficie de la válvula tope está por lo menos 50Lpc menor que la presión de

arranque. Si la presión de operación disponible y la presión de arranque, la

válvula topo tendrá, por lo menos, 25Lpc menos que la presión de operación.


75

5. Utilizando las figuras 2.33 y 2.34 determine los arreglos de taller de la

válvula a 80ºF, así como la presión de cada válvula.

6. Prepare la tabulación final donde se muestre el número de válvulas,

profundidades, temperatura, presión apertura de superficie, presión a la válvula

y presión de arreglo a 80 ºF y 60 ºF.

Figura 2.33 Arreglos de taller de la válvula a 80ºF


76

Figura 2.34 Arreglo de taller de la válvula a 60ºF

2.1.7.2. Diseño del sistema de LAG Flujo Intermitente

El diseño del sistema de LAG para flujo intermitente es un procedimiento que se

utiliza tanto para inyección por un solo punto como para inyección múltiple, con

válvulas estándar operadas por presión y con controlador de tiempo de ciclo o

control por estrangulación (estrangulador de flujo) en superficie.

Existen dos razones básicas para instalar más de una válvula de LAG que son:


77

1. Cuando el nivel estático de líquido ésta muy por encima de la válvula de

operación, es necesario la instalación de válvulas de descarga. Sin estas

válvulas se necesitaría presiones de arranque, en muchos casos, varias veces

superior a la presión de operación.

2. Cuando la válvula de operación está muy por encima de la empacadura de

fondo, y se desean instalar más válvulas hasta alcanzar el nivel de la

empacadura la presión del yacimiento o índice de productividad, podrían bajar

la inyección.

La idea básica del flujo intermitente es permitir una acumulación de líquido en la

tubería, al mismo tiempo que se almacena una cantidad de gas en el espacio anular

y en la línea de gas logrando así periódicamente desplazar el líquido en la tubería

con el gas.

En la figura 2.35, se muestra el pozo en el instante cuando abre la válvula. La

columna de fluido ha llegado a una altura L, determinada por las condiciones del

fluido en el pozo que viene del yacimiento (índice de productividad y presión

estática del yacimiento). La presión del gas en el espacio anular y la línea en este

instante ha llegado a su valor máximo, siendo este valor la presión de apertura de

la válvula, la presión del gas por encima del tapón de líquido ha bajado a su valor

mínimo, siendo este la presión del separador.

Figura 2.35 Formación del Tapón de líquido


78

A su vez, en la figura 2.36, se muestra el pozo en el momento cuando el tapón

llega a la superficie. La presión del gas por debajo del tapón llega a su máximo

dependiendo de la presión del separador, del peso del tapón y la fricción. En un

caso ideal, esta es la presión en el espacio anular; en la práctica la presión anular

es mayor cuando el tapón llega a la superficie, la válvula debe cerrar. Las válvulas

operadas por presión de flujo cierran cuando la presión anular llega a la presión de

cierre de la válvula.

Figura 2.36 Desplazamiento del Tapón

El volumen normal del gas debajo del tapón en el espacio anular y en la línea

de gas, al cerrar la válvula, tiene que ser igual al volumen normal del gas en el

espacio anular y la línea, al abrir la válvula. En el procedimiento de diseño para

flujo intermitente que se explicara a continuación, se utiliza tato para inyección por

un solo punto como para inyección múltiple, con válvulas estándar operadas por

presión y con controlador de tiempo de ciclo o control por estrangular en superficie.

La mayoría de los pozos que producen por LAG intermitente deben operar desde

la válvula más inferior y, por consiguiente, requieren el espaciado de válvulas de

descarga desde el nivel de fluido estático o desde el tope si el pozo está cargado

con fluido muerto. Todo lo que hay que lograr en este diseño es asegurar que la

válvula operada se coloque tan profunda como sea práctico y estar seguros que


79

las válvulas de descarga superiores permitirán que el pozo sea descargado a ese

punto.

Procedimiento para el diseño de una instalación del sistema de LAG por

flujo intermitente. (Balanceadas).

1. Preparar un gráfico, en coordenadas cartesianas de presión (eje de las

abscisas) contra profundidad (eje de las ordenadas).

2. Delinee la presión de arranque (Pko) menos 50 lpc a la superficie

(profundidad cero).

3. Obtenga el peso de la columna de gas de la figura 2.21 (gradiente de gas)

y extienda desde la presión del paso 2 hacia abajo.

4. Delinee la presión de operación de superficie (Pop) a profundidad cero y

extienda esta presión hacia abajo en el pozo, tomando en cuenta el gradiente

del gas, de la figura 2.21.

5. Delinee la presión del tubing a profundidad cero (para flujo intermitente),

esta es igual a la presión del separador (Psep).

6. Utilizando la figura 2.37 y 2.38, dependiendo del diámetro del tubing,

seleccione el gradiente de descarga. La práctica común es seleccionar el

gradiente de descarga basándose en la tasa de producción final que tenía el

pozo al producir por flujo continuo.


80

Figura 2.37 Gradiente de Descarga

100 200 300 0 400 500 600 700 800 900 1000

0.04

0.00

0.28

0.24

0.16

0.20

0.12

0.08

0.48

0.40

0.44

0.36

0.32

0.56

0.52

GRADIENTES DESCARGA DE CÁLCULOS PARA

VALVULA DE SEPARACIÓN

TASA DE DISEÑO (BBL/DÍA)

GR

AD

IEN

TE

(P

SI/

PIE

S)


81

Figura 2.38 Gradiente de descarga

7. Delinee el gradiente de descarga como se determinó en el paso 6, hacia

abajo en el pozo desde la presión del separador. Esto puede ser delineado

desde la presión cero si el pozo va a ser descargado a la fosa desde el fondo.

400 800 1200 0 1600 2000 2400 2800 3200 3600 4000

0.02

0.00

0.14

0.12

0.08

0.10

0.06

0.04

0.24

0.20

0.22

0.18

0.16

0.28

0.26

GRADIENTES DESCARGA DE CÁLCULOS PARA

VALVULA DE SEPARACIÓN

3

TASA DE DISEÑO (BBL/DÍA)

GR

AD

IEN

TE

(P

SI/

PIE

S)


82

8. En este punto, determine si el pozo está cargado con fluido muerto desde

el fondo hasta la superficie o si el pozo se le sacó la tubería añadiendo fluido

muerto. La primera válvula puede ser colocada al nivel del fluido estático si el

pozo no ha sido matado. Para pozos cargados hasta la superficie, construya el

gradiente desde la profundidad cero (para pozos descargado a la fosa) y desde

la presión de superficie tubing (Psep) para pozos descargados al sistema hacia

abajo del pozo. Para pozos no cargados con fluidos muertos, haga un punto en

la línea de operaciones de Casing al nivel de fluido estático para localizar la

válvula (1).

9. Extienda la línea de gradiente de fluido muerto hasta que ella intercepte

(Pko – 50). En este punto se localiza la válvula (1).

10. Desde este punto dibuje una línea horizontal a la izquierda hasta que ella

intercepte la línea de gradiente de descarga.

11. Desde este punto dibuje una línea paralela a la línea de gradiente de fluido

muerto hasta que intercepte la línea de operación del Casing. Si se dispone de

presión de arranque para descargar hasta el fondo del pozo, esta línea es traída

a (Pko – 75). Para válvulas balanceadas se toma una caída de 25 lpc por válvula

hacia abajo en el pozo. Si la presión de arranque (Pko) = Presión de operación

del Casing (Pop), utilice una caída de 25 lpc por válvula desde la presión de

operación. Esto localiza la válvula (2). En el espaciado utilice la presión de la

válvula superior menos de 25 lpc para localizar la siguiente válvula más baja.

12. Continúe el procedimiento de espaciado entre la línea de gradiente de

descarga y las líneas de presión de operación hasta llegar al fondo del pozo.

13. Ajuste y tabule la profundidad de cada válvula.

14. En el mismo papel dibuje una línea de gradiente geotérmico desde la

temperatura de fondo hasta la temperatura de superficie.

15. Tabule la temperatura de superficie.


83

16. Tabule la presión de apertura de cada válvula.

17. Haga una tabulación de resumen completo ver tabla 2.3 de profundidad

de cada válvula, temperatura, presión de abertura de superficie, presión de

arreglo de taller utilizando las tablas 2.4, 2.5 y 2.6

Tabla 2.3 Tabulacion de resultados obntenidos para Válvulas Balanceadas

ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct ºF Ct

61

62

63

64

65

0.998

0.886

0.994

0.991

0.989

101

102

103

104

105

0.919

0.917

0.915

0.914

0.912

141

142

143

144

145

0.852

0.850

0.849

0.847

0.845

181

182

183

184

185

0.794

0.792

0.791

0.790

0.788

221

222

223

224

225

0.743

0.742

0.740

0.739

0.738

261

262

263

264

265

0.698

0.697

0.696

0.695

0.694

66

67

68

69

70

0.987

0.985

0.953

0.981

0.979

106

107

108

109

110

0.910

0.908

0.906

0.905

0.903

146

147

148

149

150

0.844

0.842

0.841

0.839

0.838

186

187

188

189

190

0.787

0.786

0.784

0.783

0.782

226

227

228

229

230

0.737

0.736

0.735

0.733

0.732

266

267

268

269

270

0.693

0.692

0.691

0.690

0.689

71

72

73

74

75

0.977

0.975

0.973

0.971

0.969

111

112

113

114

115

0.901

0.899

0.898

0.986

0.894

151

152

153

154

155

0.836

0.835

0.833

0.832

0.830

191

192

193

194

195

0.780

0.779

0.778

0.776

0.775

231

232

233

234

235

0.731

0.730

0.729

0.728

0.727

271

272

273

274

275

0.688

0.687

0.686

0.685

0.684

76

77

78

79

80

0.967

0.965

0.963

0.961

0.959

116

117

118

119

120

0.893

0.891

0.889

0.887

0.886

156

157

158

159

160

0.829

0.827

0.826

0.825

0.823

196

197

198

199

200

0.774

0.772

0.771

0.770

0.769

236

237

238

239

240

0.725

0.724

0.723

0.722

0.721

276

277

278

279

280

0.683

0.682

0.681

0.680

0.679

81

82

83

84

85

0.957

0.955

0.953

0.951

0.949

121

122

123

124

125

0.884

0.882

0.881

0.879

0.877

161

162

163

164

165

0.822

0.820

0.819

0.817

0.816

201

202

203

204

205

0.767

0.766

0.765

0.764

0.762

241

242

243

244

245

0.720

0.719

0.718

0.717

0.715

281

282

283

284

285

0.678

0.677

0.676

0.675

0.674

86

87

88

89

90

0.947

0.945

0.943

0.941

0.939

126

127

128

129

130

0.876

0.874

0.872

0.871

0.869

166

167

168

169

170

0.814

0.813

0.812

0.810

0.809

206

207

208

209

210

0.761

0.760

0.759

0.757

0.756

246

247

248

249

250

0.714

0.713

0.712

0.711

0.710

286

287

288

289

290

0.673

0.672

0.671

0.670

0.669


84

Tabla 2.4 Factores de corrección de temperatura para el nitrógeno en base a 60ºf con el factor de

"Z"


74

75

0.971

0.969

114

115

0.986

0.894

154

155

0.832

0.830

194

195

0.776

0.775

234

235

0.728

0.727

274

275

0.685

0.684

76

77

78

79

80

0.967

0.965

0.963

0.961

0.959

116

117

118

119

120

0.893

0.891

0.889

0.887

0.886

156

157

158

159

160

0.829

0.827

0.826

0.825

0.823

196

197

198

199

200

0.774

0.772

0.771

0.770

0.769

236

237

238

239

240

0.725

0.724

0.723

0.722

0.721

276

277

278

279

280

0.683

0.682

0.681

0.680

0.679

81

82

83

84

85

0.957

0.955

0.953

0.951

0.949

121

122

123

124

125

0.884

0.882

0.881

0.879

0.877

161

162

163

164

165

0.822

0.820

0.819

0.817

0.816

201

202

203

204

205

0.767

0.766

0.765

0.764

0.762

241

242

243

244

245

0.720

0.719

0.718

0.717

0.715

281

282

283

284

285

0.678

0.677

0.676

0.675

0.674

86

87

88

89

90

0.947

0.945

0.943

0.941

0.939

126

127

128

129

130

0.876

0.874

0.872

0.871

0.869

166

167

168

169

170

0.814

0.813

0.812

0.810

0.809

206

207

208

209

210

0.761

0.760

0.759

0.757

0.756

246

247

248

249

250

0.714

0.713

0.712

0.711

0.710

286

287

288

289

290

0.673

0.672

0.671

0.670

0.669

91

92

93

94

95

0.938

0.936

0.934

0.932

0.930

131

132

133

134

135

0.868

0.866

0.864

0.863

0.861

171

172

173

174

175

0.807

0.806

0.805

0.803

0.802

211

212

213

214

215

0.755

0.754

0.752

0.751

0.750

251

251

253

254

255

0.709

0.708

0.707

0.706

0.705

291

292

293

294

295

0.668

0.667

0.666

0.665

0.664

96

97

98

99

100

0.928

0.926

0.924

0.923

0.921

136

137

138

139

140

0.860

0.858

0.856

0.855

0.853

176

177

178

179

180

0.800

0.799

0.798

0.796

0.795

216

217

218

219

220

0.749

0.748

0.746

0.745

0.744

256

257

258

259

260

0.704

0.702

0.701

0.700

0.699

296

297

298

299

300

0.663

0.662

0.662

0.661

0.660


85


61

62

63

64

65

1.040

1.038

1.036

1.033

1.031

101

102

103

104

105

0.958

0.956

0.954

0.953

0.951

141

142

143

144

145

0.889

0.887

0.886

0.884

0.882

181

182

183

184

185

0.829

0.827

0.825

0.824

0.822

221

222

223

224

225

0.776

0.775

0.772

0.771

0.770

261

262

263

264

265

0.729

0.728

0.727

0.726

0.725

66

67

68

69

70

1.029

1.027

1.025

1.023

1.021

106

107

108

109

110

0.949

0.947

0.945

0.944

0.942

146

147

148

149

150

0.880

0.878

0.877

0.875

0.874

186

187

188

189

190

0.821

0.820

0.018

0.817

0.816

226

227

228

229

230

0.769

0.768

0.767

0.765

0.764

266

267

268

269

270

0.724

0.723

0.722

0.721

0.720

71

72

73

74

75

1.019

1.017

1.014

1.012

1.010

111

112

113

114

115

0.940

0.938

0.937

0.934

0.932

151

152

153

154

155

0.872

0.871

0.869

0.868

0.866

191

192

193

194

195

0.814

0.813

0.812

0.810

0.809

231

232

233

234

235

0.763

0.762

0.761

0.760

0.759

271

272

273

274

275

0.718

0.717

0.716

0.715

0.714

76

77

78

79

80

1.008

1.006

1.004

1.002

1.000

116

117

118

119

120

0.931

0.929

0.927

0.925

0.924

156

157

158

159

160

0.865

0.863

0.862

0.861

0.859

196

197

198

199

200

0.808

0.806

0.805

0.804

0.803

236

237

238

239

240

0.758

0.756

0.755

0.754

0.753

276

277

278

279

280

0.713

0.712

0.711

0.710

0.709

81

82

83

84

85

0.998

0.996

0.994

0.992

0.990

121

122

123

124

125

0.922

0.920

0.919

0.917

0.915

161

162

163

164

165

0.858

0.856

0.854

0.852

0.851

201

202

203

204

205

0.801

0.800

0.798

0.797

0.795

241

242

243

244

245

0.752

0.751

0.750

0.749

0.747

281

282

283

284

285

0.708

0.707

0.706

0.705

0.704

86

87

88

89

90

0.989

0.985

0.983

0.981

0.979

126

127

128

129

130

0.914

0.912

0.910

0.909

0.906

166

167

168

169

170

0.849

0.848

0.847

0.845

0.844

206

207

208

209

210

0.794

0.793

0.792

0.790

0.789

246

247

248

249

250

0.746

0.744

0.743

0.742

0.741

286

287

288

289

290

0.703

0.702

0.701

0.700

0.699

91

92

93

0.978

0.976

0.974

131

132

133

0.905

0.903

0.901

171

172

173

0.842

0.841

0.840

211

212

213

0.788

0.787

0.785

251

252

253

0.740

0.739

0.738

291

292

293

0.698

0.697

0.696


86

Tabla 2.5 Factores de Corrección de Temperatura para El Nitrógeno en Base a 80ºF con el Factor

de "Z" 500 Psi Y 1500 Psi


94

95

0.972

0.970

134

135

0.900

0.898

174

175

0.838

0.837

214

215

0.784

0.783

254

255

0.737

0.736

294

295

0.695

0.694

96

97

98

99

100

0.968

0.966

0.964

0.963

0.961

136

137

138

139

140

0.897

0.895

0.893

0.892

0.890

176

177

178

179

180

0.835

0.834

0.833

0.831

0.830

216

217

218

219

220

0.782

0.781

0.779

0.778

0.777

256

257

258

259

260

0.735

0.733

0.732

0.731

0.730

296

297

298

299

300

0.693

0.692

0.691

0.690

0.689


61

62

63

64

65

1.050

1.047

1.044

1.042

1.039

101

102

103

104

105

0.951

0.949

0.946

0.944

0.942

141

142

143

144

145

0.870

0.868

0.867

0.865

0.863

181

182

183

184

185

0.803

0.801

0.800

0.798

0.797

221

222

223

224

225

0.746

0.744

0.743

0.742

0.741

261

262

263

264

265

0.696

0.695

0.694

0.693

0.692

66

67

68

69

70

1.036

1.034

1.031

1.028

1.026

106

107

108

109

110

0.940

0.938

0.936

0.933

0.931

146

147

148

149

150

0.861

0.859

0.858

0.856

0.854

186

187

188

189

190

0.795

0.794

0.792

0.791

0.789

226

227

228

229

230

0.739

0.738

0.737

0.735

0.734

266

267

268

269

270

0.691

0.690

0.689

0.687

0.686

71

72

73

74

75

1.023

1.020

1.018

1.015

1.013

111

112

113

114

115

0.929

0.927

0.925

0.923

0.921

151

152

153

154

155

0.852

0.851

0.849

0.847

0.845

191

192

193

194

195

0.788

0.786

0.785

0.783

0.782

231

232

233

234

235

0.733

0.732

0.730

0.729

0.728

271

272

273

274

275

0.685

0.684

0.683

0.682

0.681

76

77

78

79

80

1.010

1.008

1.005

1.003

1.000

116

117

118

119

120

0.919

0.917

0.915

0.913

0.911

156

157

158

159

160

0.844

0.842

0.840

0.839

0.837

196

197

198

199

200

0.781

0.779

0.778

0.776

0.775

236

237

238

239

240

0.726

0.725

0.724

0.723

0.721

276

277

278

279

280

0.680

0.679

0.677

0.676

0.675

81

82

83

84

85

0.998

0.995

0.993

0.990

0.988

121

122

123

124

125

0.909

0.907

0.905

0.903

0.901

161

162

163

164

165

0.835

0.834

0.832

0.830

0.829

201

202

203

204

205

0.773

0.772

0.770

0.769

0.768

241

242

243

244

245

0.720

0.719

0.718

0.717

0.715

281

282

283

284

285

0.674

0.673

0.672

0.671

0.670


87

Tabla 2.6 Factores de corrección de Temperatura para el Gas natural en base a

80 °F y 700 Psi de Presión de Gas de 0.60 Gravedad Específica

Procedimiento para el diseño de una instalación del sistema de LAG por

flujo intermitente. (No Balanceadas)

1. Preparar un gráfico, en coordenadas cartesianas, de presión (eje de las

abscisas) contra profundidad (eje de las ordenadas).

2. Marca la presión de apertura en la superficie en el eje correspondiente y

dibujar desde este punto la línea de gradiente de gas. El gradiente del gas se

obtiene de la figura 2.21.

3. Seleccionar tentativamente una presión constante de cierre en superficie

100Lpc menor que la presión de apertura en superficie, marcar este punto en el eje

de presión y trazar a partir del mismo la línea del gradiente del gas.

4. Seleccionar un gradiente de descarga aproximado utilizando la figura 2.37 y

2.38 de acuerdo al diámetro de la tubería de producción (θt). La práctica común es

seleccionar el gradiente de descarga basándose en la tasa de producción final que

tiene el pozo cuando producía por flujo continuo.


86

87

88

89

90

0.985

0.983

0.981

0.978

0.976

126

127

128

129

130

0.899

0.897

0.895

0.893

0.891

166

167

168

169

170

0.827

0.825

0.824

0.822

0.820

206

207

208

209

210

0.766

0.765

0.763

0.762

0.761

246

247

248

249

250

0.714

0.713

0.712

0.711

0.709

286

287

288

289

290

0.669

0.668

0.667

0.666

0.665

91

92

93

94

95

0.974

0.971

0.969

0.967

0.964

131

132

133

134

135

0.889

0.887

0.885

0.883

0.881

171

172

173

174

175

0.819

0.817

0.816

0.814

0.812

211

212

213

214

215

0.759

0.758

0.757

0.755

0.754

251

251

253

254

255

0.708

0.707

0.706

0.705

0.703

291

292

293

294

295

0.664

0.663

0.662

0.661

0.660

96

97

98

99

100

0.962

0.960

0.958

0.955

0.953

136

137

138

139

140

0.880

0.878

0.876

0.874

0.872

176

177

178

179

180

0.811

0.809

0.808

0.806

0.805

216

217

218

219

220

0.752

0.751

0.750

0.748

0.747

256

257

258

259

260

0.702

0.701

0.700

0.699

0.698

296

297

298

299

300

0.659

0.658

0.657

0.655

0.654


88

5. Con el gradiente obtenido en el paso anterior dibujar la curva de descarga a

partir de la presión en el cabezal del pozo (Pwh).

6. Determinar el volumen de gas necesario para levantar un ciclo de líquido este

valor se obtiene de la figura 2.39, para utilizar esta figura se asume una presión de

apertura a profundidad igual a la presión de cierre a profundidad más 75 lpcm.

7. Determinar el cambio en la presión del revestidor. Requerido para suministrar

el volumen de gas determinado en el paso 6, el mismo se obtiene de la figura 2.40.

8. Seleccionar la carga máxima en la tubería que puede ser levantada. Como

una aproximación si no se dispone de mejor información utilizar:

𝐏𝐭𝐮𝐛= 𝟏 𝟐⁄ 𝐏𝐞 (2.32)

Donde:

Pe = Presión promedio del yacimiento (Lpc).

Ptub = Presión en la tubería a la altura de la válvula operadora.

9. Seleccionar el tamaño del orificio de la válvula de control para

lo cual es necesario calcular el factor R.

𝐑 =𝐀𝐫𝐞𝐚 𝐝𝐞 𝐚𝐬𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨

𝐀𝐫𝐞𝐚 𝐝𝐞 𝐟𝐮𝐞𝐥𝐥𝐞=

𝐀𝐯

𝐀𝐛

𝐑 = 𝐏𝐯𝐨 − 𝐏𝐯𝐜

𝐏𝐯𝐨 − 𝐏𝐭 (2.33)

Donde:

Pvo = Presión de apertura de la válvula, el cual está dado por la presión de cierre

a profundidad más el diferencial de presión determinada en el paso 7.

Pvc = Es la presión en el anular al cierre de la válvula.

Pt = Presión de la carga máxima determinada en el paso 8.

1. Construir la línea máxima presión en la tubería desde el fondo hasta la

superficie. Esto se hace trazando una línea que una el punto que representa la

presión en el fondo del tapón liquido cuando se ha formado frente a la válvula

operadora y el punto que representa la presión en el fondo del tapón cuando ha

alcanzado la boca del pozo. La presión en el fondo del tapón cuando esta abajo se

puede aproximar con la siguiente ecuación.

𝐏𝐓𝐀𝐏 = 𝐏𝐯𝐨 − (%𝐏𝐯𝐨) (2.34)


89

Figura 2.39 Volumen de Gas


90

Figura 2.40 Presión del Revestidor

Donde:


91

(%Pvo) Se obtiene de la siguiente tabla:

Tabla 2.7 Presión de apertura de la válvula.

La presión en el fondo del tapón cuando alcanza la boca del pozo se puede

aproximar de la siguiente manera:

Asumir un 7% de pérdida de líquido por cada 1000 pies de viaje.

Determinar la longitud del tapón cuando se encuentra arriba. Esto se hace

restando a la longitud del tapón cuando se encontraba en el fondo las pérdidas de

líquido en el recorrido.

Determinar la resistencia por fricción para la longitud del tapón encontrada y

una velocidad que puede ser aproximada por 1000 pies/min (gradiente de fricción

para una velocidad de 1000Pies/min es igual a 0.184 lpc/pie).

La presión dinámica total en el fondo del tapón cuando este alcanza la

superficie (profundidad = longitud del tapón) es igual a la presión ejercida por el

tapón más la presión en la tubería (Pwh) más la resistencia por fricción.

2. Construir una línea recta, desde la superficie hasta el fondo, que representa

la presión en el revestidor en el instante que la válvula operadora abre esto se hace

trazando una línea desde Pvo a profundidad hasta Pvo menos el peso de la

columna de gas marcado a nivel de superficie.

3. Construir una línea que represente la presión en el revestidor en el instante

que el tapón pasa cada válvula de la siguiente manera. Dibujar una línea recta,


92

entre la presión de apertura en el fondo (Pvo) y la presión de cierre en superficie

(paso 13).

4. Espaciamiento de las válvulas:

a. La primera válvula se espacea construyendo la línea de gradiente de fluido

muerto desde (Pwh) hasta la línea de presión disponible menos 50 lpc de factor de

seguridad para el proceso de descarga.

b. Espaciar 2 o 3 válvulas más de la misma manera, utilizando el gradiente de

descarga determinado en el paso 4.

c. Espaciar las demás válvulas basándose en la línea de presión máxima en la

tubería y en la línea de presión constante de cierre.

5. Tabular los resultados.

Figura 2.41 Resultados del espaciamiento.

Evaluación de instalaciones de levantamiento artificial por gas.

Las instalaciones de levantamiento artificial por gas está sujeta a sufrir diversos

problemas operacionales, por lo que se requiere ser evaluadas y analizadas a fin

de que operen con la eficiencia prevista. A pesar de los avances tecnológicos que

han permitido la creación de válvulas de gas lift semiautomáticas, es necesario

supervisar atentamente su funcionamiento, especialmente durante el proceso de

descarga y mientras transcurre el periodo de ajuste hasta que la inyección del gas

Pwh

LT

P. Tapón

Pvo

Presion (Lpc)

PTAP Pvo

Presion Disponible

Presion de Apertura

requerida (válvula

en el Fluido)

Presion en el

revestidor

cuando pasa el

tapón

Presion de

cierre

constante


93

se regula. En análisis apropiado de una instalación de levantamiento artificial es

muy importante, para determinar cómo está operando una instalación.

A continuación se presentan las formas más usadas para controlar la inyección

de gas, tanto en flujo continuo como en flujo intermitente, y para analizar las

instalaciones de levantamiento artificial por gas.

Estrangulador flujo continuo: Este método es probablemente el mejor y más

simple para controlar una instalación de flujo continuo. Se instala un estrangulador

en la línea de inyección de gas y se regula para que deje pasar la cantidad de gas

deseada si el estrangulador es del tipo ajustable, se facilita para alcanzar el tamaño

necesario, pero también es probable que surjan problemas de congelamiento.

Estrangulador flujo intermitente: El control del gas inyectado también se puede

realizar con estranguladores de flujo, cuando se produce intermitentemente, si se

utiliza válvulas no balanceadas y con suficiente diferencial de presión (Spread).

Este tipo de control requiere mucha atención antes de encontrar el tamaño

adecuado de regulador. La tasa de inyección de gas debe programarse para que

coincida con los requerimientos de pozos, en la mayoría de los casos este control

se utiliza en pozo con poco volumen de gas disponible.

2.2. Bombeo Mecánico

El bombeo mecánico es el método más usado en el mundo. Consiste una bomba

de subsuelo de acción recíprocante, que es abastecida con energía producida a

través de una sarta de cabillas, la energía es suministrada por un motor eléctrico o

de combustión interna colocada en la superficie. Tiene su mayor aplicación mundial

en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque también se utiliza en

la producción de crudos medianos y livianos.

Este método se basa en levantar fluido desde el fondo del pozo hacia los

tanques de recolección o a una estación de producción por medio de una bomba

de subsuelo ubicada en el fondo del pozo cuya energía es proporcionada por un

balancín o equipo de bombeo en superficie y es transmitida por medio de una sarta

de cabillas a la bomba. El fluido levantado es transportado por la tubería de

producción o tubing y luego por las líneas de transferencia hasta el separador

según como estén configuradas las facilidades de superficie.


94

La función principal de la unidad de bombeo mecánico es proporcionar el

movimiento recíprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de

cabillas y estas la bomba de subsuelo. La unidad de bombeo, en su movimiento,

tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto inferior.

Cuando el balancín está en el punto muerto inferior sus válvulas fija y viajera se

hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto

de succión del pistón permite la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del pozo

hacia el interior de la bomba. Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una

presión sobre la válvula viajera y permanecerá cerrada durante la carrera

ascendente. El funcionamiento en conjunto de estos elementos es el que permite

que le sea trasmitida la energía adicional al pozo para transportar el fluido desde

el fondo hasta la superficie.

El sistema de bombeo mecánico consiste básicamente de las siguientes partes:

La bomba de subsuelo accionada por las cabillas.

La sarta de cabillas de succión que transmite el movimiento de bombeo

y la potencia desde la superficie a la bomba en el subsuelo. También

incluyen la tubería dentro de la cual operan las cabillas y que conduce el

fluido a la superficie.

El equipo de bombeo superficial que transforma el movimiento

rotacional el motor en movimiento recíproco vertical.

El reductor de la velocidad

El motor que proporciona la potencia necesaria al sistema.

2.2.1. Ventajas del método de BM

Fácil de operar y de hacer mantenimiento.

Puede ser usado durante toda la vida productiva del pozo.

Puede bombear el pozo a una muy baja presión de entrada para obtener la

máxima producción.

Usualmente es la más eficiente forma de levantamiento artificial.

Se puede fácilmente intercambiar de unidades de superficie.

Puede levantar petróleos de alta viscosidad y temperatura.

Puede ser monitoreada remotamente con un sistema de control de

supervisión de bomba.

Puede utilizar gas o electricidad como fuente de poder.


95

2.2.2. Desventajas del método de BM

Es problemático en pozos con alta desviación.

Susceptible de presentar bloqueo por excesivo gas libre a la entrada de la

bomba.

La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio y es obtrusiva al

ambiente.

Es obtrusivo en áreas urbanas. Peligro para las personas.

No puede funcionar con excesiva producción de arena.

Cuando no se usan varillas de fibra de vidrio la profundidad puede ser una

limitante.

2.2.3. Parámetros de Aplicación del Bombeo Mecánico

Este método de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000 (BPPD).

Se pueden aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies.

No se puede utilizar en pozos desviados.

No debe existir presencia de arenas.

Solo se utiliza en pozos unidireccionales.

Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500 °F.

2.2.4. Componentes del Sistema

Los componentes que conforma el método de Bombeo mecánico se dividen en

dos categorías: Equipos de superficie y equipos de subsuelo como se muestra en

la figura 2.42.

Figura 2.42 Diagrama del Bombeo Mecánico.


96

2.2.4.1. Equipo de superficie

Los equipos de superficie que componen al sistema de Bombeo Mecánico son

los siguientes: Motor, Caja de engranaje, Manivela, Contra peso, Prensa estopa y

la barra pulida.

Motor: La función del motor es suministrar a la instalación energía mecánica la

cual eventualmente es transmitida a la bomba y usada para levantar el fluido. El

motor seleccionado para una instalación debe tener suficiente potencia de salida

para levantar el fluido a la tasa deseada desde el nivel de fluido de trabajo en el

pozo. Ver figura 2.43.

Figura 2.43 Motor

Existen dos tipos de motores usados principalmente: Motores Eléctricos y

Motores de combustión interna.

Motores eléctricos: Son los de mayor aplicación en los campos

petroleros. Se clasifican en dos tipos: Motores convencionales, y de alto

desplazamiento.

Motores de combustión interna: Son básicamente de dos tipos: de alta

velocidad y de baja velocidad.

Caja de engranaje o Reductora de velocidad: Este dispositivo permite cambiar

por medio de engranajes la alta velocidad angular entregada por el motor a un

mayor torque suficiente para permitir el movimiento del balancín. Ver figura 2.44.

Figura 2.44 Caja de Engranaje


97

Manivela: Es la responsable de trasmitir el movimiento de la caja de engranaje

o trasmisión a la biela del balancín, que está unida a ellos por pines que están

sujetas al eje de baja velocidad de la caja de engranaje y cada una de ellas tienen

un número igual de orificios, los cuales representan una determinada carrera del

balancín, lo cuales se sujetan los pines de sujeción de las bielas. Ver figura 2.45.

Figura 2.45 Manivela

Pesas o Contra Peso: Se utiliza para balancear las fuerzas desiguales que se

originan sobre el motor durante las carreras ascendentes y descendentes del

balancín a fin de reducir la potencia máxima efectiva y el movimiento de rotación.

Ver figura 2.46.

Figura 2.46 Pesas o Contra Peso

Prensa Estopa: Consiste en una cámara cilíndrica que contienen los elementos

de empaque que se ajustan a la barra pulida permitiendo sellar el espacio existente

entre la barra pulida y la tubería de producción, para evitar el derrame de crudo

producido. Ver figura 2.47.

Figura 2.47 Prensa Estopa


98

Barra pulida: Se encarga de soportar el peso de la sarta de cabillas, de la bomba

y del fluido dentro de la tubería. La relación directa entre la sarta de varillas y el

equipo de superficie es la barra pulida. Ver figura 2.48.

Figura 2.48 Barra Pulida

Unidad de bombeo: La unidad de bombeo es un mecanismo cuya función

principal es accionar la sarta de varillas y la bomba a fin de elevar el fluido desde

el subsuelo a superficie. El movimiento rotatorio resultante se transforma en uno

recíprocante, a través de la manivela, la biela y el propio balancín. La unidad de

bombeo mecánico está compuesta por tres unidades que la conforman como lo

son: Unitorque Mark II, Convencional y Balanceada por aire. Ver figura 2.49.

Figura 2.49 Unidad de Bombeo

Unidad Convencional: La unidad convencional balanceada por manivelas es la

más universal, conocida y popular utilizada en los campos petroleros, de fácil

manejo y manteniendo mínimo. En este tipo de balancín la rotación de las

manivelas origina que la viga principal oscile y mueva hacia arriba y hacia abajo al

vástago pulido. Para muy diversas condiciones de bombeo en las que la

confiabilidad, y la sencillez son factores primordiales, la unidad convencional ha

sido siempre la preferida. Un limitante para este tipo de unidades es que su tamaño

aumenta notablemente en función de la producción a extraer. Ver figura 2.50.


99

Figura 2.50 Convencional

Unidades Unitorque Mark II: Esta unidad es un rediseño del balancín

convencional, que cambia la posición de los brazos y del poste maestro para

obtener un sistema unitorsional, a fin de reducir el torque en la caja de engranajes.

La geometría del Mark II tiende a reducir la carga máxima y mínima de la barra

pulida, proporcionando un rango de operación más aceptable. Ver figura 2.51.

Figura 2.51 Unitorque Mark II

Unidades balanceadas por aire: Se caracteriza por utilizar un cilindro con aire

comprimido en lugar de usar pesas de hierro, su costo por transporte e instalación

es más económica que las convencionales por lo cual puede ser usada costa

afuera o cuando es necesario mover con frecuencia la unidad, el mantenimiento

del cilindro de aire, pistón compresor y controles de neumáticos, los hacen ser la

unidad costosa en cuanto a operaciones pero son más resistentes a cargas que

las convencionales.

El uso de aire comprimido en lugar de pesas permite controlar mejor el

contrapeso; el peso de la unidad se reduce aproximadamente un 40% más que las

otras unidades. Ver figura 2.52.


100

Figura 2.52 Balanceada por aire

2.2.4.2. Equipos de subsuelo

Los equipos de subsuelo que componen al sistema de Bombeo Mecánico son

los siguientes: Tubería de producción, Sarta de cabillas, Bomba de subsuelo, ancla

de gas, ancla de tubería y la varillas de succión.

Tubería de producción: La tubería de producción, la conforma una serie de tubos

de acero que tienen por objeto conducir el fluido proveniente de la formación, desde

el fondo del pozo hasta la superficie, y al mismo tiempo sirve de guía a la sarta de

cabilla que acciona la bomba de subsuelo. Ver figura 2.53.

Figura 2.53 Tubería de Producción

Sarta de cabillas: La sarta de cabillas constituye el medio de conexión entre la

unidad de bombeo en la superficie y la bomba en el subsuelo. Mediante ésta se

transmite el movimiento recíproco vertical a la bomba que efectuara el

desplazamiento del fluido. Las cabillas de subsuelo se clasifican en dos tipos

básicos: API (o convencionales) y No API (o continuas). Ver figura 2.54.


101

Figura 2.54 Sarta de Cabillas

Cabillas API: Las cabillas API pueden ser de 25 o 30 pies, utilizando niples de

cabillas (tramos de cabillas de menor longitud), en los casos que ameriten para

obtener la profundidad de asentamiento de la bomba, diseñado para adicionar peso

al colocarse en la parte inferior de las barras. Ver figura 2.55

Figura 2.55 Cabillas API

De acuerdo al material de fabricación, existen tres tipos de cabillas API: C., D,

K. resumen sus especificaciones. Ver tabla 2.8.

CLASE

API

METALURGIA

ESFUERZO DE

TENSIÓN MÍNIMO

(LPC)

ESFUERZO DE

TENSIÓN

MÁXIMO (LPC)

DUREZA

BRINELL

C ALSI 1036 90.000 115.000 185 – 235

D CARBON 115.000 140.000 235 – 285

K ALSI 46XX 85.000 115.000 175 – 236

Tabla 2.8 Cabillas API. Especificaciones de fabricación

Las cabillas API son de 25pies de longitud (variación de ± 2 pulg) aunque

también las hay de 30pies. Ver tabla 2.9


102

DIÁMETRO (PULG)

PESO (LBS/PUL

G)

AREA

(𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐)

CUELLO NORMAL (PULG)

(DIAM. EXT.) ESPECIAL

(PULG)

TUBERÍA NORMAL (PULG)

(DIAM. INT.) ESPECIAL

(PULG)

½ 0.726 0.1964 --- 1.000 --- 1.66

5/8 1.135 0.3068 1.500 1.250 2 – 1/16 1.99

¾ 1.634 0.4418 1.625 1.500 2 – 3/8 2 – 1/16

7/8 2.224 0.6013 1.813 1.625 2 – 7/8 2 – 3/8

1 1.904 0.7854 2.188 2.000 3 – ½ 2 – 7/8

1 – 1/8 3.676 0.9940 2.375 --- 3 – 1/2 ---

Tabla 2.9 Especificaciones de Cabillas API.

Cabillas No API o continuas: Las cabillas No API son aquellas cabillas que no

cumplen con las normas API, ellas son; Electra, continuas y fibra de vidrio dentro

de las cuales las más usadas son las cabillas continuas, su elongación es 3.8 veces

mayor que las cabillas de acero para la igual carga y diámetro. Ver figura 2.56

Figura 2.56 Cabillas No API o Continuas

Bomba de Subsuelo: Es una bomba a pistón que se utiliza para levantar fluido

desde el fondo del pozo hasta la superficie, accionada por el movimiento

recíprocante que le suministra la unidad de bombeo o balancín a través de la sarta

de cabillas. Los principales son: el barril o camisa, pistón o émbolo, válvula fija,

válvula viajera, anclaje. Ver figura 2.57.

Figura 2.57 Bomba de Subsuelo


103

Barril o Cilindro de la bomba: Es un cilindro de superficie interna pulida, dentro

del cual se mueve el pistón.

Pistón o émbolo: El pistón es el embolo de la bomba, tiene la superficie externa

pulida, se mueve dentro de la camisa y su diámetro determina la capacidad de

desplazamiento. Pueden ser de acuerdo a su configuración lisos, de copa, de

sucesión de anillos, estriados, etc. Y de acuerdo al material se clasifican en

metálicos y no metálicos.

La válvula fija de tipo bola y asiento: La válvula fija es un dispositivo formado por

una esfera de acero y su asiento colocando en el fondo de la bomba, que permite

la entrada de fluido del pozo al interior de la misma.

La válvula viajera: Es también un dispositivo formado por una esfera y su

asiento, pero que alterna su posición durante el ciclo de bombeo. Está ubicada en

el pistón.

Anclaje o zapata: El anclaje es un niple que tiene en su parte interna que tiene

un cono y aloja el anillo de bronce que la válvula fija lleva en su exterior permitiendo

el sello hermético.

Todos los accesorios de la bomba de subsuelo antes mencionados serán

mostrados en la figura 2.58.

Figura 2.58 Componentes de la Bomba de subsuelo.


104

Tipos de bombas de subsuelo

El instituto americano de petróleo (API) clasifica las bombas de subsuelo

fundamentalmente en dos tipos: Bombas de tubería y Bombas de cabillas (o

inserción). Además de las bombas API se utilizan con frecuencia las bombas SIS,

también de ambos tipos:

Bombas API de tubería: En este tipo de bombas el barril y la zapata forman parte

integral de la tubería de producción. El pistón es corrido con las cabillas y en su

parte inferior lleva un pescante que se utiliza para colocar la válvula fija en la zapata

de la bomba o para sacarla de la misma. Estas bombas están diseñadas para

producir mayor volumen, que una bomba de cabilla, para una misma tubería de

producción. Esto se debe a que el barril de dichas bombas puede ser mayor que

el diámetro interno que la tubería de producción. Ver figura 2.59.

Figura 2.59 Bombas API de Tubería

Bombas API de cabillas: Este tipo de bombas se instala y se saca con la sarta

de cabilla sin necesidad de sacar la tubería. Ver figura 2.60.

Figura 2.60 Bombas API de Cabillas


105

Las bombas de subsuelo dependen de las especificaciones que muestra la

siguiente tabla 2.10

TIPO

DIÁMETRO

(PULG)

LONGITUD

DEL BARRIL (PIES)

RANGO DE ALCANCE

(PIES)

LONGITUD DE LA JUNTA DE LA BOMBA DE

EXTENSIÓN (PIES)

ROSCA PARA

ENTUBADO (PULG)

CABILLA DE

BOMBEO DE

CONEXIÓN

Bomba de cabilla de bombeo

31.8 38.1

44.45 31.8 38.1

44.45

2.1 – 2.4 – 2.7 – 3.0 – 3.3 – 3.6 – 3.9 – 42 – 4.5 – 4.8 – 5.7 – 6.0 – 6.6 – 73 –

9.1

1.5 - 6

0.3 – 0.6 – 0.9

2 – 3/8 2 – 7/8 2 – 7/8 2 – 3/8 2 – 7/8 2 – 7/8

CYG16 CYG19 CYG19 CYG16 CYG16 CYG16

Bomba de

tubería

57.15 69.85 82.55 95.25

1.5 – 7.8

0.3 – 0.3 –

0.9

2 – 7/8 2 – 7/8 3

– 1/2 3 – 1/2 3 – 1/2

CYG19 CYG22 CYG25

---

Tabla 2.10 Especificaciones de las bombas de subsuelo

Ancla de gas: El ancla de gas consiste en un tubo ranurado o perforado que

permite separar el gas del petróleo, minimizando la entrada de gas a la bomba y

consecuentemente obtener mayor eficiencia volumétrica. Los tipos de anclas

sirven para el mismo propósito y también el principio de funcionamiento, pero

presentan pequeñas variantes. Ver figura 2.61.

Figura 2.61 Ancla de Gas

Ancla Natural: El ancla natural consiste en un tubo de 20 a 30 pies de longitud

con un niple perforado en la parte inferior, sin tubo de succión.

Niple perforado (poorman): El Niple perforado consiste en un niple perforado

similar al tipo natural al que se le ha adicionado un tubo de succión concéntrico y

otro para la recolección de sedimentos (tubo de barro). Ver tabla 2.11.


106

Copa (Gilbert): La copa es similar al anterior (niple perforado) solo que lleva copa

de metal a lo largo del niple. Ver tabla

Multicopa: La Multicopa difiere de la anterior, en estar prevista de mayor numero

de copas y en prescindir del tubo de succión adicional, ya que el tubo principal hace

la función de éste. Ver tabla 2.11.

Empacadura (packer): La empacadura consiste en un niple perforado en la parte

superior y un tubo de succión, comunicado con el anular ancla-revestidor, en la

parte inferior. Está instalada a una empacadura y no lleva tubo de barro.

Los diferentes tipos de anclas de gas poseen una serie de especificaciones las

cuales serán mostradas en la tabla 2.11.

Tabla 2.11 Especificaciones de anclas de gas

Ancla de Tubería: El ancla de tubería está diseñado para ser utilizados en pozos

con el propósito de eliminar el estiramiento y compresión de la tubería de

producción, lo cual roza la sarta de cabillas y ocasiona el desgaste de ambos.

Normalmente se utiliza en pozos de alta profundidad. Se instala en la tubería de

TIPO

CLASIFICACI

ON

REVESTIDO

R

DIMENSIONES TUBO DE SECCIÓN

DIAM LONG DIAM LOG

Copa

C – 69 C – 66 C – 63 C – 49 C – 46 C – 43

9 – 5/8” 9 – 5/8” 9 – 5/8” 7” 7” 7”

6” LP 6” LP 6” LP 4 – 1/2 EU 4 – 1/2 EU 4 – 1/2 EU

9’ 6’ 3’ 9’ 6’ 3’

2” LP 2” LP 2” LP 2” LP 2” LP 2” LP

15’ 15’ 15’ 20’ 20’ 20’

Niple Perforado

P – 69 P – 66 P – 63 P – 49 P – 46 P – 43

9 – 5/8” 9 – 5/8” 9 – 5/8” 7” 7” 7”

6” LP 6” LP 6” LP 4 – 1/2 EU 4 – 1/2 EU 4 – 1/2 EU

9’ 6’ 3’ 9’ 6’ 3’

2” LP 2” LP 2” LP 2” LP 2” LP 2” LP

15’ 15’ 15’ 20’ 20’ 20’

Empacadura

PK – 42 PK – 31

9 – 5/8” 7”

4 – 1/2 EU 3 – 1/2 EU

16’ 16’

2” LP 1.5 “ LP

14’ 14’

Natural

N – 31 N – 27 N – 23

7” forro 7” forro 4 – ½ forro

--- --- ---

--- --- ---

3 – 1/2" EU 2 – 7/8” EU 2 – 3/8” EU

20’ 20’ 20’


107

producción, siendo éste el que absorbe la carga de la tubería. Las guías de cabillas

son acopladas sobre las cabillas a diferentes profundidades, dependiendo de la

curvatura y de las ocurrencias anteriores de un elevado desgaste de tubería. Ver

figura 2.62.

Figura 2.62 Ancla de Tubería

Las varillas de succión: Las varillas de succión son hechas de varias aleaciones

de metales. Es un sistema vibratorio complejo mediante el cual el quipo superficial

transmite energía o movimiento. Están sujetas a un funcionamiento mecánico que

le impone esfuerzos de estiramiento, encogimiento y vibración; fatiga, corrosión,

erosión. Es una serie de tubos que se usa para transportar el fluido y, al mismo

tiempo, sirve de guía a la sarta de cabilla que acciona la bomba.

2.2.5. Diseño de equipos del BM

En esta sección se presentan los métodos más comunes de diseño de

instalaciones de bombeo mecánico, que permiten hacer una selección adecuada

de los equipos que las conforman, a fin de obtener una operación eficiente y

segura, con máximo rendimiento al menor costo posible.

Lo importante en el diseño de una instalación de bombeo mecánico, es predecir

los requerimientos de cargas, potencias y contrabalance, así como las relaciones

de esfuerzos, torques y tasas de producción. Una vez conocidos estos parámetros,

el equipo apropiado puede ser seleccionado para cumplir los requerimientos

establecidos.

2.2.5.1.Método API RP 11L:

Este método está basado en el boletín RP 11L de la API, publicado por primera

vez en 1967 y objeto de modificaciones en los años 1972, 1976, 1977 y 1979. Es


108

el más utilizado cuando se dispone de unidades convencionales y se aplica sujeto

a las siguientes condiciones:

a) Unidad tipo convencional.

b) Motores de bajo deslizamiento.

c) Llenado completo de la bomba.

d) No debe haber interferencia de gas.

e) Tubería anclada.

f) Fricción en el pistón nula.

g) Efectos de aceleración mínimos.

h) Pozos rectos.

i) Fluidos de baja viscosidad.

j) Mínima producción de arena.

k) Bombas de subsuelo API.

l) Cabillas de acero como diseño API.

Estas son las mismas condiciones bajo las cuales se llevó a cabo el desarrollo

del método, que en forma resumida consistió en simular las condiciones de

bombeo, con un computador analógico que genero cartas dinagráficas de

superficie y de subsuelo que aportaron datos, de un gran número de casos de

diseño practico, con los cuales se elaboraron tablas y gráficos que permiten hacer

la selección o evaluación de equipos de bombeo de manera más fácil. Las curvas,

en los gráficos, fueron desarrolladas para los siguientes parámetros

adimensionales:

La figura 2.63 Muestra los factores de análisis en una carta dinagráfica. Del

procedimiento de diseño se desprenden dos parámetros de importancia relevantes.

Figura 2.63 Cartas dinagráficas de superficie y de fondo (Parámetros con Nomenclatura API)

S= LONGITUD DE CARRERA EN SUPEFICIE

Fo = CARGA DE FLUIDO SOBRE LA BOMBA

CARG

A M

INIM

A

EN LA

BAR

RA

PULID

A (M

PRL)

PESO

DE

CABI

LLA

EN

FLOT

ACIO

N (W

fr)

CARG

A M

AXIM

A EN

LA B

ARRA

PUL

IDA

(PPR

L) F1

F2


109

Para determinar la velocidad de bombeo combinada, se utiliza la siguiente

ecuación:

𝐍

𝐍𝐨′=

𝐍 𝐱 𝐋

𝟐𝟒𝟓𝟎𝟎𝟎 𝐱 𝐅𝐜 (2.35)

Donde:

N = Velocidad de bombeo, Spm.

No′ = Frecuencia natural de la sarta de cabillas combinadas, Spm.

L = Profundidad de bombeo, Pies.

Fc =Factor de frecuencia, Adim.

Para determinar el esfuerzo de la sarta de cabillas, se utiliza la siguiente

ecuación:

𝐅𝐨

𝐒𝐊𝐫=

𝟎.𝟑𝟒 𝐱 𝐆 𝐱 𝐃𝟐 𝐱 𝐇

𝐒/(𝟏/𝐊𝐫) (2.36)

Donde:

Fo = Carga de fluido sobre el área del pistón, Lbs.

SKr = Carga necesaria para elongar la sarta de cabillas, longitud igual a la

embolada de la barra pulida,lbs.

G = Gravedad especifica del fluido.

D = Diámetro del Pistón,pulg.

H = Levantamiento neto, pies.

S = Longitud de carrera en superficie, pulgs.

1

Kr = Constante de elasticidad de la sarta de cabillas, pulgs/lbs.

De estos parámetros dependen los factores de diseño de un sistema de bombeo

y puede darse el caso donde para diferentes pozos a condiciones distintas se

obtengan cartas dinagráficas similares y valores de las variables aproximados.

Procedimiento de diseño:

La solución final al problema de diseño se alcanza con un proceso de ensayo y

error. En general se requieren tres pasos para diseñar una instalación:

a) Se debe hace una selección preliminar de los componentes de la

instalación.


110

b) Se calculan las características de operación para los componentes

preseleccionados, usando las formulas, tablas y figuras que propone el método.

c) El desplazamiento de la bomba y las cargas calculadas se comparan con

los volúmenes, rangos de carga, esfuerzos y demás limitaciones de la selección

preliminar. Usualmente se requiere más de un cálculo para encontrar los valores

que se ajustan a las limitaciones del diseño.

Entre la información mínima que se debe conocer (o asumir) para el cálculo del

diseño de una instalación de bombeo mecánico se debe incluir:

1. Nivel del fluido.

2. Profundidad de la bomba.

3. Velocidad de la bomba.

4. Longitud de la carrera en superficie.

5. Diámetro del pistón.

6. Gravedad específica del fluido.

7. Diámetro nominal de la tubería y si está anclada o no.

8. Tamaño y diseño de las cabillas (sarta).

Conociendo estos factores se determina:

9. Emboladas del pistón.

10. Desplazamiento de la bomba.

11. Carga máxima en la barra pulida.

12. Carga mínima en la barra pulida.

13. Torque máximo.

14. Potencia.

15. Contrapeso requerido (contrabalance).

Secuencia a seguir en el diseño

- Registrar la información mínima requerida:

16. Nivel del fluido, H en pies.

17. Profundidad de la bomba, L en pies

18. Velocidad de la bomba, N en Spm

19. Longitud de la carrera en superficie, S en pulg.

20. Diámetro del pistón, D en pulg.

21. Gravedad específica del fluido, G adimensional.

22. Diámetro de la tubería, pulg

23. Anclaje: Si_______, No_______

24. Tamaño y diseño de las cabillas (sarta).


111

Determinar de las tablas 2.12 y 2.13.

1) Wr (Peso de las cabillas en el aire, Lbs)

2) Er (Constante de elasticidad de las cabillas, Pulgs/lbs-pies)

3) FC (Factor de frecuencia, Adimensional)

4) Et (Constante de elasticidad de la tubería, Pulgs/lbs-pies)

Nº Dp Wr Er Fc 1–1/8 1 7/8 3/4 5/8 1/2

44 AII 0.633 0.00199 1.000 --- --- --- --- --- 100.0

54

1.06 1.25 1.50 1.75 2.00

0.776 0.797 0.826 0.872 0.905

0.00170 0.00166 0.00160 0.00153 0.00144

1.128 1.139 1.142 1.130 1.095

--- --- --- --- ---

--- --- --- --- ---

--- --- --- --- ---

--- --- --- --- ---

40.5 45.9 54.5 64.6 76.2

59.5 54.1 45.5 35.4 23.8

55 AII 0.990 0.00127 1.000 --- --- --- --- 100.0 ---

64

1.06 1.25 1.50 1.75

0.973 1.015 1.090 1.173

0.00144 0.00137 0.00125 0.00112

1.224 1.222 1.191 1.137

--- --- --- ---

--- --- --- ---

--- --- --- ---

28.1 31.8 37.7 44.7

33.1 37.5 44.5 52.7

38.8 30.7 17.8 2.6

65

1.06 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75

1.125 1.137 1.159 1.184 1.213 1.244 1.282 1.321

0.00115 0.00114 0.00112 0.00110 0.00107 0.00104 0.00101 0.00097

1.085 1.093 1.103 1.111 1.114 1.110 1.097 1.074

--- --- --- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- --- --- ---

31.3 34.4 39.2 45.0 51.6 59.0 67.4 76.6

68.7 65.6 60.8 55.0 48.4 41.0 32.6 23.4

--- --- --- --- --- --- --- ---

66 AII 1.425 0.00088 1.000 --- --- --- 100.0 --- ---

75

1.06 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25

1.318 1.350 1.400 1.459 1.529 1.608

0.00103 0.00101 0.00097 0.00092 0.00087 0.00082

1.168 1.179 1.185 1.180 1.160 1.128

--- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- ---

22.6 24.8 28.3 32.4 37.2 42.5

26.1 28.6 32.6 37.4 42.8 49.2

51.3 46.6 39.1 30.2 20.0 8.3

--- --- --- --- --- ---

76

1.06 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75 3.75

1.558 1.566 1.582 1.600 1.622 1.647 1.671 1.704 1.850

0.00082 0.00082 0.00081 0.00080 0.00079 0.00078 0.00077 0.00076 0.00069

1.061 1.066 1.073 1.080 1.087 1.094 1.096 1.096 1.043

--- --- --- --- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- --- --- --- ---

25.9 27.8 30.9 34.3 38.5 43.1 48.1 54.1 82.5

74.1 72.2 69.1 65.7 61.5 56.9 51.7 45.9 17.5

--- --- --- --- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- --- --- --- ---

77 AII 1.940 0.00065 1.000 --- --- --- 100.0 --- ---

85

1.06 1.25 1.50 1.75 2.00

1.40 1.551 1.650 1.767 1.901

0.00096 0.00092 0.00086 0.00079 0.00070

1.237 1.250 1.242 1.218 1.180

--- --- --- --- ---

--- --- --- --- ---

15.9 17.9 21.0 24.8 29.0

17.7 19.9 23.4 27.5 32.3

20.1 22.5 26.5 31.0 36.3

46.3 39.7 29.1 16.7 2.4

86

1.06 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75

1.750 1.775 1.811 1.856 1.909 1.966 2.035 2.102

0.00076 0.00075 0.00073 0.00072 0.00070 0.00067 0.00065 0.00062

1.127 1.136 1.148 1.157 1.162 1.158 1.146 1.125

--- --- --- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- --- --- ---

19.3 20.7 23.0 25.6 28.7 32.1 35.8 40.3

21.9 23.5 26.0 29.0 32.5 36.5 41.6 45.6

58.8 55.8 51.0 45.4 38.8 31.4 22.6 14.1

--- --- --- --- --- --- --- ---

Tabla 2.12 Sarta de Cabillas, % de cada tamaño.


112

Tabla 2.12 Sarta de Cabilla, % de cada tamaño (Continuación)

Nº Dp Wr Er Fc 1-1/8 1 7/8 3/4 5/8 1/2

87

1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75 3.75 4.75

2.087 2.103 2.118 2.135 2.158 2.180 2.292 2..440

0.00061 0.00061 0.00060 0.00060 0.00059 0.00059 0.00056 0.00052

1.055 1.061 1.066 1.072 1.077 1.082 1.082 1.035

--- --- --- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- --- --- ---

25.5 27.9 30.6 33.7 37.2 41.0 60.0 84.7

74.5 72.1 69.4 66.3 62.8 59.0 40.0 15.3

--- --- --- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- --- --- ---

88 AII 2.532 0.00050 1.000 --- --- 100.0 --- --- ---

96

1.06 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50

1.981 2.020 2.065 2.158 2.240 2.340 2.452

0.00070 0.00069 0.00066 0.00064 0.00061 0.00058 0.00054

1.181 1.203 1.215 1.218 1.213 1.197 1.168

--- --- --- --- --- --- ---

14.8 16.0 17.7 19.9 22.1 24.9 27.9

16.7 17.8 19.9 22.0 24.8 27.7 31.0

19.7 21.0 23.3 25.9 29.2 32.6 36.6

48.8 45.2 39.1 32.2 23.9 14.8 4.5

--- --- --- --- --- --- ---

97

1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75

2.312 2.348 2.392 2.438 2.483 2.540

0.00057 0.00056 0.00055 0.00054 0.00053 0.00052

1.117 1.125 1.132 1.139 1.144 1.143

--- --- --- --- --- ---

19.3 21.4 23.4 25.8 28.5 31.4

21.9 23.8 26.2 28.9 31.7 35.0

58.8 54.8 50.4 45.3 39.8 33.6

--- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- ---

98

1.75 2.00 2.25 2.50 2.75 3.75 4.75

2.691 2.702 2.718 2.733 2.747 2.840 2.954

0.00047 0.00047 0.00047 0.00047 0.00046 0.00045 0.00043

1.046 1.050 1.054 1.058 1.063 1.076 1.070

--- --- --- --- --- --- ---

23.6 25.5 27.7 30.1 32.8 46.0 63.3

76.4 74.5 72.3 69.9 67.2 54.0 36.7

--- --- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- --- ---

99 AII 3.203 0.00039 1.000 --- 100.0 --- --- --- ---

107

1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75

2.530 2.598 2.677 2.763 2.862 2.973

0.00053 0.00052 0.00050 0.00048 0.00046 0.00044

1.215 1.218 1.213 1.197 1.168 1.161

14.6 16.3 18.1 20.2 22.6 25.2

16.6 18.4 20.6 23.0 25.7 28.7

19.1 21.3 23.7 26.5 29.6 33.0

49.7 44.0 37.6 30.3 22.1 13.1

--- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- ---

108

1.75 2.00 2.25 2.50 2.75 375

2.880 2.921 2.960 3.008 3.059 3.313

0.00045 0.00044 0.00044 0.00043 0.00042 0.00039

1.125 1.132 1.139 1.139 1.133 1.108

17.5 19.2 21.1 23.2 25.6 37.3

19.9 21.8 24.0 26.4 29.1 42.4

62.6 59.0 54.9 50.4 45.3 20.3

--- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- ---

--- --- --- --- --- ---

109

2.50 2.75 3.75 4.75

3.355 3.370 3.450 3.561

0.00038 0.00037 0.00037 0.00035

1.058 1.063 1.076 1.070

24.7 27.0 37.9 52.3

75.3 73.0 62.1 47.7

--- --- --- ---

--- --- --- ---

--- --- --- ---

--- --- --- ---


113

TAMAÑO DE

LA TUBERÍA

DIÁMETRO

EXTERNO

(PULG)

DIÁMETRO

INTERNO

(PULG)

ÁREA

METÁLICA


CONSTANTE

ELÁSTICA (ET)

(PULG/LBS-PIE)

1.900 1.900 1.610 0.800 0.500 x 10−

2 – 3/8 2.375 1.995 1.304 0.307 x 10−

2 – 7/8 2.875 2.441 1.812 0.221 x 10−

3 – 1/2 3.500 2.991 2.590 0.154 x 10−

4 4.000 3.476 3.077 0.130 x 10−

4 – 1/2 4.500 3.958 3.601 0.111 x 10−

Tabla 2.13 Datos de Tubería.

tamaño

de

cabillas

Área

metálica


peso de

cabillas en

el aire, wr

(lb/pie)

constante elástica

(et) (pulg/lbs-pie)

1/2 0.196 0.72 1.990 x 10−

5/8 0.307 1.13 1.270 x 10−

3/4 0.442 1.63 0.883 x 10−

7/8 0.601 2.22 0.649 x 10−

1 0.785 2.90 0.497 x 10−

1 - 1/8 0.994 3.67 0.393 x 10−

Tabla 2.14 Datos de Cabillas

DIÁMETRO

DEL PISTÓN

D, (PULG)

DIÁMETRO

CUADRADO

D, (PULG)

FACTOR DE

CARGA DE

FLUIDO

(LB/PIE)

FACTOR

DE LA

BOMBA

1 – 1/16 1.1289 0.384 0.132

1 – 1/4 1.5625 0.531 0.182

1 – 1/2 2.2500 0.765 0.262

1 – 3/4 3.0625 1.041 0.357

2 4.0000 1.360 0.466

2 – 1/4 5.0625 1.721 0.590

2 – 1/2 6.2500 2.125 0.728

2 – 3/4 7.5625 2.571 0.881

3 – 3/4 14.0625 4.781 1.640

4 – 3/4 22.5625 7.671 2.630

Tabla 2.15 Constante de Bomba


114

Calcular las variables adimensionales:

5) Para determinar la carga de fluido sobre el área del pistón, se tiene la

siguiente ecuación:

𝐅𝐨 = 𝟎. 𝟑𝟒𝟎 × 𝐆 × 𝐃𝟐 × 𝐇 (2.37)

6) Para determinar la constante de elasticidad de la sarta de cabillas, se tiene la

siguiente ecuación: 𝟏

𝐊𝐫= 𝐄𝐫 × 𝐋 (2.38)

Donde:

Er = Constante de elasticidad de las cabillas, Pulg/Lbs-pie

7) Para determinar la Carga necesaria para elongar la sarta de cabillas, se tiene

la siguiente ecuación:

𝐒𝐊𝐫 = 𝐒

𝟏/𝐊𝐫 (2.39)

8) Para determinar la elongación de la sarta de cabillas, se tiene la siguiente

ecuación: 𝐅𝐨

𝐒𝐊𝐫 (2.40)

9) Para determinar la velocidad de bombeo uniforme, se tiene la siguiente

ecuación:

𝐍

𝐍𝐨=

𝐍 × 𝐋

𝟐𝟒𝟓𝟎𝟎𝟎 (2.41)

Donde:

No = Frecuencia natural de la sarta de cabillas uniforme, Spm.

10) Para determinar la velocidad de bombeo combinada, se tiene la siguiente

ecuación:

𝐍

𝐍𝐨′=

𝐍/𝐍𝐨

𝐅𝐜 (2.42)

11) Para determinar la variable adimensional, se tiene la siguiente ecuación:


115

𝟏

𝐊𝐭= 𝐄𝐭 × 𝐋 (2.43)

Donde:

Et = Constante de elasticidd de la tuberia, Pulgs/Lbs-pies.

Calcular Sp y PD:

12) En la figura 2.64, se obtiene el factor de embolada efectiva

𝐒𝐩

𝑺

Donde:

Sp = Embolada efectiva, Pulgs.

13) Para determinar la embolada efectiva, se tiene la siguiente ecuación:

𝐒𝐩 = (𝐒𝐩

𝐒× 𝐒) − (𝐅𝐨 ×

𝟏

𝐊𝐭) (2.44)

14) Para determinar la Capacidad de desplazamiento, se tiene la siguiente

ecuación:

𝐏𝐃 = 𝟎. 𝟏𝟏𝟔𝟔 × 𝐒𝐩 𝐱 𝐍 × 𝐃𝟐 (2.45)

Donde:

PD = Capacidad de desplazamiento, BPD.


116

Figura 2.64 Carrera efectiva del pistón.

Si el desplazamiento de la bomba no satisfice los requerimientos anticipados o

esperados, hacer los ajustes apropiados en los datos asumidos y repetir los pasos

de 1 a 14. Si la capacidad de desplazamiento de la bomba es aceptable, proceder

con los cálculos siguientes:

Determinar los parámetros adimensionales:

15) Para determinar el peso de las cabillas, se tiene la siguiente ecuación:

𝐖 = 𝐖𝐫 × 𝐋 (2.46)

Donde:

W = Peso de las cabillas, lbs.


117

Wr = Peso de las cabillas en el aire, lbs

16) Para determinar el peso de las cabillas en el fluido, se tiene la siguiente

ecuación:

𝐖 𝐫𝐟 = 𝐖 × 𝟏 – (𝟎. 𝟏𝟐𝟖 × 𝐆) (2.47)

Donde:

Wr f = Peso de las cabillas en el fluido, lbs.

17) Para determinar el peso de las cabillas en el fluido entre la carga necesaria,

se tiene la siguiente ecuación:

𝐖𝐫 𝐟

𝐒𝐊𝐫 (2.48)

Obtener los factores adimensionales de figuras 2.65 a 2.69.

18) En la figura 2.65, se obtiene el factor de carga máxima.

𝐅𝟏

𝐒𝐊𝐫

Donde:

F1 = Factor de PPRL

19) En la figura 2.66, se obtiene el factor de carga mínima.

𝐅𝟐

𝐒𝐊𝐫

Donde:

F2= Factor de MPRL

20) En la figura 2.67, se obtiene el factor de torque máximo.

𝟐𝐓

𝐒𝟐𝐊𝐫

Donde:

T = Torque en la manivela, lbs/pulgs.

21) En la figura 2.68, se obtiene el factor de potencia.

𝐅𝟑

𝐒𝐊𝐫


118

Donde:

F3= Factor de PRHP

22) De la figura 2.69, se obtiene el factor de ajuste de torque.

Calcular para las características de operación:

23) Para determinar la carga máxima en la barra pulida, se tiene la siguiente

ecuación:

𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 + (𝐅𝟏

𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 (2.49)

Donde:

PPRL = Carga máxima en la barra pulida, lbs.

24) Para determinar la carga mínima en la barra pulida, se tiene la siguiente

ecuación:

𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 − (𝐅𝟐

𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 (2.50)

Donde:

MPRL = Carga mínima en la barra pulida, lbs.

25) Para determinar el torque máximo, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝐓 = (𝟐𝐓

𝐒𝟐𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 ×

𝐒

𝟐 × 𝐓𝐚 (2.51)

Donde:

PT = Torque máximo, Lbs/pulgs.

26) Para determinar la potencia, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝐑𝐇𝐏 = (𝐅𝟑

𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 × 𝐒 × 𝐍 × 𝟐. 𝟓𝟑 × 𝟏𝟎−𝟔 (2.52)

Donde:

PRPH = Potencia.

27) Para determinar el contrabalance efectivo, se tiene la siguiente ecuación:

𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟔 × (𝐖𝐫𝐟 + (𝟏

𝟐) 𝐅𝐨) (2.53)

Donde:

CBE = Contrabalance efectivo (peso), lbs.

Nota: El factor Et, constante de elasticidad de la tubería, solo tiene relevancia

cuando la tubería no está anclada, si lo está, no es necesario determinarlo y la

variable adimensional 1/Kt es igual a cero (paso 11).


119

Las sustituciones de los valores apropiados en las fórmulas utilizadas en los

pasos 23 a 27, dará como resultado las cargas a esperarse como la selección

preliminar del equipo. Ahora es necesario comparar estas cargas calculadas con

las limitaciones impuestas por la selección preliminar.

Figura 2.65 Carga máxima en la barra pulida


120

Figura 2.66 Carga mínima en la barra pulida


121

Figura 2.67 Torque máximo en la caja de engranaje.


122

Figura 2.68 Potencia.


123

Figura 2.69 Ajuste de torque

2.2.5.2. Método Lufkin:

Este método es similar al método API pero presenta la ventaja de aplicarse no

solo a unidades convencionales sino que también a unidades Mark II y a unidades

balanceadas por aire. La nomenclatura y la información requerida son las mismas

que para el caso anterior.


124

Procedimiento de diseño

Los primeros nueve pasos del procedimiento de diseño son los mismos para

todos los tipos de unidad:

1) En la tabla 2.15, se obtiene la carga de fluido sobre el área del pistón:

𝐅𝐨 = 𝐋 × 𝐂𝐟

Donde:

Cf = Carga de fluido.

2) Para determinar la carga necesaria para elongar la sarta de cabilla, se tiene


𝐒𝐊𝐫 = 𝟏𝟎𝟎𝟎 × 𝐒

𝐄𝐫,(𝐭𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐.𝟏𝟐 × 𝐋) (2.54)

3) Para determinar el esfuerzo de la sarta de cabilla, se tiene la siguiente

ecuación: 𝐅𝐨

𝐒𝐊𝐫 (2.55)

4) Para determinar la velocidad de bombeo uniforme, se tiene la siguiente

ecuación: 𝐍

𝐍𝐨=

𝐍 ×𝐋

𝟐𝟒𝟓𝟎𝟎𝟎 (2.56)

5) Para determinar la velocidad de bombeo combinada, se tiene la siguiente

ecuación:

𝐍

𝐍𝐨′=

(𝐍

𝐍𝐨)

𝐅𝐜,(𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐.𝟏𝟐) (2.57)

6) Para determinar la capacidad de desplazamiento, se tiene la siguiente

ecuación:

(Constante de la bomba Tabla 2.15) × N × S × (Sp, Tabla 2.16). (2.58)

Donde:

PD = Capacidad de desplazamiento, BPD (Barriles por día a 100%de eficiencia)

7) Para determinar el peso de las cabillas, se tiene la siguiente ecuación:

𝐖𝐫𝐟 = (𝐖𝐫 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟐) × 𝐋 (2.59)


125

8) Para determinar el peso de las cabillas en el fluido entre la carga necesaria,


𝐖𝐫𝐟

𝐒𝐊𝐫 (2.60)

9) Para determinar la constante de ajuste de torque, se tiene la siguiente

ecuación:

𝐓𝐚 = 𝟏 + (%, 𝐚𝐣𝐮𝐬𝐭𝐞𝐭𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟐𝟎) × (𝐖𝐫 𝐟

𝐒𝐊𝐫− 𝟎. 𝟑) × 𝟏𝟎 (2.61)

Tabla 2.16 Sp. Factor de embolada efectiva

Unidades convencionales:


ecuación:

𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 + (𝐅𝟏, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟕 × 𝐒𝐊𝐫) (2.61)


ecuación:

𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 – (𝐅𝟐, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟖 × 𝐒𝐊𝐫) (2.62)


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

0.0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6

1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 1 0.91 0.81 0.71 0.61 0.51 0.41 1.01 0.92 0.83 0.72 0.63 0.53 0.43 1.02 0.93 0.85 0.75 0.65 0.56 0.47 1.06 0.96 0.88 0.8 0.69 0.58 0.47 1.1 1.03 0.93 0.8 0.68 0.58 0.51 1.09 1.05 0.89 0.78 0.72 0.66 0.6 1.1 1.01 0.93 0.83 0.81 0.76 0.68 1.18 1.1 1.04 0.98 0.92 0.86 0.78 1.33 1.23 1.15 1.09 1.03 0.96 0.87 1.48 1.37 1.27 1.21 1.13 1.05 0.98 1.6 1.5 1.4 1.33 1.24 1.15 1.07 1.7 1.61 1.52 1.44 1.37 1.26 1.16

Fo/SKr


126

𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟔 × (𝐖𝐫𝐟 + 𝐅𝐨

𝟐) (2.63)


𝐏𝐓 = (𝐓, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟗) × 𝐒𝐊𝐫 ×𝐒

𝟐 × 𝐓𝐚 (2.64)

14) Para determinar el esfuerzo de cabillas, se tiene la siguiente ecuación:

𝐅𝐨

𝐒𝐊𝐫 =

𝐏𝐏𝐑𝐋

𝐀𝐫𝐞𝐚,(𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐.𝟐𝟏) (2.65)

Tabla 2.17 F1, Carga máxima en la barra pulida

Tabla 2.18 F2, Carga mínima en la barra pulida

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

0.0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.2 0.12 0.23 0.33 0.43 0.53 0.63 0.05 0.15 0.26 0.36 0.46 0.56 0.66 0.08 0.18 0.29 0.39 0.49 0.59 0.69 0.12 0.22 0.33 0.43 0.52 0.62 0.72 0.17 0.27 0.37 0.46 0.55 0.65 0.75 0.21 0.31 0.41 0.5 0.59 0.68 0.78 0.27 0.36 0.46 0.55 0.63 0.7 0.8 0.34 0.42 0.51 0.61 0.7 0.79 0.87 0.43 0.5 0.58 0.68 0.75 0.83 0.91 0.55 0.62 0.68 0.78 0.83 0.9 0.98 0.7 0.76 0.84 0.93 0.97 0.1 1.05 0.83 0.9 0.99 1.06 1.1 1.13 1.16

Fo/SKr

N/N

o

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

0.0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6

0 0 0 0 0 0 0 0.004 0.01 0.015 0.019 0.015 0.022 0.025 0.015 0.028 0.039 0.045 0.039 0.05 0.055 0.035 0.055 0.073 0.08 0.073 0.083 0.086 0.065 0.088 0.115 0.125 0.12 0.119 0.12 0.1 0.128 0.154 0.165 0.161 0.158 0.16 0.155 0.175 0.192 0.201 0.2 0.195 0.2 0.22 0.23 0.228 0.241 0.235 0.235 0.24 0.26 0.271 0.269 0.275 0.27 0.263 0.27 0.29 0.302 0.316 0.306 0.309 0.29 0.3 0.34 0.349 0.368 0.364 0.35 0.339 0.34 0.42 0.433 0.446 0.433 0.413 0.384 0.38 0.49 0.49 0.49 0.475 0.45 0.42 0.41

Fo/SKr

N/N

o


127

Tabla 2.19 T, Torque máximo

Tabla 2.20 % de ajuste de torque

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

0.0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6

0.2 0.16 0.08 0.055 0.029 0.005 0.017 0.18 0.12 0.065 0.4 0.015 0.005 0.017 0.12 0.08 0.055 0.027 0.005 0.017 0.005 0.1 0.065 0.04 0.015 0.005 0.017 0.003 0.075 0.055 0.025 0.005 0.015 0.005 0.011 0.06 0.04 0.015 0.005 0.015 0.005 0.012 0.05 0.025 0.005 0.017 0.005 0.011 0.013 0.04 0.016 0.005 0.017 0.005 0.012 0.014 0.03 0.012 0.005 0.005 0.011 0.013 0.015 0.02 0.013 0 0.005 0.011 0.014 0.025 0.025 0.015 0.009 0.011 0.013 0.015 0.025 0.03 0.02 0.015 0.015 0.015 0.02 0.03 0.03 0.02 0.02 0.015 0.02 0.03 0.05

Fo/SKr

N/N

o’


128

TAMAÑO DE

CABILLA

ÁREA (𝐏𝐮𝐥𝐠𝟐)

1/2 0.196

5/8 0.307

3/4 0.442

7/8 0.601

1 0.785

1 – 1/8 0.994

1 – 1/4 1.227

Tabla 2.21 Tamaño de cabilla

Unidades balanceadas por aire:


ecuación:

𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 + 𝐅𝐨 + 𝟎. 𝟖𝟓 × (𝐅𝟏, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟕 × 𝐒𝐊𝐫 – 𝐅𝐨) (2.66)


ecuación:

𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐏𝐏𝐑𝐋 – (𝐅𝟏, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟕 + 𝐅𝟐, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟖 × 𝐒𝐊𝒓) (2.67)


𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟔 × (𝐏𝐏𝐑𝐋+ 𝐌𝐏𝐑𝐋

𝟐) (2.68)


𝐏𝐓 = 𝐓, (𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟗 × 𝐒𝐊𝒓 × 𝐒

𝟐 × 𝐓𝐚 × 𝟎. 𝟗𝟔) (2.69)

19) Para determinar el esfuerzo de cabillas, se tiene la siguiente ecuación:

𝐅𝐨

𝐒𝐊𝐫 =

𝐏𝐏𝐑𝐋

𝐀𝐫𝐞𝐚,(𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐.𝟐𝟏) (2.65)

Unidades Mark II:


ecuación:


129

𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 + 𝐅𝐨 + 𝟎. 𝟕𝟓 × (𝐅𝟏, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟕 × 𝐒𝐊𝐫 – 𝐅𝐨) (2.70)


ecuación:

𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐏𝐏𝐑𝐋 – (𝐅𝟏, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟕 + 𝐅𝟐, 𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐. 𝟏𝟖 × 𝐒𝐊𝒓) (2.71)


𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟒 × (𝐏𝐏𝐑𝐋+ 𝟏.𝟐𝟓 × 𝐌𝐏𝐑𝐋

𝟐) (2.72)


𝐏𝐓 = (𝐏𝐏𝐑𝐋 × 𝟎. 𝟗𝟑 – 𝐌𝐏𝐑𝐋 × 𝟏. 𝟐) × 𝑺

𝟒 (2.73)

24) Para determinar el esfuerzo de cabillas, se tiene la siguiente ecuación: 𝐅𝐨

𝐒𝐊𝐫 =

𝐏𝐏𝐑𝐋

𝐀𝐫𝐞𝐚,(𝐓𝐚𝐛𝐥𝐚 𝟐.𝟐𝟏) (2.65)

2.2.5.3. Método Convencional:

Este es el método original de diseño y utiliza las ecuaciones básicas para los

otros métodos. La deducción de estas ecuaciones aparece en el Apéndice C.

Procedimiento de diseño:

1) Con la producción esperada, “qL”, y la eficiencia volumétrica de la bomba,

“Ev”, calcular el desplazamiento de la bomba.

𝐐 =𝐪𝐋

𝐄𝐯 (2.74)

2) Con el desplazamiento de la bomba, “Q”, y la profundidad de asentamiento de

la misma, obtener de la figura 2.70 la curva que define la unidad de bombeo y con

la curva definida obtener la longitud de embolada máxima, “Smax”, y el torque

máximo, 𝜎max.

3) Con el tipo de curva y la profundidad de asentamiento determinar de la tabla

2.22:

El diámetro del pistón.

El diámetro de la tubería.

El diámetro de las cabillas.

La velocidad de bombeo.


130

TIPO A

profundidad de la bomba,

(pies)

diámetro del pistón, (pulg)

diámetro de la

tubería, (pulg)

diámetro de las cabillas,

(pulg)

velocidad de bombeo,

(spm)

1000 - 1100 2 – 3/4 3 7/8 24 – 19

1100 – 1250 2 – 1/2 3 7/8 24 – 19

1250 – 1650 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 24 – 19

1650 – 1900 2 2 – ½ 3/4 24 – 19

1900 – 2150 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 24 – 19

2150 – 3000 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 24 – 19

3000 – 3700 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 24 – 19

3700 – 4000 1 2 5/8 – 3/4 24 – 19

Tabla 2.22 Tipo A

TIPO B PROFUNDIDAD DE LA BOMBA,

(PIES)

DIÁMETRO DEL

PISTÓN, (PULG)

DIÁMETRO DE LA

TUBERÍA, (PULG)

DIÁMETRO DE LAS

CABILLAS, (PULG)

VELOCIDAD DE BOMBEO,

(SPM)

1150 – 1300 2 – 3/4 3 7/8 24 – 19

1300 – 1450 2 – 1/2 3 7/8 24 – 19

1450 – 1850 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 24 – 19

1850 – 2200 2 2 – ½ 3/4 24 – 19

2200 – 2500 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 24 – 19

2500 – 3400 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 23 – 18

3400 – 4200 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 22 – 17

4200 – 5000 1 2 5/8 – 3/4 21 – 17

Tabla 2.22 Tipo B

TIPO C

PROFUNDIDAD DE LA BOMBA,

(PIES)

DIÁMETRO DEL

PISTÓN,

(PULG)

DIÁMETRO DE LA

TUBERÍA, (PULG)

DIÁMETRO DE LAS

CABILLAS, (PULG)

VELOCIDAD DE

BOMBEO,

(SPM)

1400 – 1550 2 – 3/4 3 7/8 24 – 19

1550 – 1700 2 – 1/2 3 7/8 24 – 19

1700 – 2200 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 24 – 19

2200 – 2600 2 2 – ½ 3/4 24 – 19

2600 – 3000 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 23 – 18

3000 – 4100 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 23 – 18

4100 – 5000 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 21 – 17

5000 – 6000 1 2 5/8 – 3/4 19 – 17

Tabla 2.22 Tipo C


131

TIPO D


(PIES)

DIÁMETRO DEL PISTÓN,

(PULG)

DIÁMETRO DE LA

TUBERÍA, (PULG)

DIÁMETRO DE LAS

CABILLAS, (PULG)

VELOCIDAD DE

BOMBEO, (SPM)

1700 – 1900 2 – 3/4 3 7/8 24 – 19

1900 – 2100 2 – 1/2 3 7/8 24 – 19

2100 – 2700 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 24 – 19

2700 – 3300 2 2 – ½ 3/4 23 – 18

3300 – 3900 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 22 – 17

3900 – 5100 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 21 – 17

5100 – 6300 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 19 – 16

6300 – 7000 1 2 5/8 – 3/4 17 – 16

Tabla 2.22 Tipo D

TIPO E


(PIES)


(PULG)

DIÁMETRO DE LA

TUBERÍA, (PULG)

DIÁMETRO DE LAS

CABILLAS, (PULG)

VELOCIDAD DE

BOMBEO, (SPM)

2000 – 2200 2 – 3/4 3 7/8 24 – 19

2200 – 2400 2 – 1/2 3 7/8 23 – 19

2400 – 3000 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 23 – 19

3000 – 3600 2 2 – ½ 3/4 – 7/8 23 – 18

3600 – 4200 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 22 – 17

4200 – 5400 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 – 7/8 21 – 17

5400 – 6700 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 – 7/8 19 – 15

6700 – 7750 1 2 5/8 – 3/4 – 7/8 17 – 15

Tabla 2.22 Tipo E

TIPO F


(PIES)


(PULG)

DIÁMETRO DE LA TUBERÍA,

(PULG)

DIÁMETRO DE LAS CABILLAS,

(PULG)

VELOCIDAD DE BOMBEO,

(SPM)

2400 – 2600 2 – 3/4 3 7/8 24 – 20

2600 – 3000 2 – 1/2 3 7/8 23 – 18

3000 – 3700 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 22 – 17

3700 – 4500 2 2 – ½ 3/4 – 7/8 21 – 16

4500 – 5200 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 19 – 15

5200 – 6800 1 – 1/2 2 5/8 – 3/4 – 7/8 18 – 14

6800 – 8000 1 – 1/4 2 5/8 – 3/4 – 7/8 16 – 13

8000 – 8500 1/16 2 5/8 – 3/4 – 7/8 14 – 13

Tabla 2.22 Tipo F


132

TIPO G


(PIES)


(PULG)

DIÁMETRO DE LA

TUBERÍA, (PULG)

DIÁMETRO DE LAS

CABILLAS, (PULG)

VELOCIDAD DE

BOMBEO, (SPM)

2800 – 3200 2 – 3/4 3 7/8 23 – 18

3200 – 3600 2 – 1/2 3 7/8 21 – 17

3600 – 4100 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 21 – 17

4100 – 4800 2 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 20 – 16

4800 – 5600 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 19 – 16

5600 – 6700 1 – 1/2 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 18 – 15

6700 – 8000 1 – 1/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 17 – 13

8000 – 9500 1/16 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 14 – 11

Tabla 2.22 Tipo G

TIPO H

PROFUNDIDAD

DE LA BOMBA,

(PIES)

DIÁMETRO

DEL PISTÓN,

(PULG)

DIÁMETRO

DE LA

TUBERÍA,

(PULG)

DIÁMETRO

DE LAS

CABILLAS,

(PULG)

VELOCIDAD

DE BOMBEO,

(SPM)

3200 – 3500 2 – 3/4 3 7/8 – 1 18 – 14

3500 – 4000 2 – 1/2 3 7/8 – 1 17 – 13

4000 – 4700 2 – 1/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 16 – 13

4700 – 5700 2 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 15 – 12

5700 – 6600 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 14 – 12

6600 – 8000 1 – 1/2 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 14 – 11

8000 – 9600 1 – 3/4 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 13 – 10

9600 – 1100 1/16 2 – ½ 3/4 – 7/8 – 1 12 – 10

Tabla 2.22 Tipo H

4) De la tabla 2.23 determinar el área de la sección transversal de las cabillas,

“Ar”, y el peso de las mismas, “Mi”. De la tabla 2.24 determinar el área del pistón,

“Ap”, y la constante de la bomba, “K”.

DIÁMETRO (PULG) ÁREA


PESO

(LBS/PIE)

5/8 0.307 1.16

3/4 0.442 1.63

7/8 0.601 2.16

1 0.785 2.88

1 – 1/8 0.994 3.64

Tabla 2.23 Área transversal de las Cabillas


133

DIÁMETRO (PULG)

ÁREA


CONSTANTE DE BOMBA

1 1 – 1/16 1 – ¼

0.785 0.886 1.227

0.116 0.131 0.182

1 – 1/2 1 – 3/4

1 – 25/32

1.767 2.405 2.488

0.262 0.357 0.369

2 2 – 1/4 2 – ½

3.142 3.976 4.909

0.466 0.590 0.728

2 – 3/4 3 – 3/4 4 – ¾

5.940 11.045 17.721

0.881 1.639 2.630

Tabla 2.24 Área del Pistón

De la tabla 2.25 determinar el área de la sección transversal de tubería, “At”.

DIÁMETRO NOMINAL

(PULG)

DIÁMETRO EXTERIOR

(PULG)

PESO (LBS/PIE)

ÁREA DE LA PARED


1 – ½ 1.900 2.90 0.800

2 2.375 4.70 1.304

2 – ½ 2.875 6.50 1.812

3 3.500 9.30 2.590

3 – ½ 4.000 11.00 3.077

4 4.500 12.75 3.001

Tabla 2.25 Área de sección transversal de la tubería (Bomba)

De la figura 2.26 determinar la relación de cabillas en la sarta, Ri

SARTA DE CABILLAS, (Pulg)

VALOR DE R

5/8 – 3/4

R1 = 0.759 – 0.0896 Ap R2 = 0.241 0.0896 Ap

3/4 – 7/8

R1 = 0.786 – 0.0566 Ap R2 = 0.214 0.0566 Ap

7/8 - 1

R1 = 0.814 – 0.0375 Ap R2 = 0.186 0.0375 Ap

5/8 – 3/4 – 7/8

R1 = 0.627 – 0.1393 Ap R2 = 0.199 0.0737 Ap R3 = 0.175 0.0655 Ap


134

3/4 – 7/8 - 1

R1 = 0.664 – 0.0894 Ap R2 = 0.181 0.0478 Ap R3 = 0.155 0.0416 Ap

3/4 – 7/8 – 1 – 1 – 1/8

R1 = 0.582 – 0.1110 Ap R2 = 0.158 0.0421 Ap R3 0 0.137 0.0364 Ap R4 = 0.123 0.0325 Ap

Tabla 2.26 Cabillas en la sarta

5) Para determinar el peso de la sarta de cabillas en el aire, se tiene la siguiente

ecuación:

𝐖𝐫 = ∑ 𝐑𝐢 × 𝐌𝐢 (2.75)

Donde:

Ri = Valor de la sarta de cabilla.

Mi = Peso de la sarta de cabilla, lbs/pies.

6) Para determinar el factor de aceleración, se tiene la siguiente ecuación:

∝ = 𝐒 × 𝐍𝟐

𝟕𝟎𝟓𝟎𝟎 (2.76)

Donde:

∝ = Factor de aceleración, Adim.

7) Para determinar la constante de elasticidad de la tubería si ésta no se

encuentra anclada, se tiene la siguiente ecuación:

𝐄𝐭 = 𝟓.𝟐 × 𝐆 𝐱 𝐃 × 𝐀𝐩 ×𝐋

𝐄𝐯 × 𝐀𝐭 (2.77)

8) Para determinar la constante de elasticidad de las cabillas, se tiene la


𝐄𝐫 = 𝟓.𝟐 × 𝐆 × 𝐃 × 𝐀𝐩

𝐄𝐯 (∑

𝐑𝐢

𝐀𝐫 𝐢 ) (2.78)

9) Para determinar la sobrecarrera del pistón, se tiene la siguiente ecuación:

- Cuando la Sarta es uniforme

𝐄𝐩 =𝟒𝟎.𝟖 × 𝐋𝟐 ×∝

𝐄𝐯 (2.79)


135

Donde:

Ep = sobrecarrera del pistón, Pulgs.

- Cuando la Sarta es combinada

𝐄𝐩 =𝟒𝟔.𝟓 × 𝐋𝟐 × ∝

𝐄𝐯 (2.80)

10) Para determinar la embolada efectiva, se tiene la siguiente ecuación:

𝐒𝐩 = 𝐒 + 𝐄𝐩 – 𝐄𝐭 – 𝐄𝐫 (2.81)

11) Para determinar nuevamente el desplazamiento de la bomba, se tiene la


𝐐 = 𝐊 × 𝐒𝐩 × 𝐍 (2.82)

12) Con el desplazamiento de la bomba calculado en el paso anterior y la

eficiencia volumétrica de la bomba determinar la tasa que efectivamente se

produciría:

𝐪𝐜 = 𝐐 × 𝐄𝐯 (2.83)

Comparar la tasa de producción calculada con la esperada. Si qc es menor que

se puede aumentar la velocidad de bombeo y repetir los cálculos a partir del paso

6. Si la diferencia es muy grande tomar una unidad de bombeo que permita obtener

un mayor desplazamiento (curva inmediatamente superior en la figura 2.70) y

repetir los cálculos a partir del paso 2. En caso de satisfacer los requerimientos de

producción continuar con el procedimiento.


136

Figura 2.70 Curva inmediata de Desplazamiento y Ajuste d la Bomba

13) Para determinar la carga del fluido, se tiene la siguiente ecuación:

𝐖𝐟 = 𝟎. 𝟒𝟑𝟑 × 𝐆 × (𝐋 × 𝐀𝐩 – 𝟎. 𝟐𝟗𝟒 × 𝐖𝐫) (2.84)


ecuación:

𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐟 + 𝐖𝐫 × (𝟏 − ∝ ) (2.85)

Comparar PPRL con la carga máxima dada para la unidad en particular, en caso

de que la excedan estudiar la posibilidad de disminuir Wr.


ecuación:

𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫 (𝟏 − ∝ − 𝟎. 𝟏𝟐𝟕 × 𝐆) (2.86)


137

16) Para determinar el esfuerzo máximo en la cabilla tope, se tiene la siguiente

ecuación:

𝝈 𝐦𝐚𝐱 = 𝐏𝐏𝐑𝐋

𝐀𝐫 𝐭𝐨𝐩𝐞 (2.87)

Donde:

𝜎 max = Esfuerzo máximo.

Si 𝜎 max es mayor que el esfuerzo máximo permite estudiar la posibilidad de

aumentar el diámetro de la cabilla tope (considerar el efecto sobre los otros

parámetros que produce la modificación de uno).

17) Para determinar el contrabalance ideal, se tiene la siguiente ecuación:

𝐂𝐁𝐈 = 𝟎. 𝟓 × 𝐖𝐟 + 𝐖𝐫 (𝟏 – 𝟎. 𝟏𝟐𝟕 × 𝐆) (2.88)

Donde:

CBI = contrabalance ideal, Lbs.


𝐓𝐏 = 𝐒

𝟐× (𝐏𝐏𝐑𝐋 – 𝟎. 𝟗𝟓 × 𝐂𝐁𝐈) (2.89)

Donde:

TP = Torque máximo, Lbs/pulgs.

19) Para determinar la potencia hidráulica, se tiene la siguiente ecuación:

𝐇𝐡 = 𝟕. 𝟑𝟔 × 𝟏𝟎−𝟔 × 𝐪 × 𝐆 × 𝐋𝐧 (2.90)

Donde:

Hh = Potencia hidraulica.

Ln = Levantamiento neto.

𝐋𝐧 = 𝐃 +𝐏

𝟎.𝟒𝟑𝟑 × 𝐆 (2.91)

P = Pwh

20) Para determinarla potencia por fricción, se tiene la siguiente ecuación:

𝐇𝐟 = 𝟔. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎−𝟕 × 𝐖𝐫 × 𝐒 × 𝐍 (2.92)


138

21) Para determinar la potencia en la barra pulida, se tiene la siguiente

ecuación:

𝐏𝐑𝐇𝐏 = 𝐇𝐡 + 𝐇𝐟 (2.93)

22) Para determinar la potencia del motor, se tiene la siguiente ecuación:

𝐇𝐩 = 𝟏. 𝟓 × 𝐏𝐑𝐇𝐏 (2.94)

2.2.5.4.Diseño no convencional:

Este método de diseño se aplica para cualquier tipo de unidad de bombeo, con

tubería anclada o sin anclar y en función de gráficos de elongación de las cabillas

o de elongación de cabillas y tubería, para combinaciones de profundidades de

asentamiento de la bomba y diámetro del pistón.

El procedimiento de diseño es iterativo, trabaja por ensayo y error, utilizando las

ecuaciones tradicionales (Método convencional).

Ejemplo de Diseño de una instalación de Bombeo Mecánico (BM)

Se tiene la siguiente información:

Unidad de bombeo convencional.

Carreras en la superficie (S): 86 pulgs.

Combinación de cabillas: 86 (1 pulgs – 7/8 pulgs – 6/8 pulgs).

Profundidad de la bomba (L): 4000 pies.

Diámetro del pistón (D): 2- ½ pulgs.

Velocidad de Bombeo (N): 12 spm.

Gravedad especifica del gas (G): 0,9

Tubería de producción: anclada.

Nivel del fluido: 4000 pies

Calcular:

Cargas.

Esfuerzos.

Contrabalance.

Torque máximo.

Potencia del motor.

Procedimiento del Diseño de una instalación de Bombeo Mecánico


139

A. Se determina de la tabla 2.12 para una combinación de cabillas de 86

(8/8Pulgs – 7/8Pulgs – 6/8Pulgs) y diámetro del pistón igual a 2- ½ Pulgs.

1. Peso de la cabillas en el aire, (𝐖𝐫)

𝐖𝐫 = 𝟐. 𝟎𝟑𝟓 𝐋𝐛𝐬 𝐩𝐢𝐞𝐬⁄ (Tabla 2.12 Columna 3)

2. Constante de elasticidad de las cabillas, (𝐄𝐫)

𝐄𝐫 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟔𝟓 𝐏𝐮𝐥𝐠𝐬 𝐋𝐛𝐬𝐩𝐢𝐞𝐬⁄⁄ (Tabla 2.12 Columna 4)

3. Factor de frecuencia, (𝐅𝐂)

𝐅𝐜 = 𝟏. 𝟏𝟒𝟔 𝐀𝐝𝐢𝐦 (Tabla 2.12 Columna 5)

4. Constante de elasticidad de la tubería de producción que se obtiene en

la tabla 2.13 (para este ejemplo no tiene importancia dado que la tubería de

producción está anclada).

B. Se calculan las variables adimensionales.

5. Carga de fluido sobre el área del pistón, (𝐅𝐨)

𝐅𝐨 = 𝟎. 𝟑𝟒𝟎 × 𝐆 × (𝐃𝟐) × 𝐇

Sustituyendo en la ecuación 2.37 se tiene:

𝐅𝐨 = 𝟎. 𝟑𝟒𝟎 × 𝟎, 𝟗 × (𝟐. 𝟓)𝟐 × 𝟒𝟎𝟎𝟎 = 𝟕𝟔𝟓𝟎𝐋𝐛𝐬

6. Constante de elasticidad de la sarta de cabillas, (𝟏

𝐊𝐫)

𝟏

𝐊𝐫= 𝐄𝐫 × 𝐋


𝟏

𝐊𝐫= 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟔𝟓 × 𝟒𝟎𝟎𝟎 = 𝟐. 𝟔 × 𝟏𝟎−𝟑 𝐏𝐮𝐥𝐠 𝐥𝐛𝐬⁄

7. Carga necesaria para elongar la sarta de cabillas una longitud igual a la

carrera de la barra pulida, (𝐒𝐊𝐫).

SKr = 𝐒

𝟏/𝐊𝐫


140


𝐒𝐊𝐫 = 𝟖𝟔

𝟐.𝟔×𝟏𝟎−𝟑= 𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒𝐋𝐛𝐬

8. Elongación adimensional de la sarta de cabillas, (𝐅𝐨

𝐒𝐊𝐫)

𝐅𝐨

𝐒𝐊𝐫


𝟕𝟔𝟓𝟎

𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒= 𝟎. 𝟐𝟑𝟏

El término Fo

SKr representa la elongación de las cabillas, causado por la aplicación

de la carga del fluido, como un porcentaje del tipo de la barra pulida.

9. Velocidad del bombeo adimensional, (𝐍

𝐍𝐨)

𝐍

𝐍𝐨=

𝐍 𝐱 𝐋

𝟐𝟒𝟓𝟎𝟎𝟎


𝐍

𝐍𝐨=

𝟏𝟐 × 𝟒𝟎𝟎𝟎

𝟐𝟒𝟓𝟎𝟎𝟎= 𝟎. 𝟏𝟗𝟔

10. Velocidad de bombeo adimensional, (𝐍

𝐍𝐨′)

𝐍

𝐍𝐨′ = 𝐍 𝐍𝐨⁄

𝐅𝐜

Sustituyendo valores en la ecuación 2.42 se tiene:

𝐍

𝐍𝐨′=

𝟎. 𝟏𝟗𝟔

𝟏. 𝟏𝟒𝟔= 𝟎. 𝟏𝟕𝟏

11. El término 𝟏

𝐊𝐭 , constante elástica. Se calcula únicamente cuando la

tubería de producción no esta anclada.

C. Se calcula la Embolada efectiva y la capacidad de desplazamiento de la

bomba de subsuelo.


141

12. El factor de embolada efectiva 𝐒𝐩

𝐒, Se determina de la figura 2.64 con el

valor obtenido de 𝐍

𝐍𝐨′ en el paso #10 e interceptando con el valor 𝐅𝐨

𝐒𝐊𝐫

determinado en el paso #8.

𝐒𝐩

𝐒= 𝟎. 𝟖𝟒

13. Emboladas efectivas, (Sp)

𝐒𝐩 = (𝐒𝐩

𝐒× 𝐒) − (𝐅𝐨 ×

𝟏

𝐊𝐭)

Dado que el termino de 1

Kt no se calcula por ser una tubería de producción

anclada no se emplea en la ecuación 2.44.


𝐒𝐩 = (𝟎. 𝟖𝟒 × 𝟖𝟔) = 𝟕𝟐. 𝟐𝟒 𝐩𝐮𝐥𝐠

14. Desplazamiento de la bomba, (PD)

𝐏𝐃 = 𝟎. 𝟏𝟏𝟔𝟔 × 𝐒𝐩 × 𝐍 × (𝐃𝟐)


𝐏𝐃 = 𝟎. 𝟏𝟏𝟔𝟔 × 𝟕𝟐. 𝟐𝟒 × 𝟏𝟐 × (𝟐. 𝟓)𝟐 = 𝟔𝟑𝟐𝐁𝐏𝐃

Si el desplazamiento de la bomba no satisface los requerimiento anticipados, se

repiten los pasos anteriores, pero haciendo variar los parámetros N, S, D y la sarta

de cabillas. De lo contrario se continúa con el procedimiento de diseño.

D. Se determina el parámetro adimensional, (Wrf

SKr)

15. Peso total de la sarta de cabillas en el aire, (W)

𝐖 = 𝐖𝐫 × 𝐋


𝐖 = 𝟐. 𝟎𝟑𝟓 × 𝟒𝟎𝟎𝟎 = 𝟖𝟏𝟒𝟎𝐋𝐛𝐬

16. Peso de la sarta de cabillas en el fluido, (Wrf)

𝐖𝐫𝐟 = 𝐖 × (𝟏 – (𝟎. 𝟏𝟐𝟖 𝐱 𝐆))


𝐖𝐫𝐟 = 𝟖𝟏𝟒𝟎 × (𝟏 – (𝟎. 𝟏𝟐𝟖 × 𝟎. 𝟗)) = 𝟕𝟐𝟎𝟐 𝐥𝐛𝐬

17. Parámetros adimensional, (𝐖𝐫𝐟

𝐒𝐊𝐫)


142

𝐖𝐫𝐟

𝐒𝐊𝐫


𝟕𝟐𝟎𝟐

𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒= 𝟎. 𝟐𝟐

E. Se obtienen los factores adimensionales de las respectivas figuras.

18. Factor de carga máxima, (𝐅𝟏

𝐒𝐤𝐫)

De la figura 2.65 entrando en el eje de X con N

No e interceptando la curva de

Fo

SKr

se obtiene:

𝐅𝟏

𝐒𝐊𝐫= 𝟎. 𝟑𝟓𝟕

19. Factor de carga mínima, (𝐅𝟐

𝐒𝐤𝐫)

De la figura 2.66 entrando con N

No en el eje X, e interceptando la curva

Fo

SKr se

obtiene:

𝐅𝟐

𝐒𝐊𝐫= 𝟎. 𝟏𝟏𝟒

20. Factor de torque máximo, (𝟐𝐓

𝐒𝟐𝐊𝐫)



Fo

SKr se

obtiene:

𝟐𝐓

𝐒𝟐𝐊𝐫= 𝟎. 𝟐𝟕𝟐

21. Factor de potencia, (𝐅𝟑

𝐒𝐤𝐫)



Fo

SKr se

obtiene:

𝐅𝟑

𝐒𝐊𝐫= 𝟎. 𝟐𝟐𝟓

22. Factor de ajuste de torque, Ta


143

𝐓𝐚 = 𝟏 + (%𝐚𝐣𝐮𝐬𝐭𝐞) (𝐖𝐫𝐟

𝐒𝐊𝐫⁄ −𝟎.𝟑

𝟎.𝟏)

% de ajuste se obtiene de la figura 2.69 entrando con N

No′ e interceptando el valor

de Fo

SKr

%ajuste = 2.7%


𝐓𝐚 = 𝟏 + (𝟎. 𝟎𝟐𝟕) (

𝟕𝟐𝟎𝟐𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒 ⁄ − 𝟎. 𝟑

𝟎. 𝟏) = 𝟎. 𝟗𝟕𝟖

F. Se calcula las características de operación

23. Carga máxima en la barra pulida, (PPRL)

𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 + ((𝐅𝟏

𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫)

Sustituyendo valores en la ecuación 2.50 se obtiene:

𝐏𝐏𝐑𝐋 = 𝟕𝟐𝟎𝟐 + ((𝟎. 𝟑𝟓𝟕) × 𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒) = 𝟏𝟗𝟎𝟏𝟗𝐋𝐛𝐬

24. Carga mínima en la barra pulida, (MPRL)

𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝐖𝐫𝐟 − ((𝐅𝟐

𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫)


𝐌𝐏𝐑𝐋 = 𝟕𝟐𝟎𝟐 − ((𝟎. 𝟏𝟏𝟒) × 𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒) = 𝟑𝟒𝟐𝟗𝐋𝐛𝐬

25. Torque máximo en el reductor de engranajes, (PT)

𝐏𝐓 = (𝟐𝐓

𝐒𝟐𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 ×

𝐒

𝟐× 𝐓𝐚


𝐏𝐓 = (𝟎. 𝟐𝟕𝟐) × 𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒 ×𝟖𝟔

𝟐× 𝟎. 𝟗𝟕𝟖 = 𝟑𝟕𝟖𝟔𝟐𝟏 𝐥𝐛𝐬

𝐩𝐮𝐥𝐠⁄

26. Potencia requerida en la barra pulida, (PRHP)

𝐏𝐑𝐇𝐏 = ((𝐅𝟑

𝐒𝐊𝐫) × 𝐒𝐊𝐫 × 𝐒 × 𝐍 × 𝟐. 𝟓𝟑 × 𝟏𝟎−𝟔)


𝐏𝐑𝐇𝐏 = ((𝟎. 𝟐𝟐𝟓) × 𝟑. 𝟑𝟏 × 𝟏𝟎𝟒 × 𝟖𝟔 × 𝟏𝟐 × 𝟐. 𝟓𝟑 × 𝟏𝟎−𝟔) = 𝟏𝟗. 𝟒𝟒𝟓 𝐇𝐏


144

27. Contrabalance efectivo (CBE)

𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟔 × (𝐖𝐫𝐟 + 𝟏

𝟐 × 𝐅𝐨)


𝐂𝐁𝐄 = 𝟏. 𝟎𝟔 × (𝟕𝟐𝟎𝟐 + 𝟏

𝟐 × 𝟕𝟔𝟓𝟎) = 𝟏𝟏𝟔𝟖𝟗 𝐥𝐛𝐬

2.3. Bombeo Electrosumergible (BES)

El sistema de Bombeo Electrosumergible es un método de levantamiento

artificial altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos que

tiene como principio fundamental levantar el fluido del reservorio hasta la

superficie, mediante la rotación centrífuga de una bomba electrosumergible. A

través del tiempo y con las nuevas aplicaciones, esta tecnología ha sido mejorada

continuamente y hoy en día se considera como un método efectivo desde el punto

de vista técnico y económico para grandes volúmenes de producción en pozos

profundos, condiciones severas como alta temperaturas, altas presiones,

diferentes ºAPI, entre otros.

Este sistema representa uno de los métodos de levantamiento artificial más

automatizables y fácil de manejar, y está constituido por equipos complejos y de

alto costo, por lo que se requiere, para el buen funcionamiento de los mismos, una

constante supervisión, análisis y control a fin de garantizar el

adecuado comportamiento del sistema.

2.3.1. Ventajas del Sistema BES

El sistema puede producir a altas tasas de producción que varían desde los

300 - 80.000 BPD.

Los equipos pueden ser asentados a grandes profundidades que van desde

los 1000´ a los 14000´

Mediante el uso de variadores de frecuencia se puede manejar varios

escenarios de producción cuando varían las condiciones del pozo y yacimiento.

Esto implica que el diseño de un sistema BES no debe ser preparado para un solo

IP.

Con respecto a otros sistemas, el sistema BES necesita menos espacio

físico para el equipo de superficie.

http://www.monografias.com/trabajos11/teosis/teosis.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml

http://www.monografias.com/trabajos54/produccion-sistema-economico/produccion-sistema-economico.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/coad/coad.shtml#costo

http://www.monografias.com/trabajos16/comportamiento-humano/comportamiento-humano.shtml


145

Se puede automatizar la operación del sistema BES.

El sistema BES mediante los variadores de frecuencia se puede arrancar

automáticamente.

En pozos offshore (Costa Afuera) con la válvula de seguridad instalada a

una profundidad determinada se puede prevenir accidentes a causa de gas u otras

causas de emergencia.

Existen equipos BES de fondo que pueden trabajar a más de 450º F tales

como: Motores BES, Cable de potencia, Cable de extensión del motor, entre otros

accesorios.

El sistema BES maneja gas y arena pero hasta un cierto límite.

Mediante el sistema BES sin sacar el equipo se pueden hacer otros trabajos

como: pequeños tapones de cemento, ácido, inyección de química, registros de

producción, registros de temperatura, para todos estos trabajos.

2.3.2. Desventajas del Sistema BES

El sistema BES no puede trabajar a alto GOR (Relación gas-petróleo).

El sistema BES tiene limitación para trabajar a altas ratas y concentración de

arena, principalmente en bombas tipo panqueque que se taponan ya que los

pasajes de flujo son muy pequeños, estos rangos de producción están entre 300-

1700 BPD.

Otro problema que ocasionan la arena en este sistema es la erosión y

desgaste prematuro de las etapas de las bombas.

Altos costos de los equipos de fondo y superficie.

El BES es un sistema muy delicado, por lo que cualquier cambio de

parámetros en los equipos de superficie o por el contrario cualquier cambio de

condiciones en el pozo y/o yacimiento afecta el comportamiento de los parámetros

hidráulicos y eléctricos en superficie.

Debido a la expansión masiva del sistema en el mundo, el personal

especializado en el sistema BES es insuficiente para atender todas las

necesidades de las compañías que solicitan el servicio, por esta razón la calidad

de asistencia técnica se ve disminuida.

2.3.3. Parámetros del bombeo Electrosumergible:

Temperatura: limitado por > 350ºf para motores y cables especiales.

Presencia de gas: saturación de gas libre < 10%


146

Presencia de arena: < 200 ppm (preferiblemente 0)

Viscosidad: limite cercano a los 200cps.

Profundidad: 6000 - 8000 pies

Tipo de completación: Tanto en pozos verticales, como desviados.

Volumen de fluido: hasta 4000 BPD.

2.3.4. Componentes del bombeo electrosumergible

Una unidad típica convencional del Sistema de Bombeo Electrosumergible se

compone básicamente de equipos de superficie, equipos de subsuelo, cables y

componentes superficiales.

Figura 2.71 Diagrama esquemático de los equipos de superficie y subsuelo del BES

2.3.4.1. Equipo de superficie

Entre las partes superficiales de un sistema de bombeo electrosumergible se

tiene: El cabezal, la bola colgadora, la caja de venteo, el variador de frecuencia el

tablero de control y el transformador.

Cabezal: Sustenta todo el equipo de fondo acoplado a la tubería de producción

y a la vez, está diseñado para facilitar el paso del cable y sellar alrededor de éste.

Existen diferentes tipos de cabezal, dependiendo de las condiciones del pozo. Ver

figura 2.72


147

Figura 2.72 Cabezal

Bola Colgadora: Este dispositivo se coloca en un nido sobre el árbol de válvulas,

su función es sostener la tubería de producción, permitir su paso y el de los tres

conductores del cable, proporcionando el sello necesario en el espacio anular entre

tubería de producción y de revestimiento para evitar fuga de fluidos a la superficie.

Está construida de acero, cubierta de neopreno, como se muestra en la figura 2.73

En el caso de instalaciones marinas el paso de los conductores del cable, lo tiene

integrado y su contacto es como el de la mufa.

Figura 2.73 Bola Colgadora

Caja de venteo: Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y

el tablero de control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial

y alcanzar la instalación eléctrica en el tablero, la misma se muestra en la figura

2.74

http://www.monografias.com/trabajos11/valvus/valvus.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/seguinfo/seguinfo.shtml


148

Figura 2.74 Caja de venteo

El Variador de Frecuencia: Es un tablero de control que contiene dispositivos

capaces de suministrar frecuencias y voltajes variables al motor. La frecuencia

puede ser controlada desde la superficie, puesto que la velocidad es directamente

proporcional a la frecuencia, o sea que al variar esta se estará modificando la

velocidad del motor. También facilita a una bomba sumergible a producir un amplio

rango de volúmenes, lo cual no es posible si no se dispone de variador. Ver figura

2.75.

Figura 2.75 Variador de frecuencia.

Tablero de control: Es el componente desde el que se gobierna la operación del

aparejo de producción en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control

que se desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para

integrarlos al tablero, este puede ser sumamente sencillo y contener únicamente

un botón de arranque y un fusible de protección por sobre carga; o bien puede

contener fusibles de desconexión por sobrecarga y baja carga, mecanismos de

relojería para restablecimiento automático y operación intermitente, protectores de

represionamiento de líneas, luces indicadores de la causa de paro, amperímetro, y

http://www.monografias.com/trabajos11/conge/conge.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/valoracion/valoracion.shtml#TEORICA



149

otros dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son

electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos. Ver figura 2.76.

Figura 2.76 Tablero de control

Transformador: Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea al

voltaje requerido en la superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo;

algunos están equipados con interruptores que les dan mayor flexibilidad de

operación. Se puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de tres

transformadores monofásicos. Ver figura 2.77.

Figura 2.77 Transformador

2.3.4.2. Equipo de Subsuelo

En un sistema de Bombeo Electrosumergible el conjunto de equipos de subsuelo

se encuentra constituido por el motor eléctrico, la bomba centrifuga, la sección de

entrada estándar o el separador de gas, y la sección de sello o protector.


150

Motor eléctrico El motor eléctrico colocado en la parte inferior de aparejo, recibe

la energía desde una fuente superficial, a través de un cable; su diseño compacto

es especial, ya que permite introducirlo en la tubería de revestimiento existente en

el pozo y satisfacer grandes requerimientos de potencia, también soporta una

alta torsión momentánea durante el arranque hasta que alcanza la velocidad de

operación, que es aproximadamente constante para una misma frecuencia.

Normalmente, consiste de una carcasa de acero al bajo carbón, con láminas de

acero y bronce fijas en su interior alineadas con las secciones del rotor y del

cojinete respectivamente. En la figura 2.78 se muestra el corte transversal de un

motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico.

Figura 2.78 Motor

Separador de gas: El separador de gas es un componente opcional del aparejo

construido integralmente con la bomba, normalmente se coloca entre ésta y el

protector. Sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre

de la succión hacia el espacio anular. El uso del separador de gas permite una

operación de bombeo más eficiente en pozos gasificados, ya que reduce los

efectos de disminución de capacidad de carga en las curvas de comportamiento,

evita la cavitación a altos gastos, y evita las fluctuaciones cíclicas de carga en el

motor producidas por la severa interferencia de gas. Existen dos tipos de

separadores: Convencional, y Centrífugo.

Es necesario mencionar que la total eliminación del gas libre, no es

necesariamente la mejor forma de bombear el pozo. Por una parte, el volumen de

fluidos que entra a la bomba es menor, pero la presión que la bomba debe entregar

en la descarga se incrementa, debido a la menor relación gas-aceite de la columna

hidráulica en la tubería de producción. Entre los efectos que causa la presencia de

http://www.monografias.com/trabajos55/investigacion-sobre-torsion/investigacion-sobre-torsion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/hidra/hidra.shtml#fa

http://www.monografias.com/trabajos10/rega/rega.shtml#ga

http://www.monografias.com/trabajos5/volfi/volfi.shtml


151

gas libre en el interior de la bomba están: el comportamiento de la bomba se aparta

del señalado en sus curvas características, reducción de su eficiencia, fluctuación

de carga en el motor, posible efecto de cavitación y otros consecuentes. En la figura

2.79 se puede observar un separador de gas utilizado en un sistema BES.

Figura 2.79 Separador de Gas

Protector: Este componente también llamado Sección sellante (se puede

observar en la figura 2.80), se localiza entre el motor y la bomba: está diseñado

principalmente para igualar la presión del fluido del motor y la presión externa del

fluido del pozo a la profundidad de colocación del aparejo. Las funciones básicas

de este equipo son:

Permitir la igualación de presión entre el motor y el anular.

Absorber la carga axial desarrollada por la bomba a través del cojinete de

empuje, impidiendo que estas se reflejen en el motor eléctrico.

Prevenir la entrada de fluido del pozo hacia el motor.

Proveer al motor de un depósito de aceite para compensar la expansión y

contracción del fluido lubricante, durante los arranques y paradas del equipo

eléctrico.

Transmitir el torque desarrollado por el motor hacia la bomba, a través del

acoplamiento de los ejes.


152

Figura 2.80 Protector o Sección Sellante.

Existen dos tipos de protectores: el convencional y el de tres cámaras aislantes.

El diseño mecánico y principio de operación de los protectores difiere de un

fabricante a otro, la diferencia principal está en la forma como el aceite lubricante

del motor es aislado del fluido del pozo. El protector convencional, protege contra

la entrada de fluido alrededor de la flecha, el contacto directo entre el fluido del

pozo y del motor ha sido considerado el único medio de igualar presiones en el

sistema de sellado.

Se ha determinado que el mejoramiento real del funcionamiento del motor

sumergible puede lograrse si el aceite del motor se aísla completamente de los

fluidos del pozo evitando cualquier contaminación, este enfoque llevó al desarrollo

de la sección sellante tipo "D" en el cual se aísla el aceite del motor del fluido del

pozo por medio de un líquido inerte bloqueante.

El protector de tres cámaras, constituye realmente tres sistemas de sellos en

uno, cada cámara consiste de un sello mecánico y de un recipiente de expansión-

contracción. Aunque dos de los tres sellos mecánicos fallen por alguna razón, el

motor sumergible queda protegido. Este tipo de sección sellante proporciona la

mejor protección disponible contra el ácido sulfhídrico u otros fluidos contaminantes

del pozo.

http://www.monografias.com/trabajos10/contam/contam.shtml


153

Bomba Centrífuga Sumergible: Su función básica es imprimir a los fluidos del

pozo, el incremento de presión necesario para hacer llegar a la superficie, el gasto

requerido con presión suficiente en la cabeza del pozo. Las bombas centrífugas

son de múltiples etapas (ver figura 2.81), y cada etapa consiste de un impulsor

giratorio y un difusor estacionario, el impulsor da al fluido energía cinética, y el

difusor cambia esta energía cinética en energía potencial (Altura de elevación o

cabeza).

El tamaño de etapa que se use determina el volumen de fluido que va a

producirse, la carga o presión que la bomba genera depende, del número de etapas

y de este número depende la potencia requerida. En una bomba de impulsores

flotantes, éstos se mueven axialmente a lo largo de la flecha y pueden descansar

en empuje ascendente o descendente en cojinetes, cuando están en operación.

Figura 2.81 Bombas Centrífugas Sumergibles.

Una bomba operando un gasto superior al de su diseño produce empuje

ascendente excesivo y por el contrario operando a un gasto inferior produce

empuje descendente. A fin de evitar dichos empujes la bomba debe de operar

dentro de un rango de capacidad recomendado, el cual se indica en las curvas de

comportamiento de las bombas y que generalmente es de 75 % al 95% del gasto

de mayor eficiencia de la bomba. Un impulsor operando a una velocidad dada,

genera la misma cantidad de carga independientemente de la densidad relativa del

fluido que se bombea, ya que la carga se expresa en términos de altura de columna

hidráulica de fluido.

http://www.monografias.com/trabajos14/bombas/bombas.shtml

http://www.monografias.com/trabajos29/energia/energia.shtml

http://www.monografias.com/trabajos5/estat/estat.shtml


154

Características de la bomba: Para establecer las posibilidades de aplicación de

una bomba ya construida, por lo que se refiere al gasto que puede manejar, es

necesario determinar mediante pruebas prácticas, sus curvas características o de

comportamiento; las cuales indican para diversos gastos, los valores de eficiencia

y longitud de columna hidráulica que es capaz de desarrollar la bomba; así como,

la potencia al freno en cada caso. Las pruebas prácticas de la bomba se realizan

utilizando agua dulce de densidad relativa 1.0 y viscosidad 1-0 cp haciéndola

trabajar a velocidad constante y estrangulando la descarga.

Durante la prueba se miden en varios puntos: el gasto, el incremento de presión

a través de la bomba y la potencia al freno. El incremento de presión se convierte

a carga de columna hidráulica y se calcula la eficiencia total de la bomba. Con base

en esos datos se dibujan las curvas de carga, potencia al freno y eficiencia en

función del gasto manejado.

La construcción de gráficas con curvas características para una bomba se

realiza de la siguiente manera:

1. El gasto se mide por medio de recipientes aforados u orificios calibrados

2. La altura total de elevación o carga hidráulica, se determina fijando la

altura de succión por medio de un vacuómetro y la altura de descarga por

medio de un manómetro.

3. La potencia se determina por medio de un dinamómetro o por la potencia

que alcance el motor eléctrico de acondicionamiento, tomando en

consideración su rendimiento.

4. El número de revoluciones por minuto se obtiene por medio de un

tacómetro o por medio de un contador de revoluciones.

5. La eficiencia se obtiene al despejarla de la fórmula de la potencia.

Siguiendo las consideraciones anteriores y mediante pruebas sucesivas, se

van construyendo las curvas características de la bomba.

Cada curva representa el comportamiento de la bomba a una velocidad

particular para alturas de elevación variables, lo que en la práctica se consigue

generalmente de la siguiente manera: se cierra la válvula de descarga y se hace

funcionar la bomba a su número normal de revoluciones por minuto, por ejemplo a

3500 rpm, en este caso el gasto es cero y en la bomba se establece una presión

que alcanza aproximadamente unos 5300 pies, para lo cual, se requiere una

potencia de 40 Hp, todo lo anterior para 100 etapas. Se abre progresivamente la

válvula de descarga y empieza el flujo: la curva de capacidad de carga, baja

http://www.monografias.com/trabajos12/romandos/romandos.shtml#PRUEBAS

http://www.monografias.com/trabajos14/nuevmicro/nuevmicro.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/basda/basda.shtml

http://www.monografias.com/trabajos35/materiales-construccion/materiales-construccion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/estadi/estadi.shtml#METODOS

http://www.monografias.com/trabajos32/dinamometro-hidraulico/dinamometro-hidraulico.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/guiainf/guiainf.shtml#HIPOTES


155

progresivamente, las curvas de potencia y eficiencia van aumentando a medida

que aumenta el gasto.

Continuando con la apertura de la válvula, se disminuye el valor de la carga y

aumentan los valores del gasto, la eficiencia y la potencia. El valor máximo de

eficiencia corresponde a los valores de gasto y carga para los cuales se construyó

la bomba. Sin embargo, las bombas en realidad se utilizan para bombear líquidos

de diferentes densidades y viscosidades, operando a otras velocidades también

constantes. En estos casos es necesario tomar en cuenta el efecto de algunos

parámetros a fin de predecir el comportamiento de la bomba bajo condiciones

reales de operación, entre estos efectos tenemos:

Efecto del cambio de velocidad: El gasto varía en proporción directa a los

cambios de velocidad de la bomba, la carga producida es proporcional al cuadrado

de la velocidad y la potencia es proporcional al cubo de la velocidad. La eficiencia

de la bomba permanece constante con los cambios de velocidad.

Efecto de la densidad relativa: La carga producida por un impulsor no depende

de la densidad relativa. Entonces la curva de capacidad de carga no depende de

la densidad relativa, la potencia varia directamente con la densidad relativa y la

eficiencia de la bomba permanece constante independientemente de la densidad

del líquido.

Efectos de cambio del diámetro de impulsor: La capacidad de carga varía

directamente con el diámetro de los impulsores y la potencia varía directamente

con el cubo del diámetro. La eficiencia de la bomba no cambia, las gráficas de

curvas de comportamiento para cada bomba, las publica el fabricante además de

las curvas de eficiencia carga y potencia vs gasto, incluye información respecto al

diámetro de tubería de revestimiento en que puede introducirse la bomba, tipo y

número de serie de la misma, ciclaje de la corriente para alimentar al motor,

velocidad de la flecha del motor y el número de etapas considerado en la

elaboración.

Fenómeno de Cavitación: Si la presión absoluta del líquido en cualquier parte

dentro de la bomba cae debajo de la presión de saturación correspondiente a la

temperatura de operación, entonces se forman pequeñas burbujas de vapor. Estas

http://www.monografias.com/trabajos14/nuevmicro/nuevmicro.shtml


http://www.monografias.com/trabajos7/sisinf/sisinf.shtml


156

burbujas son arrastradas por el líquido fluyendo, hacia regiones de más altas

presiones donde se condensan o colapsan. La condensación de las burbujas

produce un tremendo incremento en la presión lo que resulta similar a un golpe de

martillo o choque lo que se conoce como Cavitación. Dependiendo de la magnitud

de la cavitación, ésta puede resultar en una destrucción mecánica debida a

la erosión, corrosión y a la intensa vibración. La cavitación también tiene un efecto

significativo en el comportamiento de la bomba. Su capacidad y eficiencia se

reducen.

Cables: La unión eléctrica entre los equipos descritos, instalados en el subsuelo,

y los equipos de control en superficie son los cables. Existen varios tipos de cables

en una instalación de bombeo electrosumergible como lo son: Extensión de Cable

Plano, Cable de Potencia, Conectores de Superficie. La extensión de cable plano,

es una cola de cable de características especiales que en uno de sus extremos

posee un conector especial para acoplarlo al motor. En el otro extremo este se

empalma al cable de potencia, la diferencia entre ambos es que este posee las

mismas propiedades mecánicas y eléctricas que los cables de potencia pero son

de un tamaño inferior.

Cable Conductor Eléctrico (POTHEAD): La energía eléctrica necesaria para

impulsar el motor, se lleva desde la superficie por medio de un cable conductor, el

cual debe elegirse de manera que satisfaga los requisitos de voltaje y amperaje

para el motor en el fondo del pozo, y que reúna las propiedades de aislamiento que

impone el tipo de fluidos producidos.

Existe en el mercado un rango de tamaños de cable, de configuración plana y

redonda, ver Figura 2.82, con conductores de cobre o aluminio, de tamaños 2 al 6.

El tamaño queda determinado por el amperaje y voltaje del motor así como por el

espacio disponible entre las tuberías de producción y revestimiento. Existen

muchos tipos diferentes de cable, y la selección de uno de ellos depende de las

condiciones a las que estará sometido en el subsuelo, considerando la longitud de

un conductor para la aplicación de un voltaje dado, los volts por pie disminuyen

conforme el alambre es más largo, como consecuencia la velocidad del electrón

disminuye lo que resulta en una reducción de corriente, en otras palabras, "la

resistencia es directamente proporcional a la longitud del conductor".

http://www.monografias.com/trabajos12/moviunid/moviunid.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/mundi/mundi.shtml

http://www.monografias.com/trabajos3/corrosion/corrosion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/tramat/tramat.shtml#COBRE

http://www.monografias.com/trabajos13/tramat/tramat.shtml#ALUMIN


157

Figura 2.82 Cable conductor eléctrico.

Cuando la sección transversal o diámetro de un alambre es mayor, tiene un

efecto contrario sobre la resistencia ya que el número de electrones libres por

unidad de longitud se incrementa con el área. Bajo esta condición la corriente se

incrementará para una fuerza electromotriz dada ya que se mueven más electrones

por unidad de tiempo, en otras palabras "La resistencia es inversamente

proporcional al área de la sección transversal del conductor".

Si se usan cables en el sistema de alto voltaje, cada uno de los conductores está

rodeado por un considerable espesor de material aislante y algunas veces con una

cubierta de plomo. Aunque la corriente normal fluye a lo largo del conductor, existe

una pequeña corriente que pasa a través del aislamiento (fuga de corriente) de un

conductor a otro, esta fuga se considera despreciable.

El aislamiento de los cables debe resistir las temperaturas y presiones de

operación en el pozo, Sin embargo, para los cables utilizados también existen

limitaciones debidas a materiales utilizados en su construcción. Los cables

estándar tienen en promedio 10 años de vida a una temperatura máxima de 167º

F y se reduce a la mitad por cada 15º F de exceso por arriba del máximo.

El medio ambiente bajo el que opera el cable también afecta directamente su

vida. Sin embargo hay cables que resisten temperaturas del orden de 350º F, la

instalación del cable se realiza fijándolo en la parte externa de la tubería de

producción con flejes, colocando de 3 a 4 por cada lingada; en la sección

correspondiente a los componentes del aparejo, es recomendable colocar flejes

cada metro, debido a que esta sección es de mayor diámetro y puede dañarse

durante las operaciones de introducción al pozo, por lo que comúnmente se

instalan protecciones adicionales llamadas guarda cable. A lo largo de esta sección

http://www.monografias.com/trabajos15/medio-ambiente-venezuela/medio-ambiente-venezuela.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/discurso/discurso.shtml


158

la configuración del cable es plana y se le llama extensión de la mufa, la cual

constituye el contacto con el motor.

La unión de la extensión de la mufa y el cable conductor se denomina empate;

su elaboración se realiza cuidadosamente en la localización del pozo ya que

constituye una de las partes débiles de la instalación. Un empate también puede

ser necesario en cualquier punto a lo largo del cable, donde se detecte una falla

del mismo o donde la longitud del cable sea insuficiente para llegar a la superficie.

Sensor de Fondo: El sensor de presión es un equipo que se coloca acoplado en

la parte final del motor, está constituido por circuitos que permitan enviar señales

a superficie registradas mediante un instrumento instalado en controlador,

convirtiendo estas, en señales de presión a la profundidad de operación de la

bomba. Cuando se utiliza un variador de frecuencia, la información del sensor

puede ser alimentada a un controlador, para mantener una presión de fondo

determinada, mediante el cambio de la velocidad de la bomba.

Este sistema está compuesto por una unidad de lectura de superficie, un

dispositivo sensor de presión y/o un instrumento sensor de temperatura colocado

en la tubería de producción, como se puede observar en la figura 2.83; el sensor

de fondo está conectado a la unidad de lectura de superficie, a través de los

bobinados del motor y el cable de potencia.

Figura 2.83 Sensor de fondo

El sensor puede registrar la presión de la parte interna de la tubería de

producción, o la presión de entrada a la bomba, llamada presión fluyente en el

punto de ubicación de la bomba. Este equipo es activado por el nivel del fluido y/o

la presión de gas en el pozo y se e calibra automáticamente cuando se dan

cambios de temperatura, a intervalos específicos. Durante este tiempo las lecturas

http://www.monografias.com/trabajos10/infoba/infoba.shtml#circuito

http://www.monografias.com/trabajos14/textos-escrit/textos-escrit.shtml


159

de presión y temperatura permanecen inalterables en pantallas, permitiendo la

realización de registros manuales.

Un equipo de superficie se utiliza para manejar la información proveniente del

fondo del pozo, en tiempo real, esta información puede ser solamente mostrada, o

enviada a otro sistema de monitoreo, para poder ser extraída y procesada

posteriormente. Además, dependiendo de la aplicación, existe un sensor de fondo

de acuerdo a la temperatura de trabajo; funciona en presiones de hasta 5000 psi.

2.3.4.3. Accesorios

Con el propósito de asegurar una mejor operación del equipo es necesario

contar con algunos accesorios, entre estos componentes de accesorios se pueden

listar la válvula de drenaje, la válvula de contra presión, el controlador de velocidad

variable, los centralizadores y las bandas de cable.

Válvula de contra presión: Se coloca de una a tres lingadas de tubería por arriba

de la bomba. Esta válvula permite el flujo en sentido ascendente, de manera que

cuando el motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y evita

el giro de la flecha de la bomba en sentido contrario, lo cual la dañaría.

Válvula de drenaje: Al utilizar válvula de retención debe utilizarse una válvula de

drenaje una junta por encima de está, como factor de seguridad para cuando se

requiera circular el pozo del anular a la tubería de producción. Se coloca de una a

tres lingadas por arriba de la válvula de contra presión. Su función es

establecer comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción, con el

propósito de que ésta se vacíe cuando se extrae el aparejo del pozo. Para operarla,

se deja caer una barra de acero desde la superficie por la tubería de producción;

la barra rompe un perno y deja abierto un orificio de comunicación con el espacio

anular.

Controlador de velocidad variable: Este dispositivo puede ser considerado como

equipo accesorio u opcional, únicamente bajo ciertas circunstancias que impone el

mismo pozo. Eventualmente la información disponible para efectuar un diseño no

es del todo confiable y como consecuencia se obtiene una instalación que no opera

adecuadamente; anteriormente la alternativa sería rediseñar e instalar un nuevo

http://www.monografias.com/trabajos7/regi/regi.shtml

http://www.monografias.com/trabajos6/maca/maca.shtml

http://www.monografias.com/trabajos35/el-poder/el-poder.shtml

http://www.monografias.com/trabajos34/el-trabajo/el-trabajo.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/fundteo/fundteo.shtml


160

aparejo, debido a que el sistema de bombeo eléctrico trabaja a velocidad constante

para un mismo ciclaje.

En otros casos, algunos pozos son dinámicos en cuánto a parámetros de

presión de fondo, producción, relación gas-aceite y otros para los cuales no es

recomendable la operación de un aparejo con velocidad constante. Lo

anteriormente expuesto limita la aplicación del sistema a pozos estables donde el

número de etapas de la bomba, sus dimensiones y velocidad podrían ser

constantes.

El controlador de velocidad variable permite alterar la frecuencia del voltaje que

alimenta al motor y por lo tanto modificar su velocidad. El rango de ajuste de la

frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su amplio rango de velocidades y por

lo tanto de gastos que es posible manejar. Una alta frecuencia incrementa la

velocidad y el gasto; una baja frecuencia, los disminuye.

Centralizadores: Como su nombre lo indica, se utilizan para centrar el motor, la

bomba y el cable durante la instalación. Se utilizan en pozos ligeramente

desviados, para mantener el motor centrado y así permitir un enfriamiento

adecuado. También evitan que el cable se dañe por roce con el revestidor, a

medida que es bajado en el pozo. Al utilizar centralizadores se debe tener cuidado

de que estos no giren o muevan hacia arriba o hacia abajo la tubería de producción.

Bandas de Cable: También se denominan flejes, se utilizan para fijar el cable de

potencia a la tubería de producción durante la instalación, y el cable de extensión

del motor al equipo. Las bandas se fabrican de tres materiales distintos:

Bandas de acero negro, se utilizan en pozos donde no exista corrosión.

Bandas de acero inoxidable, se usan en pozos moderadamente corrosivos.

Bandas de monel, se usan en ambientes corrosivos. Otros accesorios

pueden ser los sensores de presión y de temperatura de fondo, cajas

protectores para transporte del equipo, etc. La integración de todos los

componentes descritos es indispensable, ya que cada uno ejecuta una función

esencial en el sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquido deseado,

manteniendo la presión necesaria en la boca del pozo.

http://www.monografias.com/trabajos10/humed/humed.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/transporte/transporte.shtml


161

2.3.5. Diseño del sistema de Bombeo Electrosumergible

Procedimiento: Al momento de diseñar las instalaciones de un sistema BES es

necesario realizar los siguientes pasos:

1. Obtener los diferentes datos necesarios y analizar la calidad de los mismos.

Los datos que mayormente se utilizan en el diseño de sistemas

electrosumergibles están dentro de los siguientes renglones:

Datos de las condiciones mecánicas del pozo

Datos de las características de los fluidos a manejar

Datos de las condiciones de presión del pozo.

2. Determinar la capacidad de producción.

3. Especificar la profundidad de asentamiento de la bomba.

4. Establecer las condiciones de operación deseadas. Determinar la presión en

la entrada de la bomba requerida para las condiciones deseadas de producción del

pozo.

5. Calcular la altura de columna dinámica total requerida (TDH).

6. Basándose en las curvas de desempeño de la bomba, seleccionar un tipo de

bomba de manera que tanto el diámetro exterior del mismo ajuste dentro de la

tubería de revestimiento del pozo y la tasa de producción deseada se ubique dentro

del rango de capacidad recomendado de la bomba.

7. Considerando la información técnica proporcionada por el proveedor,

seleccionar el tamaño y modelo adecuado de la sección sello. Determinar los

requerimientos de potencia.

8. Seleccionar un motor que sea capaz de entregar los requerimientos de

potencia necesarios para mover el conjunto de la bomba y la sección sellante.

9. Con los datos técnicos proporcionados por el fabricante de la bomba

centrífuga, determinar los límites operacionales y las limitaciones de carga (por

ejemplo la carga del eje, la carga de los cojinetes de empuje, el límite de presión

de la carcasa, la velocidad de fluido que pasa por el alrededor del motor, etc.)

10. Seleccionar el tipo y tamaño del cable de potencia en base a la corriente

estimada de consumo del motor, la temperatura del conductor y las dimensiones

del espacio anular.


162

11. Calcular el voltaje de superficie y las perdidas ocasionada por la longitud del

cable de potencia.

12. Calcular los requerimientos de KVA de los equipos a conectar en superficie.

13. Seleccionar los accesorios y el equipo opcional.

Productividad Del Pozo

Para comenzar el procedimiento, se procede a determinar la productividad del

pozo a la presión y caudal de una prueba de producción o de ensayo.

Generalmente se dispone de información de este tipo relacionada con la

producción normal de los pozos en condiciones estable, esto garantiza que debido

a que no existe variación en las condiciones del pozo, la continuidad operativa y

las condiciones de presión original del pozo obedece a la repuesta que se

manifiesta en las pruebas de producción.

Construcción de la Curva de Comportamiento de Afluencia.

Considerando que la presión de fondo fluyente (Pwf) es inferior a la presión de

burbujeo (Pb), se debe usar la curva de comportamiento de afluencia, con la


𝐉 =Ql

𝐏𝐰𝐬− 𝐏𝐰𝐟 (2.95)

Donde:

J = Índice de productividad, Bpd/Lpc

Ql = Tasa de producción liquida, BPD

Pwf = Presión de fondo fluyente, Lpc

Pws = Presión estática, Lpc

Para determinar la tasa de producción máxima con el valor obtenido

anteriormente, se tiene la siguiente ecuación:

𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝐉 × (Pws − Pwf ) (2.96)

Donde:

Qo = Tasa de producción de petróleo (Producción actual), BPD.

Qmax = Tasa de producción máxima, BPD.

Con la información obtenida se puede construir una curva, considerando

otras presiones o regímenes de producción y determinar otros puntos


163

correspondientes de la curva. La graficación de estos puntos permitirá trazar la

curva.

Obtener la Relación entre Nivel de Fluido y Producción.

Para determinar el nivel estático de los fluidos considerando que estos se

encuentran estáticos en su comportamiento y que la distribución de los mismos es

homogénea a lo largo de toda la columna del pozo, se debe proceder a encontrar

la gravedad especifica promedio.

Con el porcentaje de agua, se determina la contribución del agua en la gravedad

total en función de la fracción de los líquidos presente, se tiene con la siguiente

ecuación:

𝐟𝐰 = %(𝐰) × 𝛄𝐰 (2.97)

Donde:

fw = Fracción de agua.

%(w) = Porcentaje de agua.

γw = Gravedad especifica del agua.

Con el porcentaje de petróleo que es el del fluido producido, se determina la

contribución del petróleo la gravedad total en función de la fracción de los líquidos

presente, se tiene con la siguiente ecuación:

𝐟𝐨 = %(𝐨) × 𝛄𝐨 (2.98)

Donde:

fo = Fracción de petróleo.

%(o) = Porcentaje de petróleo.

γo = Gravedad especifica del petróleo.

Determinando la gravedad especifica del petróleo, se tiene la siguiente

ecuación:

𝛄𝐨 =𝟏𝟒𝟏,𝟓

𝟏𝟑𝟏,𝟓+º𝐀𝐏𝐈 (2.99)

Por tanto, la gravedad específica promedio es la contribución de la gravedad

específica de las fracciones de líquidos.

𝛄𝐩𝐫𝐨𝐦 = 𝛄𝐰 + 𝛄𝐨 (2.100)


164

Donde:

γprom = Gravedad especifica promedio.

Para determinar el nivel estático del fluido, se debe conocer la profundidad por

cada pie de columna, con la siguiente ecuación:

𝐃 =𝐏𝐰𝐬 ×𝟐,𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜

𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦) (2.101)

Donde:

D = Profundidad, pies de columna.

El nivel estático del fluido, se tiene con la siguiente ecuación:

𝐍𝐞 = 𝐋 − 𝐃 (2.102)

Donde:

Ne = Nivel estático, Pies.

L = Profundidad total, Pies.

D = Profundidad, Pies de columna.

NOTA: En caso de no existir alguna aclaración referente a las profundidades de

referencia de las presiones, se considera que las mediciones de presión se

realizaron en el fondo del pozo.

Como referencia para seguimiento de los niveles de fluidos en los diferentes

regímenes de producción, es de mucha ayuda elaborar un gráfico de la conversión

de las presiones de la curva de IPR en pies usando la formula anterior, y trazar una

curva de nivel de fluido en función del caudal. La curva debe ser similar a la curva

de IPR.

Debido a un alto GOR, ES IMPORTANTE el cálculo de la cantidad de gas que

el sistema electro sumergible debe manejar dentro de los equipos por lo que se

deben realizar los cálculos de gas.

Calculo de la cantidad de gas en el sistema

La cantidad de gas que el sistema BES manejara es importante por cuanto tiene

impacto tanto en la potencia como en el tamaño de los equipos a instalar. Como

parte inicial se debe determinar el porcentaje de gas libre en volumen en función

de la característica del fluido a manejar, usando Rs, el gas en solución/petróleo, la

característica propia del gas a través del βg, factor volumétrico del gas, y de las

características del petróleo manejado mediante su capacidad de compresión, por

medio del βo, el factor de volumen de formación.


165

Solubilidad del gas o gas en solución/petróleo.

Para determinar la cantidad de gas que se manejara, se tiene de la siguiente

ecuación:

𝐑𝐬 = 𝛄𝐠 × (𝐏𝐛

𝟏𝟖 ×

𝟏𝟎𝟎,𝟎𝟏𝟐𝟓 × º𝐀𝐏𝐈

𝟏𝟎𝟎,𝟎𝟎𝟎𝟗𝟏 × 𝐓 )𝟏,𝟐𝟎𝟒𝟖

(2.103)

Donde:

Rs = Solubilidad de gas, PCN/BNP.

γg = Gravedad especifica del gas.

Pb = Presión de burbuja, Lpc.

ºAPI = Grados de petróleo.

T = Temperatura, ºF.

La fórmula anterior permite de manera directa y precisa obtener el valor de Rs

en función de las condiciones de operación y de fluido. Posteriormente se debe

realizará un ajuste al valor calculado para obtener un valor corregido de Rs.

Para determinar la presión de entrada de la bomba o presión de sumergencia,

se debe calcular con la siguiente ecuación:

𝐏𝐈𝐏 =𝐡𝐛− 𝐍𝐝 × 𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)

𝟐,𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜 (2.104)

Donde:

PIP = Presion de entrada de la bomba, Lpc

hb = Altura o profundidad de fijación de la bomba, Pies.

Nd = Nivel dinamico, Pies.

Para determinar la presión de entrada de la bomba dividida por la presión de

burbujeo, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝐈𝐏+𝟏𝟒.𝟕𝐥𝐩𝐜𝐚

𝐏𝐛+𝟏𝟒.𝟕𝐥𝐩𝐜𝐚 (2.105)

Para determinar la presión de burbuja corregida, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝐛(𝐜𝐨𝐫𝐫) = 𝐏𝐰𝐟 − 𝐏𝐈𝐏 (2.106)

Donde:

Pb(corr) = Presión de burbuja corregida, Lpc.


166

Para determinar la solubilidad del gas corregida, cuando la presión de burbuja

corregida es la diferencia de presión de fondo fluyente menos la presión de entrada

de la bomba, se tiene de la siguiente ecuación:

𝐑𝐬(𝐜𝐨𝐫𝐫) = 𝛄𝐠 × (𝐏𝐛(𝐜𝐨𝐫𝐫)

𝟏𝟖 ×

𝟏𝟎𝟎,𝟎𝟏𝟐𝟓 × º𝐀𝐏𝐈

𝟏𝟎𝟎,𝟎𝟎𝟎𝟗𝟏 × 𝐓 )𝟏,𝟐𝟎𝟒𝟖

(2.107)

Donde:

Rs(corr) = solubilidad del gas corregida, PCN/BNP.

Para determinar el Factor Volumétrico del Gas, se tiene la siguiente ecuación:

𝐁𝐠 = 𝟓, 𝟎𝟓 × 𝐙 × (𝟒𝟔𝟎+𝐓º𝐅)

(𝐏𝐈𝐏+𝟏𝟒,𝟕𝐥𝐩𝐜𝐚) (2.108)

Donde:

Bg = Factor volumétrico del gas, Pc/pcn.

Z = Factor de Comprensibilidad.

El factor de compresibilidad del gas, se determina con la siguiente ecuación:

𝐙 = (𝟏 + (𝟑𝟒𝟒.𝟒𝟎𝟎 × 𝐏 × 𝟏𝟎𝟏.𝟕𝟖𝟓+ 𝛄𝐠

𝐓𝟑.𝟖𝟐𝟓 ))

−𝟏

(2.109)

Para determinar el Factor Volumétrico del Petróleo, se tiene la siguiente

ecuación:

𝛃𝐨 = 𝟎, 𝟗𝟕𝟐 + 𝟎, 𝟎𝟎𝟎𝟏𝟒𝟕 × 𝐅𝟏,𝟏𝟕𝟓 (2.110)

Donde:

βo = Factor volumétrico del petróleo, By/bn

F = Constante que se requiere para determinar βo.

Para obtener el valor F que es una constante necesaria para determinar el factor

volumétrico de petróleo, se tiene la siguiente ecuación:

𝐅 = 𝐑𝐬(𝐜𝐨𝐫𝐫) × (𝛄𝐠

𝛄𝐨)

𝟎,𝟓

+ 𝟏, 𝟐𝟓(𝐓) (2.111)

Volumen total de Fluido.

Para determinar el gas libre que se encuentra en el sistema se debe calcular el

gas total y el gas en solución con las siguientes ecuaciones:

Determinando el gas total.


167

𝐆𝐚𝐬𝐭 =𝐐𝐨 × 𝐆𝐎𝐑

𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.112)

Donde:

Gast= Gas total, Pc

Qo= Producción deseada, BPD

GOR = Relación gas-petróleo, bajo condiciones de presión y temperatura,

Pcn/Bn

Determinando el gas en solución.

𝐆𝐚𝐬𝐬 =𝐐𝐨 × 𝐑𝐬(𝐜𝐨𝐫𝐫)

𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.113)

Donde:

Gass = Gas en solución, Pc

Luego de calcular el gas total y el gas en solución se procede a determinar el

gas líquido, con la siguiente ecuación:

𝐆𝐥 = 𝐆𝐚𝐬𝐭 − 𝐆𝐚𝐬𝐬 (2.114)

Donde:

Gl = Gas libre, Pc

Determinando el volumen de petróleo, gas y agua en la formación, se tiene las

siguientes ecuaciones:

𝐕𝐨 = 𝐕𝐬 × 𝛃𝐨 (2.115)

Donde:

Vo = Volumen de petróleo en formación, Bls.

Vs = Volumen en superficie, Bls.

𝐕𝐠 = 𝐆𝐚𝐬𝐥 × 𝛃𝐠 (2.116)

Donde:

Vg = Volumen de gas en formación, Bls.

𝐕𝐰 = 𝐏𝐫𝐨𝐝𝐝 × %(𝐚) (2.117)

Donde:

Vw = Volumen de agua en formación, Bls.

Prodd = Producción deseada, Bls.

Determinando el volumen total, se tiene la siguiente ecuación:

𝐕𝐭 = 𝐕𝐨 + 𝐕𝐠 + 𝐕𝐰 (2.118)

Donde:

Vt = Volumen total, Bls.


168

Para determinar el Porcentaje de gas, se tiene la siguiente ecuación:

(𝐕𝐠

𝐕𝐭) (2.119)

Debido al alto porcentaje de gas, es esencial la utilización de un separador de

gas rotativo.

%𝐬𝐞𝐩 × 𝐕𝐠 (2.120)

Donde:

%sep = Porcentaje del separador de gas.

Para determinar el volumen de gas que aun quedaría en la corriente a producir

con el valor obtenido anteriormente, se tiene la siguiente ecuación:

𝐕𝐭 − 𝐕𝐠 (2.121)

A fin de obtener la producción deseada, la bomba se deberá estar dimensionada

para manejar al mínimo. Diseñar la bomba a una producción mayor que Qmax para

bajar a la presión dinámica a cero, y la bomba comenzara a ciclar (trabajo

alternativo). Por lo tanto, a la producción deseada se le debe elegir un régimen de

producción menor.

Se debe efectuar los cálculos de separación de gas para el nuevo régimen de

producción, porque la presión de sumergencia será diferente, por lo tanto, se debe

volver al comienzo.

Rs, la relación gas en solución/petróleo, permanecerá igual que antes, pero Rs

(corregido) será diferente debido a la diferencia en presión de sumergencia.

La profundidad de fijación de la bomba es la misma, pero el nivel dinámico es

varia asumido por debajo de la profundidad de la bomba.

Realizar todo el procedimiento desde el paso 3 hasta determinar un separador

de gas rotativo, que base el régimen de producción para el agotamiento o depleción

de la formación aceptable.

Columna dinámica total

La columna dinámica total, se obtiene de la siguiente ecuación:

𝐓𝐃𝐇 = 𝐇𝐝 + 𝐅𝐭 + 𝐏𝐝 (2.122)

Donde:


169

TDH = Columna dinámica total, Pies

Hd = Elevación sobre el nivel dinámico de fluido, Pies.

Ft = Pérdida de carga por fricción en la Tubería, Pies. La pérdida de carga por

cada 1000 pies de Tubería.

Pd = Presión de descarga, Pies

Para determinar la elevación sobre el nivel dinámico de fluido, se tiene la


𝐇𝐝 = 𝐃𝐚𝐭𝐮𝐦 − (𝐏𝐰𝐟 ×𝟐.𝟑𝟏𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜

𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)) (2.123)

Para determinar la pérdida de carga por fricción en la tubería, se tiene por la

figura 2.84 o la siguiente ecuación:

𝐅𝐭 = 𝐃𝐛 × ∅𝐭

𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.124)

Donde:

Db = Profundidad de la bomba, Pies.

∅ = Diámetro de la tubería, en Pies.

Para determinar la presión de descarga, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝐝 = 𝐏𝐰𝐡 𝐱 𝟐,𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜

𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦) (2.125)

Selección del tipo de bomba

Consultar la tabla 2.27 y seleccionar la bomba con la mayor eficiencia a la

capacidad estimada

Tamaño óptimo de componentes

En la tabla 2.27, se puede ver que las series de las bombas, sellos y motores.

Las unidades de mayor diámetro serán generalmente la primera opción, si la tasa

de producción cae en el rango de funcionamiento de la bomba.

Luego, usando la tabla 2.28 se puede ver que la tasa de producción deseada se

debe ubicar dentro de los rangos de capacidad recomendada para el tipo de

bomba.


170

Figura 2.84 Pérdida de carga por fricción en la tubería

Tabla 2.27 Especificaciones de equipo BES

T.R APT

DIAM. EXT.

PESO SERIE DE EQUIPO QUE ADAPTA TAMAÑO MÁXIMO RECOMENDADO PARA CABLE REDONDO CON VARIOS TAMAÑO DE T.P

LBS/PIES

KG/M MOTOR SECCIÓN SELLO

BOMBA 2- 3/8” 2 -7/8” 3 -1/2” 2 -3/8” 2-7/8” 3-1/2” 4-1/2” 5-1/2” 7”

4 – ½”

(114.3MM)

9.5 10.5 11.6

14.1 15.6 17.3

375 338 338 - - -

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

- - -

5 – ½”

(139.7MM)

20.0 17.0 15.5 14.0

29.9 25.3 23.0 20.7

375, 450

338,400 338, 400

1 1 1 1

- 6 6 6

- - - -

1 1 1 1

6 4 4 2

- - - -

- - - -

- - - -

- - - -

6 – 5/8” (168.3MM)

28.0 41.7 375, 450

338,400 338, 400

1 1 6 1 1 4 - - -

26.0 24.0

38.7 35.8

450, 544

400,513 400, 513

1 1 1

1 1 1

4 4 1

- 1 1

1 1 1

- 1 1

- - -

- - -

- - - 20.0 29.9 400,

513, 562

7”

(177.8MM)

32.0 29.0 26.0

47.6 43.3 38.7

450, 544, 562

400,513

400, 513

1 1 1

1 1 1

2 1 1

1 1 1

1 1 1

1 1 1

- - -

- - -

- - -

23.0 20.0 17.0

34.1 29.9 25.3

400, 513, 562

1 1 1

1 1 1

1 1 1

1 1 1

1 1 1

1 1 1

- - -

- - -

- - -

7 – 5/8” (193.7MM)

39.0 33.7 29.7 26.4 24.0 20.0

58.1 50.2 44.3 34.4 35.8 29.9

450, 544, 562

400,513

450, 544, 562

1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

4 2 1 1 1 -

- - - - - -

- - - - - -

8 – 5/8”

(219.1MM)

49.0 44.0 40.0 36.0 32.0

72.8 65.6 59.4 53.5 47.6

450,544,

562 y 725

400,513 y 675

450,544,562 y 675

1 1 1 1 1

1 1 1 1 1

1 1 1 1 1

1 1 1 1 1

1 1 1 1 1

1 1 1 1 1

1 1 1 1 1

4 2 1 1 1

- - - 1 1

10 – ¾”

(273.0MM)

55.5 32.7

82.7 48.5

450,544,

562 y 725

400,513,675 y 825

400,513,562,675

y 825

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

13 – 3/8”

(339.8MM)

83.0 48.0

123.4 71.5

400,513,562,675,

825 y 1025

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1

1 1


171

Tabla 2.28 Rango de operación de la Bomba

De la figura 2.85, curva de desempeño de la bomba correspondiente a los Hertz

(Hz) para el tipo de bomba, se determina a la tasa de producción deseada, la altura

de la columna por etapas y el consumo de potencia por etapas. El número de

etapas requeridas para la bomba en este sistema, se tiene con la siguiente

ecuación:

𝐍º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 = 𝐓𝐃𝐇

𝐡/𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 (2.126)

Donde:

Nºetapas= Numero de etapas, Etapas.

h = Altura, Pies/etapas.

SERIE

TIPO

CAUDAL DE FLUJO A MEJOR EFICIENCIA

RANGO DE OPERACION

60Hz (BPD)

50Hz

𝐌𝟑/D

60Hz (BPD)

50Hz

𝐌𝟑/D

338

DC800 DC1000 DC1250 DC2200 DC2500

750 950

1250 2270 2400

99 126 165 300 318

550 700 950

1250 1500

950 1300 1700 2750 3100

73 93

126 166 199

126 172 225 364 411

400

FS400 FS650 FS925

FS1200 FS1650 FC450 FC650 FC925

FC1200 FC1600 FC2200 FC2700 FC4300 FC6000

400 625 925

1160 1550 450 650 925

1140 1550 2250 2650 4300 5600

53 83

122 154 205 59 86

122 151 205 297 350 568 740

180 450 700 800

1200 200 450 700 950

1200 1500 1800 300

3600

530 850

1200 1520 2100 650 850

1150 1550 2100 2800 3500 5200 6800

24 60 93

106 159 27 60 93

126 159 199 238 397 477

70 113 159 201 278 83

113 153 205 278 371 464 689 901

513

GS2300 GC1150 GC1700 CG2200 GC2900 GC3000 GC3500 GC4100 GC6100 GC8200

GC10000

2400 1180 1750 2200 2850 2900 3600 4000 6100 8100 9000

317 156 231 291 377 383 476 529 808

1070 1193

1500 750

1300 1500 1800 2200 2200 2500 3650 4400 4400

3000 1500 2200 3000 3500 3600 4700 5600 8100

10300 12000

199 99 72

199 239 291 291 331 484 583 583

398 199 292 397 464 477 623 742

1073 1365 1590

562

KC12000 KC15000 KC16000 KC20000

12000 14500 16000 19000

1590 1916 2133 2518

9500 11250 11250 17500

14500 18750 20000 24000

1259 1490 1490 2319

1921 2500 2649 3180

675

HC7000 HC9000

HC12000 HC19000 HC27000 HC35000

6750 8750

11500 19400 28000 35500

892 1159 1520 2571 3710 4705

4500 6000 7500

12000 23500 31000

9000 11500 15000 24500 33000 46000

596 800

1000 1590 3114 4108

1192 1533 1987 3246 4373 6096

875 IA600 IB700

21000 24500

2783 3246

10300 12700

27500 32200

1365 1693

3643 4266

1025 JA1100 JB1300

36500 43000

4836 5698

19200 19900

45900 58900

2544 2653

6081 7853


172

Una vez, determinado el número de etapas, se puede calcular la potencia al

freno de la bomba, con la siguiente ecuación:

𝐁𝐇𝐏 =𝐁𝐇𝐏

𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬× 𝐍º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 × 𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦) (2.127)

Donde:

BHP = Potencia al freno de la bomba, BHP.

Figura 2.85 Curva de desempeño de la bomba

Selección de la sección sello y del motor.

Normalmente la serie de la sección sello es la misma que la de la bomba, sin

embargo existen excepciones y hay adaptadores especiales para conectar las

unidades de diferentes series o de diferentes fabricantes.

En la figura 2.86, se determina el requerimiento de potencia para la sección sello

es función de la altura dinámica total producida por la bomba.

Refiriéndose a la tabla 2.29, se puede observar el tamaño disponible del motor

y la serie. Este motor estará cargado aproximadamente 95% durante el

funcionamiento normal. Se debe tener precaución cuando se selecciona un motor


173

que estará sobrecargado durante su funcionamiento normal, dado que esta

condición de sobrecarga generalmente resulta ser una vida útil reducida.

Figura 2.86 Altura dinámica total de la Bomba.

Límites de carga.

Para los límites de carga se debe controlar la tabla 2.30 de límites máximos de

carga, y verificar que todos los componentes operativos estén dentro de los límites

de diseño.

Tamaño, HP Voltios/Amps Longitud Peso

60Hz 50Hz 60Hz 50Hz Pies Mts Lbs Kg

35

35

29

29

460/44

1250/16

383/44

1042/16

5.4

5.4

1.65

1.65

383

383

174

174

50

50

42

42

460/63

1250/23

383/63

1041/23

6.8

6.8

2.08

2.08

486

486

221

221


174

65

65

54

54

805/47

1250/30

671/47

1042/30

8.3

8.3

2.52

2.52

590

590

268

268

82

82

68

68

780/60

1230/38

650/60

1025/38

9.7

9.7

2.95

2.95

693

693

314

314

100

100

83

83

805/72

2145/27

671/82

1787/27

11.1

11.1

3.39

3.39

796

796

361

361

115

115

96

96

780/85

2030/33

650/85

1692/33

12.5

12.5

3.82

3.82

899

899

408

408

130

130

108

108

1250/60

2145/35

1042/60

1787/35

14.0

14.0

4.26

4.26

1003

1003

455

455

150

150

125

125

1205/72

2210/39

1004/72

1842/39

15.4

15.4

4.69

4.69

1106

1106

502

502

165

165

137

137

1115/85

2230/43

929/85

1858/43

16.8

16.8

5.13

5.13

1209

1209

548

548

180

180

150

150

1230/84

2210/47

1025/84

1842/47

18.2

18.2

5.56

5.56

1312

1312

595

595

195

195

162

162

1055/105

2145/52

879/105

1787/52

19.7

19.7

6.0

6.0

1415

1415

642

642

225

225

187

187

1230/105

2190/59

1025/105

1825/59

22.5

22.5

6.87

6.87

1622

1622

736

736

255

255

212

212

1405/105

2145/69

1171/105

1787/69

25.4

22.4

7.74

7.74

1828

1828

829

829

Tabla 2.29 Motores serie 562

Series 60Hz 50Hz

Sell

o

Bomba Zapatilla

s solida

Zapato

de

pivote

Almohadilla

de oscilación

Zapatilla

s solida

Zapato de

pivote

Almohadilla

de oscilación

338 338 10.400’ - - 3170M - -

400 7.005’ - - 2135M - -

400

338 13.380’ - 23.905’ 4078M - 7286M

400 9.052 - 16.100’ 2760M - 4907M

513 5.573’ - 9.960’ 1697 - 3035M

513

400 14.003’ - 20.760’ 4268M - 6328M

513 9.993’ 15.989’ 19.180’ 3046M 4873M 5846M

562 5.431’ 8.690’ 10.400’ 1656M 2650M 3170M

Limitación de carga de la siguiente serie de bombas se basa en el número de etapas

según el tipo de bomba

675 Serie de la bomba / 513 Serie del sello


175

A-177 20etapas 32etapas 42etapas 28etapas 46etapas 61etapas

P-320A 22etapas 35etapas 46etapas 31etapas 50etapas 66etapas

R-330 26etapas 41etapas 55etapas 37etapas 59etapas 79etapas

L-500 29etapas 47etapas 62etapas 42etapas 67etapas 89etapas

675

Limitación de carga de la siguiente serie de bombas se basa en el número de etapas

según el tipo de bomba


A.177 37etapas 59etapas 66etapas 54etapas 84etapas 95etapas

P-320A 40etapas 64etapas 73etapas 59etapas 93etapas 105etapas

R-330 48etapas 77etapas 87etapas 70etapas 110etapas 125etapas

L-500 55etapas 87etapas 98etapas 79etapas 125etapas 180etapas


IA-600 17etapas 25etapas 30etapas 24etapas 36etapas 43etapas

IB-700 16etapas 24etapas 29etapas 23etapas 35etapas 42etapas


JA-

1100

9etapas 13etaps 16etapas 13etapas 19etapas 23etapas

JB-

1300

9etapas 13etaps 16etapas 13etapas 19etapas 23etapas

Tabla 2.30 Limitación de potencia en el eje60Hz (50Hz)

Series 338 375 400 450 513 544 562 675 725 875 1025

Bomba 80

(67)

- 197

(164)

- 409

(340)

- 1017

(847)

1017

(847)

- 1414

(1178)

1414

(1178)

Sello 171

(142)

- 287

(239)

- 550

(417)

- - 1145

(955)

- 1145

(955)

-

Motor - 247

(206)

- 422

(351)

- 714

(595)

714

(595)

- 1524

(1272)

- -

Tabla 2.31 Limitación de la presión

Serie 338 387 400 513 562 675 875 1025

PSI 4310 3380 5020 4970 3510 2680 4315 3054

Figura 2.32 Limites de cargas

Cable eléctrico de potencia

La selección de un cable requiere de una solución de compromiso entre el

tamaño del cable, las pérdidas y el costo del cable. El tamaño adecuado del cable


176

depende de factores combinados de caída en el voltaje, amperaje y espacio

disponible entre las uniones de la tubería de producción y la tubería de

revestimiento. La figura 2.87 Muestra la caída de voltaje en diferentes tamaños de

cables.

Figura 2.87 Caída de voltaje en el cable de potencia

Se recomienda que, para el amperaje del motor seleccionado y la temperatura

de fondo del pozo dada, la selección de un tamaño de cable sea tal de asegurar

una caída de voltaje de menos de 30 voltios por 1000 pies para asegurar la

capacidad de transporte de corriente del cable. Sin embargo, para los pozos


177

profundos se recomiendo buscar una caída de voltaje en el cable menor al 15% del

voltaje de placa del motor. Si la caída de voltaje es entre 15% y 19% se podrá

requerir de un controlador de velocidad variable. Conociendo las condiciones del

cable se determina la caída de voltaje, con la siguiente ecuación:

𝐂𝐯 = 𝐂𝐯𝐜 ×𝐃𝐛 ×𝐓𝐟

𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.128)

Donde:

Cv = Caída de voltaje, Voltios.

Cvc = Caída de voltaje en el cable, Voltios/1000pies.

Tf = Temperatura de fondo, ºF.

Para la temperatura de fondo con el valor dado como dato se obtiene de la

siguiente tabla 2.31

Temp. ºF

(ºC)

Factor de

multiplicación

Temp. ºF

(ºC)

Factor de

multiplicación

Temp. ºF

(ºC)

Factor de

multiplicación

100 (38) 1.070 170 (77) 1.223 240 (116) 1.376

110 (43) 1.092 180 (82) 1.245 250 (121) 1.398

120(49) 1.114 190 (88) 1.267 260 (127) 1.420

130 (54) 1.136 200 (93) 1.288 270 (132) 1.441

140 (60) 1.157 210 (99) 1.310 280 (138) 1.463

150 (66) 1.179 220 (104) 1.332 290 (143) 1.485

160 (71) 1.201 230 (110) 1.354 300 (159) 1.507

Tabla 2.33 Temperatura de fondo con el factor de multiplicación7

Con la figura 2.88 se determina la temperatura de pozo vs corriente.


178

Figura 2.88 Corrección de la corriente por temperatura

Luego podemos determinar el voltaje de superficie requerido, que es igual al

voltaje de placa del motor más la caída del voltaje, como se muestra en la ecuación:

𝐕𝐬𝐮𝐩 = 𝐕𝐦 + 𝐂𝐯 (2.129)

Donde:

Vsup = Voltaje de superficie, Voltios.

Vm= Voltaje del motor, Voltios.

Determinando KVA requeridos para el procedimiento del diseño, se obtiene de



179

𝐊𝐕𝐀 = 𝐕𝐬𝐮𝐩 × 𝐀𝐦 × 𝟏.𝟕𝟑

𝟏𝟎𝟎𝟎 (2.130)

Donde:

Am = Amperios del motor, Amperios.

Ejemplo de un diseño de alto porcentaje de agua de un sistema de bombeo

electrosumergible.

Datos

Revestidor de producción: 7 pulgs Peso: 32 Lbs/pies.

Intervalos de perforaciones: 5300 pies a 5400 pies de profundidad vertical.

Tubería de producción: 2 - 7/8 pulgs

Profundidad de asentamiento de la bomba: 5200 pies

Profundidad de referencia (Datum): 5350 pies

Profundidad total: 6200 pies

Producción Actual: 900 BPD

Presión en el cabezal: 150 lpc.

Presión estática: 1650 lpc.

Presión fluyente: 985 lpc.

RAG: No hay

Corte de agua: 90%

API del petróleo: 30°

Temperatura de fondo: 180 °F

Gravedad especifica del agua: 1.02

Gravedad especifica del gas: No hay

Presión de Burbuja: No hay

Producción deseada: 2000 BPD

Nivel dinámico: 4900pies

Voltaje primario: 7200 /12470 voltios

Frecuencia: 60 Hz

Capacidad de la fuente de energía: Sistema estable

Construcción de la Curva de Comportamiento de Afluencia.

Determinando el índice de productividad:


180

𝐉 =Ql

𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐰𝐟


𝐉 =𝟗𝟎𝟎𝐁𝐏𝐃

𝟏𝟔𝟓𝟎𝐥𝐩𝐜 − 𝟗𝟖𝟓𝐥𝐩𝐜= 𝟏. 𝟑𝟓 𝐁𝐏𝐃/𝐥𝐩𝐜

Determinando la tasa de producción máxima cuando la presión de fondo fluyente

es cero:

𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝐉 × (𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐰𝐟 )

Sustituyendo en la ecuación 2.96, se tiene:

𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝟏. 𝟑𝟓𝐁𝐏𝐃/𝐥𝐩𝐜 × (𝟏𝟔𝟓𝟎𝐥𝐩𝐜 − 𝟎𝐥𝐩𝐜 ) = 𝟐𝟐𝟑𝟑 𝐁𝐏𝐃

Luego hallar la presión de fondo fluyente con la producción deseada de

2000BPD

𝐏𝐰𝐟 = 𝐏𝐰𝐬 − (Qd

J)

Sustituyendo valores en la ecuación 2.95, se tiene:

𝐏𝐰𝐟 = 𝟏𝟔𝟓𝟎𝐥𝐩𝐜 − (𝟐𝟎𝟎𝟎𝐁𝐏𝐃

𝟏. 𝟑𝟓𝐁𝐏𝐃/𝐥𝐩𝐜) = 𝟏𝟔𝟗 𝐋𝐩𝐜

Con la información obtenida se puede construir la curva de

comportamiento de afluencia.

Obtener la Relación entre Nivel de Fluido y Producción.

Determinando la fracción de agua:

𝐟𝐰 = %(𝐰) × 𝛄𝐰


𝐟𝐰 = 𝟎. 𝟗𝟎 × 𝟏. 𝟎𝟐 = 𝟎. 𝟗𝟐

Dado que el porcentaje de agua es 90% para este ejemplo, el porcentaje de

petróleo es 10%. Para determinar la fracción de petróleo con la siguiente ecuación:

𝐟𝐨 = %(𝐨) × 𝛄𝐨


𝐟𝐨 = 𝟎. 𝟏𝟎 × 𝟎. 𝟖𝟖 = 𝟎. 𝟎𝟖

Determinando la gravedad especifica del petróleo:

𝛄𝐨 =𝟏𝟒𝟏, 𝟓

𝟏𝟑𝟏, 𝟓 + º𝐀𝐏𝐈



181

𝛄𝐨 =𝟏𝟒𝟏,𝟓

𝟏𝟑𝟏,𝟓+𝟑𝟎º= 𝟎. 𝟖𝟖

Determinando la gravedad promedio:

𝛄𝐩𝐫𝐨𝐦 = 𝛄𝐰 + 𝛄𝐨


𝛄𝐩𝐫𝐨𝐦 = 𝟎. 𝟗𝟐 + 𝟎. 𝟎𝟖 = 𝟏

Determinando la profundidad por cada pie de columna:

𝐃 =𝐏𝐰𝐬 × 𝟐, 𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜

𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)


𝐃 =𝟏𝟔𝟓𝟎𝐥𝐩𝐜 ×𝟐,𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜

𝟏= 𝟑𝟖𝟏𝟐𝐩𝐢𝐞𝐬

Determinando el nivel estático:

𝐍𝐞 = 𝐋 − 𝐃


𝐍𝐞 = 𝟔𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟑𝟖𝟏𝟐𝐩𝐢𝐞𝐬 = 𝟐𝟑𝟖𝟖𝐩𝐢𝐞𝐬

Determinando la presión de entrada de la bomba:

𝐏𝐈𝐏 =𝐡𝐛 − 𝐍𝐝 × 𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)

𝟐, 𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜


𝐏𝐈𝐏 =𝟓𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟒𝟗𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 × 𝟏

𝟐, 𝟑𝟏𝐩𝐢𝐞𝐬𝐥𝐩𝐜

= 𝟏𝟑𝟎𝐋𝐩𝐜

Cálculo de la cantidad de gas en el sistema

Para el cálculo de la cantidad de gas no se realiza dado que el ejemplo planteado

es a alta producción de agua.

Columna dinámica total

Para determinar la columna dinámica total:

𝐓𝐃𝐇 = 𝐇𝐝 + 𝐅𝐭 + 𝐏𝐝

Para determinar la elevación sobre el nivel dinámico de fluido:

𝐇𝐝 = 𝐃𝐚𝐭𝐮𝐦 − ( 𝐏𝐰𝐟 × 𝟐. 𝟑𝟏𝐥𝐩𝐜/𝐩𝐢𝐞

𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦))

En este ejemplo el nivel dinámico es asumido, por lo tanto seria:


182

𝐇𝐝 = 𝟓𝟑𝟓𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − ( 𝟏𝟔𝟗𝐥𝐩𝐜 × 𝟐.

𝟑𝟏𝐥𝐩𝐜𝐩𝐢𝐞

𝟏) = 𝟒𝟗𝟔𝟎 𝐩𝐢𝐞𝐬

Para determinar la pérdida de carga por fricción en la tubería, se tiene por la

figura 2.84.

En este ejemplo la pérdida de carga por cada 2000 pies de Tubería 2

7/8pulgadas, es (34,5 pies/1000) el cual se determina con la siguiente ecuación:

𝐅𝐭 = 𝐃𝐛 × ∅

𝟏𝟎𝟎𝟎


𝐅𝐭 = 𝟓𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬×𝟑𝟒.𝟓𝐩𝐢𝐞𝐬

𝟏𝟎𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 = 𝟏𝟕𝟗 Pies

Para determinar la presión de descarga, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝐝 = 𝐏𝐰𝐡 × 𝟐,𝟑𝟏 𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐥𝐩𝐜

𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)


𝐏𝐝 = 𝟏𝟓𝟎𝐥𝐩𝐜 × 𝟐, 𝟑𝟏

𝐩𝐢𝐞𝐬𝐥𝐩𝐜

𝟏 = 𝟑𝟒𝟕 𝐩𝐢𝐞𝐬

Sustituyendo valores para determinar TDH:

𝐓𝐃𝐇 = 𝟒𝟗𝟔𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 + 𝟏𝟕𝟗𝐩𝐢𝐞𝐬 + 𝟑𝟒𝟕𝐩𝐢𝐞𝐬 = 𝟓𝟒𝟖𝟔 𝐩𝐢𝐞𝐬

Selección del tipo de bomba

Consultar tabla y seleccionar la bomba con la mayor eficiencia a la capacidad

estimada. Elegir la bomba Tablas 2.27, para la selección se debe considerar el

diámetro 7pulgs el peso de 23Lbs/pies. Instalar un Motor de serie 450 y una Bomba

serie 400.

Luego, usando la tabla 2.28, dado que la bomba es de 400 y la serie de 513 es

la más aproximada, a una tasa de producción deseada de 2000BPD, el tipo de

bomba que más se aproxima a la producción deseada es GC-2200 con un rango

óptimo de 1500 a 2500BPD a 60 Hz.


La figura 2.85, es la curva de desempeño de la bomba correspondiente a 60Hz

para la bomba tipo GC- 2200BPD. Utilizando la curva encontrar a la tasa


183

producción deseada de 2000 BPD, la altura de columna por etapa y el consumo de

potencia por etapa.

𝐍º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 = 𝐓𝐃𝐇

𝐡/𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬


𝐍º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 = 𝟓𝟒𝟖𝟔𝐩𝐢𝐞𝐬

𝟒𝟑𝐩𝐢𝐞𝐬/𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬= 𝟏𝟐𝟖 𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬

Nºetapas= Numero de etapas, Etapas.

h = Altura, pies/etapas.

Una vez, determinado el número de etapas, se puede calcular la potencia al

freno de la bomba, con la siguiente ecuación:

𝐁𝐇𝐏 =𝐁𝐇𝐏

𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬× 𝐍º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 × 𝛄(𝐩𝐫𝐨𝐦)

Sustituyendo valores en la ecuación 2.127 Se tiene:

𝐁𝐇𝐏 = 𝟏. 𝟏𝟕𝐁𝐇𝐏

𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬× 𝟏𝟐𝟖º𝐞𝐭𝐚𝐩𝐚𝐬 × 𝟏 = 𝟏𝟓𝟎 𝐁𝐇𝐏

Donde:

BHP = Potencia al freno de la bomba, BHP.


Normalmente la serie de la sección sello es la misma que la de la bomba, sin

embargo existen excepciones y hay adaptadores especiales para conectar las

unidades de diferentes series o de diferentes fabricantes.

En la figura 2.86 Se determina el requerimiento de potencia para la sección sello

es función de la altura dinámica total producida por la bomba.

Refiriéndose a la tabla 2.29 Se puede observar el tamaño disponible del motor

y la serie. Este motor estará cargado aproximadamente 95% durante el

funcionamiento normal. Se debe tener precaución cuando se selecciona un motor

que estará sobrecargado durante su funcionamiento normal, dado que esta

condición de sobrecarga generalmente resulta ser una vida útil reducida. (150BHP,

2210voltios, 39amp).

Límites de carga.

Para los límites de carga se debe controlar la tabla 30 de límites máximos de

carga, y verificar que todos los componentes operativos estén dentro de los límites

de diseño.


184


Para determinar el tamaño adecuado del cable se busca en la figura 2.87 la

caída de voltaje en diferentes tamaños de cables. (Cable Nº4)

Luego de haber seleccionado el cable nº 4 que tiene una caída de voltaje de

17volyios/1000pies añadiendo 200pies de cable para las conexiones de superficie

y corrigiendo a la temperatura de 180ºF a 193ºF en el conductor, con la siguiente

ecuación:

𝐂𝐯 = 𝐂𝐯𝐜 ×𝐃𝐛 ×𝐓𝐟

𝟏𝟎𝟎𝟎


𝐂𝐯 = 𝟏𝟕𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 × 𝟓𝟒𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 × 𝟏. 𝟐𝟔𝟕

𝟏𝟎𝟎𝟎= 𝟏𝟏𝟔 𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬

Para la temperatura de fondo 193ºF con el valor dado como dato se obtiene de

la siguiente tabla 2.31 el factor de multiplicación es 1.267.

Con la figura 2.88 se determina la temperatura de pozo vs corriente entrando

con la temperatura de fondo del sistema 180ºF e interceptando con la temperatura

corregida en el conductor 193ºF se obtiene la corriente 38Amp.

Luego podemos determinar el voltaje de superficie requerido, que es igual al

voltaje de placa del motor más la caída del voltaje, como se muestra en la ecuación:

𝐕𝐬𝐮𝐩 = 𝐕𝐦 + 𝐂𝐯

Sustituyendo valores en la ecuación 2.129, se tiene

𝐕𝐬𝐮𝐩 = 𝟐𝟐𝟏𝟎𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 + 𝟏𝟏𝟔𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 = 𝟐𝟑𝟐𝟔 𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬

Determinando KVA requeridos para el procedimiento del diseño, se obtiene de


𝐊𝐕𝐀 = 𝐕𝐬𝐮𝐩 × 𝐀𝐦 × 𝟏. 𝟕𝟑

𝟏𝟎𝟎𝟎


𝐊𝐕𝐀 = 𝟐𝟑𝟐𝟔𝐯𝐨𝐥𝐭𝐢𝐨𝐬 × 𝟑𝟓𝐀𝐦𝐩 × 𝟏.𝟕𝟑

𝟏𝟎𝟎𝟎= 𝟏𝟒𝟏𝐊𝐕𝐀

2.4. Bombeo De Cavidad Progresiva (BCP)

El Bombeo por Cavidad Progresiva (BCP) proporciona un método de

levantamiento artificial eficiente, que se puede utilizar en la producción de fluidos

muy viscosos y posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es

relativamente sencillo, Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de


185

accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de

acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un

estator de elastómero vulcanizado.

Las operaciones de la bomba sencilla; a medida que el rotor gira

excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las

superficie de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su

descarga.

2.4.1. Tipos de instalación BCP

2.4.1.1. Instalación convencional.

En la instalación convencional, primero se baja la tubería de producción se la

ancla con un packers luego de la fijación se baja el estator y rotor que son

instalados de forma separada; en este tipo de instalación se demora y consume

más tiempo y en consecuencia mayor inversión, las varillas son las que

proporcionan el movimiento giratorio, son enroscadas al rotor generando el

movimiento giratorio que el sistema exige para ponerse en marcha. Este tipo de

instalación como se muestra en la figura 2.89, hoy en día ya no es tan usada por

el tiempo que consume, mientras que la instalación insertable es el que lo ha

suplantado.

Figura 2.89 Instalación Convencional

2.4.1.2. Instalación Insertable.

En la configuración de bombas insertables el estator se baja al fondo del pozo

conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo. En otras palabras, la bomba

completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la columna

de tubería de producción, minimizando el tiempo de intervención y, en

consecuencia, el costo asociado ha dicho trabajo.

http://www.monografias.com/trabajos901/evolucion-historica-concepciones-tiempo/evolucion-historica-concepciones-tiempo.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/cntbtres/cntbtres.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/coad/coad.shtml#costo


186

La bomba es la misma que en la configuración convencional con la diferencia

de que viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo

totalmente ensamblado como una sola pieza como se muestra en la figura 2.90. Al

rotor se le conecta una extensión de varilla la cual sirve como apoyo al momento

de espaciado de la bomba. Los acoples superior e inferior de esta extensión sirven

de guía y soporte para la instalación de este sistema.

Figura 2.90 Instalación Insertable

2.4.2. Ventajas del bombeo por cavidad progresiva

Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises.

Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de

energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo

eficiente. El sistema de accionamiento es también eficiente a causa de que la

varillas de bombeo no se levantan y bajan, solo giran.

Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede

ser transportada con una camioneta

Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del

estator y al mecanismo de bombeo.

La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión

resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una

aparente ineficiencia.

Amplio rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades

recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los

caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo.

La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará

menor producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción de flujo

constante hacen más fácil la instrumentación.

El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye

el riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo.

http://www.monografias.com/trabajos4/costos/costos.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/transporte/transporte.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/adolmodin/adolmodin.shtml


http://www.monografias.com/trabajos7/inba/inba.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/ripa/ripa.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/zocli/zocli.shtml#pesca


187

Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la

unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos múltiples y

plataformas de producción costa fuera.

El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas

urbanas.

Ausencia de partes recíprocante evitando bloqueo o desgaste de las partes

móviles.

Simple instalación y operación.

2.4.3. Desventajas del bombeo por cavidad progresiva

Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o

178°C).

Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o

deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de tiempo).

Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco

por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la succión

de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco).

Desgaste por contacto entre las varillas y la cañería de producción en pozos

direccionales y horizontales.

Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba

(ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema).

Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con

el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de

los equipos. En su aplicación correcta, los sistemas de bombeo por cavidades

progresivas proveen el más económico método de levantamiento artificial si se

configura y opera apropiadamente.

2.4.4. Parámetros de aplicación

Por ser un pozo reciente se tiene poca experiencia y conocimiento de campo.

Usado principalmente en el desagüe de pozos de gas.

Limitados solo para yacimientos pocos profundos, posiblemente 5000pies.

No es posible usar dinamómetros y cartas de apagado de bombas.

Limitado por el elastómero del estator, se usa por debajo de 250*f.

http://www.monografias.com/trabajos/contamacus/contamacus.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/termodinamica/termodinamica.shtml

http://www.monografias.com/trabajos28/dano-derecho/dano-derecho.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/desorgan/desorgan.shtml

http://www.monografias.com/trabajos12/elproduc/elproduc.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/propiedadmateriales/propiedadmateriales.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/diseprod/diseprod.shtml


188

Restringidos para tasas relativamente pequeñas.

2.4.5. Componentes del Bombeo Por Cavidad Progresiva

Los componentes que conforma el método de Bombeo mecánico se dividen en

dos categorías: Equipos de superficie y equipos de subsuelo.

Figura 2.91 Diagrama esquemático de los equipos de superficie y subsuelo del BCP

2.4.5.1. Equipos de superficie

En la instalación de un sistema BCP se hace necesario colocar correctamente

los equipos de superficie que sean capaces de proveer la energía requerida por el

sistema. Esto significa que deben poder suspender la sarta de varillas y soportar

la carga axial del equipo de fondo, entregar la torsión requerida y rotar al vástago

a la velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la superficie. Los

componentes de superficie se dividen en tres sistemas: Cabezal de rotación;

Sistema de transmisión y Sistema de frenado.

Cabezal de rotación: El cabezal de rotación debe ser diseñado para manejar las

cargas axiales de las varillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la

capacidad de freno y la potencia necesaria. Este es un equipo de accionamiento

mecánico instalado en la superficie directamente sobre la cabeza del pozo.

Consiste en un sistema de rodamientos o cojinetes que soportan la carga axial del

sistema, un sistema de freno (mecánico o hidráulico) que puede estar integrado a


189

la estructura del cabezal o ser un dispositivo externo. En la figura 2.92 se muestra

un cabezal de rotación.

La torsión se halla transferida a la sarta de varillas mediante una mesa porta

grampa. El movimiento del mismo dentro del eje hueco permite el ajuste vertical de

la sarta de varillas de succión (a semejanza del sistema buje de impulso/vástago

de perforación). El peso de la sarta de varillas se halla suspendido a una grampa,

provisto de cuatro pernos. La barra se puede levantar a través del cabezal a fin de

sacar el rotor del estator y lavar la bomba por circulación inversa.

Figura 2.92 Cabezal de rotación

Sistema de transmisión

Como sistema de transmisión se conoce el dispositivo utilizado para transferir la

energía desde la fuente de energía primaria (motor eléctrico o de combustión

interna) hasta el cabezal de rotación. Para la transmisión de torsión de una

máquina motriz a una máquina conducida, existen al menos tres métodos muy

utilizados: Transmisión con engranajes, correas flexibles de caucho reforzado y

cadenas de rodillos.

Dependiendo de la potencia, posición de los ejes, relación de transmisión,

sincrónica, distancia entre ejes y costo; se seleccionará el método a utilizar. En la

mayoría de las aplicaciones donde es necesario operar sistemas a velocidades

menores a 150 RPM, es usual utilizar cabezales con caja reductora interna (de

engranaje) con un sistema alternativo de transmisión, como correas y poleas. Esto

se hace con el fin de no forzar al motor a trabajar a muy bajas RPM, lo que traería

como resultado la falla del mismo a corto plazo debido a la insuficiente disipación

de calor. En la figura 2.93 se puede observar el sistema de transmisión.

Figura 2.76. Cabezal directo

http://www.monografias.com/trabajos10/motore/motore.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/impacto-ambiental/impacto-ambiental.shtml


190

Figura 2.93 Sistema de transmisión

Sistema de Freno

La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere el

sistema. Cuando un sistema BCP está en operación, una cantidad significativa de

energía se acumula en forma de torsión sobre las cabillas. Si el sistema se para

repentinamente, la sarta de cabillas de bombeo libera esa energía girando en forma

inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta rotación inversa se le suma la

producida debido a la igualación de niveles de fluido en la tubería de producción y

el espacio anular, en el momento de la parada. Durante ese proceso de marcha

inversa, se puede alcanzar velocidades de rotación muy altas.

Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden causar

severos daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de cabillas y hasta

la rotura violenta de la polea el cabezal, pudiendo ocasionar esta situación daños

severos al operador. Ver figura 2.94.

Figura 2.94 Sistema de freno

2.4.5.2. Equipos de Subsuelo:

El equipo de subsuelo de un sistema de bombeo por cavidad progresiva está

conformado por: la tubería de producción, la sarta de varillas, el estator, el

elastómero, el rotor, centralizador, niple espaciador, niple de paro, trozo de

http://www.monografias.com/trabajos14/administ-procesos/administ-procesos.shtml#PROCE

http://www.monografias.com/trabajos14/control/control.shtml


191

maniobra, ancla de torsión, niple asiento, mandril a copas, zapato probador de

hermeticidad y caño filtro, los cuales se describen a continuación:

Tubería de producción: Es una tubería de acero que comunica la bomba de

subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. Ver figura 2.95.

Figura 2.95 Tubería de producción

Sarta de cabillas: Es un conjunto de carillas unidas entre sí por medio de cuplas,

formando la mencionada sarta, tal como se visualiza en la figura 2.96, se introduce

en el pozo y de esta forma se hace parte integral del sistema de bombeo de cavidad

progresiva. La sarta está situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros

máximos utilizados están limitados por el diámetro interior de la tubería de

producción, utilizándose diámetros reducidos y en consecuencia cuplas reducidas,

de manera, de no raspar con la tubería.

Figura 2.96 Sarta de cabillas

Estator: Usualmente está conectado a la tubería de producción; es una hélice

doble interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual está

adherido dentro de un tubo de acero. En el estator se encuentra una barra

horizontal en la parte inferior del tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es

el punto de partida para el espaciamiento del mismo. En la figura 2.97 se puede

visualizar la parte interna del estator y en la figura 2.98 la parte externa del mismo.


192

Figura 2.97 Parte interna de un estator

Figura 2.98 Parte externa de un estator

Elastómero: Es una goma en forma de espiral y está adherida a un tubo de acero

el cual forma el estator. El elastómero es un material que puede ser estirado varias

veces su longitud original teniendo la capacidad de recobrar rápidamente sus

dimensiones una vez que la fuerza es removida. En la figura 2.99 se puede

observar un elastómero de un sistema BCP.

Figura 2.99 Elastómero.

Rotor: Suspendido y girado por las varillas, es la única pieza que se mueve en

la bomba. Como se puede apreciar en la figura 2.100. Este consiste en una hélice

externa con un área de sección transversal redondeada, tornada a precisión hecha

de acero al cromo para darle mayor resistencia contra la abrasión. Tiene como

función principal bombear el fluido girando de modo excéntrico dentro del estator,

creando cavidades que progresan en forma ascendente.

http://www.monografias.com/trabajos12/eleynewt/eleynewt.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/restat/restat.shtml


193

Figura 2.100 Rotor

Centralizador: Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor

uso en especial para proteger las partes del sistema. El tipo de centralizadores es

el "no-soldado", empleado en la tubería con el propósito de minimizar el efecto de

variaciones y a la vez para centralizar la bomba dentro de la tubería de producción.

En la figura 2.101 se muestra cómo actúa los centralizadores.

Figura 2.101 Centralizadores

Niple Intermedio o Niple Espaciador: Tiene como función permitir el movimiento

excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de conexión al trozo

largo de maniobra o a la última varilla, cuando el diámetro de la tubería de

producción no lo permite, en este caso es imprescindible su instalación. En la figura

2.102 se puede observar un niple espaciador.

Figura 2.102 Niple Espaciador.

Niple De Paro: Es parte componente de la bomba y va enroscado al extremo

inferior del estator. Ver figura 2.103. Su función es: Hacer de tope al rotor en el



194

momento del espaciamiento, para que este tenga el espacio suficiente para

trabajar correctamente y así servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la

unidad funcionando y como succión de la bomba.

Figura 2.103 Niple de paro

.

Trozo de maniobra: El trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad del largo

de la varilla, se dobla menos o no se dobla, dependiendo de su diámetro. Es muy

importante instalar un trozo de esta medida inmediatamente por encima del rotor,

en lugar de una varilla, cuando gira a velocidades superiores a las 250 RPM.

Cuando se instala una varilla, debido a su largo y al movimiento excéntrico del rotor

que se transmite directamente a ella, tiende a doblarse y rozar contra las paredes

de la última tubería de producción.

Ancla de torsión: Evita el riesgo de desprendimiento o desenrosque de la

tubería, ocasionado por la combinación de los efectos, fricción y vibración,

vibraciones que tienden a ser más fuertes cuanto más aumenta el caudal. No

siempre es obligatorio el uso del ancla, como en el caso de bombas de bajo caudal,

instaladas a poca profundidad y/o girando a baja velocidad, que no tienen un torque

importante y/o no producen fuertes vibraciones. En el caso de que no se instale un

ancla, se debe ajustar la tubería con el máximo torque API recomendado. En la

figura 2.104 se puede visualizar un ancla de torque.

Figura 2.104 Ancla de torque

Niple de asiento: Como se visualiza en la figura 2.105, es una pequeña unión

sustituta que se corre en la sarta de producción. Permite fijar la instalación a la

profundidad deseada y realizar una prueba de hermeticidad de cañería. En bombas


195

insertables el mecanismo de anclaje es mediante un mandril a copas que permite

utilizar el mismo niple de asiento que una bomba mecánica, evitando en un futuro

el movimiento de instalación de tubería de producción al momento de cambiar el

sistema de extracción.

Figura 2.105 Niple de asiento

Mandril a copas: Esta herramienta permite fijar la instalación en el niple de

asiento y produce la hermeticidad entre la instalación de tubería de producción y el

resto del pozo. El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al

cuerpo principal de una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la

herramienta podrían estar conectadas, arregladas o encajadas adentro. También

puede ser varillas de operación en una herramienta.

Zapato probador de hermeticidad: En caso de ser instalado (altamente

recomendado), se debe colocar siempre arriba del niple intermedio para poder

probar toda la cañería y además como su diámetro interno es menor que el de la

tubería de producción no permite el paso de centralizadores a través de él. Para

algunas medidas de bomba, no se puede utilizar, porque el pasaje interior del

mismo es inferior al diámetro del rotor impidiendo su paso en la bajada. La

interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la

hermeticidad, aunque siempre existe escurrimiento. La suma de la presión de

prueba más la altura de la columna debe ser tal que no supere la altura

manométrica de la bomba para evitar dañarla.

Caño Filtro: Se utiliza para evitar, (en el caso de rotura de estator con

desprendimiento de elastómero), trozos de tamaño regular del mismo, los cuales

pueden estar dentro del espacio anular. Una vez cambiada la instalación de fondo,

estos pedazos de elastómero podrán ser recuperados con equipo especial y no

http://www.monografias.com/trabajos35/newton-fuerza-aceleracion/newton-fuerza-aceleracion.shtml


196

permanecerán en el pozo donde se corre el peligro que sean succionados

nuevamente por la bomba.

2.4.6. Diseño de una instalación de Bombeo de cavidad progresiva (BCP)

Antes de comenzar a diseñar un método de producción, es de suma importancia

contar con todos los datos necesarios para ello y los mismos deben de ser del todo

confiables a fin de garantizar el diseño adecuado, en este punto hay que destacar

que no existe una solución (o diseño único) y que la misma depende de diversos

factores técnico económicos incluyendo las políticas de explotación del yacimiento.

Un diseño manual puede ser desarrollado como una aproximación y solo debe

ser realizado de esta manera luego de tener un conocimiento completo de todos

los factores o variables que intervienen en la dinámica del sistema pozo-

completación y contar con estadísticas del desempeño de los equipos

correctamente diseñados e instalados en el campo; aun a así, bajo determinadas

condiciones tales como: alta relación gas líquido, crudos muy viscosos, pozos de

alto caudal, profundidades considerables de asentamiento de bomba, pozos

desviados u horizontales, etc., repercuten en comportamientos complejos desde el

punto de vista hidráulico y mecánico, además imposibilitan realizar diversas

sensibilidades en tiempos razonables, sobre todo considerando el gran dinamismo

de las operaciones petroleras.

En los siguientes puntos se expondrá un conjunto de observaciones a tener en

mente a la hora de realizar el diseño de un sistema de bombeo por cavidades

progresivas para finalmente presentar un ejemplo, no sin antes insistir en la

necesidad de utilizar los programas disponibles con la finalidad de obtener

resultados precisos. Para la utilización de estos programas se hace necesario

conocer los datos del yacimiento, características de los fluidos, datos mecánicos

del pozo y datos de superficie. Para la adecuada selección de los componentes de

subsuelo se hace necesario tener presente las presentes recomendaciones:

Selección y profundidad de la bomba: Para la selección de la bomba se hace

necesario conocer el comportamiento de afluencia del pozo, para lo cual es

necesario contar con las presiones estáticas y fluyentes (o niveles estáticos y

dinámicos), la respuesta de producción en concordancia con la(s) presión(es)

fluyente(s), la presión de burbujeo, etc.

Una vez construida la IPR del pozo se debe considerar que la tasa máxima para

Pws = 0 es una medida de la capacidad del pozo, sin embargo en la práctica la


197

mayor tasa que podría obtenerse depende de la profundidad de asentamiento de

la bomba y la sumergencia. También es posible tomar la profundidad de

asentamiento de la bomba (DB) como Datum, referir las presiones a esta magnitud

y construir “la IPR a profundidad de la bomba”.

Es necesario calcular la tasa de gas libre (en barriles diarios) y la tasa de agua,

ambos a la profundidad de la bomba (DB). El caudal total a manejar por la bomba

será la suma de las tres tasas, petróleo, agua y gas.

Con las ecuaciones presentadas en el punto 7 de este documento, se puede

estimar el diferencial de presión en la bomba o en el cabezal (head).

Conociendo estas variables y utilizando las curvas tipo de las bombas

(suministradas por los fabricantes), se puede determinar la velocidad de operación

y los requerimientos de potencia en el eje de impulsión. Posteriormente se

determina la necesidad de utilizar anclas de gas, los grados y diámetros de las

cabillas y de la tubería de producción y finalmente los equipos de superficie, el

cabezal de rotación y el accionamiento electro-mecánico.

Calculo de la tasa de producción.

Utilizando la ecuación de Índice de productividad, se tiene (en la bomba):

𝐉 = 𝐐𝐥

𝐏𝐰𝐬− 𝐏𝐰𝐟 (2.131)

Donde:

J = Índice de productividad, BPD/lpc.

𝐐𝐥 = Tasa de producción liquida, BPD.

𝐏𝐰𝐬 = Presión estática, Lpc.

𝐏𝐰𝐟 = Presión de fondo fluyente, Lpc.

Para determinar la presión estática, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝐰𝐬 = 𝐆𝐞 × (𝐃𝐛 − 𝐍𝐞) (2.132)

Donde:

𝐆𝐞= Gradiente estático, Lpc/pies.

𝐃𝐛= Profundidad de la Bomba, Pies.

𝐍𝐞= Nivel estático, Pies.

Para determinar la presión de fondo fluyente, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝐰𝐟 = 𝐆𝐝 × (𝐃𝐛 − 𝐍𝐝) (2.133)

Donde:


198

𝐆𝐝 = Gradiente dinámico, Lpc/pies.

𝐍𝐝 = Nivel dinámico, Lpc/pies.

Para determinar la tasa de producción máxima, se tiene la siguiente ecuación:

𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝐉 × 𝐏𝐰𝐬 (2.134)

Donde:

𝐐𝐦𝐚𝐱 = Tasa de producción máxima, BPD

Para determinar la tasa de producción, se tiene la siguiente ecuación:

𝐐 = 𝐉 × (𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐰𝐟) (2.135)

Calculo de la presión de la Bomba.

Para determinar el diferencial de presión, se tiene la siguiente ecuación:

∆𝐏 = 𝐏𝟐 − 𝐏𝟏 (2.136)

Donde:

∆𝐏 = Diferencial de presión, Lpc.

𝐏𝟐 = Presión del sistema con la presión del cabezal del revestidor, Lpc.

𝐏𝟏 = Presión del sistema con la presión del cabezal de la tubería, Lpc.

Para determinar la Presión del sistema 𝐏𝟏 y 𝐏𝟐, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝟏 = 𝐏𝐰𝐡 + 𝐆𝟏 × 𝐍𝐝 + 𝐆𝟐 × 𝐇 (2.137)

Donde:

𝐏𝐰𝐡 = Presión en el cabezal de la tubería, Lpc.

𝐆𝟏= Gradiente estático, Lpc/pies.

𝐆𝟐= Gradiente dinámico, Lpc/pies.

H = Bomba a nivel dinámico, Pies.

𝐏𝟐 = 𝐏𝐰𝐡(𝐫𝐞𝐯) + 𝐆𝟑 × 𝐃𝐛 + ∆𝐏𝐞 (2.138)

Donde:

𝐏𝐰𝐡(𝐫𝐞𝐯) = Presión en el cabezal del revestidor, Lpc.

𝐆𝟑 = Gradiente de los fluidos, Lpc/pies.

∆𝐏𝐞 = Diferencial de presión en el eductor, Lpc.


199

Luego de determinar el diferencial de presión se multiplica por el factor de

seguridad, como se expresa en la siguiente ecuación:

∆𝐏𝐟𝐬 = 𝐏𝟐 − 𝐏𝟏 × 𝐅𝐬 (2.139)

Para determinar el Cabezal (head), se tiene la siguiente ecuación:

𝐡𝐞𝐚𝐝 = ∆𝐏

𝟎.𝟒𝟑𝟑𝐥𝐩𝐜/𝐩𝐢𝐞𝐬 (2.140)

Luego de haber determinado el cabezal con la tabla 2.32 Se pude revisar las

bombas de diferentes series las cuales son: 30TP2000, 60TP2000, 80TP2000,

120TP2000, 180TP2000 Y 430TP2000.

Bomba (serie)

Diámetro

(Pulgs)

BP/D (100

rpm

0head)

Rpm

(120BP/D

y 1950

Lpc)

30TP2000 2-3/8 34 400

60TP2000 2-3/8 100 145

80TP2000 2-7/8 83 175

120TP2000 3-1/2 151 110

180TP2000 4 226 75

430TP2000 5 542 50

Tabla 2.32 Bombas (Serie)

Se debe aprecia que todas las bombas cumplan con el criterio de velocidad de

operación menor al dado para una instalación. (Criterio de diseño).

Luego de considerar el calculado de (head) y el modelo de la bomba según en

nomograma en referencia en la figura 2.106 Dependiendo de diámetro de cabilla y

la tubería se podría elegir una sarta de cabillas (usada). Que cumpla con el

requerimiento del diseño.


200

Figura 2.106 Selección de las cabillas

De igual manera, para el cálculo de la carga axial que deberán soportar los

rodamientos del cabezal de rotación se utilizará la siguiente figura 2.106. La misma

relaciona las siguientes variables:

Profundidad de la bomba

Diámetro de las cabillas

Altura total (o head)

Serie (diámetro) de la bomba.

La carga axial es la suma de dos componentes:

El peso aparente de la sarta de cabillas en el fluido, el cual es función de:

La longitud de la sarta (profundidad de la bomba)

El diámetro (o el peso lineal) de las cabillas.

El peso ejercido en el rotor por la altura hidráulica, el cual es función de:

La altura hidráulica.

La serie de la bomba (en área neta entre las cabillas y el rotor).


201

La altura hidráulica ejerce su presión en el rotor de la BCP, como lo hace en el

pistón de la bomba mecánica.

El peso aparente de la sarta de cabillas varía levemente según el peso

específico del fluido. Sin embargo estas variaciones de peso son despreciables en

comparación con la carga axial total. Por lo tanto y con el fin de simplificar, este

peso se puede calcular tomando el peso específico del fluido igual a 1.

Esta figura 2.107 consta de tres partes o zonas:

La zona izquierda permite determinar el peso propio de la sarta (Fr).

La zona derecha se utiliza para determinar el empuje ejercido por la altura

hidráulica en el rotor (Fh).

La zona central en la cual se suman los dos componentes.

Para Determinar la carga axial, se tiene la siguiente ecuación:

𝐂𝐚𝐱𝐢𝐚𝐥 = 𝐅𝐑 + 𝐅𝐇 (2.141)

Figura 2.107 Cálculo de la carga axial


202

Se deben conocer los datos

Profundidad de bomba.

Diámetro de cabillas.

Peso propio de la sarta (Fr)

Altura.

Bomba serie.

Empuje ejercido por la altura hidráulica en el rotor (Fh)

Carga axial.

Con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de los

rodamientos de los cabezales de rotación y en función del cabezal elegido, se

puede calcular el tiempo de vida.

La selección final debe considerar el factor económico ya que elegir un cabezal

con rodamientos para servicio pesado para operar a baja velocidad y baja carga

podría durar mucho tiempo, pero estaría subutilizado.

Seleccionando el modelo del cabezal de rotación se obtiene la duración. Ver

figura 2.108.

Figura 2.108 Curva L10 Cabezales de 9000lbs


203

2.4.7. Ejemplo de una diseño de Bombeo de Cavidad Progresiva

Datos

Profundidad máxima de Bomba: 3200 pies

Nivel estático: 1000 pies

Nivel dinámico: 2645 pies

Producción petróleo para 2645 pies: 80 b/d

Producción agua para 2645 pies: 20 b/d

Gradiente estático en el anular: 0,373 lpc/pie

Gradiente dinámico en el anular: 0,370 lpc/pie.

Gradiente de los fluidos en el eductor: 0,425 lpc/pie

Presión en cabezal tubería producción: 100 lpc

Presión en cabezal revestidor: 0 lpc

Diámetro de las cabillas: 3/4pulgs.

Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc

Velocidad máxima: 250 r.p.m.

Consideraciones:

Desprecie el volumen de gas en el anular.

Considere viscosidad muy baja (1cps)

Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy bajas)

Utilice ecuaciones para IP constante.

Considere un factor de seguridad para el head de 120%

Calcular:

Tasa de producción (considere una sumergencia de 200 pies).

Presión / head en la bomba.

Seleccionar bomba.

Velocidad de operación

Diámetro de cabillas

Carga axial en el cabezal

Vida útil de los rodamientos

Seleccionar modelo de cabezal


204

Calculo de la tasa de producción.

Utilizando la ecuación de Índice de productividad, se tiene (en la bomba):

𝐉 = 𝐐𝐥

𝐏𝐰𝐬− 𝐏𝐰𝐟

Para determinar la presión estática, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝐰𝐬 = 𝐆𝐞 × (𝐃𝐛 − 𝐍𝐞)


𝐏𝐰𝐬 = 𝟎. 𝟑𝟕𝟑𝐥𝐩𝐜

𝐩𝐢𝐞𝐬× (𝟑𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟏𝟎𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬) = 𝟖𝟐𝟏 𝐥𝐩𝐜.

Para determinar la presión de fondo fluyente, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝐰𝐟 = 𝐆𝐝 × (𝐃𝐛 − 𝐍𝐝)


𝐏𝐰𝐟 = 𝟎. 𝟑𝟕𝟎𝐥𝐩𝐜

𝐩𝐢𝐞𝐬× (𝟑𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟐𝟔𝟒𝟓𝐩𝐢𝐞𝐬) = 𝟐𝟎𝟓𝐥𝐩𝐜


𝐉 = 𝟏𝟎𝟎𝐁𝐏𝐃

𝟖𝟐𝟏𝐥𝐩𝐜 − 𝟐𝟎𝟓𝐥𝐩𝐜= 𝟎. 𝟏𝟔𝟐 𝐁𝐏𝐃/𝐥𝐩𝐜

Para determinar la tasa de producción máxima, se tiene la siguiente ecuación:

𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝐉 × 𝐏𝐰𝐬


𝐐𝐦𝐚𝐱 = 𝟎. 𝟏𝟔𝟐𝐁𝐏𝐃

𝐥𝐩𝐜× 𝟖𝟐𝟏𝐥𝐩𝐜 = 𝟏𝟑𝟑 𝐁𝐏𝐃

Determinando la presión de fondo fluyente considerando que la sumergencia de

la bomba es menos 200 pies.

Seria 3200pies – 200pies de sumergencia, igual 3000 pies.

𝐏𝐰𝐟(𝐬𝐮𝐫𝐦) = 𝟎. 𝟑𝟕𝟎𝐥𝐩𝐜

𝐩𝐢𝐞𝐬× (𝟑𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟑𝟎𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬) = 𝟕𝟒 𝐥𝐩𝐜


205

Para determinar la tasa de producción con una nueva presión de fondo fluyente,


𝐐 = 𝐉 × (𝐏𝐰𝐬 − 𝐏𝐰𝐟)


𝐐 = 𝟎. 𝟏𝟔𝟐𝐁𝐏𝐃

𝐥𝐩𝐜× (𝟖𝟐𝟏𝐥𝐩𝐜 − 𝟕𝟒𝐥𝐩𝐜) = 𝟏𝟐𝟏 𝐁𝐏𝐃

Calculo de la presión de la Bomba.

Para determinar el diferencial de presión, se tiene la siguiente ecuación:

∆𝐏 = 𝐏𝟐 − 𝐏𝟏

Para determinar la Presión del sistema 𝐏𝟏, se tiene la siguiente ecuación:

𝐏𝟏 = 𝐏𝐰𝐡(𝐫𝐞𝐯) + 𝐆𝟏 × 𝐍𝐝 + 𝐆𝟐 × (𝐃𝐛 − 𝐏𝐰𝐟(𝐬𝐮𝐫𝐦) )


𝐏𝟏 = 𝟎𝐥𝐩𝐜 + 𝟎. 𝟑𝟕𝟑𝐥𝐩𝐜

𝐩𝐢𝐞𝐬× 𝟐𝟔𝟒𝟓𝐩𝐢𝐞𝐬 + 𝟎. 𝟑𝟕𝟎

𝐥𝐩𝐜

𝐩𝐢𝐞𝐬× (𝟑𝟐𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 − 𝟑𝟎𝟎𝟎𝐩𝐢𝐞𝐬 )

= 𝟏𝟎𝟔𝟎𝐋𝐩𝐜

Para determinar la presión del sistema P2, se tiene:

𝐏𝟐 = 𝐏𝐰𝐡 + 𝐆𝟑 × 𝐃𝐛 + ∆𝐏𝐞


𝐏𝟐 = 𝟏𝟎𝟎𝐥𝐩𝐜 + 𝟎. 𝟒𝟐𝟓𝐥𝐩𝐜

𝐩𝐢𝐞𝐬× 𝟑𝟐𝟎𝟎 𝐩𝐢𝐞𝐬 + 𝟐𝟒𝟎 𝐥𝐩𝐜 = 𝟏𝟕𝟎𝟎 𝐋𝐩𝐜


∆𝐏 = 𝟏𝟕𝟎𝟎𝐥𝐩𝐜 − 𝟏𝟎𝟔𝟎𝐥𝐩𝐜 = 𝟔𝟒𝟎 𝐥𝐩𝐜

Luego de determinar el diferencial de presión se multiplica por el factor de

seguridad, como se expresa en la siguiente ecuación:

∆𝐏𝐟𝐬 = 𝐏𝟐 − 𝐏𝟏 × 𝐅𝐬


206


∆𝐏𝐟𝐬 = (𝟏𝟕𝟎𝟎𝐥𝐩𝐜 − 𝟏𝟎𝟔𝟎𝐥𝐩𝐜 ) × 𝟏. 𝟐 = 𝟕𝟔𝟖 𝐥𝐩𝐜

Para determinar el Cabezal (head), se tiene la siguiente ecuación:

𝐡𝐞𝐚𝐝 = ∆𝐏

𝟎.𝟒𝟑𝟑𝐥𝐩𝐜/𝐩𝐢𝐞𝐬


𝐡𝐞𝐚𝐝 = 𝟔𝟒𝟎𝐥𝐩𝐜

𝟎. 𝟒𝟑𝟑𝐥𝐩𝐜/𝐩𝐢𝐞𝐬= 𝟏𝟒𝟕𝟖 𝐩𝐢𝐞𝐬

Luego de determinar el Head se multiplica por el factor de seguridad:

𝟏𝟒𝟕𝟖𝐩𝐢𝐞𝐬 × 𝟏. 𝟐 = 𝟏𝟕𝟕𝟒 𝐩𝐢𝐞𝐬

Luego de haber determinado el cabezal con la tabla 2.32. Se pude revisar las

bombas de diferentes series las cuales son: 30TP2000, 60TP2000, 80TP2000,

120TP2000, 180TP2000 Y 430TP2000.

Se aprecia que todas las bombas, excepto la 30TP2000, cumplen con el criterio

de velocidad de operación menor a 250rpm.

Las bombas 60, 80 y 120 TP2000 trabajarían a velocidades razonables y sus

diámetros son de 2-3/8”, 2-7/8” y 3-1/2”.

Los modelos 180 y 430 TP2000 no se justifican (por poseer grandes diámetros

y equipos muy costosos).

Para este ejemplo se selecciona el tipo de bomba 80TP2000 por cumplir con el

requerimiento dado, la cual se puede instalar en el pozo con tubería de 2-3/8” o 2-

7/8”. Se asume la tubería de 2-7/8”.

Para este ejemplo el diámetro de la sarta de cabillas es de 3/4pulgadas, observe

que la figura 2.106 solo aplica para cabillas de grado “D” y para fluidos de baja

viscosidad, es decir que el diferencial de presión en la tubería de producción será

despreciable el cual es de 240lpc.

Considerando que el head calculado 1478pies, y una bomba modelo 80TP2000

según en la figura 2.106 se podría utilizar cabillas de ¾” ya que la tubería es de 2-

7/8” se podrá elegir una sarta de cabillas (usada) de 7/8” grado “D” 0 ahusada de

¾” y 7/8”. En este caso será de 7/8” para sarta completa.


207

Para determinar la carga axial que deberá soportar los rodamientos del cabezal

de rotación se utilizara la siguiente figura 2.107. Se obtiene:

Profundidad de la bomba: 3200 pies

Diámetro de cabillas: 7/8”

FR: 3500daN

Altura 4500 pies.

Bomba (serie): 2-3/8”

FH: 1000daN

Determinando la carga axial, se tiene la siguiente ecuación:

𝐂𝐚𝐱𝐢𝐚𝐥 = 𝐅𝐑 + 𝐅𝐇

Sustituyendo en la ecuación ¿?, se tiene:

𝐂𝐚𝐱𝐢𝐚𝐥 = 𝟑𝟓𝟎𝟎𝐝𝐚𝐍 + 𝟏𝟎𝟎𝟎𝐝𝐚𝐍 = 𝟒𝟓𝟎𝟎𝐝𝐚𝐍 = 𝟏𝟎𝟏𝟏𝟓𝐋𝐛𝐬 = 𝟒. 𝟔𝐓𝐎𝐍

Ahora, con la carga axial y la velocidad de rotación se utilizan las curvas de los

rodamientos de los cabezales de rotación y en función del cabezal elegido, se

puede calcular el tiempo de vida.

Seleccionando el cabezal de rotación modelo AV1- 9-7/8”, con la velocidad de

rotación de 4,6TON de carga axial y girando 145rpm, se obtiene de la figura 2.108

una duración mayor a las 100Mhora (más de 11años).

Finalmente el Diseño es el siguiente:

- Bomba modelo 80TP2000 instalada a 3200 pies.

- Tubería de 2-7/8” con cabillas de 7/8”.

- Velocidad de operación 145 rpm.

- Cabezal de rotación 9000 lbs.

- La potencia de motor dependerá del equipo de superficie a utilizar, estos es,

motovariador, moto reductora o equipos de poleas y correas.


208

UNIDAD III

Optimización de la Producción Mediante Análisis Nodal

En la unidad II estudiamos los métodos de levantamiento artificial, los cuales

permiten recuperar el máximo posible del remanente que ha quedado en el

yacimiento luego de que se detuviera la producción por flujo natural.

Adicionalmente, es necesario lograr una producción económicamente rentable y

eficiente para lo cual se hace necesaria la optimización de la producción; una de

las técnicas más utilizadas en la industria petrolera para este fin es el análisis

nodal, el cual se estudiara a continuación.

El objetivo de esta unidad es presentar un método para la optimización de la

producción en pozos de petróleo y gas a través de un análisis del sistema de

producción. Este procedimiento permite determinar a cual tasa de flujo producirá

un pozo utilizando la menor energía posible, para esto se evalúa el efecto de

componentes, tales como, el tamaño de la sarta de tubería, el tamaño de la línea

de flujo, la presión del separador, situación del estrangulador, válvula de seguridad,

restricciones hoyo abajo y las técnicas de completación del pozo incluyendo

empaques con gravas y pozos perforados normalmente; estos componentes son

combinados para optimizar el sistema completo obteniendo la más eficiente tasa

de flujo. Cada componente es evaluado separadamente y luego el sistema

completo es combinado para optimizar el sistema de manera efectivo.

3.1. Optimización del Sistema De Producción

Para la optimización de la producción es importante llevar a cabo una serie de

pasos que permita realizar un cotejo del comportamiento actual del pozo, y

posteriormente aplicar el análisis nodal.

3.1.1. Cotejo del comportamiento actual del pozo

Consiste en reproducir para el caudal de producción obtenido durante la prueba

del pozo, el perfil de presiones desde el separador hasta el fondo del pozo,

utilizando las correlaciones empíricas más apropiadas para determinar las

propiedades de los fluidos y las correlaciones de flujo multifásico que reproduzcan

aceptablemente las caídas de presión tanto en la línea de flujo como en la tubería


209

de producción. Se debe considerar el cambio de la RGL si es un pozo de LAG o el

cambio de la presión o energía en el punto donde este colocada una bomba.

Conocida la Pwf se determina el índice de productividad y el comportamiento de

afluencia que exhibe la formación productora.

Los pasos para el cotejo del comportamiento actual de producción son los

siguientes:

a) Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las

propiedades del petróleo.

b) Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías.

c)Determinación de la válvula operadora (si el pozo es de LAG)

d) Cotejo del comportamiento actual de producción.

3.1.2. Optimización aplicando análisis nodal

La optimización de la producción a través del análisis nodal consiste en realizar

varios estudios de sensibilidad de las variables más importantes y cuantificar su

impacto sobre la producción. Las oportunidades de mejoras se deben buscar tanto

en variables de “Outflow” o demanda como en las variables del “Inflow” o de oferta

para finalmente seleccionar la mejor opción técnico-económica.

3.2. Análisis del sistema nodal

El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática,

permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de

hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en nodos de

solución para calcular las caídas de presión, así como el gasto (caudal) de los

fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de

comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento.

Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la

producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo

de productor, pero cuando se trata de pozo nuevo, permite definir el diámetro

óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, línea de descarga por el


210

cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo (aporte

de hidrocarburos) y presión para diferentes condiciones de operación.

En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndoles en tres

componentes básicos: a) Flujo a través de un medio poroso (Yacimiento),

considerando el daño ocasionado por lo dos de perforación, cemento, entre otros.

b) Flujo a través de la tubería vertical (Aparejo de producción), considerando

cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas de seguridad,

estranguladores de fondo, entre otros. c) Flujo a través de la tubería (Línea de

descarga), considerando el manejo de estranguladores en superficie.

La finalidad es presentar la forma de aplicar el análisis nodal al sistema completo

del pozo, estudiando desde el limite exterior del yacimiento hasta la cara de la

arena a través de las perforaciones y la sección de la completación hasta el orificio

de entrada a la tubería y las sartas de tubería ascendente, incluyendo cualquier

tipo de restricciones y válvulas de seguridad de subsuelo, estranguladores en la

superficie, la línea de flujo y el separador.

La figura (3.1) muestra un cuadro esquemático de un sistema de producción

simple. Este sistema consta de tres secciones:

1. Flujo a través del medio poroso.

2. Flujo a través del conducto vertical o direccional.

3. Flujo a través de la tubería horizontal o línea de flujo inclinado.

Figura 3.1 Sistema completo de producción.


211

La figura 3.2 se muestran las distintas pérdidas de presión que pueden ocurrir

en un sistema complejo de producción desde el yacimiento hasta el separador.

Comenzando desde el yacimiento se observan las siguientes:

∆P1 = Pws − Pwfs= Perdida de presion del medio poroso.

∆P2 = P𝑤𝑓𝑠− Pwf = Perdida de presion a través de la completación.

∆P3 = PUR − PDR = Perdida de presion a través del regulador.

∆P4 = PUSV − PDSV = Perdida de presion a traves de la válvula.

∆P5 = Pwh − PDSC = Perdida de presion a través del estrangulador.

∆P6 = PDSC − PSEP = Perdida de presion en la linea de flujo en superficie.

∆P7 = Pwf − Pwh = Perdida de presion total en la sarta de tuberia.

∆P8 = Pwh − PSEP = Perdida de presion total en la linea de flujo.

Figura 3.2. Posibles pérdidas de presión en un sistema completo de producción.

Las configuraciones de los diferentes pozos pueden varias desde el sistema más

simple como el que se observa en la figura 3.1 hasta el sistema más complejo como

el que se visualiza en la figura 3.2, o cualquier combinación de estos, las

completaciones más realistas en la actualidad incluyen las distintas

configuraciones de la figura 3.2, especialmente en el área costa afuera. Con el

propósito de resolver los problemas del sistema de producción total, se colocan

nodos para segmentar la porción definida por diferentes ecuaciones o

correlaciones.

∆P1 = Pws − Pwf s= PERDIDA DE PRESION DEL MEDIO POROSO.

∆P2 = P𝑤𝑓𝑠− Pwf = PERDIDA DE PRESION A TRAVÉS DE LA COMPLETACIÓN.

∆P3 = PUR − PDR = PERDIDA DE PRESION A TRAVÉS DE RESTRICCION. ∆P4 = PUSV − PDSV = PERDIDA DE PRESION A TRAVES DE LA VÁLVULA DE SEGURIDAD . ∆P5 = Pwh − PDSC = PERDIDA DE PRESION A TRAVÉS DEL ESTRANGULADOR DE SUPERFICIE . ∆P6 = PDSC − PSEP = PERDIDA DE PRESION EN LA LINEA DE FLUJO. ∆P7 = Pwf − Pwh = PERDIDA DE PRESION TOTAL EN LA TUBERIA DE PRODUCCIÓN . ∆P8 = Pwh − PSEP = PERDIDA DE PRESION TOTAL EN LA LINEA DE FLUJO

∆P8 = (Pwh − PSEP )

∆P5 = (Pwh − PDSC )

∆P6 = (PDSC − PSEP )

∆P3 = (PUR − PDR )

∆P2 = (P𝑤𝑓𝑠− Pwf )

∆P7 = Pwf − Pwh

∆P4 = (PUSV − PDSV )

∆P1 = (Pr − Pwf s)

PUR

PDSC

Pwh

PSEP

Pws P𝑤𝑓𝑠

PDR

PDSV

Pwf

PUSV


212

En la figura 3.3 se muestra la ubicación de los diferentes nodos, tomando en

consideración que un nodo es clasificado como funcional cuando existe una

presión diferencial a través de él y la respuesta de presión o tasa de flujo puede

ser representada mediante alguna función matemática o física; por ser más

práctico se hace preferencia a un nodo en el fondo del pozo, en el tope del pozo,

entre otros.

En la figura 3.3 el nodo 1 representa la presión del separador la cual es

usualmente regulada a un valor constante; sin embargo algunas presiones en el

separador cambian con la tasa y serán tomadas en cuenta adecuadamente.

Existen dos posiciones a través de las cuales las presiones no están en función de

las tasas de flujo, estas son Pws en el nodo 8 y PSEP en el nodo 1, por esta razón,

cualquier solución de ensayo y error para el problema del sistema completo debe

comenzarse en el nodo 1 (PSEP) o nodo 8 (Pws), o ambos nodos si un nodo

intermedio tal como en el 3 o el 6 es seleccionado como nodo solución.

Una vez que el nodo solución es seleccionado, las caídas o aumentos de presión

desde el punto de partida o inicio son adicionados hasta que el nodo solución es

alcanzado. El nodo seleccionado depende de cual componente se requiere aislar

para la evaluación, el efecto de tuberías apareadas, estranguladores de superficie

y válvula de seguridad también pueden ser evaluadas de esta forma.

Figura 3.3. Localización de los nodos.

En resumen una aproximación nodal es presentada para evaluar efectivamente

un sistema de producción completo, todos los componentes en el pozo son

NODO LOCALIZACION OBSERVACIONES SEPARADOR

ESTRANG. DE SUPERF. FUNCIONAL

CABEZAL

VALVULA DE SEG. FUNCIONAL

RESTRICCION FUNCIONAL

Pwf

P𝑤𝑓𝑠

Pws

GAS PARA VENTA

TANQUE


213

considerados, comenzando desde la presión estática del yacimiento y finalizando

en la presión del separador, estos incluyen flujo a través del medio poroso, flujo a

través de las perforaciones y completación, flujo a través de la tubería ascendente

con posible ocurrencia de restricciones en el hoyo, válvulas de seguridad y flujo en

la línea horizontal con paso a través de un estrangulador en superficie y continua

hasta el separador.

Varias posiciones son seleccionadas para nodos solución y las pérdidas de

presión convergen sobre ese punto desde ambas direcciones, los nodos pueden

ser efectivamente seleccionados para mostrar mucho mejor, el efecto de ciertas

variables. Las correlaciones de flujo multifásico apropiadas y las ecuaciones para

restricciones, estranguladores, entre otros, deben ser incorporadas en la solución;

un medio efectivo de análisis en un pozo, haciendo los cambios recomendados o

planificados apropiadamente puede ser llevado a cabo mediante el análisis de

sistema nodal ya que este procedimiento ofrece un medio económico para

optimizar la producción de los pozos.

3.2.1. Análisis nodal como solución para pozos de petróleo.

3.2.1.1. Solución en el fondo del pozo

Probablemente la posición solución más común es el fondo del pozo, es decir,

en el centro del intervalo perforado. Para encontrar la tasa de flujo en esta porción,

el sistema completo es dividido en dos componentes: el yacimiento y el sistema

total de la tubería. La figura 3.4 muestra el componente yacimiento.


214

Figura 3.4. Componente: Medio poroso.

Para utilizar esta solución se debe seguir el siguiente procedimiento:

1. Se asumen varias tasas de flujo y se calculan las correspondientes presiones

de flujo, luego se construye la curva IPR. La ecuación de J constante es aplicada

para Pwf > Pb y la ecuación de VOGEL es aplicada para Pwf < Pb. Para presiones

menores que 1800 lpc, la ecuación de VOGEL aplica para construir la IPR. La

ecuación de VOGEL para calcular la presión de fondo es:

𝐏𝐰𝐟 = 𝟎𝟏𝟐𝟓 𝐏𝐰𝐬 [−𝟏 + √𝟖𝟏 − 𝟖𝟎(𝐪𝐨 𝐪𝐨𝐦𝐚𝐱⁄ )]

2. Se asumen varias tasas de flujo y se obtiene las requeridas presiones de

cabezal necesarias para transportar los fluidos a través de la línea de flujo

horizontal hasta el separador utilizando la apropiada correlación de flujo multifásico

(curvas de gradiente en flujo horizontal).

3. Utilizando las mismas tasas asumidas anteriormente y sus correspondientes

presiones de cabezal se determinan las requeridas presiones a la entrada de la

tubería (nodo de salida de flujo) empleando las apropiadas correlaciones para flujo

multifásico (curva de gradiente en flujo vertical).

4. Se grafica la curva de demanda (presiones del paso 3) versus la curva de

oferta (presiones del paso 1). La intersección de estas dos curvas muestra la tasa


215

de flujo posible para el sistema; esta tasa no es la máxima, ni la mínima, ni siquiera

la óptima, pero es la tasa a la cual este pozo producirá para el sistema de tubería

instalado. La tasa de flujo cambiara solamente si se cambia algún factor en el

sistema, es decir, el tamaño de las tuberías, el estrangulador, la presión del

separador o el cambio de la curva IPR a través de un tratamiento de estimulación.

Problema ejemplo

Con la finalidad se ilustrar un poco el procedimiento de la solución, el siguiente

ejemplo se realiza tomando el nodo solución el fondo del pozo (nodo 6 de la figura

3.3.)

Psep = 100 lpc

Línea de flujo: ∅L= 2 “L= 300 pies

RAP= 0

Profundidad= 500 pies (hasta la mitad de las perforaciones)

RGP = 400 PCN/ BBL

J= 1.0

γg = 0.65

API= 35

T= 140 º F

∅tub = 2 − 3/8 " OD

Pws = 2200 lpc

Se asume un sistema simple como se muestra en la figura (3.5)


216

Figura 3.5 Diagrama: Problema propuesto.

Para propósitos de ilustración se asume que existe únicamente un valor

constante J= 1 para todas las presiones de flujo de este pozo. En realidad se sabe

que existe flujo de dos fases por debajo de la presión de burbujeo (Pb = 1800 lpc).

Por consiguiente para las tasas de flujo obtenidas con tuberías de 2-3/8 OD, las

tasas diferirán muy poco del gráfico de línea recta J a diferencia de la solución

VOGEL (como se muestra en la figura 3.6). Con el propósito de aplicar la curva de

J constante más la solución de VOGEL, se asume un valor constante de J= 1 desde

2200 lpc hasta 1800 lpc (punto de burbujeo) y el comportamiento de la curva de

VOGEL desde 1800 lpc hasta cero presión. Luego:

qmax = qb + J × Pb

1.8= 1 (2200 − 1800) +

1(1800)

1.8

qmax = 400 + 1000 = 1400 b/d

Para el caso de J constante qmax = 1.0 (2200 − 0) = 2200 b/d

NODO LOCALIZACION SEPARADOR

Pwh

Pwf

Pws


217

Figura 3.6 Curva IPR para J constante

Figura 3.7 Curva de comportamiento de Afluencia

Se asume luego otros valores de presión por debajo de la presión de burbujeo

(solución VOGEL) y se construye la curva de comportamiento de afluencia (IPR)

como se presenta en la figura 3.7.


218

La figura 3.8 muestra el sistema de componentes de tuberías, en donde se

asume que no existen restricciones y que por lo tanto solo se tendrá pérdidas en

la línea de flujo y la tubería.

Figura 3.8 Sistema de componentes de tuberías

Construcción de la curva IPR

Para el caso de J constante, este es relativamente simple. Se asume una tasa

de flujo y se determina la correspondiente presión de flujo. Luego se traza una línea

recta desde la presión estática Pws = 2200 lpc a q= 0 hasta el punto calculado. Por

ejemplo a una tasa q= 1000 b/d la presión de flujo Pwf= Pws −q

J= 1200 lpc.

También en esta sección de línea recta se puede tomar en cuenta la tasa a la

presión de burbujeo (qb). Se puede observar la figura (3.5), la cual muestra la

suposición de J constante y luego está la figura (3.6) que muestra lo más real de

la solución de VOGEL. El mismo procedimiento de solución puede ser aplicado

para ambos casos, es decir, a J constante o para la solución de VOGEL.

Siguiendo el procedimiento de la solución:

Se asumen varias tasas de flujo y se calculan las correspondientes presiones

de flujo, luego se construye la curva IPR. La ecuación de J constante es aplicada

para Pwf > Pb y la ecuación de VOGEL es aplicada para Pwf < Pb.


219

Por ejemplo, asuma

q= 200 b/d, entonces

Pwf = Pws −q

J= 2200 −

200

1.0. Pwf = 2000 lpc

Y para q= 400 b/d

Pwf = 2200 −400

1.0. Pwf = 1800 lpc

Para presiones menores que 1800 lpc, la ecuación de VOGEL aplica para

construir la IPR. En el caso del ejemplo dado se considera Pws = Pb para la sección

VOGEL y se supone que qo = 100 b/d luego qVOGEL = 1000 − 400 qb = 600b/d ya

que qb = 400b/d. La ecuación de VOGEL para calcular la presión de fondo es:

Pwf = 0125 Pws [−1 + √81 − 80(qo qomax⁄ )] =

Pwf = 0125 (1800) [−1 + √81 − 80 (600)

1000]=

Pwf = 1067 lpc

La tabla 3.1 muestra las tasas de flujos asumidas versus las presiones de fondo

correspondientes para ambas soluciones

Tasa de flujo

(b/d)

Pwf(J constante)

(lpc)

Pwf(SolucionVOGEL)

(lpc)

200 2000 2000

400 1800 1800

600 1600 1590

800 1400 1350

1000 1200 1067

1500 700 -

Tabla 3.1. Resultados Obtenidos de q asumidas versus Pwf.

Se asumen varias tasas de flujo y se obtiene las requeridas presiones de cabezal

necesarias para transportar los fluidos a través de la línea de flujo horizontal hasta


220

el separador utilizando la apropiada correlación de flujo multifásico (curvas de

gradiente en flujo horizontal). La tabla 3.2 Muestra los resultados obtenidos.

Tasa de

flujo(b/d)

Pwh (lpc)

200 115

400 140

600 180

800 230

1000 275

1500 420

Tabla 3.2. Resultados obtenidos.

Utilizando las mismas tasas asumidas anteriormente y sus correspondientes

presiones de cabezal se determinan las requeridas presiones a la entrada de la

tubería (nodo de salida de flujo) empleando las apropiadas correlaciones para flujo

multifásico (curva de gradiente en flujo vertical). La siguiente tabla muestra los

resultados obtenidos:

Tasa de flujo

(b/d)

Pwh (Línea

horiz.)(lpc)

Pwf (Tub.

Vertical)(lpc)

200 115 750

400 140 880

600 180 1030

800 230 1225

1000 275 1370

1500 420 1840

Tabla 3.3. Resultados obtenidos

Se grafica la curva de demanda (presiones del paso 3) versus la curva de oferta

(presiones del paso 1). La intersección de estas dos curvas muestra la tasa de flujo

posible para el sistema que es 900 b/d para el caso de J constante y 870 para la

solución de VOGEL, Se puede observar la figura (3.9). Esta tasa no es la máxima,


221

ni la mínima, ni siquiera la óptima, pero es la tasa a la cual este pozo producirá

para el sistema de tubería instalado. La tasa de flujo cambiara solamente si se

cambia algún factor en el sistema, es decir, el tamaño de las tuberías, el

estrangulador, la presión del separador o el cambio de la curva IPR a través de un

tratamiento de estimulación.

Figura 3.9 Solución al fondo del pozo

Flujo ascendente en una zona mediante dos tuberías conductoras.

La combinación de tuberías de flujo debe ser manejada de la misma forma, hay

ocasiones donde algunos pozos son producidos a través de dos tuberías paralelas

o (ascendentes) una tubería concéntrica de 1” ID, dentro de una tubería de 2- 7/8”

y más aún tuberías de 3-1/2” OD en combinación con una tubería para flujo anular

de 3-1/2 en un casing de 9-5/8”.

El procedimiento para la solución aplicado desde la presión de cabezal o desde

la presión del separador en un sistema común para cada conducto de tubería

concéntrica o paralela es el siguiente:

1. Se asumen varias tasas de flujo.

2. Se determinan las correspondientes presiones de entrada a la tubería (nodo

de salida de flujo) independientemente para cada tubería.


222

3. Se grafican de entrada a la tubería versus las tasas supuestas (curvas de

demanda) como se puede observar en la figura 3.10

4. Se determina la tasa de flujo posible en el sistema graficando la curva IPR

sobre la curva 3.10 de donde se obtiene el intercepto.

Figura 3.10 Curvas de demanda

Flujo vertical combinando

El comportamiento de un pozo produciendo a través de ambos conductores,

tubería y anular simultáneamente, contra una contrapresión común en la

superficie, se puede representar gráficamente mediante un diagrama de presión

versus producción.

Para facilitar la interpretación de esta metodología, se puede asumir una

contrapresión en el cabezal constante. Esta simplificación, aunque no es

estrictamente correcta, es el método más adecuado para efectuar un análisis de

las condiciones de producción en el fondo del pozo, donde las curvas que

representan el comportamiento de entrada a la tubería se interceptan con las

curvas de comportamiento de afluencia.


223

Figura 3.11 Caso básico para la aplicación de flujo combinado (caso A)

Figura 3.12 Caso básico para la aplicación de flujo combinado (caso B)

En la figura 3.11 y 3.12 se presentan dos casos básicos para la aplicación del

flujo combinado:

a. La mínima presión de entrada para el conducto de menos diámetro es menor

que para el conducto de mayor diámetro. Tal como se muestra en la figura 3.11


224

b. La mínima presión de entrada para el conducto de mayor diámetro es menor

que la del conducto de menor diámetro, tal como lo muestra la figura 3.12, el

conducto de menor diámetro se refiere a la tubería de producción y el de mayor

diámetro al espacio anular.

Mínima presión de entrada en el conducto de menor diámetro

El comportamiento de las curvas de afluencia en la figura 3.11 se ha reproducido

en la figura 3.12. También el comportamiento de flujo combinado se representa

mediante curvas punteadas. Se observa, que cuando se combina cada parte de la

curva por tubería como ambas partes de la curva por el anular existen cuatro

combinaciones posibles de las curvas de presión de entrada.

Los posibles regímenes de flujo (anular, tubular, combinado) que pueden ocurrir

se pueden determinar mediante la intercepción de las curvas de presión de entrada

con las curvas IPR. Esto se muestra en las figuras 3.13 y3.14, donde las siguientes

posibilidades pueden existir:

Figura 3.13 Los posibles regímenes de flujo


225

Figura 3.14 Los posibles comportamientos de flujo combinado

a. Con IPR (I) solamente por tubería es posible. La producción se estabilizara a

las condiciones representadas por el punto A sobre el grafico. Si la tubería de

producción y el anular se conectan en o cerca de la superficie, ocurrirá retroflujo

en el anular, debido a que la presión fluyendo en el punto A es menor que la

mínima presión de fondo fluyendo en el anular, con el pozo fluyendo contra una

presión del cabezal = Y

b. IPR (II) da una interpretación estable con una de las curvas de flujo combinado

en el punto B, con la curva anular en el punto C y con la curva por tubería en el

punto D. Debido a que la curva por tubería de la máxima producción, el anular

debería estar cerrado. Si el anular se deja abierto, la producción por la tubería se

estabilizara en el punto D, con reflujo en el anular o la producción combinada se

estabilizará en el punto B.

c. IPR (III) e IPR (IV) también dan tres intercepciones estables (puntos E, F, G,

y H, I, J respectivamente), pero aquí el flujo anular (puntos G y J) da la máxima

producción y consecuentemente la tubería debería cerrarse.

d. IPR (V) también da tres intercepciones estables. El flujo combinado tubería-

anular, dará la máxima producción (punto M)

e. De las intercepciones de la IPR (VI) con las curvas de presión de entrada, los

cuatro puntos N, P, Q y R son estables. La intercepción en el punto “O” con una de

las curvas combinadas es inestable, debido a que cae por debajo del punto donde

esta curva es tangente a la vertical (punto “z”). el flujo combinado, ya sea en el


226

punto Q o R dará la máxima producción. La producción puede estabilizarse en

cualquiera de estos dos puntos ya que ambas intercepciones son estables.

f. La línea del IPR (VII) da cinco intercepciones estables. La producción

combinada es estable en los puntos T, V, y W. En este caso, nuevamente donde

se estabilizara la producción no se puede predecir con exactitud. Sin embargo, es

razonable asumir que, si el pozo estaba produciendo solo por el anular (punto U),

la producción combinada se estabilizará en algunos de los puntos V o W.

Mínima presión de entrada en el anular

Las curvas de comportamiento de la figura 3.12 han sido reproducidas en la

figura 3.15, donde el comportamiento del flujo combinado es también mostrado

(líneas punteadas).

Los posibles regímenes de flujo se muestran en la figura 3.16, donde las curvas

de presión de entrada se interceptan con varias curvas de IPR.

Figura 3.15 Curva de comportamiento del flujo combinado


227

Figura 3.16 Posibles regímenes de flujo

Las siguientes posibilidades existen:

a. IPR (I) da una intercepción estable con la curva de tubería en el punto A.

solamente es posible producción por la tubería y el anular debería cerrarse.

b. IPR (II) tiene tres intercepciones estables (B, C, D). el pozo debería producir

por la tubería (punto D) con el anular cerrado.

c. IPR (III) situación similar a la descrita en el punto b anterior, pero aquí en el

pozo debería producir por el anular (punto G) con la tubería de producción cerrada.

En los dos casos anteriores (b) y (c) no habrá reflujo cuando se abren ambos

conductores (tubería y anular), pero en la producción combinada será menos que

la producción por un solo conducto

d. IPR (V) da tres intercepciones, de las cuales la intercepción con el flujo

combinado es inestable (punto L). el pozo debería producir por flujo anular (M) con

la tubería cerrada para evitar reflujo.

e. Las cinco intercepciones del IPR (VI) mostradas en el gráfico, son todas

estables. El flujo combinado puede estabilizarse en los puntos O, Q o R. si el pozo

inicialmente producía solo por el anular, es casi seguro que el flujo combinado se

estabilice en alguno de los puntos Q o R.


228

Limitaciones

El análisis presentado es por supuesto solamente válido en aquellos casos

donde la relación gas/liquido (RGL) en ambos conductos no cambie con las

variaciones de presión/producción. Este sería el caso por ejemplo, cuando la

presión de fondo fluyente sea mayor que la presión de burbujeo. Si en gas libre

está presente en el fondo del pozo, la punta de la tubería o la manga de circulación

pueden actuar como un separador dando como resultado valores de relación

gas/liquido impredecibles en cada conducto.

Otra limitación de la aplicabilidad de este tipo de flujo se presenta cuando la

producción viene de dos o más capas de un mismo yacimiento el cual produce con

diferentes relaciones gas/liquido e índices de productividad.

¿Por qué se seleccionó en el fondo del pozo como la posición solución? Observe

que el componente yacimiento ha sido aislado a partir del sistema de tubería. Por

lo tanto, si un cambio en la presión promedio del yacimiento es anticipado, tal como

la caída de presión de 2200 lpc a 1800 lpc en un año y a 1200 lpc en 2 años, se

puede observar el cambio que ocurrirá en las tasas de flujo mediante la

construcción de la curva IPR, comenzando con una presión estática de 1800 lpc y

1200 lpc respectivamente (ver figura 3.17).

Figura 3.17 Predicción de comportamiento futuro (solución vogel)

Pws= 1800

Pws= 1200

q= 315 B/D

Q = 870 B/D

q MAX = 1000 B/D q MAX = 1400 B/D


229

Las tasas correspondientes se muestran en la tabla (3.4)

Tabla 3.4.

Pr (lpc) Q (b/d)

2200 870

1800 610

1200 315

Tabla 3.4 Tasas Obtenidas

Se supone que la relación gas –petróleo (RGP) permanece constante a 400

pcn/bbl. La práctica normalmente muestra en los casos de campo, un cambio de

la RGP a medida que se agota el yacimiento y de aquí, la necesidad de construir

una nueva curva de comportamiento de la tubería (curva de demanda).

La curva de IPR para 1200 psi es construida a partir de la ecuación de VOGEL,

habiéndose determinado inicialmente qomax mediante la siguiente relación:

qomax a 1800 lpc

qomax a 1200 lpc= (

1800

1200)

3

Existen otros casos en donde la solución en el fondo del pozo es la menos

indicada para ilustrar el efecto de ciertas variables. Uno de estos es mostrar el

cambio esperado en la tasa de flujo al estimular o remover el daño del pozo.

Observe la figura (3.18), la cual muestra el ejemplo de un pozo que de una

eficiencia de flujo (EF) de 0.4, obtuvo una eficiencia de flujo de 1.0 mediante la

remoción de todo el daño y una eficiencia de flujo 1.4 mediante una estimulación

al pozo.


230

Figura 3.18 Efecto del cambio de eficiencia de flujo sobre la producción del pozo

Otro caso es el de mostrar el efecto del flujo transitorio en la curvas IPR sobre

el mismo pozo. Dependiendo de las características del yacimiento, el cambio

producido de IPR ocurrirá con el tiempo en el mismo pozo y en el mismo yacimiento

y finalmente alcanzara el flujo estabilizado. El tiempo de estabilización del flujo

puede ser calculado de la misma forma.

3.2.1.2. Solución en el tope del pozo

Otra de las posiciones solución más común es el tope del pozo, es decir, en el

árbol de navidad. El sistema completo es de nuevo dividido en dos componentes

con el propósito de hallar la tasa de flujo posible. El separador y la línea de flujo

son considerados como un solo componente (figura 3.19) y el yacimiento y la sarta

de tubería de producción como el otro componente (figura 3.20). En ambos se

comienzan con las posiciones extremas. En la figura 3.19 se comienzan con la

presión del separador y se determina la presión de cabezal necesario para mover

las tasas de flujo asumidas a través de la línea de flujo con el separador. En la

figura 3.19 se comienza con Pws, se asume una tasa de flujo y se prosigue hasta

el centro del borde del pozo para obtener Pwf utilizando la apropiada curva o

ecuación IPR, luego utilizando esta presión (Pwf) se prosigue hasta el tope de la

tubería para hallar la presión en el cabezal necesaria para la tasa de flujo

establecida.


231

Figura 3.19 Línea de flujo y separador

Figura 3.20 Tubería de producción y yacimiento

Pasos a seguir en el procedimiento solución:

1. Asuma varias tasas de flujo.

2. Utilice la presión del separador y determine las presiones del cabezal

necesarias para mover los fluidos a través de la línea de flujo. Este será el nodo

de presión de flujo en la posición solución.


232

3. Utilizando las mismas tasas de flujo asumidas y con el valor de Pws determine

las correspondientes presiones de fondo en el yacimiento necesarias para producir

dichas tasas.

4. Utilizando las presiones de fondo obtenidas en el paso 3, se determina las

presiones permisibles en el cabezal del pozo, para estas tasas de flujo (nodo de

presión de afluencia). Debe utilizarse las adecuadas correlaciones de flujo

mulitifasico vertical (curvas de gradiente).

5. Grafique las presiones de cabezal obtenidas en el paso 2 versus las presiones

de cabezal obtenidos en el paso 4 para obtener la tasa de flujo. Observe la figura

3.21 y 3.22; De la intersección de estas dos curvas se obtienen las tasas para las

curvas de J constantes y solución de VOGEL

Figura 3.21 Solución en el cabezal del pozo


233

Figura 3.22 Solución en el cabezal del pozo (vogel)

3.2.1.3. Combinación de la solución en el fondo y en el tope del pozo

Esta combinación es otro procedimiento solución que se utiliza con bastante

frecuencia. El método a seguir es el mismo que se utiliza para el caso de J

constante, la diferencia es que el grafico presión en el cabezal (Pwh) versus tasa

de flujo es determinada en una manera distinta.

1. Se asumen varias presiones de cabezal tales como: 100, 200, 300 y 400 lpc.

2. Para cada presión en el cabezal se asumen varias tasas de flujo, tales como:

400, 600, 800, 1000, 1200 y 1500 b/d.

3. Se determina la presión de fondo fluyente para cada presión de cabezal

necesario para producir las tasas de flujo asumidas.

4. Prepare un gráfico de presión versus tasa de flujo como se observa en la figura

3.23, para las distintas presiones de cabezal.

SOLUCIÓN EN EL CABEZAL DEL POZO (VOGEL)


234

Figura 3.23 Solución al fondo del pozo para varias presiones del cabezal

Marque las tasas de flujo en la intersección de la curva de demanda con la curva

de oferta para cada presión de cabezal.

5. Replotee las presiones de cabezal versus la tasa como se observa en la figura.

3.24

Figura 3.24 Solución a nivel del cabezal

6. Complete la solución ploteando las presiones de cabezal requeridas para la

línea de flujo horizontal como se observa en la figura 3.25.

Pwh RATA

100 1100 200 985

300 845

400 685


235

La ventaja de esta solución es que obtiene ambas soluciones en el fondo y en

el tope del pozo con un mínimo esfuerzo. Si ocurre un cambio de condición en el

yacimiento tal como la caída de la presión estática o J cambie, la curva IPR

obtenida puede ser colocada sobre el mismo grafico sin que cambie las curvas de

demanda, a menos de que ocurra un cambio de la RGP y/o el pozo comience a

producir algo de agua.

Las tasas de flujo versus presiones de cabezal pueden ser obtenidas a partir de

la figura 3.25 y colocarlas sobre la figura 3.26 para obtener una solución de presión

de cabezal con cambios en las curvas IPR. La solución de presión en el cabezal

del pozo brinda fácilmente la oportunidad de observar el efecto del cambio de

diámetros en la línea del flujo.

Figura 3.25 Solución al fondo del pozo para varias PWH y cambiando las curvas de IPR


236

Figura 3.26 Solución al cabezal con datos tomados de la fig.

3.2.2. Análisis Nodal Aplicado A Pozos De Inyección

El análisis del sistema nodal puede ser aplicado a pozos de inyección de agua

o gas, como una herramienta para determinar la tasa de inyección optima, el

tamaño exacto de la tubería, las técnicas de completación, así como herramienta

de diagnóstico.

Existen cantidades de pozos que son usados para inyectar agua con propósitos

de desplazamientos o de distribución (ventas). El diseño apropiado de estos pozos

es económicamente muy importante debido a que pozos nuevos pueden ser

requeridos para inyectar tasas de agua. En ciertos casos, algunos pozos

productores o abandonados podrían convertirse en pozos inyectores.

Después de cierto periodo de tiempo, estos pozos generalmente comienzan a

mostrar un descenso en la tasa de inyección de agua principalmente causado por

el taponamiento parcial de la región cercana al pozo. Por consiguiente

provisionalmente se realiza un lavado en reverso en mucho de estos pozos, por lo

general, esto se hace mediante la instalación de válvulas de lavamiento artificial de

gas y se produce el pozo de una manera normal hasta que se limpie

completamente y nuevamente reciba agua como un pozo de inyección.

Si el pozo ha sido completado en una arena no consolidada es posible que se

requiera de un empaque de grava para lavarlo apropiadamente en forma reversa y


237

producirlo sin que ocurra una excesiva producción de arena. Por lo tanto no es

extraño encontrar un empaque de grava en pozos inyectores de agua, este debe

ser diseñado apropiadamente para permitir la inyección de agua a la tasa requerida

así como también para permitir algunas veces el lavado en reverso en vez de

utilizar altos diferenciales para remover los sedimentos, partículas, entre otros, que

reducen la tasa de inyección.

Procedimiento standard para diseñar un pozo de inyección agua

1. Prepare la curva IPR de la manera usual, utilizando la ecuación de Darcy.

qiny =7.08 × 10−3kw h (∆P)

μω Bω (Ln rerω⁄ − 3

4⁄ + s)

Esta ecuación es similar a la ecuación de DARCY para el flujo alrededor del

pozo excepto que ∆P debe ser sumado a la presión promedio del yacimiento.

Entonces, el índice de productividad en un pozo de inyeccion puede ser calculado

por:

qiny = Jiny ∆P

Esta es una relación lineal para flujo de agua es una sola fase. Se asume los

valores de ∆P y se calculan las tasas correspondientes, luego se grafica q vs (Pws

+ ∆P) obteniéndose una figura al gráfico 3.27.

Figura 3.27 Comportamiento de inyección de un pozo inyector de agua


238

La presión de fractura no debe excederse en un punto como se observa en la

figura (3.27). si no el gradiente de fractura para un pozo en particular no es

conocido, puede ser estimado ya que pocas veces se excede de un gradiente de

0.80 lpc/pie y tiende a estar en el orden de 0.7 lpc/pie. Es decir, el gradiente de

fractura para un pozo normal puede ser estimado por la siguiente operación:

(0.7) (10000)= 7000 lpc para un pozo de 10.000 pies.

2. Construir la curva de descarga de la tubería como se observa en la figura

(3.28). Estas curvas son análogas a las curvas de demanda para un pozo

productor. Sin embargo para las curvas de inyección de agua el factor de fricción

es sustraído a partir de la componente elevación (gradiente estático). Es decir, la

presión de descargas de la tubería (asumiendo que está en el centro de las

perforaciones) es el componente elevación menos el componente de fricción con

una aceleración insignificante para el flujo de agua. Si la tubería es menor que dos

o tres conexiones medidas desde el centro del intervalo perforado, puede asumirse

trazando en el centro de intervalo. Menor fricción ocurrirá en el intervalo revestido

comparado con la tubería y cualquier excesiva longitud de la tubería de

revestimiento debe ser tomada en consideración. Mediante la suposición de que

toda la sarta es de tubería, genera una presión ligeramente menor y por lo tanto

una tasa de inyección ligeramente menor será pronosticada. En la figura 3.29 se

observa un conjunto de curvas de gradiente típica para la inyección de agua.

Figura 3.28 Curva de descarga de la tubería


239

Figura 3.29 Curvas de gradiente típica para la inyección de agua

3. La curva IPR de inyección obtenida en el paso 1 y las curvas de descarga de

la tubería obtenidas en el paso 2 son combinadas de la misma forma que en un

pozo fluyente, como se muestra en la figura 3.30. la intersección de estas dos

curvas muestran la tasa de inyección posible para el pozo.


240

Figura 3.30 Combinadas de curva IPR con la curva de descarda

La inyección de agua en un pozo con empaque de grava puede ser manejada

en la misma forma como en un pozo productor. La pérdida a través del empaque

puede ser incluida en la curva de IPR o puede prepararse en un ploteo de ∆P tal

como se muestra en la figura 3.31.

Figura 3.31 Inyección de agua en un pozo con empaque de grava


241

Efecto de las variables en un pozo de inyección de agua

Un análisis de sistema nodal grafico similar al de la figura 3.30 puede ser

utilizado para observar el efecto de variables tales como: la presión del cabezal, el

diámetro de la tubería, la longitud de la línea de flujo para la inyección en superficie,

la presión de bombeo de la inyección en superficie y la densidad de los tiros de

perforación en los pozos con o sin empaque con grava.

Los sistemas gráficos también pueden ser utilizados como herramientas de

diagnóstico para la determinación de cuando un lavado en reverso o una

acidificación en un pozo de inyección incrementan la tasa de inyección.

1. Efecto de la inyección en la presión del cabezal: un gráfico similar al de la

figura 3.32 puede ser preparado para mostrar el efecto de la presión de inyección

en el cabezal y ayudar en la selección de la presión de descarga y la potencia de

la bomba. Esta grafica se prepara fácilmente asumiendo varias presiones de

cabezal para determinar las correspondientes curvas de descarga de la tubería.

Figura 3.32 Efecto de la presión de cabezal sobre la inyección

2. Efecto de tamaño de la tubería: el efecto del tamaño de la tubería es mostrado

en un gráfico similar al de la figura 3.33. luego la selección correcta del tamaño de

la tubería puede realizarse con el propósito de obtener la tasa de flujo deseada.


242

Figura 3.33 Efecto de la tubería sobre la inyección

3. Efecto de la presión estática del yacimiento: si se inicia un proyecto de

desplazamiento de fluidos en un yacimiento agotado con una presión estática

relativamente baja, un gráfico de la tasa de inyección versus Pws como el que se

observa en la figura 3.34 puede ser muy importante.

Figura 3.34 Efecto de la presión estática del yacimiento

Eventualmente en el yacimiento original será penetrado o excedido

dependiendo de cómo se haga la producción en el tiempo, con el propósito de

construir las curvas IPR durante estos periodos transitorios, es decir hasta que la

banda de agua haya alcanzado el radio de drenaje en un procedimiento interactivo

que puede ser empleado para considerar adecuadamente todas las variables.


243

4. Efecto del tamaño de la línea de flujo: si una larga delgada línea de flujo es

requerida para traer el agua hasta el pozo de inyección su efecto puede ser

significante el ocasionar una excesiva pérdida de presión causada por la fricción

en la línea de flujo.

El efecto de los diámetros de la línea de flujo puede ser evaluado en la misma

manera como se evalúa un pozo que fluye por flujo natural, tomando el punto de

solución en el cabezal de pozo o en el fondo del pozo.

El siguiente procedimiento es realizado tomando como nodo solución la presión

en el cabezal de pozo (ver figura 3.35).

Figura 3.35 Solución en el cabezal para pozos inyectores de agua

1. Asuma varias tasas de flujo.

2. A partir de la presión de descarga de la bomba en superficie determine la

presión en el cabezal para cada tasa asumida. Esta se diferencia de la presión de

flujo de un pozo en que la presión de cabezal disminuirá a medida que la tasa se

incrementa debido al aumento de las perdidas por fricción desde la bomba hasta

el cabezal.

3. Grafique Pwh versus q como se observa en la figura 3.35

4. Con el valor de Pws determine la presión en el centro de las perforaciones

durante la inyección de las distintas tasas de flujo o leyendo estos valores de las

curvas de IPR.


244

5. Usando las presiones obtenidas en el paso 4 determine la presión de cabezal

requeridas por cada tasa.

6. Grafique las presiones de cabezal obtenidas en el paso 5 sobre la figura 3.35.

la intersección de estas dos curvas de la tasa de inyección para este pozo.

La solución en la presión en el cabezal permite aislar la línea de flujo del sistema

y así las líneas de flujo extensas pueden ser evaluadas fácilmente, como se

muestra en la figura 3.36.

Figura 3.36 Ejemplo con varios líneas de flujo

Dada la siguiente información:

D= 10000 pies

K= 70 md

h= 30 pies (totalmente perforados)

Ørevest.= 7-5/8”

Øhoyo= 9-7/ 8”

Øtuberia= 2-7/8”

T= 190º F

Re= 2000 pies

Pr= 5000 lpc

Se espera un gradiente normal de fractura de 0.7 lpc/pie: la bomba está ubicada

en el mismo sitio del pozo por lo tanto no se requiere de línea de flujo para inyectar

agua salada de gravedad específica igual a 1.07.


245

Determine: la tasa de inyección para este pozo con una presión en el cabezal

de 2000 lpc. Prepare la curva de comportamiento de la tubería de inyección cuyo

diámetro es de 2-7/8” OD y tiene revestimiento plástico (ID= 2, 431).

Solución:

a) Prepara la curva IPR utilizando la ecuación de Darcy.

qW =7.08 × 10−3kw h (∆P)

μω Bω (Ln rerω⁄ − 3

4⁄ + s)

Asuma S= 0 y Bω= 1 (flujo incompresible), μω se determino a partir de la figura

3.37 y su valor es de 0.3 cp. Luego se calcula rw.

Figura 3.37 Determinación de la viscosidad del agua


246

rw =9.875

2 (12)= 0.41 pies

Se despeja ∆P

∆P =qw μω Bω (Ln re

rω⁄ − 34⁄ )

7.08 × 10−3kw h

∆P =(03)(1) (Ln 2000

0.41⁄ − 34⁄ )

7.08 × 10−3(70) (30)

∆P = 0.1562 q

Se asume valores para q y se determina los ∆P correspondientes; dichos valores

se suman a Pws y se obtienen los pwf de interés (ver tabla 3.5)

q (b/d) ∆P (lpc) Pwf= Pws + ∆P

(lpc)

100 15,62 5016

200 31,24 5031

400 62,48 5062

600 93,72 5094

800 124,96 5125

1000 156,2 5156

1500 234,3 5234

2000 312,4 5312

3000 468,6 5469

5000 781 5781

10000 1562 6562

Tabla 3.5. Resultados obtenidos de PWF

Utilizando los datos de la tabla grafique la curva IPR para no exceder el

gradiente de presión de fractura de 0,7 lpc/pie x (10.000)= 7000 lpc.

b) Determine la presión de descarga de la tubería. Tabule los valores de tasa

versus presión de descarga como se muestra en la siguiente tabla.


247

q (b/d) Presión de descarga fondo (lpc)

2000 6510

3000 6400

4000 6300

5000 6050

6000 5820

7000 5570

8000 5290

10000 4530

Tabla 3.6. Valores de tasa Vs presión de descarga

c) Grafique los valores sobre la figura (3.38)

d) La intersección de la curva de IPR y la curva de descarga de la tubería muestra

la tasa de inyección de 5800 b/d.

En el mismo grafico pueden ser ploteados otros diámetros de tubería y otras

presiones de cabezal.

Figura 3.38 Ejemplo pozo inyector de agua


248

3.2.3. Aplicación del análisis nodal en pozos de petróleo y gas empacados

con grava

La producción de arena está asociada con la producción de petróleo o gas en el

mioceno y formaciones más jóvenes. Recientemente, la producción de arena se ha

observado a profundidades de 17000 pies a 22000, anteriormente se pensaba que

no existía producción de arena a profundidades mayores de 10000 pies.

La producción de arena viene a ser un problema en la producción de pozos

cuando esta reduce o detiene la producción de hidrocarburos, erosiona la

superficie y el equipo de subsuelo, o causa problemas de disposición, o de

colapsamiento del casing o tubería de revestimiento. La eliminación de la

producción admisible de arena, el desarrollo de mejores técnicas de completación

y la utilización de análisis de sistema nodal para la evaluación de completaciones

en pozos ha incrementado la eficiencia del control de arena en las completaciones.

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

producción eficiente de fluidos. Detener la producción de arena es fácil. Basta

colocar un tapón de cemento o cerrar el pozo. Lo más difícil es mantener una

eficiente completación, una que controle la tasa sin producción de arena, con o sin

pequeñas caídas de presión a través de la completación.

El cierre o el estrangulamiento del pozo no se consideran beneficioso en el

control de arena debido a que reduce la producción. Detener la producción de

solidos no necesariamente significa que material de formación no se produzca,

pero lo deseable es llevarla a su mínima expresión. Uno de los métodos básicos

de control de arena más común es el empaque con grava (gravel packing) que

consiste en que fluidos mezclados con grava y arena son bombeados dentro del

pozo alrededor de un tamiz ranurado. Estos crean un filtro en el hoyo que permite

formar un puente entre la arena de formación y el empaque con grava , previendo

el arenamiento del pozo pero a su vez permite la producción de petróleo o gas

figura 3.39).


249

Figura 3.39 Puente entre la arena de formación y el empaque con grava

Figura 3.40 Consolidación de la arena de formación

Los criterios para diseñar el empaque con grava son los siguientes:

El primer paso en el diseño de un empaque con grava es obtener una muestra

del material de formación. Los métodos más conocidos para obtener muestras de

formación son mostrados a continuación en el orden de preferencia:

1. Núcleo de manga de goma

2. Núcleos convencionales

3. Núcleos de pared

4. Muestra achicada (booled)

5. Muestra producida (ripios)

Los núcleos de manga de goma o los convencionales son los mejores y son las

muestras más representativas que se pueden realizar. Estos son también los más

costosos y difíciles de obtener. Debido al costo adicional, son muy pocas las veces

usados en los diseños de empaque de grava, deben ser utilizados especialmente

en pozos en desarrollo debido a que ellos proveen suficientes muestras de material


250

para llevar a cabo la difracción de rayos x, solubilidad de ácidos y ensayos

relacionados con la mineralogía, lo cual es necesario para diseñar mejores

completaciones.

Cuando se diseña un empaque con grava es necesario determinar el tamaño de

la grava, para lo cual un análisis de la arena en el tamiz debe ser llevado a cabo;

posteriormente realizar la selección de la grava para esto el tamaño de la grava

debe ser muy específico. La selección apropiada y el control de calidad de la grava

usada en el empaque es esencial, todas las gravas usadas en el control de arena

deben cumplir con las especificaciones de la API, entre las que se incluyen las

siguientes:

1. Alto contenido de cuarzo (96- 100 %) para proporcionar mayor resistencia al

gramo.

2. Buena redondez (esfericidad y redondez de 0.6 o mayor).

3. Mientras menor sea el rango de variación del tamaño de los granos de grava,

mayor será su permeabilidad y uniformidad. Se sugiere una variación menor del

2% del rango de medida o del 4% del rango de medida especificado.

4. Solubilidad en acido menor del1% en 12% de hidroclórico por 3% de

hridroflourico en una hora a 72 ºF.

Las gravas comúnmente disponibles incluyen:

12- 20 unidades mesh







5. El tamaño de la abertura del tamiz debe ser tan grande como sea posible y a

pesar de ello que retenga toda la arena del empaque de grava.

6. El tipo de tamiz o liner usado para completar un pozo empacado con empaque

con grava es en gran parte determinado por el aspecto económico y la

productividad del pozo. Hay tres tipos de tamiz y liner usados por la industria


251

petrolera para estos pozos entre los que se encuentran los liner con tubería de

acero inoxidable todo soldado, el liner recubierto de alambre o guaya y los liners

ranurados (ver figura 3.41).

Figura 3.41 Tamiz o liner usado para completar un pozo con empaque con grava

7. Diámetro del liner que debe proporcionar un adecuado espacio para correr la

herramienta de reacondicionamiento en el pozo si hay necesidad de cambiar el

liner en el futuro, en una completación a hueco abierto debe estipularse un mínimo

de 2 pulgadas de espacio radial entre el liner y el hueco o hoyo.

8. Los centralizadores son parte esencial para realizar buenos empaque con

grava (ver figura 3.42) ya que evitan que la grava penetre las perforaciones del

pozo.


252

Figura 3.42 centralizadores

Procedimiento Solución

Los fluidos viajan a través de la formación a la región cercana que bordea el

pozo. Con el propósito de ubicarse en el interior del tamiz y el liner ellos deben

entrar a un túnel cañoneado, viajar a través del empaque con grava y luego pasar

el interior del tamiz con el liner perforado o ranurado. Para evaluar este flujo en

términos de análisis nodal, nosotros debemos estar en capacidad de explicar las

pérdidas de presión causadas por obstrucciones en esta ruta. Afortunadamente

hay ecuaciones disponibles para describir estas pérdidas, ya sea que el empaque

con grava sea a hueco abierto o cerrado.

Haciéndose uso de las ecuaciones que consideran turbulencia encontrada

durante el flujo a través de un medio poroso para ambos regímenes de flujo lineal

o radial, es posible calcular y predecir la caída de presión a través de un empaque

con grava. La figura 3.43 muestra el cuadro completo de un empaque con grava y

una posible posición solución, en la figura 3.44 observamos la ruta tomada por los

fluidos mientras ellos van desde la formación y atraviesan el empaque de grava

debidamente colocado y pasan por el interior del tamiz y el liner.


253

Figura 3.43 Configuración de un empaque con grava

Figura 3.44 Flujo de los fluidos a través del empaque

Las siguientes ecuaciones adaptadas por Jones, Blount y Glaze han sido usadas

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

para pozos de petróleo y gas.

Para pozos de petróleo

Pwfs − Pwf = ∆p = aq2 + bq

∆p =9.08 × 10−13β Bo2 ρoL

A2 (q2) +

μoB oL

1.127 × 10−3KGAq


254

Dónde:

a= 9.08×10−13β Bo2 ρoL

A2 b= μoB oL

1.127×10−3KGA

q= tasa de flujo, b/d

Pwf= Presión fluyente del pozo (borde del pozo), lpc

Pwfs= Presion de fondo fluyente del pozo a nivel de la cara de la arena, lpc

β= Coeficiente de turbulencia, pie−1 para la grava, la ecuación es:

β =1.47 × 107

KG0.55

B o= Factor volumétrico de formación, by/bn

ρo= Densidad del petróleo, lbs/pie3

L= longitud de la trayectoria lineal del flujo (pie).

A= Área total abierta para flujo, pie2 (A= área de una perforación x densidad del

disparo (o de la explosión) x intervalo perforado)

KG= Permeabilidad de la grava, md

Para pozos de gas

pwfs2 − pwf 2 = aq2 + bq

pwfs2 − pwf 2 =

1.247x10−10. β. γg. T. Z. L

A2q2 +

8.93x103 μg. T. Z. L

KGA q

Dónde:

a= 1.247x10−10.β.γg.T.Z.L

A2 b=

8.93x103 μ.g.T.Z.L

KGA

q= tasa de flujo, MPC/D

Pwf= Presión de fondo fluyente del pozo alrededor del mismo, lpca

Pwfs= Presion de fondo fluyente del pozo a nivel de la cara de la reana, lpca

β= Factor de turbulencia, pie−1

β =1.47 × 107

KG0.55

γg= Gravedad especifica del gas, adimensional


A= Area total abierta para flujo, pie2 (A= área de una perforación x densidad de

la explosión x intervalo perforado)


255

T= Temperatura ºR (ºF + 460)

Z= Supercompresibilidad, adimensional

μg = Viscosidad del gas, cp

Haciendo uso de las ecuaciones anteriores en un análisis nodal nos permitiría

predecir la caída de presión a través de un empaque con grava con razonable

exactitud.

Método de análisis

El análisis nodal para el empaque de grava es manejado como un nodo funcional

(un nodo cuya longitud perpendicular al flujo es pequeño). De esta manera sus

efectos pueden ser aislados para un análisis directo.

El aislamiento de los efectos de un empaque de grava sobre el flujo es útil para

planificar (se puede calcular y graficar los efectos de la variación de los parámetros

del empaque) y para evaluar el rendimiento de los empaques de grava en forma

rápida.

Procedimiento general:

29. Graficar la curva IPR (Figura 3.45)

Figura 3.45 Análisis nodal para empaque con grava (Curva de IPR)


256

29. Graficar la curva de demanda (Figura 3.46)

Figura 3.46 Curva de demanda en la tubería

29. Trasladar los ∆P entre la curva IPR y la curva de demanda (Figura 3.47)

Figura 3.47 Traslado de los ∆p entre las curva de IPR y las curvas de demanda

29. Usando la ecuación apropiada, calcular los ∆P a través del empaque con

grava y graficarlos sobre la figura 3.48.


257

Figura 3.48 ∆p a través del empaque

29. Evaluar otras densidades de tiro o de explosión u otras variables como se

observa en la figura 3.49

Figura 3.49 Efecto de la densidad de perforaciones

La caída de presión causada por el empaque con grava puede ser incorporada

dentro de cualquiera de las dos componentes principales en un sistema nodal por

si alguien desea aislar otra parte del sistema.


258

Los (fig.3.50) muestra como los ∆P (caída de presión) a través del empaque de

grava puede ser incorporado en la curva IPR. La figura 3.51 muestra como las

caídas de presión (∆P) del empaque con grava puede ser incluida en la curva de

demanda.

Figura 3.50 ∆P´S a través del empaque incorporado en la curva de IPR

Figura 3.51 ∆P´S a través del empaque incorporado en la curva de demanda


259

La solución más común es la que aísla el empaque con grava y es la que será

usada en esta sección. A fin de aislar los efectos del empaque con grava, primero

se analiza el sistema y la curva de caída de presión para el empaque de grava

mostrara la tasa a la cual el sistema producirá y la magnitud de la caída de presión

a través de la completación.

Este procedimiento puede ser ilustrado mejor haciendo un problema ejemplo, el

procedimiento para realizar el análisis en pozos de petróleo es idéntico al utilizado

en los pozos de gas, se debe seleccionar la completación como el punto solución

del análisis y luego se procede a construir las curvas de oferta (IPR) y de demanda

(Intake). La construcción de estas dos curvas, la curva ∆P del sistema y la curva

que describe la caída de presión a través del empaque de grava se realizaran de

la misma manera bien sea que se esté trabajando en un pozo de petróleo o en un

pozo de gas.

Problema ejemplo


Pwh= 280 lpc

Pws= 3500 lpc

D= 8000 pies

Ko= 170 md

h= 25’

re= 1500 pies

Øhoyo= 12- 1/2”

Ørevestidor= 9-5/8”

Øliner= 5-1/2” OD

Rw= 0.51’

Øtuberia= 4”

Grava 40-60 (45000 md)

35º API= (ρo = 43.9 lbm/pie3)

γg = 0.65

T= 190ºF

RGP=600 Pcn/bbl

Densidad de tiro= 4 spf (δ = .51")

Bo= 1.33 B/BN

hp= 15 pies


260

Pb= 2830 lpc

µo= 0.54 cps

Procedimiento solución:

1. Construir la curva IPR utilizando la ecuación de Darcy:

qo =7.08 × 10−3k h (Pws − Pb)

μo Bo (Ln rerω⁄ − 3

4⁄ + o)

J =7.08x 10−3Kh

μo Po (Ln rerw⁄ − 3

4⁄ )= 5.789

qb = 5.789 (3500 − 2830) = 3879 b/d

qmax = qb +Jpb

1.8= 12.983 b/d

La tabla 3.7 muestra los datos utilizados en la construcción de la curva IPR (ver

figura 3.52)

Figura 3.52 Construcción de la curva de IPR (Ejemplo: de petróleo empacado con grava)


261

q (b/d) Pwfs (lpc)

5691 2500

8059 2000

9972 1500

11430 1000

12434 500

Tabla 3.7. Datos utilizados en la construcción de la curva IPR

2. Construir la curva de demanda para una tubería de 4-1/2” OD y para una

presión de 280 lpc. Los datos empleados en la construcción de esta curva son

mostrados en la tabla 3.8

Q (b/d) Presión de entrada a la tubería (lpc)

4000 1640

6000 1860

8000 2120

Tabla 3.8 Datos empleados para la construcción de la curva de demanda

Observe la figura 3.53 en donde se nota que existe una tasa de 7500 b/d para

cero caída de presión a través de la completación.

Figura 3.53 Construcción de la curva de demanda (Pozo de petróleo empacado con grava)


262

3. Traslade la curva ∆P (ver figura 3.54)

Figura 3.54 Trasferencia de los ∆p entre la curva de IPR y la curva de demanda

4. Calcule el ∆P a través del empaque con grava para 4 tiros por pies y orificios

perforados de 0.51” utilizando las ecuaciones sugeridas por Jones, Blount y Glaze.

∆p =9.08 × 10−13β Bo2 ρoL

A2 (q2) +

μoB oL

1.127 × 10−3KGAq

Dónde:

a= 9.08×10−13β Bo2 ρoL

A2 b= μoB oL

1.127×10−3KGA

q= tasa de flujo, b/d

Pwf= Presión fluyente del pozo (borde del pozo), lpc

Pwfs= Presion de fondo fluyente del pozo a nivel de la cara de la arena, lpc

β= Coeficiente de turbulencia, pie−1 para la grava, la ecuación es:

β =1.47 × 107

KG0.55

B o= Factor volumétrico de formación, by/bn

ρo= Densidad del petróleo, lbs/pie3


A= Área total abierta para flujo, pie2 (A= área de una perforación x densidad del

disparo (o de la explosión) x intervalo perforado)


263

KG= Permeabilidad de la grava, md

Una revisión de estas ecuaciones revelara que hay solamente un término que

es poco familiar. Se ha indagado todo lo de estos términos excepto para el termino

densidad (ρo), el cual es el mismo para el petróleo y el gas, se refiere a la densidad

en lbm/pie3. Si este término no es conocido, puede hacerse un cálculo aproximado

utilizando la ecuación:

ρo = γo. 62.4 +

0.0764 γg Rs5.615

βo

Se comienzan los cálculos de la caída de presión en el empaque de grava

mediante el cálculo del valor de los termino a y b. también los valores de ∆P pueden

ser determinados directamente, ya que en este cálculo no se involucra el termino

de presión al cuadrado.

La tabla (3.9) muestra los resultados obtenidos para una densidad de tiro de 4

spf y 15 pies perforados.

L= 0.281/ pies

A= 0.085 pie2

β= 4.056 x 104

a= 1.11 x 10−4

b= 0.0468

q (b/d) ∆P (lpc)

200 14

500 51

1500 320

2000 538

3000 1139

4000 1953

6000 4277

8000 -

10000 -

Tabla 3.9. Resultados obtenidos para una densidad de tiro de 4 SPF y 15 pies perforados.


264

La figura 3.55 muestra el pleoteo de estos valores de ∆P y de ella se obtiene que

q= 3500 b/d y ∆P= 1400 lpc, este valor de ∆P es demasiado alto para un empaque

con grava.

Figura 3.55 Ejemplo: de petróleo empacado con grava (∆p a través de la completacion)

5. Calcular los valores ∆P para otras densidades de tiros. La tabla 3.10 muestra

los valores obtenidos para 8, 12 y 16 spf en 15 pies perforados.

8 spf 12 spf 16 spf

A= 0.17 pie2 A= 0.255 pie2 A= 0.34 pie2

a= 2.77 x 10−5 a= 1.233 x 10−5 a= 6.938 x 10−6

b= 0.0234 b= 0.0156 b= 0.0117

Tabla 3.10 valores obtenidos para 8, 12 y 16 SPF en 15 pies perforados

q (b/d) ∆P(lpc) ∆P(lpc) ∆P(lpc)

200 6 4 3

500 19 11 8

1500 97 51 33

2000 158 82 51

3000 320 158 98

4000 538 260 158

6000 1139 538 320


265

8000 1953 914 538

10000 3009 1389 811

12000 4277 1963 1139

Estos valores de ∆P son ploteados luego en la figura 3.56

Figura 3.56 Ejemplo de la densidad de perforaciones

Como se explicó anteriormente se plotearan estos datos en el mismo grafico que

incluye las curvas de oferta de demanda y ∆P del sistema.

La intercepción de la curva de ∆P en el empaque de grava, muestra dos

secciones de información muy valiosa: la tasa a la cual el sistema completo

producirá y la caída de presión a través del empaque de grava. Al igual que en un

pozo de gas, se tratará de mantener la caída de presión en algún punto a través

del empaque entre 200-500 lpc, basándose en la experiencia de campo. En este

ejemplo la selección de una densidad de tiro de 4 spf y un intervalo perforado de

15 pies no ha generado una satisfactoria caída de presión a través del empaque

de grava.

Por consiguiente, se analizan otras densidades de tiros para el mismo intervalo

perforado. Los resultados son mostrado en la figura (3.56) y si es de nuestro interés

obtener una tasa alta, es conveniente utilizar una densidad de tiro de 16 spf para

producir 6500 b/d con un ∆P de 380 lpc. También si es permitido intervalos

adicionales mayores de 15 pies pueden ser abiertos.


266

3.2.4. Análisis nodal aplicado a un pozo cañoneado en forma convencional

Un artículo publicado por el Dr. Harry Mcleod ha revelado una solución práctica

para la evaluación de un poso cañoneado en forma convencional.

Se ha demostrado que alrededor de un túnel cañoneado durante una perforación

normal, ocurre siempre un daño consolidado en dicha zona. Debe recalcarse que

este problema se diferencia de los pozos empacados grava, en que estos estamos

en contacto con una formación no consolidada y de aquí nuestro interés de

mantener un área abierta al flujo. En formaciones compactas nuestro interés no

está solamente en el área abierta a flujo, sino también en la longitud del túnel

cañoneado. Ambas tienen sus efectos sobre la tasa de flujo en el pozo .La figura

(3.57) muestra un típico túnel cañoneado y la nomenclatura utilizada en este

análisis.

Figura 3.57 Forma típica de un túnel cañoneado

A fin de analizar los efectos de este cañoneo y su capacidad de flujo, varias

suposiciones muy justas se han hecho basándose en el trabajo de numerosos

autores.


267

Figura 3.58 Figura anterior dándole un giro de 90’

La figura (3.58) muestra que mediante un giro de perforación de 90º dicho

cañoneo puede ser tratado como un pozo miniatura. Además en este análisis se

supuso que no existe una zona dañada alrededor del pozo. Otras suposiciones

fuero hechas en el mismo, entre ellas tenemos:

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

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

sobre balance.

4. El 40% de la permeabilidad de la formación si es perforada con condición de

desbalance. McLeod especifico un rango de valores.

El espesor de la zona trirurada es ½ pulg.

4. El pequeño pozo puede ser tratado como un yacimiento innfinito; es decir,

pwfs permanece constante en el límite de la zona contacta, de este modo se

eliminan las ¾ partes de la ley de Darcy para la condición de limite exterior cerrado.


268

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

evaluar las pérdidas de presión a través de los cañones. Estas ecuaciones han

sido modificadas de la siguiente manera:

Caída de presión en las perforaciones abiertas:

Pwfs − Pwf = aq2 + bq = ∆P

P =2.30 x10−14β βo2ρo (

1rp −

1rc)

Lp2q2 + [

μoβo(ln rcrp⁄ )

7.08x10−3LpKp] q

Dónde:

a= 2.30 x10−14β βo2ρo(

1

rp−

1

rc)

Lp2 b= [μoβo(lnrc

rp⁄ )

7.08x10−3LpKp]

q= tasa de flujo/ perforación (b/d)

β= Factor de turbulencia, pie−1 = 2.33x1010

Kp1.20

βo= Factor volumétrico del petróleo (by/bo)

ρo= Densidad del petróleo (lb/pie3)

Lp= Longitud del túnel cañoneado (pie)

μo= Viscosidad del petróleo (cp)

Kp= permeabilidad de la zona compacta (md)

= 0.1K de la formación si el disparo es sobrebalanceado.

= 0.4K de la formación si el disparo es desbalanceado.

rp= radio del túnel cañoneado (pie)

rc= radio de la zona compacta (pie)= (rp+ .5)

12pies

La tabla que se presenta a continuación fue preparada para mostrar la

información necesaria acerca de los cañones de perforación.


269

Tamaño

del

cañón

Revestidor

Csg

Diámetro de

la perforación

(pulg) avg

Penetración

avg

Longitud

(pulg)

Cañones de tubería recuperables

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

1-9/16 5-1/2 0.24 4.7 5.48

1-11/16 4-1/2-5-1/2 0.24 4.8 5.50

2 4-1/2-5-1/2 0.32 6.5 8.15

2-1/8 2-7/8 Tbg-4-1/2 0.33 7.2 8.15

2-5/8 4-1/2 0.36 10.36 10.36

Cañones de tubería no recuperables

1-1/8 4-1/2 Csg 0.19 3.15 3.15

1-1/4 2-3/8 Tbg 0.30 3.91 3.91

1-3/8 - 0.30 5.1 5.35

1-11/16 2-7/8Tbg-5-1/2 Csg 0.34 6 8.19

2-1/16 5-1/2-7 Csg 0.42 8.2 8.6

2-1/8 2-7/8 Tbg-5-1/2 Csg 0.39 7.7 8.6

Cañones de casing recuperables

2-3/4 4-1/2 Csg 0.30 10.55 10.5

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

3-1/8 4-1/2Csg 0.42 8.6 11.1

3-3/8· 4-1/2Csg 0.36 9.1 10.8

3-5/8 4-1/2-5-1/2 0.39 8.9 12.8

4 5.-1/2-9-5/8 0.51 10.6 13.5

5 6-3/4-9-5/8 0.73 12.33 13.6

Tabla 3.11 Datos acerca de cañones de perforación

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

revestidor.

A continuación se presenta un problema ejemplo.



270

K= 5md

Pws= 3500 lpc

Re= 1500 pies

H= 25 pies

D= 6000 pies

Tiro= 2spf

Hp= 15 pies

°API = 35

Y g= 0.65

T= 190

RGP= 600 pcn/bbl

Pwh= 200 lpc

Øhoyo= 8.75

Øcasing= 5-1/2”

Øtuberia= 2-3/8” OD

rw= 0.36 pies

pb= 2830 lpc

βo=1.33

µo= .54 cp

Perforado con sobrebalance utilizando cañón de casing de 4” (diámetro de

hoyo=0.51”)

Curva IPR

J= 0.162 b/d/lpc por encima de Pb

qb= 109 b/d

qmax= 364 b/d

la información adicional disponible es la siguiente:

kc= 0.1 (5)= 0.5 md

L túnel= 10.6”= 0.883 pie (longitud del túnel neta en la formación).

rp= 0.021 pies

rc= 0.063 pies

β= 5.36 x 1010

a=3. 82


271

b= 249.43

El cálculo de ∆P se hace utilizando las ecuaciones de flujo para petróleo, es

decir:

β =2.33x1010

Kp1.201

∆P = aq2 + bq = Pwfs − pwf

a =2.30x10−14β. βo2ρo (

1rp −

1rc)

Lp2

b =μo βo Ln (rc

rp⁄ )

7.08 x 10−3KpLp

Spf Condición Tasa ∆𝐏(lpc)

2 Sobrebalanceada 1.2 2280

2 Desbalanceada 2.5 1600



Tabla 3.12 Resultados obtenidos

La secuencia de la solución para este problema se muestra en las figuras (3.59,

3.60, 3.61, 3.62 y 3.63).


272

Figura 3.59 Curva IPR pozo petróleo cañoneado convencional

Figura 3.60 Curva de demanda de la tubería


273

Figura 3.61 Transferencia de lo ∆p entre las curvas de IPR y demanda

Figura

3.62 ∆P Debido a la completacion y método de cañoneo


274

Figura 3.63 Grafico final – varias alternativas de cañoneo

La figura (3.63) muestra el grafico final a partir del cual pueden tomarse

decisiones para las perforaciones o cañoneo. La siguiente tabla muestra estos

resultados.

Spf Condición Tasa ∆P(lpc)

2 Sobrebalanceada 175 1600

2 Desbalanceada 285 600



8 Desbalanceada 320 180

Tabla 3.13 Resultados obtenidos

Este debe ser cañoneado con desbalance debido a que, con una condición

desbalanceada de 2 spf produce la misma tasa que con una condición

sobrebalanceada de 8 spf. Finalmente con una condición desbalanceada de 8spf

produce 320 b/d, lo cual está cerca de la tasa máxima de 364 b/d. esto también

señala el hecho de que las perforaciones deben ser limpiadas de la forma más

apropiada.

Finalmente podemos decir que el análisis nodal permite hacer un cotejo de las

condiciones de productividad de un pozo en cualquiera de sus condiciones (pozos


275

de petróleo y de gas, pozos de inyección, pozos empacados con grava, pozos

perforados de forma convencional, entre otros). El análisis nodal está influenciado

básicamente por el comportamiento o aporte de los fluidos desde el yacimiento

(curva de oferta o inflow) y la curva de levantamiento de fluidos (llamada

generalmente curva de demanda, VLP u outflw), el procedimiento siempre va a

consistir en seleccionar el punto más factible del pozo como nodo solución y dividir

el sistema en este punto para encontrar la mejor alternativa de solución y lograr la

optimización de la producción.

Sin embargo, para la aplicación de este método en la industria petrolera se hace

necesario la utilización de los simuladores de producción, que tienen la capacidad

de hacer cálculos de productividad y diseño para los sistemas de lavamiento

artificial; estas herramientas ayudan al ingeniero a responder con precisión

interrogantes como ¿Qué probabilidad existe de obtener de un pozo “n” cantidad

de barriles? ¿Qué variables están impactando en el sistema?, obteniendo

resultados que van a permitir abrir un abanico de posibilidades que ayudaran en la

toma de decisiones al momento de evaluar la productividad del pozo y las

oportunidades de optimización en pozos ya existentes.


276

UNIDAD IV

SIMULADORES UTILIZADOS EN LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

En la unidad III se estudió la técnica del análisis nodal, el cual es usado para

analizar problemas de producción de pozos de petróleo y gas, puede ser aplicado

en pozos con distintos sistemas de producción, bien sea por flujo natural o

levantamiento artificial para lograr así la optimización del sistema.

En la actualidad la tecnología crece de forma veloz y un ejemplo de ello es la

creciente capacidad y actualización de el software y la inmensa investigación en el

campo de la ciencia de la computación que otorgan nuevas herramientas para

apoyar el proceso de la toma de decisiones en diversas disciplinas y áreas de

diseño la industria petrolera. La Simulación es una de las herramientas más

importantes y más interdisciplinarias, en una simple corrida de un programa se

puede predecir cualquier comportamiento de un pozo petrolero y de esta manera

se logran observar múltiples pronósticos y prevenir eventos indeseables , logrando

corregirlos a tiempo de manera que podamos alcanzar con éxito cualquier objetivo.

Existen en el mercado varios simuladores comerciales que permiten aplicar

dicha técnica, entre los más conocidos se tienen, por ejemplo: Pipesim de

Schlumberger, Rodstar, Wellflo de Weatherford, Perform, PC-Pum, Prosper, y

otras herramientas necesarias como el Echometer y las cartas dinagraficas, las

cuales nos proporcionan información necesaria para introducirlas al simulador.,

dichos programas se estudiaran en esta unidad, la cual tiene como objetivo

conocer la utilización e implementación de estas herramientas en el proceso de

producción y la optimización a través del análisis nodal.

4.1. PIPESIM

Pipesim es una de las herramientas utilizadas para simular diferentes procesos

en la optimización de la producción, este programa constituye una forma

minuciosa, rápida y eficiente para ayudar a incrementar la producción y conocer el

potencial de un yacimiento. Este simulador no sólo modela el flujo multifásico desde

el yacimiento hasta el cabezal del pozo, sino que además tiene en cuenta el


277

desempeño de la línea de flujo y de las instalaciones de superficie para proveer un

análisis integral del sistema de producción, siendo además, ideal para trabajar con

pozos que producen por métodos de levantamiento artificial por gas (LAG) y

bombeo electrosumergible (BES).

Uno de los problemas que tienen los usuarios a la hora de trabajar con una

aplicación nueva, es la falta de información de la misma, y más aún si no se tiene

ningún tipo de adiestramiento. A continuación se presentara la información

necesaria para facilitar el entendimiento de la aplicación con los modelos típicos

realizados con el Pipesim, que se requieren a la hora estudiar un pozo a través de

la creación de un modelo de pozo simple.

Creación de un modelo de pozo simple (gas lift): Una vez dentro de la

aplicación se oprime la opción: File / New. En la figura 4.1 se muestra la ventana

de inicio de Pipesim.

Figura 4.1 Ventana de inicio de Pipesim

Hay varias opciones dentro de la opción New, dentro de estas tenemos:

Network, Well Performance Analysis, Pipeline and Facilities y Single Branch

Wizard.


278

En este caso crearemos un Well Performance Analysis que es el pozo simple.

Posteriormente comenzamos a añadirle cada uno de los componentes que

contiene el pozo (yacimiento, tuberías, tipo de fluido, entre otros.), en la parte

superior de la aplicación se encuentran todos los comandos necesarios para la

construcción de los modelos. Por ejemplo, con el mouse, le damos un click en el

icono de yacimiento vertical y luego sobre la pantalla en blanco le damos otro click

para posicionar el yacimiento como se puede observar en la figura 4.2.

Figura 4.2 comandos necesarios para la construcción de un modelos.

Igualmente se hace para añadirle los demás componentes del pozo como por

ejemplo el tubing. Es necesario antes de colocar el tubing, colocar un punto donde

éste se conecta, lo cual es un nodo, en la figura 4.3 se puede visualizar la ubicación

del nodo.

Figura 4.3 Ubicación del nodo


279

Con el botón izquierdo del mouse se selecciona el tubing en los iconos

superiores y se une el yacimiento con el nodo dejando presionado el botón del

mouse hasta llegar al nodo. El recuadro en rojo sobre las figuras significa que a

éstas le faltan datos, por lo que es necesario hacer doble click en cada una de ellas

y comenzar a introducir los datos. Se procede entonces a introducir los datos del

yacimiento como se observa en la figura 4.4.

Figura 4.4 Introducción de los datos

Con un doble click sobre el yacimiento aparece el recuadro de la figura y las

zonas en rojo son los datos obligatorios que debemos introducir, por ejemplo:

presión estática, tasa de producción, temperatura entre otros y seleccionar la

ecuación con la que se va a trabajar.

Para el ejemplo que estamos haciendo vamos a tomar la Ecuación de Vogel,

donde se introducen los datos de Pws (Presión Estática del Yacimiento.), la Pwf y

la tasa a la cual está produciendo el pozo. En este caso se coloca una Pwf

cualquiera y se le da en la opción Calculate AOFP para calcular una Tasa Máxima

(Qmax), como se visualiza en la figura 4.5.


280

Figura 4.5 Introducción de los datos del yacimiento

Una vez terminado de introducir los datos del yacimiento, pasamos a la tubería

de producción, doble click con el mouse sobre el tubing y se debe seleccionar la

opción Single Model para introducir los datos correspondientes a la tubería; número

de tubos, diámetros internos y externos, tipo de método de producción (Gas Lift,

ESP), entre otros, lo cual se muestra en las figura 4.6 y 4.7.

Figura 4.6 Introducción de los datos de la tubería


281

Figura 4.7 Introducción de los datos

Es recomendable realizar un pequeño grafico del diagrama mecánico del pozo

y así definir bien todas las tuberías y detalles de las mismas. Por ejemplo, en el

caso que estamos trabajando el diagrama el que se observa en la figura 4.8.

Figura 4.8 Grafico del diagrama mecánico del pozo

Posteriormente se procede a colocar esta información dentro del modelo, en la

opción de ayuda del programa se pueden obtener los diámetros internos de las

tuberías, como se visualiza en las figuras 4.9 y 4.10


282

Figura 4.9. Obteniendo los diámetros internos de la tubería

Figura 4.10 obteniendo los diámetros internos de la tubería

En la opción de contenido dentro de la ayuda se encuentra un tópico llamado

Tipical & default data en él hay una opción que se llama Tubing Tables. Allí se

encuentran todos los diámetros internos y externos de las tuberías.

Una vez terminado de introducir todos los datos del yacimiento y de la tubería

es necesario introducir ahora los datos del fluido. En la opción Setup se coloca el

tipo de fluido que tenga el sistema, como se observa en la figura 4.11, puede ser

Black Oil, composicional, o se puede disponer de un PVT.


283

Figura 4.11 Introducción de los datos del fluido

Nuestro ejemplo es un Black Oil y los datos son los siguientes:

API = 28

RGP = 700 pc/bbl

GE = 0.78

AyS = 55%

Ante todo es necesario introducir el nombre del fluido a utilizar como se observa

en la figura 4.12.

Figura 4.12 Introducción del nombre del fluido


284

Procedemos a llenar los datos:

Si conocemos algunos datos de la viscosidad en la opción de Viscosity Data se

pueden introducir y se tiene la opción de utilizar tanto correlaciones ya establecidas

como datos calculados, esto se muestra en la figura 4.13.

Figura 4.13 Utilizar tanto correlaciones ya establecidas como datos calculados

Una vez introducidos los datos del fluido ya se tiene el modelo listo para ser

corrido y validado. Generalmente se dispone de datos de pruebas fluyentes en los

pozos, las cuales servirán para poder seleccionar una correlación del fluido que se

ajuste al modelo, en este caso se introducen los datos de las pruebas en el modelo.

En la opción Operation y se selecciona Flow Correlation Matching, esta opción se

puede observar en la figura 4.14.

Figura 4.14 Opción de Operación


285

Dentro de esta opción se introducen todos los puntos de las pruebas y se

seleccionan algunas correlaciones del lado derecho para así hacer la corrida y

seleccionar la que mejor se ajuste, como se muestra en la figura 4.15, también se

colocan algunos datos de interés, por ejemplo la presión de entrada o de salida y

la tasa de petróleo; una (la que se seleccione) debe quedar como incógnita. Para

comenzar la corrida se presiona la opción Run Model pero antes de correr el

modelo se debe guardar en el disco.

Figura 4.15 seleccionar correlaciones e introducir la data de pruebas

Luego la aplicación genera las gráficas de los puntos de las pruebas y las

correlaciones seleccionadas, donde se puede observar y seleccionar la que mejor

se ajuste al modelo, como se observa en la figura 4.16.

Figura 4.16 Gráfica de los puntos de pruebas


286

En la gráfica anterior se muestra un perfil profundidad y presión donde se puede

apreciar los puntos (las pruebas) y las correlaciones a seleccionar en la opción de

Flow Correlation Matching. La correlación que mejor se ajusta a los puntos del

ejemplo parece ser la Duns & Ros, pero se debe verificar también un perfil

profundidad- temperatura, para esto se cambia el eje de presión y colocamos

temperatura como se observa en la figura 4.17.

Figura 4.17 Ajuste de la temperatura.

Figura 4.18 Gráfica de profundidad vs temperatura


287

En la gráfica de profundidad vs temperatura que se observa en figura 4.18, se

puede apreciar que existe un desplazamiento de los puntos de las pruebas con

respecto a las correlaciones. Esto quiere decir que la trasferencia de calor de la

tubería del modelo, no se está reflejando como el de las correlaciones, por lo que

es necesario colocarle un coeficiente térmico (U) un poco más elevado. Se procede

como se muestra en las figuras 4.19, 4.20, 4.21 y 4.22 respectivamente.

Figura 4.19 Coeficiente térmico (U)

Figura 4.20 Coeficiente térmico (U)


288

Figura 4.21. Cambio el valor U

Figura 4.22 Cambio el valor U

Luego de que se haya cambiado el valor U se corre el modelo nuevamente y se

comparan ambas gráficas, figura 4.23 y 4.24 (Prof. vs Presión y Temperatura)

hasta que se consiga un valor de U donde las curvas estén un poco más ajustadas.

Figura 4.23. Grafica Profundidad vs Presión


289

Figura 4.24 Grafica Profundidad vs Temperatura.

Para este nuevo valor de U la correlación que mejor se ajusta a los puntos de

las pruebas se encuentra entre Ansari y Hagedorn & Brown. De esta manera se

selecciona la correlación del fluido que tendrá el modelo que se está realizando.

En este caso vamos a utilizar la correlación de Hagedorn & Brown por lo que se

debe colocar en la opción Setup / Flow Correlation como se observa en la figura

4.25.

Figura 4.25 Selección de la correlación

Ahora la aplicación utilizará esta correlación para hacer todos los cálculos que

se requieran, o que el usuario necesite. El siguiente paso es representar las

condiciones reales del pozo dentro del modelo, para ello es conveniente realizar

un análisis nodal del pozo y así estudiar el comportamiento de las curvas IPR

donde se analizan las curvas de Oferta (lo que aporta el yacimiento) con la curva


290

de Demanda (lo que puede aportar el pozo). De allí se determina la tasa máxima

posible y las condiciones reales del pozo, para esto se deben anexar un punto

nodal en la parte donde se desee hacer el análisis, en este caso al comienzo del

tubing como se visualiza en la figura 4.26.

Figura 4.26 Anexo de un punto nodal

Figura 4.27 Datos del pozo

Y se procede a colocar los parámetros que tiene el pozo como se observa en la

figura 4.27

THP = 100 lpc

API = 28°

Tasa Max. = 621 bbl/d (viene del cálculo de la Pwf de Ecuación de Vogel)


291

Una vez ingresados estos datos se procede a correr el modelo para verificar la

tasa actual que es de 520 bbl/d. (Run Model) dando como resultado la gráfica que

se observa en la figura 4.28.

Figura 4.28 Verificación la tasa actual de pozo

Donde el cruce de las curvas de Oferta y Demanda es la tasa actual de pozo en

este caso 520 bbl/d aproximadamente

Figura 4.29 Opciones de Operaciones


292

En la opción de Operations: se encuentran distintas opciones que podemos

utilizar para realizar cualquier tipo de sensibilidades, como se observa en la figura

4.29, y las más utilizadas son las siguientes:

System Analysis: con esta opción se puede generar cualquier tipo de

sensibilidades.

Pressure/Temperature Profile: Es un perfil para calcular cualquier dato que

se desee.

Flow Correlation Matching: Permite generar las correlaciones del fluido.

Nodal Analysis: es una opción que permite realizar análisis nodales.

Artificial Lift Performance: se utiliza para optimizar la cantidad de Gas Lift a

inyectar.

Un tipo de sensibilidad que se puede realizar dentro de la opción de análisis

nodal, por ejemplo, es hacer distintas comparaciones de presión de cabezal (80,

100, 120 lpc) entonces dentro de la opción de Nodal Analysis, como se muestra en

las figuras 4.30 y 4.31.

Figura 4.30 Introducción de datos Figura 4.31 Grafica de análisis nodal

Se genera de esta manera distintas gráficas de análisis nodal. Otra forma de

comparar gráficas de un mismo pozo es la siguiente: se supone que este pozo en

vez de estar inyectando gas-lift por la última válvula, lo está inyectando por la

penúltima, la cual se encuentra ubicada a 6200 pies, entonces se la cambia el valor

de la profundidad de la válvula a 6200 pies como se muestra en la figura 4.32:


293

Figura 4.32 cambio del valor de profundidad de la válvula

Se guarda este caso con otro nombre y luego se corre el análisis nodal. El

Pipesim cuando realiza alguna corrida genera una serie de archivos en el mismo

directorio donde se encuentra el archivo del pozo (archivo de Pipsim), y uno de

estos archivos se utiliza para anexar la corrida de caso anterior. Una vez terminada

la corrida se genera el gráfico que se muestra en la figura 4.33:

Figura 4.33 gráfico obtenida con la corrida

Este es el resultado del análisis nodal del pozo con el punto de inyección a 6200

pies. Ahora se debe superponer la gráfica del pozo original, para ello se selección

la opción File / Append File (figura 4.34) y se busca el archivo original del primer

modelo con extensión *.plt como se visualiza en la figura 4.35.


294

Figura 4.34. opción File / Append File

Figura 4.35 Superposición de la gráfica de pozo original

El resultado es el que se muestra en la figura 4.36

Figura 4.36 Resultado de la gráfica superpuesta


295

Para eliminar la curva que se sobrepone sobre la del yacimiento se activa la

opción Edit / Sort Values(figura 4.37) quedando de esta manera (figura 4.38):

Figura 4.37 opción Edit /Sort Values. Figura 4.38 Eliminación de la curva

sobrepone la del yacimiento

Es esta última gráfica se puede apreciar como varía la tasa del pozo con las

mismas condiciones excepto la diferencia de altura en el punto de inyección de

gas.

Para generar la curva de rendimiento de gas lift se selecciona la opción

Operation / Artifitial Lift Performance y se colocan una serie de valores de inyección

de gas como se muestra en la figura 4.39.

Figura 4.39 Datos de la inyección de gas


296

Luego se le da en la opción de Run Model y se obtiene la gráfica de Qo vs

Cantidad de inyección de gas lift, como se observa en la figura 4.40.

Figura 4.40 Gráfica de Qo vs Cantidad de inyección de gas lift

Se puede observar que una vez alcanzado los 0.4 MMpc de inyección de gas se

tiene la misma tasa de petróleo, 400 bbl/d aprox., es decir, que la tasa óptima en

este caso es 0.4 MMpc.

En la sección de Operations (System Analysis), que se muestra en la figura 4.41

se pueden hacer diferentes sensibilidades de los parámetros que tiene el pozo.

Por ejemplo, se puede calcular la presión de cabezal con un rango de RGP en el

pozo.

Figura 4.41 Parámetros del pozo Figura 4.42 resultados para la optimización


297

De esta manera se obtienen los resultados en la gráfica (figura 4.42) y se logra

optimizar el modelo del pozo.

Caso para una bomba Bes

Si en el ejemplo anterior se cambia el método de producción por una bomba

electrosumergible se debe especificar en la configuración de la tubería como se

muestra 4.43:

Figura 4.43 Cambio del método de producción

Se procede a colocar la bomba en este caso se colocara una bomba tipo REDA,

Modelo DN675, 65 hz y 200 etapas, con un separador de gas en el fondo de 90%

de eficiencia. Ahora con este nuevo método de producción se puede realizar un

análisis nodal y lo comparamos con la gráfica del método de gas lift (figura 4.44).

Figura 4.44 Grafica para análisis nodal


298

Aquí se puede apreciar el incremento de la tasa que presenta el pozo con la

bomba BES. Este incremento es de 100 bbl/d aprox. De esta manera se puede

comparar un mismo pozo tanto con método de gas lift, como para método de

bombas BES.

4.2. ECHOMETER

Echometer es un analizador de pozos que tiene como objetivo principal proveer

al operador todos los datos necesarios para introducirlos a un simulador y estudiar

el desempeño de un pozo que produce por Bombeo Mecanico. Esta finalidad se

logra usando combinaciones de equipos y programas de computador los cuales

son específicos de acuerdo a cada medida que se vaya a realizar. La aplicación y

la interpretación de las medidas que se hacen con el Analizador de Pozo pueden

dar respuestas a numerosas preguntas relacionadas con la producción de los

pozos de bombeo. La siguiente es una lista de algunas de las preguntas que se

pueden responder con el uso y con la interpretación adecuada de las mediciones

del Analizador.

A partir de las medidas acústicas en el pozo se pueden responder las siguientes

preguntas:

¿Hay líquido por encima de la bomba? ¿A qué profundidad está el tope de la

columna de líquido?

¿Está el gas fluyendo por el anular? ¿En caso afirmativo a que tasa?

¿Cuál es la presión de cabeza del revestimiento (casing)? ¿Está variando con

el tiempo?

¿Cuál es el porcentaje de líquido en la columna de fluido en el anular?

¿Cuál es la presión en las perforaciones?

¿Cuál es el porcentaje de la tasa máxima de petróleo que está siendo

producida?

¿Cuál es la tasa máxima que puede ser producida por el pozo?

¿Cuál es la velocidad del sonido en el anular con gas?

¿Cuál es la gravedad específica promedio del gas en el anular?

¿Hay alguna restricción o anomalía en el anular por encima del nivel del

líquido?


299

A partir de las medidas del dinamómetro se puede dar respuesta a las siguientes

preguntas:

¿Está el pozo bombeando con la bomba vacía (pumped off)?

¿Cuál es el porcentaje de llenado de la bomba?

¿Están las válvulas fija y/o viajera con fugas?

¿Cuál es el desplazamiento de la bomba en barriles por día?

¿Cuál es el desplazamiento efectivo del pistón de la bomba?

¿Cuál es la velocidad de bombeo?

¿Cuál es la carga de fluido en la bomba?

¿Están las cargas máximas y mínimas en la varilla lisa dentro de la capacidad

de la unidad de bombeo y de las varillas?

¿Cuántos Caballos de Potencia tiene de la varilla lisa?

¿Es el torque máximo, menor que el de la caja reductora?

¿Está la unidad bien balanceada?

¿Qué cambio requieren las contrapesas para balancear la unidad?

¿Cuál es el peso de las varillas en el fluido?

¿Requiere todo el sistema de bombeo un análisis detallado y/o rediseño?

A partir del estudio de la corriente del motor se pueden responder las siguientes

preguntas:

¿Cuál es la corriente del motor durante el ciclo de bombeo?

¿Es o no el tamaño del motor suficiente para la unidad y la carga?


¿Requiere el desempeño del motor un análisis más detallado?

A partir del estudio del seguimiento del nivel de líquido:

¿Cuál es la profundidad del nivel del líquido?

¿Está el nivel del líquido aumentando o disminuyendo?

¿Está el nivel del líquido dentro del intervalo esperado?

A partir del estudio potencia/corriente del motor se pueden responder las

siguientes preguntas:


300

¿Cuál es la potencia usada durante una carrera de la bomba?

¿Cuál es la corriente aparente del motor?

¿Está el motor generando electricidad en algún momento de la carrera?

¿Cuál es el consumo exacto de potencia, kwh/day, $/mes, $/bbl?

¿Es o no el tamaño del motor suficiente para la unidad y la carga?

¿Cuál es por qué?


¿Qué cambio requieren las contrapesas para balancear la unidad?

¿Cuál es el tamaño mínimo recomendado del motor?

A partir del estudio de presiones transientes:

¿Cuál es un buen estimado de la presión del yacimiento?

¿Cuál es la presión dinámica de fondo del pozo?

¿Cuál es la tasa de restauración de la presión?

¿Hay flujo de líquido/gas en el anular cuando el pozo se cierra?

¿Hay algún daño de formación?

¿Está la formación fracturada?

¿Requiere el pozo un análisis detallado de presiones transientes?

A partir de estudios particulares:

En pozos con levantamiento artificial de gas (gas lift), ¿dónde está el nivel de

fluido en el anular?

¿Cuántas válvulas de levantamiento artificial (gas lift) están por encima del

nivel del líquido?

En un pozo de gas que está cerrado, ¿dónde está el nivel de fluido dentro de

la tubería de producción?

En un pozo que está cerrado, ¿cuál es la presión del yacimiento?

¿Cuál es el estado (abierta o cerrada) de la válvula de seguridad de subsuelo?

¿Cuál es la posición del colchón del líquido en un tratamiento por baches?

¿Cuál es la presión de restauración en pozos fluyendo?

Calibración de los transductores de presión de fondo de la bomba

electrosumergible.


301

Consideraciones generales acerca de Echometer

Programas: El Analizador de Pozo se usa en conjunto con varios programas de

aplicaciones. Los programas más comunes son:

Programas de Adquisición de Datos:

Programa TWM (Acústico, Dinamómetro, Potencia)

Programa EBUP (Transiente de Presión)

Programa LQTR (Seguimiento del líquido)

Programas de Análisis de Datos:

Programa TWM

Programa para el Diseño de la Unidad de Bombeo

Programa Q-ROD (Programa de la Ecuación de Onda para el diseño del

bombeo mecánico para Windows 3.1).

Ambiente: El ambiente del TWM está dividido en tres regiones (Ver figura 4.45):

1. La Barra del Menú

2. La Barra de Dialogo

3. El Área de la Sección

Figura 4.45 Regiones en las que se divide el ambiente de Echometer.


302

Entre las opciones que se observan en esta herramienta, se encuentran:

Barra del Menú: La barra del menú ubicada en la parte superior de la pantalla

permite seleccionar varios comandos en el programa Echometer, esta se observa

en la figura 4.46.

Figura 4.46 Barra del menú

Mientras los sub-menús del programa pueden cambiar dependiendo de la

localización del programa, los seis menús principales no cambiaran.

Menú de la Modalidad (Mode Menú): El Menú de la Modalidad tiene la misma

función que la parte superior de la Barra de Dialogo. Esto permite cambiar entre

dos modalidades del programa.

Modalidad de Adquisición (Acquire Mode): Configura el programa TWM

para adquirir datos de una nueva prueba.

Modalidad de Llamado (Recall Mode): Configura el programa TWM para

mostrar y analizar los datos de una prueba previamente realizada.

Menú de Opciones (Option Menú): El Menú de Opciones tiene las mismas

funciones que la parte inferior de la Barra de Dialogo. Esto permite elegir la opción

que está disponible en el Área de la Sección, este menú cambia dependiendo de

la modalidad que se seleccione.

Menú de Herramientas (Tool Menú): en esta opción de la barra de menú del

analizador se encuentran las funciones como se muestra en la figura 4.47.

Figura 4.47 Menú de herramientas


303

Importar (Import): Convertir formato DOS, la opción que se observa en la figura

4.48, permite que los datos y los archivos de pozo de la versión DOS del analizador

de pozo sean usados con el TWM.

Figura 4.48 Opción importar

Exportar (Export): esta opción crea un archivo de pozo (*.wf) que se puede

usar con la versión DOS del Analizador de Pozo. Mientras que formato Dyn permite

crear un archivo de texto del dinamómetro de superficie en el formato estándar

DYN, esta opción se visualiza en la figura 4.49.

Figura 4.49 Opción exportar

Directorio del Área de Trabajo (Workspace): Esta sección coloca el directorio

usado por el TWM, como se muestra en la figura 4.50.

Figura 4.50 Directorio del Área de Trabajo


304

Parámetros de las Gráficas (Graph Parameters): esta opción permite

determinar los parámetros usados por TWM para dibujar las gráficas, como se

visualiza en la figura 4.51.

Figura 4.51 Parámetros de las Gráficas

Preferencias de los Reportes (Report Preferences): Los reportes se imprimen

usando el Menú de Archivo. La siguiente pantalla (figura 4.52) se usa para definir

el formato del reporte y para incluir los títulos específicos que se imprimirán como

encabezados en el reporte:

Figura 4.52 Preferencias de los Reportes

Biblioteca (Library): Le permite al usuario ver y actualizar la información de la

biblioteca de las unidades de bombeo (figura 4.53).

Figura 4.53 Biblioteca.


305

La opción editar Biblioteca (Edit Library) permite modificar los parámetros de

una unidad la cual ya hace parte de la biblioteca. También se puede usar para

entrar los parámetros de una nueva unidad. Esta opción se muestra en la figura

4.54.

Figura 4.54 La opción Editar Biblioteca

Cuando los datos de una unidad que ya existe no concuerdan con los de una

unidad que ya existe en la biblioteca, la opción Crear Unidad (Create Unit) presenta

el siguiente formato de entrada; adicionar una Nueva Unidad (New Unit) de un

fabricante que ya existe, como se visualiza en la figura 4.56.

Figura 4.55 La opción crear unidad

Adicionar un nuevo Fabricante (Manufacturer): en la figura 4.56 se muestra la

opción de biblioteca y como agregar nuevas unidades de bombeo:

Figura 4.56 Agregar Fabricante


306

Unidades de los Datos: En la figura 4.57 se muestra como seleccionar el

sistema de unidades de medida que se usa a lo largo del programa TWM.

Figura 4.57 Unidades de los datos

Echometer cuentra con un gran sistema de ayuda donde se muestran diferentes

contenidos como se observan en la figuras 4.58, 4.59 y 4.60

Figura 4.58 Menú de Ayuda

Figura 4.59 Contenido del menú de Ayuda


307

Figura 4.60 Nivel de ayuda del usuario

La Barra de Dialogo: La Barra de dialogo está localizada a lo largo del sector

izquierdo de la ventana del TWM, esta barra se puede visualizar en la figura 4.61

y está dividida en dos secciones, selección de la modalidad y los botones de las

opciones. Estos realizan las mismas funciones del Menú de la Modalidad y del

Menú de Opciones.

Mode

Selector

Options

Buttons

Figura 4.61 La Barra de Dialogo

Selector de la Modalidad de Adquisición (Mode Selector): El programa TWM

opera bajo dos modalidades, la Modalidad de Adquisición (Acquired Mode), se

observa en la figura 4.62 y se diseña para adquirir información del pozo desde el

Analizador de Pozo. La Modalidad de Llamado (Recall Mode) se usa para analizar

pruebas previamente adquiridas. Se puede cambiar entre estas dos modalidades


308

usando Selección de Modalidad. Se puede determinar que unidad esta activa

mirando los botones circulares que están al lado del nombre de la unidad, el

círculo de la modalidad activo será llenado.

Figura 4.62 Selector de la Modalidad de Adquisición

Botones de Opciones: Los Botones de Opciones representan los pasos en los

cuales el TWM opera. Los botones están organizados para empezar por el botón

superior (el primer paso) y continuar hacia abajo como se observa en la figura 4.63.

Figura 4.63 Botones de Opciones

Cuando se escoge un botón, las secciones en las Áreas de Sección cambian

respectivamente. También se pueden usar las teclas de funciones para seleccionar

una opción. La tecla función se muestra antes del título del botón (por ejemplo F2-

SetUp).

Navegación usando Teclas y Botones: El operador determina el flujo del

programa seleccionando y operando en el botón de control correspondiente, o con


309

las teclas función, como se observa en la figura 4.64, o con combinación de teclas.

Las convenciones estándar de Windows se usan para navegar dentro del formato

mostrado en la pantalla.

Figura 4.64 Navegación usando Teclas y Botones

Teclas Funciones: Presionar una tecla función equivale a oprimir dos veces en

el botón que tiene marcado el mismo número de la función. Por ejemplo oprimir la

tecla F3 equivale a oprimir el botón Seleccionar Prueba (Select Test) y esto inicia

la misma secuencia de eventos.

Tecla Tab: Presionar la tecla Tab permite ir a través de la pantalla y activar los

diferentes botones de control o campos haciendo resaltar el que está actualmente

activado, como se observa en la figura 4.65.

Figura 4.65 Tecla Tab

Una vez un botón esta resaltado este se activa presionando la tecla Enter. Un

campo activo se resalta con un fondo negro como se muestra en la figura 4.66

Figura 4.66 Indicador


310

Tecla Alt: Presionar la tecla de la letra subrayada en el botón mientras se

mantiene presionada la tecla Alt equivale a activar el botón o campo de control

correspondiente. Por ejemplo presionar Alt S es equivalente a oprimir en el botón

Salvar (Save) como se muestra en la figura 4.67.

Figura 4.67 Tecla Alt

Al presionar la combinación Alt-1 se activa el área de sección para entrar el

tamaño de la tubería como se muestra en la figura 4.68.

Figura 4.68 Combinación Alt-1

Una vez el área se activa, la tecla Tab permite seleccionar el campo deseado

para entrar los datos. Generalmente los campos con fondo blanco se usan para

entrar datos o texto, los campos con fondo gris se usan para mostrar datos

almacenados o valores ya calculados.

Resumen de las Instrucciones de Operación para el estudio acústico del

pozo

Este resumen se debe usar como una referencia rápida y como una lista de

chequeo una vez se haya entendido el sistema y seguido las instrucciones de

inicialización


311

1. Conecte la pistola a gas de Echometer al pozo. Revise si las roscas están

corroídas en la válvula de la cabeza del pozo y gire al menos 4 ½ vueltas cuando

este conectando la pistola, deje la válvula de la cabeza del pozo cerrada.

2. Conecte el transductor de presión, si está disponible, a la pistola a gas.

3. Conecte los cables a la pistola a gas y al Analizador de Pozo

4. Prenda el analizador de pozo y espere la luz verde y prenda el computador

5. Seleccione la opción de Inicialización (Set Up) en la pantalla de la Modalidad

de Adquisición (Acquire Mode)

6. Revise los coeficientes del transductor en la sección Sensor DE. En este

momento, la válvula entra en la pistola a gas y el anular debe aún estar cerrado.

Libere la presión en la pistola a gas antes de poner el cero en el transductor de

presión. Presione Alt-3 para colocar el cero del transductor, si un transductor de

presión no está disponible, la presión de superficie se debe leer colocando un

manómetro en la salida de la válvula de alivio, abriendo esta válvula y entrando el

valor de presión manualmente en la pantalla de datos del pozo.

7. Seleccione la opción de archivo base del pozo (Base Wellfile, F3) y la sección

de administración de archivos (File Management) para seleccionar o entrar los

datos del pozo que se va a probar.

8. Cargue la cámara 100 psi por encima de la presión estimada del revestimiento

(casing) para prevenir la entrada de partículas desde la cámara de la pistola a gas

y la válvula de gas. Estas partículas podrían causar corrosión y desgastar las partes

de la pistola. Cierre la válvula de alivio de la pistola a gas y abra la válvula de la

cabeza del revestimiento (casing) entre la pistola a gas y el anular. Cierre las otras

válvulas que conectan el revestimiento (casing) y las líneas de flujo.

9. Seleccione la sección Acústico (Acustic) desde el menú y adquirir datos

(Acquire Data, F4). Después de hacer esto, el voltaje de la batería del analizador

de pozo y la presión del revestimiento (casing) se mostrarán en la pantalla. Cargue

la cámara 100 psi por encima de la presión estimada del revestimiento. Inspeccione

el ruido del pozo que se muestra en la pantalla antes de disparar y verifique la

operación apropiada del instrumento y las condiciones del pozo. Si existe ruido

excesivo, use una carga más grande en la pistola a gas o incremente la presión en

el revestimiento (casing) para tratar de reducir el nivel de ruido.

10. Presione Enter para adquirir los datos. La pistola a gas y el transductor de

presión se activaran automáticamente, si una pistola a gas disparada remotamente

se usa, la pistola se disparara automáticamente. Si una pistola a gas disparada


312

manualmente se usa, espere por el mensaje que indica que los circuitos se han

activado, luego dispare manualmente la pistola a gas.

11. Inspeccione los datos en la pantalla del computador. Si una señal insuficiente

del nivel de líquido se obtiene o los datos no son satisfactorios, incremente la

presión en la cámara y repita el procedimiento anterior. Una mayor presión en el

revestimiento (casing) también mejorara la respuesta a las uniones y al nivel del

líquido. La figura 4.69 muestra de pantalla inicial del programa, mientras que la

figura 4.70 permite observar la pantalla de administración de archivos.

Figura 4.69 Pantalla Inicial

Figura 4.70 Pantalla de Administración de Archivos

La primera vez que el sistema se usa en un día determinado, o cuando se hace

cualquier cambio de transductores u otros elementos del equipo, es necesario

realizar el procedimiento de inicialización seleccionando la Modalidad de

Adquisición (Acquire Mode) y los correspondientes espacios de inicialización.

Sección de Chequeo del Equipo (Equipment Check): Las secciones de

chequeo del equipo, que se muestran en la figura 4.71 tienen las siguientes

funciones:

1. Revisar la comunicación apropiada entre el computador y el A/D.

2. Mostrar al usuario el voltaje de la batería del A/D y su capacidad remanente.

3. Proveer acceso a un experto en la detección de fallas de comunicación

(Communication Check Wizard).


313

4. Proveer acceso a un experto para probar los cables y la electrónica del A/D

(Trouble Shoot Wizard).

Figura 4.71 Sección de chequeo del equipo

La figura 4.72 muestra la pantalla de inicialización en la sección del sensor

acustico:

Figura 4.72 Número de serie

NOTA: Es muy importante que el número de serie y los coeficientes se entren

correctamente para cada transductor que se utilice debido a que el programa usa

esta información para decidir la secuencia correcta de calibración y adquisición de

datos.

Sección del Sensor del Dinamómetro (Dynamometer Sensor)-Medidas del

Dinamómetro: La sección del sensor del dinamómetro tiene las funciones que se

muestran en la figura 4.73.


314

1. El número de serie y los coeficientes de la celda de carga del dinamómetro se

deben entrar o seleccionar desde el menú desplegable. Los coeficientes se usan

para calcular la carga usando el voltaje de salida del transductor.

2. Fijar el cero para el transductor tipo herradura. El cero se debe verificar para

el primer pozo de cada día. (Podría ser necesario fijar el cero nuevamente si hay

fluctuaciones altas de temperatura durante el día). Asegúrese que la celda de carga

no esté cargada cuando se esté haciendo el chequeo de cero.

3. Entrar el número de serie y los coeficientes para otros transductores.

4. Chequear el valor de la salida del acelerómetro.

Para la adquisición de datos del dinamómetro, la información del transductor de

carga y los coeficientes se deben entrar. Los coeficientes 1 y 2 (C1 y C2) se usan

para calcular la carga a partir del voltaje de salida del transductor. El coeficiente C6

se usa para calcular la posición a partir de la salida del acelerómetro. C6 es el

coeficiente sensitivo con unidades de mV/v/g y se usa para calcular la longitud de

la carrera.

Figura 4.73 Sección del sensor del dinamómetro

Información en el Archivo Base del Pozo: Para usar el programa TWM, es

necesario entrar o llamar información del pozo la cual esta almacenada en el

Archivo Base del Pozo (Base Well File) como se aprecia en la figura 4.74. Sin

importar que tipo de medidas se van a hacer, se recomienda que los datos en el

Archivo Base del Pozo sean tan completos y precisos como sea posible. Los datos

se pueden entrar directamente en el programa TWM llenando la forma

correspondiente o importándolos si el usuario ha creado un archivo de pozo usando

la versión DOS del programa Analizador de Pozo.


315

Figura 4.74 Información en el Archivo Base del Pozo:

Sección General (General) – Definición de los Espacios a Llenar: La figura

4.75 muestra los datos que aparecen en la sección General:

Figura 4.75 Sección General

Equipo de Superficie (Surface Equip.) – Definición de los Espacios a

Llenar: La figura 4.76 se muestra los datos que aparecen en la sección Equipo de

Superficie:


316

Figura 4.76 Equipo de superficie

Sera necesario también introducir en el analizador todos los datos de las

tuberías, como diámetro externo, longitud promedio, entre otros. De igual manera

es necesario introducir los datos de la bomba entre los cuales tenemos:

Diámetro del Pistón (Plunger Diameter): Entre el diámetro del pistón de la

bomba en pulgadas. Por ejemplo, 1.25 pulgadas.

Profundidad de la Entrada de la Bomba en Pies (Pump Intake): Este valor,

en profundidad medida, se usa cuando la entrada de la bomba está ubicada a una

distancia considerable por encima o debajo de la formación. Si se está produciendo

agua y aceite, el programa asume que todo el líquido por debajo de la bomba es

agua y todo el líquido por encima es aceite. Use las profundidades de las

perforaciones en vez de la profundidad de la bomba si una cola de tubería está

por debajo de la bomba. Para operaciones eficientes de la bomba una cola larga

de tubería no se debe usar.

Datos de las Varillas (Rod String)

Arreglo de las Varillas (Taper): Entre la longitud y el diámetro de cada sección

de varillas. Por ejemplo: longitud, 1200 pies; diámetro 0.875 pulgadas. También

seleccione el tipo de varilla como C, D, K, H para acero, o F para fibra de vidrio.


317

Amortiguación hacia Arriba/Abajo (Damp Up/Down): El factor de

amortiguación se usa en el cálculo del modelo de la ecuación de onda para la sarta

de varillas. Use el valor que aparece en el programa a menos que la forma de la

carta de la bomba sugiera que este valor se debe modificar. Ajuste este número

para corregir la forma del dinagrama de la bomba y así poder analizar las

condiciones de la bomba. Un número menor tiende a ensanchar el dinagrama e

incrementar la diferencia entre la carga máxima y mínima en la mitad de la carrera.

Botón para Pozos Desviados (Deviated Wellbore):

Pozos Desviados: Seleccione esta opción para entrar los registros de

dirección de pozos desviados. El formato muestra en la figura 4.77 permite

visualizar las entradas cuando los datos corresponden a la Profundidad Medida y

Vertical.

Figura 4.77 Opción para Pozos Desviados

El programa usa estos datos para calcular las presiones de entrada de la bomba

y de referencia basadas en las Profundidades Verticales. El formato anterior

muestra los valores calculados.

Los siguientes datos se deben entrar en el archivo de datos del pozo para correr

un análisis completo de presión de fondo de pozo.


318

Nombre del pozo

Profundidad de la presión referencia

Diámetro externo del revestimiento

Diámetro externo de la tubería de producción

Barriles de petróleo por día (BPD)

Barriles de agua por día

Temperatura de superficie

Temperatura de fondo de pozo

Gravedad API del petróleo

Gravedad específica del agua

Presión del revestimiento (Entrada o Adquirida)

Tasa de restauración de la presión del revestimiento (Entrada o Adquirida)

Presión estática de yacimiento del pozo

Cuando se llama un archivo de datos de pozo que ya existe se recomienda que

el usuario lo revise para asegurarse que este representa de manera precisa las

condiciones actuales del pozo. En particular la información de pruebas de pozo se

debe actualizar a los valores obtenidos en pruebas de pozo más recientes.

Desde las figura 4.78 hasta la 4.93 que se presentan a continuación muestran

algunas de las opciones que podemos observar en esta herramienta.

Figura 4.78 Información de pruebas de pozo


319

Figura 4.79 Especificación del tipo de prueba que se va a realizar.

Figura 4.80 Adquisición de Datos

Figura 4.81 Verificación de la información del sistema


320

Figura 4.82 Señal acústica

Figura 4.83 Escala de la amplitud de la señal

Figura 4.84 Instrucciones que el usuario debe seguir


321

Figura 4,85 Mensaje de adquisición completado de señales acústicas

Figura 4.86 Monitorea de la presión del revestimiento

Figura 4.87 Análisis de la data


322

Figura 4.88 Imagen amplificada de la señal

Figura 4.89 Determinación de profundidad

Figura 4.90 Escala de profundidad


323

Figura 4.91 Sección Uniones

El usuario debe tratar de obtener los mejores datos de uniones posibles para

asegurar buena precisión en el nivel del fluido y en el cálculo de la presión de fondo

de pozo. En lo posible la cuenta de uniones debe cubrir un 80-90% del total de las

juntas del pozo. Un bajo porcentaje de uniones contadas indica que el nivel de

señal es muy bajo y cercano a la señal de ruido o que una frecuencia incorrecta de

uniones se usó para filtrar la señal. El usuario debe repetir el disparo con una

presión más alta en la cámara para mejorar la razón señal/ruido.

Figura 4.92 Reporte para una prueba acústica


324

Figura 4.93 Formato de impresión de datos del pozo

Interpretación de Gráficas: La calidad de los datos acústicos grabados se

determina por las condiciones del pozo y la energía contenida en el pulso acústico.

La razón señal/ruido se debe maximizar para obtener datos acústicos adecuados.

Si es necesario use una presión más alta en la cámara para obtener un pulso

acústico más grande y una mejor razón señal/ruido. Cuando el ruido del pozo se

muestra antes de que el pulso acústico se dispare, el operador debe estar

pendiente si este ruido excede 5mV, si esto sucede, el operador debe usar una

presión más alta en la cámara.

El ruido de fondo generalmente es el resultado de las condiciones de pozo tal

como vibraciones de la unidad de bombeo, burbujeo del gas a través de la columna

de líquido en el anular, etc. Algún ruido se puede eliminar apagando la unidad de

bombeo. El cañón de gas se debe conectar máximo a 3 pies del anular usando


325

conexiones de 2 pulgadas. Conexiones con diámetros menores producen señales

pobres de las uniones de la tubería.

Un registro ideal acústico contiene claramente las reflexiones de todas de las

uniones hasta el nivel de líquido, el cual será una reflexión diferente de mayor

amplitud y baja frecuencia. Un registro de esta naturaleza se puede conseguir de

la siguiente manera:

Determine la presión actual del revestimiento y cargue la presión de la

cámara del cañón 100 psi por encima de la presión del revestimiento (casing).

Adquiera un registro acústico y examine la pantalla. Una señal distinta y fácil

de identificar va a indicar el nivel del líquido.

Si no se puede identificar claramente el nivel de líquido, incremente la presión

de la cámara otros 200 psi e intente nuevamente. Si es necesario, repita este paso

hasta llegar a la presión máxima del equipo. La unidad de bombeo debe estar

funcionando durante la prueba.

Si la presión en la cámara ha alcanzado el máximo permitido y aún no se ha

obtenido un registro adecuado, apague la unidad de bombeo y adquiera otro

registro.

Si es necesario, bombee el pozo con las válvulas del revestimiento (casing)

cerradas por un tiempo suficiente para poder observar un incremento de presión

en el revestimiento. Muchas veces, un pequeño incremento de presión en el

revestimiento mejora la señal acústica sin afectar de manera significativa los

resultados del pozo y su análisis.

Detección del Nivel de Líquido: El programa selecciona un número de señales

que reúnen las características específicas de una reflexión de nivel de líquido. Los

pulsos más grandes y amplios de esta señal que tienen características estándar se

marcan con el indicador vertical. El usuario debe siempre verificar que el nivel de

líquido sea el correcto y no una señal causada por anomalías en el pozo tal como

colapsos en el revestimiento (casing), adaptadores, tuberías corta de revestimiento

(liners), anillos de parafina, etc. Cada vez que existan dudas acerca del nivel de

líquido que el programa ha identificado, se recomienda que la posición del nivel de

líquido se mueva haciendo un cambio ya sea por medio de un aumento de presión


326

en el revestimiento (casing) o cerrando el pozo y permitiendo que el nivel de líquido

aumente en el anular.

Selección de la Tasa de Uniones: Uno de los métodos para chequear que la

interpretación que hace el computador del registro acústico es correcto es revisar

el valor calculado de la tasa de uniones (uniones/seg or Hertz) que se muestra y

asegurarse que este valor es razonable. Esta tasa es una función de la distancia

entre las uniones de la tubería (longitud promedio de la tubería) y la velocidad del

sonido en el gas del revestimiento. La velocidad del sonido es una función de la

gravedad específica, presión, y temperatura tal como se ve en la figura 12 del

artículo técnico SPE 13810. La siguiente tabla se calculó usando los valores

correspondientes para los gases con gravedad específica entre 0.6 y 1.5.

En la tabla 4.1 se muestran los rangos esperado de la frecuencia de uniones en

función de la presión de cabeza del revestimiento para gases de hidrocarburos con

gravedad específica entre 0.6 y 1.5 y una longitud promedio de las uniones de 31

pies.

Presión del Revestimiento,

psi

Rango de la Tasa de Uniones,

Hertz

0-1000 11-25

2000 17-23

3000 21-27

Tabla 4.1 Rango esperado de la frecuencia de uniones

Para gravedades específicas de gases mayores y cuando CO2 está presente,

la frecuencia de las uniones puede ser menor que la indicada en la tabla.

Ejemplo de Pozos: Las siguientes figuras ilustran el tipo de trazas acústicas que

se han grabado para pozos modelo. En las figura desde la 4.94 hasta la 4.103 se

presentan aquí con el objetivo de dar una idea de la variación de las trazas

acústicas a los operadores sin experiencia.


327

Pozo Promedio

Figura 4.94 Ejemplo de pozos promedio

Figura 4.95 Diagrama del pozo promedio


328

Nivel de Líquido Alto, con poco gas o sin gas

Figura 4.96 Ejemplo del nivel de líquido alto, con poco gas o sin gas

Figura 4.97 Diagrama del nivel de líquido alto, con poco gas o sin gas


329

Nivel de Líquido Alto, Columna Gaseosa, Pozo con Ruido

Figura 4.98 Ejemplo nivel de líquido alto, columna gaseosa, pozo con ruido

Figura 4.99 Diagrama nivel de líquido alto, columna gaseosa, pozo con ruido


330

Pozo Profundo

Figura 4.100 Análisis de pozo profundo

Figura 4.101 Análisis de pozo profundo

Ancla de la Tubería

Figura 4.102 Ejemplo del ancla de la tubería


331

Figura 4.103 Diagrama del ancla de la tubería

4.3. RODSTAR

Rodstar es una herramienta potente y fácil de usar; es un simulador de

sistemas de cabillas para el diseño de una instalación de bombeo mecánico, a

través del cual se pueden diseñar nuevas instalaciones de cabillas o realizar

cambios en los sistemas existentes; con este software se pueden comparar

grupos de bombeo, las velocidades de los mismos, tamaños de los émbolos,

cabillas, tipos de motor, así como también evaluar el efecto de la bomba, el nivel

de líquido, unidades fuera de equilibrio, entre otras variables, permite combinar el

sofisticado modelado de sistema de cabillas de bombeo con los datos de

rendimiento de entrada para las capacidades aún más potentes.

Aprovechando el gran alcance del conocimiento del programa se puede ahorrar

tiempo y llegar a excelentes respuestas. Esto hace que sea posible optimizar los

diseños de la sarta de cabillas, investigar el tamaño y velocidad de bombeo del

émbolo que necesita para una producción, en cuestión de minutos, Rodstar hace

que sea posible conseguir estas respuestas en muy poco tiempo.

Existen dos versiones de Rodstar: Rodstar-D y Rodstar-V. La interfaz de usuario

del programa es prácticamente idéntica en ambos casos a excepción de una

ventana de entrada adicional en RODSTAR-D para entrar en el estudio de la

desviación del pozo. Rodstar-D es principalmente para sistemas de bombeo de

barra con pozos desviados, mientras Rodstar-V es para pozos verticales (poca o

ninguna desviación).


332

Características del Programa

Entre las principales características de este software se encuentran:

Rodstar recuerda la información que se escribe cuando se inicia un caso a partir

de cero, es decir, puede salir del programa mientras este en el medio de la

introducción de datos de un nuevo caso y le ahorrará los datos que ha introducido

hasta el momento. Esto funciona de la misma manera si el programa se bloquea,

la próxima vez que inicie, el programa le preguntará si desea reanudar la

introducción de datos, si es así, se le devolverá a la ventana de entrada de datos

que estaba usando cuando se fue, con todos los datos que había entrado ya en su

lugar. Este simulador contiene datos para todas las bombas comunes, tamaños

barra, los grados de la barra, unidades de bombeo, tamaños de tuberías, entre

otros. Además, conoce cuando se necesita acoplamientos o una bomba de pared

delgada y cuando las cabillas encajan en el tamaño de la tubería que ha

seleccionado, además de la velocidad máxima recomendada de bombeo para

cualquier diseño del sistema.

Este simulador puede leer bien los archivos creados con RODDIAG, XDIAG

(Programas de balance de unidades de bombeo y programas informáticos de

diagnóstico) incluyendo la tarjeta de dinamómetro medido. Esta característica

permite que vuelva a diseñar sistemas de bombeo sin tener que volver a introducir

datos conocidos del sistema.

Rodstar también, permite conocer el máximo momento de contrapeso para

averiguar cómo equilibrar la unidad de bombeo en un solo paso, puede simular

cualquier sistema de bombeo y se puede predecir con precisión su rendimiento.

Para un sistema que especifique, el programa predice la superficie y el fondo del

pozo. Además, calcula la carga de la caja de cambios, la estructura de carga, la

carga de cabillas, carrera de la bomba, la longitud mínima requerida para la bomba,

la longitud del émbolo, el espacio de la bomba, la tasa de producción que se

espera, el contrapeso necesario para equilibrar la unidad, el tamaño de motor

primario, en general la eficiencia del sistema, el consumo diario de energía, la

factura mensual de electricidad, y otra información útil.

Esta herramienta le permite introducir los datos de rendimiento de entrada de

modo que usted puede diseñar fácilmente un sistema de bombeo para cualquier

toma de presión de admisión de la bomba, el cálculo de la tasa de producción, la

presión de entrada de la bomba y la bomba condición para cualquier sistema de


333

cabillas de bombeo, averiguar la máxima producción calificada que se puede

conseguir, y más. Además, en contraste con el diseño del sistema de prueba y

error convencional puede introducir un objetivo de producción y pedir al programa

para calcular simultáneamente los golpes por minuto, el tamaño del émbolo, y el

diseño de la sarta de cabillas, incluso recomienda que el tamaño de la unidad de

bombeo que necesita. O bien, puede introducir los datos necesarios para que

Rodstar calcule la producción y diseñe el sistema dicha producción de destino en

función de cualquier presión de admisión de la bomba o el nivel del líquido que

desea.

Rodstar viene con una gran base de datos de la unidad de bombeo para que

pueda seleccionar y comparar las unidades de bombeo sin tener que obtener las

dimensiones de la unidad. Esta herramienta puede modelar cualquier geometría

de la unidad de bombeo, además, puede introducir sus propios datos en caso de

que su unidad no esté en la base de datos del programa. Mensajes de captura de

error y advertencia avanzada con los que cuenta este software ayudan a evitar

errores y te hacen consciente de los requisitos especiales necesarios para el

funcionamiento adecuado del sistema.

Este simulador le permite calcular la desviación de carga lateral, y hace

recomendaciones del espaciamiento de las barras, entre otros, tiene muchas

capacidades avanzadas que le permiten predecir con precisión el rendimiento del

sistema para cualquier sistema de cabillas de bombeo. Puede simular pozos de

cualquier profundidad, incluyendo pozos muy profundos o superficiales. Es el único

programa de su tipo que modela de efectos de inercia del fluido que están

presentes en los pozos que bombean fluidos incompresibles.

Mediante el cálculo de la tensión mínima en la parte inferior de cada sección de

la barra, Rodstar muestra si las barras están en compresión o no. Esto es vital para

cabillas de fibra de vidrio que nunca deben estar en compresión para evitar fallas

prematuras. Esto también es importante para las barras de acero ya que la

compresión excesiva puede causar fallos de pandeo.

Rodstar-V puede modelar el efecto de la variación de la velocidad del motor

primario, la inercia en la unidad de bombeo y se puede calcular con precisión el

consumo de electricidad y la factura mensual de energía. Debido a que el programa

utiliza curvas reales de eficiencia de motor, los resultados son muy precisos, se

puede utilizar esta capacidad para comparar el consumo de energía de los

sistemas


334

Rodstar contiene los costos para las barras y las unidades de bombeo. Una

vez que crea este archivo introduciendo la cabilla y el bombeo de datos de costos

unitarios, puede proporcionar copias a otros usuarios de la empresa. Los archivos

que comienzan con demo varios archivos que se incluyen son ejemplos de casos

para demostrar las funciones del programa. Durante la instalación, hay copias de

estos archivos colocados en la carpeta utilizada al abrir archivos de casos.

A partir de Rodstar:

El programa de instalación Rodstar pondrá un icono en el escritorio y una

entrada en sus programas de inicio para acceder, para iniciar el programa,

simplemente haga doble click en su icono, el Administrador de archivos de

Windows le permite asociar los archivos con otras aplicaciones. Cuando se asocia

un archivo con una aplicación, se abre el archivo e inicia la aplicación al mismo

tiempo. Por ejemplo, para asociar los archivos Rodstar-D (con una extensión de

nombre de archivo ".RSDX") con RSWIND. EXE, haga lo siguiente:

1. En el Gestor de archivos, vaya a un directorio que contiene los archivos

Rodstar y haga doble clic en uno de estos archivos.

2. Si el archivo no está asociado con Rodstar-D, la ventana le hará saber y le

pedirá que seleccione el programa de una lista. Asegúrese de que esta opción este

seleccionada y haga clic en el botón Aceptar.

3. Haga clic en Examinar, vaya al directorio donde reside RSWIND.EXE (por lo

general, será desde el Administrador de archivos, haga doble clic sobre él. Rodstar

tiene una ventana "iniciado-consiguiendo", que se muestra en la Figura 4.104, que

aparece cada vez que inicia el programa. La ventana muestra los mayores iconos

de la barra comunes que necesita saber para comenzar a usar RODSTAR.

Figura 4.104 Ventana para iniciar el programa


335

La figura 4.105 muestra la ventana de Rodstar que aparece cuando se inicia, el

programa se comporta como cualquier otro programa de Windows estándar. Puede

utilizar el ratón para mover y tamaño

Figura 4.105 Ventana de Rodstar

4. Seleccione el botón OK. Después de hacer los pasos anteriores, entonces

para cargar y ejecutar un archivo RODSTAR

El cuadro de menú de control se encuentra en la esquina superior izquierda de

cada ventana, el menú de control es más útil si se utiliza el teclado. Puede utilizar

los comandos del menú de control para cambiar el tamaño, mover, maximizar,

minimizar y cerrar las ventanas. Además, se puede utilizar para cambiar a otras

aplicaciones. (Si utiliza un ratón, puede realizar estas tareas haciendo clic y

arrastrando.) Al hacer doble clic en el cuadro de menú de control cierra Rodstar.

La barra de título muestra el nombre de la aplicación y el nombre del archivo

actualmente en la memoria. Si más de una ventana está abierta, la barra de título

de cada ventana activa (la que está trabajando con) es un color o intensidad

diferente a las otras barras de título.

Con el ratón se puede cambiar el tamaño de las ventanas principales, al cambiar

el tamaño de la ventana de Rodstar a un tamaño menor que el requerido para

visualizar toda la información, se mostrará barras de desplazamiento vertical u

horizontal, según sea necesario. Puede utilizar estas barras de desplazamiento con

el ratón para ver las partes invisibles de ventanas de entrada que no caben en el

espacio asignado.


336

La barra de estado muestra mensajes útiles durante el ingreso de datos, cuando

se carga un caso desde el disco o cuando se apunta a un icono de la barra de

herramientas, esta barra proporciona un acceso rápido a los comandos de menú

utilizando el ratón. Cuando ingrese por primera vez a Rodstar, sólo algunos de los

botones de la barra de herramientas estarán activos. Al introducir datos o leer un

archivo del disco, a continuación, el botón de impresión y todos los botones que se

corresponden con las ventanas de entrada se activan.

Si carga un archivo que contiene la salida el icono de informe también se

activara, de lo contrario, si el archivo contiene solamente la entrada, el icono de

informe permanece inactivo hasta que se ejecute el caso. Para un rápido

recordatorio de lo que hace cada botón de la barra de herramientas, sólo tiene que

colocar el puntero del ratón sobre él y un cuadro de mensaje pequeño denominado

"punta de la herramienta" parece que te dice lo que hace el icono de la barra de

herramientas (ver Figura 4.106). Además, la barra de estado muestra más

información sobre el mismo elemento de la barra de herramientas.

Lo que sigue es una explicación más detallada de cada botón en la barra de

herramientas de izquierda a derecha:

Nuevo archivo: Este es el primer botón de la barra de herramientas y muestra

una imagen de una página en blanco. Haga clic en este botón para comenzar a

introducir los datos de un nuevo caso.

Abrir el archivo: Este es el segundo botón en la barra de herramientas y muestra

el icono del archivo abierto y estándar utilizado por la mayoría de los programas de

Windows. Haga clic en este botón para leer un archivo RODSTAR, RODDIAG, o

XDIAG que estaba previamente almacenado en el disco.

Guardar archivo: Este es el tercer elemento de la barra de herramientas y

muestra una imagen de un disco, haga clic aquí para guardar los datos en la

memoria en el disco. Si esta es la primera vez que guarda este caso, RODSTAR

pide un nuevo nombre de archivo. Después de guardar un archivo, o después de

cargar un archivo desde el disco y realizar cambios en él, haga clic en este botón

para rápido almacenar los datos con el mismo nombre de archivo. Para guardarlo

con un nombre de archivo diferente, haga clic en Archivo en la barra de menú y

luego seleccione Guardar como...


337

Configuración: Este es el cuarto punto de la barra. Haga clic allí para ver ventana

de configuración de RODSTAR. Esto le permite especificar las entradas y las

preferencias que normalmente no cambian con frecuencia, tales como: el nombre

de la empresa, el costo de la electricidad, unidades de medida, la longitud de la

cabilla de bombeo estándar, los grados de bombeo de encargo, datos de la unidad

de bombeo medidos, el bombeo de la unidad y el costo de cabillas de bombeo, por

lotes las opciones de ejecución, opciones de informes impresos y formatos de hoja

de resumen personalizados.

Información: Este es el quinto punto de la barra y muestra una imagen de un

archivador. Haga clic aquí para abrir la ventana de información también. La primera

vez que ingrese a Rodstar este icono de carga (y los cinco iconos siguientes)

estarán inactivos hasta que introduzca los datos de información o hasta que se

carga un archivo del disco. La ventana de información del archivo contiene datos

tales como la profundidad de la bomba, tiempo de ejecución, condición de la

bomba, las presiones, la carcasa, la gravedad de fluidos, entre otros.

Información de producción: Este es el sexto punto de la barra y muestra una

imagen de un barril. Haga clic aquí para abrir la ventana de información de

producción que tiene datos para elementos como el nivel de líquido, presión de

admisión de la bomba, el objetivo de la producción, los datos de derechos de

propiedad, entre otros.

Información de la bomba y la tubería: Este es el séptimo punto en la barra de

herramientas y muestra una imagen de una bomba de fondo de pozo, haga clic

aquí para ver los datos de tamaño de la tubería, tipo de bomba y tamaño, la

profundidad de anclaje, fricción de la tubería, y los efectos de inercia del fluido.

Información de la cadena de cabilla: Este es el punto octavo de la barra de

herramientas y muestra una imagen de una cabilla de bombeo, haga clic aquí para

abrir la ventana de información de la sarta de cabillas. Esto es donde se especifica

qué tipo de cable de la barra desea que Rodstar diseñe para usted. Además,

puede introducir su propio diseño de sarta de cabillas, y especificar el factor de

servicio que desea utilizar.


338

Figura 4.106 Barra de herramientas de RODSTAR

Encuesta de entrada desviación: Este es el noveno punto la barra de

herramientas y muestra una imagen de un pozo desviado. Sólo está disponible en

Rodstar-D, ya que esta es la ventana de entrada para la encuesta de la desviación

del pozo. Haga clic aquí vea la encuesta desviación y también para ver el gráfico

3-D del pozo.

Información de la unidad de bombeo: Haga clic aquí para abrir la ventana de

información de la unidad de bombeo que tiene datos para cualquier el tipo de

unidad de bombeo, la rotación del cigüeñal, longitud de la carrera, el desequilibrio

estructural y los datos de contrapeso.

Información del motor: Este icono muestra una imagen de un motor. Haga clic

aquí para abrir la ventana de información del motor que tiene datos para el costo

de la electricidad, el tipo de medidor de potencia, tipo de motor y tamaño,

momentos de inercia y si se debe incluir la variación de velocidad del motor.

Ventana anterior: Este icono muestra una flecha que apunta hacia la izquierda,

haga clic en él para volver a la ventana de entrada anterior.

La siguiente ventana: Esta muestra una flecha que apunta hacia la derecha,

haga clic aquí para avanzar a la siguiente ventana cuando se introducen datos por

primera vez o cuando se está cambiando de datos.

Ejecutar: Este artículo sigue el icono de flecha de la barra de herramientas y

muestra una imagen de parcelas del dinamómetro de fondo de pozo y de superficie.

Haga clic aquí después de introducir todos sus datos o después de cambiar una

entrada.

Informe: Este artículo sigue el icono de ejecución en la barra de herramientas y

muestra una imagen de una página impresa, haga clic aquí para ver el resultado

en la memoria. Esto le permite ver la salida guardada en un archivo que acaba de


339

cargar desde el disco, o para volver a la pantalla de salida. Si este botón está

inactivo (atenuado) que significa que no hay ningún informe de salida en la

memoria. Para que sea más activa, ejecute el caso, o cargar un caso con salida

salvado.

Icono de correo electrónico: Haga clic en este icono para enviar por correo

electrónico una o más casos a Theta Enterprises, en caso de tener preguntas.

Imprimir: Este botón sigue el botón Informe en la barra de herramientas y

muestra una imagen de una impresora, haga clic en él para enviar la salida a la

impresora. Si ha introducido los datos para un caso, pero no ha ejecutado los

cálculos, sin embargo, se puede obtener una copia impresa de los datos de entrada

por sí mismo y se obtiene la misma salida de una página, excepto que sólo los

datos de entrada aparecen en la página. El comando Imprimir... en el menú Archivo

le permite seleccionar exactamente qué partes de la salida se desea imprimir.

Exportación CBM: Este artículo es penúltimo en la barra de herramientas y

muestra una imagen de una manivela y el contrapeso. Este botón se activa

después de que Rodstar corre o después de cargar un archivo de salida con

salvado. Haga clic para situar el momento máximo de contrapeso para las

condiciones equilibradas en el portapapeles para su uso en CBALANCE para

Windows.

Ayuda: Este es el último elemento de la barra de herramientas y muestra una

imagen de un signo de interrogación. Haga clic en este botón en cualquier

momento para obtener ayuda.

Inicio de Rodstar: Al ingresar al programa, se puede observar la ventana de

introducción y luego la ventana principal. Cuando Rodstar carga por primera vez,

sólo el nuevo archivo, abrir, de configuración, y botones de ayuda están activos en

la barra de herramientas.

Interfaz de usuario de Rodstar: Esta herramienta tiene una interfaz fácil de usar

que simplifica y acelera la entrada de datos, el programa utiliza el estándar de las

características de Windows, junto con otras características únicas que se han


340

diseñado para que introducir y modificar los datos lo más fácil posible. La figura

4.107 muestra cómo acceder a los archivos guardados más recientemente y

seleccionar el archivo que desea cargar en Rodstar. Si no se está familiarizado con

Microsoft Windows, se debe un tiempo para estudiar estos programas que tienen

una barra de menú con menús desplegables y un cuadro de menú de control en la

esquina superior izquierda. Se puede acceder a todos los elementos de menú

utilizando el ratón o el teclado.

Al seleccionar un elemento de un menú, pistas visuales le informan sobre lo que

sucederá después.

Un objeto seguido de ninguna marca indica que se inicia una acción. (Por

ejemplo, haga clic en Archivo y, a continuación, haga clic en Nuevo.

Un elemento seguido de puntos suspensivos (...) necesita más información

antes de actuar; Normalmente, la información adicional se introduce en un cuadro

de diálogo. (Por ejemplo, haga clic en Archivo y hacer clic en Abierto…)

Figura 4.107 La lista de archivos de guardada más recientemente

Rodstar tiene una lista de los archivos utilizados recientemente en el menú

Archivo, como se muestra en la Figura 4.108.


341

Algunas de las ventanas con las que se cuentan en Rodstar son las

siguientes:

Figura 4.108 La ventana de entrada de información

Introducción de datos Información: Si se ha introducido un nombre de una

empresa en el programa de instalación, que aparece en el campo Nombre de la

compañía se ahorrara tener que introducir el mismo nombre de la empresa cada

vez que introduzca datos. La fecha por defecto es la fecha en la memoria del

ordenador, si la fecha en que el equipo no es correcta, puede escribir sobre ella. El

panel condición de la bomba le permite seleccionar la condición de la bomba y la

eficiencia de la bomba o fillage bomba. Para seleccionar uno de estos campos de

entrada, haga clic en el campo de entrada o en su etiqueta.

La ventana Información de producción también le da la opción de que Rodstar

calcula la velocidad de bombeo requerida en base a una producción objetivo. Sin

embargo, la opción de calcular el SPM de su producción de destino sólo está

disponible si se selecciona una bomba completa. Por golpe de fluido o interferencia

del gas, se debe introducir una velocidad de bombeo en la ventana Información de

producción.

Otros datos de entrada en la ventana de información son los siguientes:

Bomba de ajuste de carga

El ajuste de la carga de la bomba le permite aumentar la carga de fluido recogido

por el émbolo. Por lo general esto no es necesario, sin embargo, esta entrada le

permite darse cuenta de las cargas adicionales debido a la fricción excesiva de

fondo de pozo (por ejemplo, debido a la desviación del pozo), o debido al "efecto


342

pistón" de las grandes barras de peso. Se recomienda que se use cero para este

número a menos que tenga más de 1000 pies de grandes barras de peso, tales

como 15/8 '' o 1 ¾ '' barras en 2 '' tubería.

El valor de este número en libras es típicamente 5% a 10% de la profundidad de

la bomba en pies. Por ejemplo, para una profundidad de 6000 pies de la bomba,

introduzca un valor de 300 a 600 libras (pero sólo si se utiliza más de 1000 'de

grandes barras de peso). RODSTAR no permitirá que ingrese un valor que es

mayor que el 15% de la profundidad de la bomba. Además, puede utilizar esta

entrada para añadir carga de la bomba para las predicciones más conservadoras.

% Corte de agua: La entrada de los datos del corte de agua, junto con la

gravedad API del petróleo permite que Rodstar calcule un peso específico

predeterminado para el fluido producido. Además, utiliza estos datos para calcular

los costos de electricidad.

Gravedad API de petróleo: RODSTAR utiliza la gravedad API del petróleo para

calcular la carga de fluido en el émbolo y la gravedad específica predeterminada

del fluido producido. También utiliza este número para calcular la gravedad

específica del fluido en el espacio anular carcasa de la tubería.

Introducción de datos sarta de varillas

La cuarta ventana de entrada se ocupa del diseño sarta de varillas. Como

muestra la figura 4.109 muestra, puede seleccionar una de las opciones de entrada

de la sarta de cabillas disponibles.

Figura 4.109 Ventana para el diseño sarta de cabillas

En Rodstar se cuentan con opciones como las siguientes:


343

Figura 4.110 Acero opciones de diseño de la sarta de cabillas

Figura 4.111 Fibra de vidrio cabilla ventana de diseño de cuerdas

Figura 4.112 RODSTAR Diseñado fibra de vidrio-Rod de acero de cuerda

RODSTAR puede rechazar un diámetro de cabilla de acero si no es necesario.

Otra capacidad interesante de RODSTAR es que si utiliza barras continuas (Corod

o Prorod) en lugar de cabillas regulares bajo la fibra de vidrio, puede saltar un

diámetro de la cabilla, si se tiene que, con el fin de equilibrar la carga de estrés

sarta de cabillas. Esto no es un error. A veces, el programa tiene que hacer esto

para equilibrar correctamente la sección de acero de la sarta de cabillas.

Ingreso de su propio (Manual) Rod Cadena:

Al seleccionar esta opción, se pueden introducir datos para cabillas de acero o

fibra de vidrio como la figura 4.113 muestra. Puede introducir el número de


344

secciones de la barra, el factor de servicio que desea utilizar, y los datos de la sarta

de cabillas de hasta ocho tramos de barra. Para cada sección, puede seleccionar

el tipo cabilla o de grado, diámetro y longitud.

Figura 4.113 - Selección de los grados de cabilla en RODSTAR

Figura 4.114 Pozo ventana de entrada de la desviación

Figura 4.115 Iconos de entrada desviación


345

Figura 4.116 Introduzca el número de entradas

Figura 4.117 Introducción de datos de desviación de forma manual

Figura 4.118 Opciones del asistente de importación

Figura 4.119 Paso 1 del asistente de importación de desviación


346

Figura 4.120 Paso 2 del Asistente para importación de desviación

Figura 4.121 Paso 3 del asistente de importación de desviación

Figura 4.122 La última pantalla del asistente de importación de desviación


347

Figura 4.123 El estudio de la desviación después de haber sido importada

Figura 4.124 El 3-D Gráfico de la Encuesta de desviación

Figura 4.125 - Bombeo lista de fabricantes de unidad


348

Figura 4.126 Medido lista de unidad de bombeo

Hay factores importantes que usted debe considerar al decidir qué tamaño de la

unidad que necesita.

Figura 4.127 La lista de unidad de bombeo de encargo

Estos incluyen: unidades de la disponibilidad de bombeo, los cambios esperados

en las condiciones del pozo, velocidad de bombeo deseada, etc. Cuando se

introducen los datos para un caso por primera vez y que se encuentran en la

pantalla de selección de unidad de bombeo, RODSTAR no sólo mostrará el tamaño

de la unidad recomendada, pero se seleccionará automáticamente la unidad más

cercana al tamaño recomendado de la lista disponible. Si no desea utilizar la unidad

recomendada por RODSTAR a continuación, seleccione otro.


349

Figura 4.128 Introducción de la información del motor

4.4. WELLFLO

WellFlo es una herramienta usada a nivel mundial para análisis, diseño e

identificación de problemas de pozos. Es una herramienta importante para la

planificación y diseño de campo que permite el modelado del desempeño de

yacimiento y pozo, generando tablas de desempeño de levantamiento artificial para

su uso en simuladores de yacimientos, programas de balance de material y

simuladores/optimizadores de producción.

La primera parte para lograr la optimización de la producción a través de esta

herramienta es el cotejo del comportamiento actual del pozo; esta evaluación se

hace de la siguiente manera:

a) Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las

propiedades del petróleo

1) Después de cargar la información, previamente validada, que exige el

simulador “Wellflo” en cuanto a producción, infraestructura instalada y datos de

yacimiento, se entra en la sección “Reservoir Control” para revisar las

propiedades de los fluidos en “Fluid Parameters”. Ver figura 4.129.


350

Figura 4.129 Revisión de las propiedades de los fluidos

2) En la sección “Check” de “Fluid Parameters” realizar el cálculo de la Presión

de burbuja con varias correlaciones (Standing, Glaso etc...), utilizando el Rsi del

PVT validado; en caso de no disponer de este se podría utilizar la RGP inicial del

yacimiento.

3) Seleccione la correlación que más se aproxime al valor real de la Presión de

burbuja.

4) Con “Best Fit” de la sección “Match” ajustar la correlación para reproducir el

valor real de Presión de burbuja (Wellflo marcará con un asterisco la correlación

ajustada).

De la misma forma se seleccionan otras propiedades en “Match property” y se

ajustan los valores ingresados incluso a distintas presiones, ver figura 4.130.


351

Figura 4.130 seleccionan otras propiedades en Match property

b) Selección y Ajuste de las correlaciones e Flujo Multifásico en Tuberías

Para la selección y ajuste de la correlación de flujo multifásico en tuberías que

mejor simulen el comportamiento de las presiones dinámicas en el pozo se debe

disponer de un registro de Presión y Temperatura fluyente. Para aquellos casos

donde no se dispone de estos registros se debe solicitar información b) Selección

y Ajuste de las correlaciones de Flujo Multifásico en Tuberías

Para la selección y ajuste de la correlación de flujo multifásico en tuberías que

mejor simulen el comportamiento de las presiones dinámicas en el pozo se debe

disponer de un registro de Presión y Temperatura fluyente. Para aquellos casos

donde no se dispone de estos registros se debe solicitar información al personal

que trabaja en “Optimización” sobre las correlaciones que son aplicadas en el área

respectiva. Los pasos a seguir son los siguientes:

1. Crear en el “Notepad” el archivo de datos del registro fluyente, actualizando

la información de las medidas de presión a cada profundidad como se

aprecia en la figura 4.131, se puede grabar con extensión “.txt” o con la

extensión “. dvp”, luego lea dicho archivo desde el Wellflo.


352

Figura 4.131 Creación de archivo de datos del registro fluyente

2. Utilizar el modelo calibrado de temperatura (Twh para la ql).

3. Calcular la curva de gradiente con todas las correlaciones, ver figura 4.132

realizando análisis de sensibilidad de las mismas en Tuberías “Pressure

Drop”.

Figura 4.132 Análisis de sensibilidad en Tuberías


353

4. Calcular los resultados del gráficos y seleccione la correlación que mejor se

aproxime al perfil real, verificando la consistencia de las condiciones de

Tuberías de operación del pozo (Válvula operadora). Ver figura 4.133.

Figura 4.133 Sección de la correlaciones

5. Ajustar la correlación seleccionada, realizando Selección y Ajuste

sensibilidad con el factor “L” (Autoregresión).

6. Actualizar en la sección “correlaciones”, la correlación seleccionada y el

factor “L” obtenido en el ajuste de la misma. Ver figura 4.134.

Figura 4.134 Actualizar en la sección correlaciones


354

Figura 4.135 Análisis de la profundidad en función a la presión y a la temperatura

c) Determinación de la válvula operadora si el pozo es de LAG

El simulador selecciona como válvula operadora la determinación de la válvula

más profunda que posea una presión de válvula operadora si la producción mayor

a la presión de producción requerida pozo es de LAG para abrirla.

En la siguiente figura 2.136, se observa que las dos válvulas superiores poseen

presiones de producción mucho menores a las requerida para abrirlas por lo tanto

quedó como operadora la asentada en el mandril más profundo. El mandril

operador se diferencia del resto por el trazado continuo de su profundidad.


355

Figura 4.136 Determinación de la válvula operadora

En la sección “Advance Gas Valve Modelling” de “Análisis” se determina

Determinación la tasa de gas que la válvula operadora deja pasar bajo las

condiciones de la válvula producción del pozo, este valor debe ser similar (+ o –

10%) al operadora reportado como tasa de inyección según el disco de gas de

levantamiento, si esto se cumple se certifica la consistencia de la información

utilizada en el diagnóstico, de lo contrario se revisaría nuevamente la información

para validarla nuevamente. Las características de la válvula operadora se ingresan

en la sección “Valve Details” y se debe seleccionar el modelo adecuado para

calcular la tasa de gas que puede pasar a través de la válvula en cuestión la cual

se selecciona como “nodo” para el cálculo de la capacidad de producción del pozo.

Cuando se trata de orificios se usa “Thornhill Craver” y si se trata de una válvula

se recomienda el de “Winkler” o el modelo “TUALP”. Ver figura 4.137.


356

Figura 4.137 Determinación de la tasa de gas que la válvula operadora deja pasar

La figura 4.138 presenta los resultados de la tasa de inyección a través de

la válvula bajo condiciones dinámicas.

Figura 4.138 Tasa de inyección a través de la válvula bajo condiciones dinámicas.


357

5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción

La presión fluyente obtenida en el punto medio de las perforaciones debe ser

introducida en “Edit Layer” cuando se haya elegido “Test Point Data” como modelo

para calcular el comportamiento de afluencia de la formación productora. Cuando

no se dispone de la información de yacimiento suficiente como para aplicar la

ecuación de Darcy, se debe seleccionar el modelo “Vogel” para calcular la IPR

Para obtener las curvas de Oferta y Demanda de energía en el fondo del pozo

se entra en “Operating Point” de “Análisis”, se seleccionan las tasas

automáticamente y finalmente se “calcula” para obtener en los resultados gráficos

la intersección de las mencionadas curvas, la intersección debe realizarse en la

tasa de operación actual.

Figura 4.139 Cotejado el comportamiento actual de producción

Optimización del sistema de producción

Luego de realizar el cotejo del comportamiento actual del pozo se procede a

realizar la optimización de la producción.

Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de energía y

fluidos del Yacimiento utilizando Wellflo.


358

El impacto de la remoción de daño y/o pseudo daño sobre la producción del

pozo puede ser cuantificado en bpd cuando se conocen los parámetros que definen

el comportamiento de afluencia de la formación productora, por ejemplo,

permeabilidad relativa, espesor de arena neta asociada al cañoneo, radio de la

zona dañada, radio de drenaje, radio del pozo, densidad del cañoneo (tiros por

pie), longitud del túnel perforado, área de las perforaciones (calibre del cañón),

permeabilidad vertical, penetración parcial o cañoneo parcial, etc.

A continuación se presentan las pantallas donde se debe ingresar la

información.

Primeramente se debe cambiar en “Reservoir control” el modelo para el

comportamiento de afluencia de “Test Point Data” a “Layer Parameters”.

En el caso mostrado en esta figura 4.140, se seleccionó un pozo con revestidor

cementado y perforado y se activó la opción de utilizar un daño calculado en la

ventana de “Skin Análisis”.

Figura 4.140 Pantallas donde se debe ingresar la información.

En el botón configure se encontrará las variables forma del área de drenaje y

sus dimensiones. Al pulsar el botón “Calculate” se actualizará el cálculo de factor

de daño total y por componente.


359

Actualizada la información anterior, se ejecuta nuevamente el “Operating Point”

de “Análisis” pero realizando un análisis de sensibilidad de la permeabilidad de la

zona de daño hasta lograr reproducir la tasa actual. El valor del daño a la formación

correspondiente a la permeabilidad calculada para la zona de daño será un valor

solo estimado ya que definitivamente solo a través de la interpretación de una

prueba de restauración de presión tendremos valores más confiables del daño a la

formación. Igualmente, si la caída de presión a través de los túneles dejados por

el cañoneo correspondiente a la tasa de producción actual es mayor de 300 lpc

podría realizarse un análisis de sensibilidad para abrir más área de flujo entre el

pozo y el yacimiento, por ejemplo, mayor penetración, cañones de mayor calibre,

mayor densidad de tiro (de 4 a 8 tiros por pie).

Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda de energía

para levantar fluidos del Yacimiento utilizando Wellflo.

De la misma forma se debe cuantificar el impacto de la eliminación de

restricciones (Cuellos de botella) encontrados en la infraestructura instalada,

sobre la producción del pozo, por ejemplo: bajar el punto de inyección del gas de

levantamiento a través de un rediseño de la instalación, bajar la presión de

separación en las estaciones donde se pueda hacer dicho cambio, cambiar el

diámetro de la línea de flujo, cambio del método de producción, etc.

En cada uno de los escenarios estudiados se debe determinar la curva de

comportamiento o de rendimiento del pozo de LAG, realizando una segunda

sensibilidad del volumen de gas de levantamiento a utilizar, esto permitirá

seleccionar un volumen diario de inyección de gas óptimo para el escenario. Para

ver la curva de rendimiento se debe seleccionar ver “Performance Análisis” en

“Results” “Plot” tal como se muestra a continuación en la figura 4.141:


360

Figura 4.141 Performance Análisis en “Results” “Plot”

A continuación se muestra en la figura 4.142 un ejemplo de una curva de

Rendimiento de LAG obtenida con el simulador.

Figura 4.142 Ejemplo de una curva de rendimiento de LAG


361

En la industria petrolera, los simuladores explicados anteriormente son de gran

relevancia, sin embargo existen otros simuladores en el mercado que son ideales

para manejar el proceso de optimización de la producción, entre los cuales

tenemos.

4.5. PIPESOFT-2

PipeSoft-2 es la herramienta de punta para los ingenieros de producción y de

instalaciones, la cual ostenta una gran variedad de capacidades que permiten una

modelación efectiva de los sistemas de recolección y una optimización de la

producción, con esta herramienta se puede diseñar y analizar un pozo, un sistema

de recolección o cualquier combinación de equipos dentro de una red de

producción.

Este simulador puede manejar cualquier configuración de redes, característica

que generalmente no se encuentra disponible en todos los software, puede ser

una combinación de pozos y tuberías de producción con ciclos, ciclos anidados y/o

ambos, o un solo pozo con configuración multilateral de fondo compleja. Se pueden

modelar flujos monofásicos y multifásicos para prácticamente cualquier tipo fluido,

todo en una sola herramienta, con este programa también se pueden determinar

las necesidades para levantamientos artificiales o recuperación de campos

maduros

PipeSoft-2 permite modelar los cambios en un pozo para determinar la manera

en que éstos afectan la producción de un campo entero, teniendo en cuenta el

comportamiento potencial del pozo, se puede modelar con mayor confianza las

necesidades para levantamientos artificiales, lo cual redunda en decisiones costos

efectivos más acertados. Con este programa se puede modelar la recuperación

de petróleo en campos maduros por inyección de agua o CO2 con el fin de optimizar

el sistema, el volumen o la presión de agua o CO2 necesarios se calculan teniendo

en cuenta el impacto de la caída de presión en las tuberías de producción, las

propiedades de los fluidos, las condiciones del depósito, entre otros, las cuales

están asociadas con el sistema de inyección (o producción).

Este programa es la última herramienta para los ingenieros de producción, con

una variedad de cálculos que permiten modelar eficientemente un sistema y


362

optimizarla producción, puede diseñar y analizar un pozo, línea de flujo o cualquier

combinación que exista como red. Las redes pueden tener lazos o anillos

complejos, una sola red puede incluir tanto la red superficial como múltiples pozos,

cada uno incluso con una configuración multilateral compleja. En resumen, se

puede modelar flujo en una o más fases, para virtualmente cualquier fluido, todo

con una sola herramienta.

Algunas capacidades de PipeSoft-2, no encontradas en otros sistemas de

simulación incluyen:

Visualización dinámica: PipeSoft-2 exhibe resultados a nivel de sistema con

codificación en color, que proporciona una comprensión visual inmediata de las

redes que son estudiadas, la codificación se aplica a parámetros tales como

presión, temperatura, corte de agua y caudales. El sistema de flujo completo se

puede observar en una pantalla en un modo de animación dinámico, incluyendo el

sentido de flujo. La exhibición única de presiones, caudales y demás con

codificación en color hace de Pipesoft-2 una herramienta para la localización de

problemas de flujo en el sistema.

Tres métodos de solución de la red: Muchos productos de simulación no

pueden solucionar redes con anillos complejos, u ofrecen solamente un método de

solución. Pipesoft-2 ofrece tres métodos de solución de redes: PBAL, QBAL y

DYNER. Los tres métodos ahorran tiempo significativo a los ingenieros,

permitiendo que modelen rápida y fácilmente una variedad de configuraciones de

red.

Interfase gráfica intuitiva: Pipesoft-2 ofrece una interfase fácil de utilizar que

permite a los usuarios aprender el programa rápidamente, asegurando que los

ingenieros encuentren el programa inclusive divertido para utilizar.

Modelado de flujo simultáneo: esta herramienta permite modelar el flujo

simultáneo en tuberías de pozo y anular de tubería-revestimiento.


363

Amplia gama de los tipos de fluidos: Pipesoft-2 simula virtualmente cualquier tipo

de fluido que usted encuentre, incluyendo el vapor, los fluidos no newtonianos, el

gas condensado, petroleo, fluido composicional y una sola fase (crudo/gas/agua).

Lista completa de equipos: El software incluye tuberías, bombas, válvulas de

control, estrangulaciones, válvulas de gas lift, separadores, las unidades de amina,

compresores, reguladores y más, así que usted puede modelar prácticamente

cualquier sistema de producción común.

Tablas de flujo ligadas a los simuladores de yacimiento: Permite la creación de

tablas hidráulicas que representan caudales de flujo en los nodos límite (pozos,

fuentes y sumideros).Se pueden importar directamente desde simuladores de

yacimiento comerciales para una simulación más rigurosa.

Aseguramiento del flujo (escamas, hidratos, análisis de slugs, descarga de

pozos de gas): Prediciendo la composición del fluido, Pipesoft-2 ayuda en la toma

de decisiones con respecto a la remoción de líquidos o inyección de inhibidores.

Acoplamiento con análisis de curvas de declinamiento: Permite que se importen

datos de producción para crear una curva de declinamiento global y realizar

pronósticos de producción a presiones definidas.

Importe curvas de bombas y del funcionamiento de pozos: Importe curvas de

bombas electro-sumergibles directamente desde SubPUMP, el programa de IHS

para diseño y análisis de bombeo BES. También puede importar los datos del

comportamiento del pozo (caudal vs. caída de presión) de Perform, el programa de

IHS para optimización de pozos de petróleo y gas mediante análisis nodal.

Opción de presentación de datos en tablas: para los casos que implican

centenares de elementos, el software incluye una forma opcional de entrada de

datos en tablas para ahorrarle tiempo.

Otras características importantes: Estudios de comparación con hasta 15 casos,

múltiples datos PVT, cambio dinámico de unidades y calibración de presión para

pozos y líneas de superficie.


364

4.6. PERFORM

Perform es una herramienta de la empresa IHS para la optimización de pozos

de petróleo y gas mediante análisis nodal, que permite simular pozos y líneas de

flujo para prácticamente cualquier situación. Con este programa se pueden

modelar redes de fondo (múltiples capas) y pozos de inyección, verticales,

desviados, con flujo natural o levantamiento artificial, o realizar un análisis de

gradiente, cálculos con tubería enrollada, diseño y optimización de gas lift,

predicción de hidratos y escamas. Incluso se pueden simular estrangulaciones,

bombas electrosumergibles y de cavidad progresiva, asi como también las

pérdidas de calor en el sistema, es decir, este software permite optimizar pozos

nuevos y existentes.

Cuando se trata de pozos nuevos con el simular Perform se puede simular las

siguientes condiciones:

Dimensionamiento de Tubería y líneas de flujo

Dimensionamiento de tubería enrollada y restricciones

Diseño de pozos costa afuera y las líneas de flujo

Diseño de completamientos (perforaciones, empaques de grava)

Diseño de sistemas multilaterales

Modelamiento de inyección de agua y gas

Selección de la presión del separador

Cuando se trata de pozos existentes con el simulador Perform se puede simular

las siguientes condiciones:

Mejorar el funcionamiento del pozo

Evalúe los cambios futuros (corte de agua, presión de yacimiento)

Estimar parámetros desconocidos del yacimiento

Diseño y optimización de Gas lift

Evaluar la eficiencia de estimulaciones

Predecir la depositación de hidratos y escamas

Modelar transferencia de calor

Analizar la información sobre datos PVT, patrones de flujo, la producción

por capas, etc.

Responder preguntas relacionadas con trabajos de workover


365

Escenarios avanzados de diseño

A pesar de su simplicidad, Perform permite modelar redes de subsuelo,

esto es, pozos de múltiples capas (hasta 10 capas) y multilaterales con nueve

configuraciones diferentes. Otras capacidades incluyen: Análisis composicional

(con PVTLIB), Análisis de elevadores (risers), incluyendo nodo al final del

elevador, importar datos de desviación en pozos y líneas de flujo, modela

tuberías delgadas (sartas de velocidad) y la inyección de N2 a través de tubería

enrollada

Levantamiento artificial: cuando se tiene un pozo que produce por levantamiento

artificial Perform nos permite realizar:

Diseño de Gas lift (válvulas operadas por presión del gas o del fluido en la

tubería)

Optimización de Gas lift

Modelado de bombas de subsuelo BES y BCP

Modelos de afluencia (inflow)

Esta herramienta nos permite elegir entre 27 modelos para pozos verticales

u horizontales de gas y petróleo, incluyendo modelos de fracturas, CBM, y

transiente.

Completaciones

Mejore la toma de decisiones analizando nueve diversos tipos de

completamientos para la caída de presión, cálculo del factor de daño (skin)

incluido.

Datos de cañoneo disponibles para los principales fabricantes.

Múltiples correlaciones para el flujo de una fase y multifásico

Calcula las curvas de presión (outflow) con 14 correlaciones para el

petróleo y ocho correlaciones para el gas, eligiendo entre modelos empíricos y

mecanísticos

Puede utilizar dos correlaciones distintas para la caída de presión en pozos

y líneas de flujo en diversas secciones de la tubería

Se pueden calibrar las correlaciones con datos de campo


366

Cuatro técnicas para el cálculo de la temperatura, y siete correlaciones de

flujo para estranguladores (flujo crítico y sub- crítico)

Genere tablas hidráulicas de salida (VLP) para muchos simuladores

comerciales, incluyendo el VIP, el Eclipse y OilWat/GasWat de IHS Inc.

4.7. PC-PUMP

PC-PUMP es una herramienta que les permite a los usuarios realizar análisis

de calidad, diseños y evaluaciones de sistemas de bombeo de cavidad progresiva,

este simulador es el más indicado para proporcionar un análisis detallado y en

profundidad de las unidades de superficie y los conjuntos de fondo cuando se

produce por este método de levantamiento artificial. El uso del software PC-PUMP

proporcionará los conocimientos y la tecnología necesarios para la evaluación y

optimización de los sistemas de bombeo, que permitirá ahorrar tiempo y dinero.

Características

Excelente módulo de herramientas de diseño que incluye la especificación

de equipos.

Módulo de análisis que incluye especificaciones para las condiciones de

funcionamiento y las propiedades de los fluidos

Base de datos exhaustiva de equipamiento de serie y el proveedor

Interfaz intuitiva

Conversión rápida hacia y desde unidades métricas

Beneficios

Se puede seleccionar la configuración óptima para nuevos pozos a partir de

una base de datos completa de proveedores hasta a la fecha

Con PC-PUMP puede comparar alternativas, diagnosticar problemas,

optimizar el rendimiento del sistema y tomar decisiones de manera eficiente

Se pueden reducir al mínimo el tiempo de inactividad, mientras que la

solución de problemas de un pozo no productiva

Esta herramienta puede realizar una comparación de rendimiento de bombas

accionadas de varilla a los sistemas de BCP eléctricas sumergibles (es decir BCP

accionados por motores ESP). PC-PUMP también es valioso para la optimización


367

de la productividad del pozo de forma continua, asegurando que el equipo de la

bomba y la velocidad de caudal estén bajo las mejores condiciones.

4.8. PROSPER

Prosper es un software de diseño y optimización para el modelado de la mayoría

de los tipos de configuraciones de pozos de petróleo y gas que se encuentran en

la industria petrolera del todo el mundo hoy en día. Esta herramienta puede ayudar

al ingeniero de producción a predecir con exactitud los factores necesarios para

diseñar un sistema de optimización en un pozo existente y los futuros cambios en

los parámetros del sistema a ser evaluado.

Prosper está diseñado para permitir la construcción de modelos de pozos fiables

y coherentes, con la capacidad para abordar cada aspecto en el modelado; entre

los que se encuentran los PVT (caracterización de fluidos), las correlaciones de

VLP (para el cálculo de la línea de flujo y la perdida de presión de la tubería). Al

modelar cada componente del sistema de producción, el usuario puede verificar

cada subsistema del modelo mediante la correspondencia de su rendimiento. Una

vez que un modelo de sistema se ha ajustado a los datos reales de campo, Prosper

se puede utilizar con confianza para modelar diferentes escenarios y para hacer

predicciones hacia adelante de la presión del yacimiento en base a los datos de

producción de superficie.

Algunos de los parámetros que se manejan con esta herramienta son los

siguientes:

Modelos de comportamiento de influjo

Estudios a pozo horizontal con una caída de presión

Fractura hidráulica

Porosidad dual

Cálculos de estabilidad de la tubería

PVT

Verificación de la calidad de las tuberías

Análisis de sensibilidad

Pozos que producen por flujo natural


368

Análisis del sistema de levantamiento artificial y Diseño

Bombeo electrosumergible

Levantamiento artificial por gas

Bombeo hidráulico

Bombeo por cavidad progresiva

4.9. CARTAS DINAGRAFICAS.

La principal herramienta para el diagnóstico en un bombeo mecánico es el

dinamómetro. Una carta dinagráfica es un gráfico de cargas vs posición, siendo

esta la principal herramienta en la detección de fallas para un sistema de bombeo

mecánico.

Equipo comúnmente usado por el dinamómetro.

Para registrar cartas dinagraficas se necesita un sistema dinamométrico con un

conjunto de celda de cargas y transductor de posición. Adicionalmente, se

necesitaran las siguientes herramientas:

Un grupo de grapas para barra pulida de las encontradas en tu campo.

Una llave inglesa para los pernos de la grapa de la barra pulida.

Al menos un par de pedestales, que no es más que una pieza de tubería de

uno o dos pies de longitud cortados aproximadamente a la mitad de su

circunferencia, con un cerrojo o pasador de seguridad.

Un protector de prensa estopa.

Una cadena fuerte de al menos 12 pies de longitud.

Una pieza de tubería para dar mayor fuerza de palanca cuando se apriete la

grapa de la barra pulida.

Un cubo plástico o de metal vació. Control y seguimiento del equipo.

En un bombeo mecánico pueden encontrarse muchos problemas en sistemas

de bombeo a través del análisis de la carta dinagráfica usando programas

modernos diagnóstico de computadora tales como el RODDIAG o XDIAG. Por

ejemplo, puede calcularse el torque en la caja de engranaje, detectar problemas


369

con la bomba de subsuelo, o determinar las cargas tensiónales en las cabillas. El

dinamómetro es una herramienta que puede usarse para mejorar la eficiencia y

reducir la tasa de fallas en pozos bombeando.

El dinamómetro como un instrumento para medir fuerza, es una derivación de

dos palabras griegas: “Dynamis” que significa “fuerza” y “metro” que significa

“dispositivo de medición”. Por lo tanto, dinamómetro significa: dispositivo de

medición de fuerzas.

Un dinamómetro registra las cargas sobre la barra pulida (fuerzas) como una

función de la posición de la barra. Este es llamado usualmente “carta dinagráfica”.

Dependiendo del sistema usado, es igual un gráfico X-Y en una hoja de papel, o

un registro electrónico de los puntos de cargas vs posición.

El sistema dinamométrico es una herramienta poderosa de diagnóstico en las

manos de un operador experimentado. Las cartas dinagraficas, especialmente

cuando son analizadas con un moderno programa diagnóstico, puede ayudar a

detectar la mayoría de los problemas de las unidades de bombeo. También puede

usarse para chequear la integridad de las válvulas tanto fija como viajera, medir el

efecto de contrabalance, y registrar el consumo eléctrico del motor vs la posición

de la barra Instalación y remoción del transductor de cargas. Para registrar una

carta dinagráfica, se necesita instalar el transductor de carga y posición en la barra

pulida, se debe insertar la celda de carga entre la grapa permanente de la barra

pulida y el elevador. En las figuras que se muestran a continuación se pueden

observar algunos registros de las cartas dinagraficas.


370

Figura 4.143. Lectura de las cartas dinagraficas

Figura 4.144. Lectura de las cargas dinagraficas


371

Figura 4.144. Datos en un dinamómetro. Inercia del fluido

Figura 4.145 Datos en dinamómetro. Barril de la bomba gastado o partido


372

Figura 4.146. Ejemplo de aplicación de una carta dinagrafica

4.10. Problemas Propuestos

Levantamiento artificial por gas

Mecánica de la válvula

1. Datos:

Pbt = 700Lpcm

T = 80 ºF

Ab = 1Pulg2

Av = 0.1Pulg2

Calcular:

Pap = ?

2. Datos

Pbt = 1100Lpcm

T = 92 ºF

Ab = 0.75Pulg2

Av = 0.10Pulg2

Calcular

a) Spread =?


373

Cuando la presión de la columna de fluido (Pf) es sucesivamente de 0, 100,

200, 300, 400, 500, 600 y 700lcpm.

b) Realizar un gráfico de presión de la tubería de producción vs Spread para

esta válvula.

3. Datos:

Pbt = 830Lpcm

T = 60 ºF

Ab = 1Pulg2

Av = 0.1Pulg2

Calcular:

Spread = ?

Para cada caso de la presión de la columna de fluido (Pf) = 0, 300, 470.

4. Datos:

Una válvula operada por presión del revestidor, es de 1pulg de diámetro y

tiene un área de fuelle de 0.30pulg2 y un vástago de diámetro 5/15pulg, tiene

una presión de apertura de 470lpca, sin presión de la columna de fluido. Cuál

es la presión del domo. Cuál será la presión de apertura con la presión de la

columna de fluido de 160lpca?

5. Datos:

Spread = ?

Pap = 320Lpcm

T = 73 ºF

Ab = 0.79Pulg2

Av = 0.61Pulg2

Calcular:

La presión del domo (Pbt)

6. Datos:

Pap = 260Lpcm

T = 58 ºF


374

Ab = 0.27Pulg2

Av = 0.11Pulg2

Calcular:

Spread = ?

Cuando la presión de la columna de fluido es: 0, 150, 230, 420, 600 y 810.

7. Datos:

Pbt = 1200Lpcm

T = 75 ºF

Ab = 068Pulg2

Av = 0.17Pulg2

Calcular:

Pap = ?

Diseño de Instalación LAG

8. De un pozo se conoce la siguiente información:

Profundidad del pozo: 10.000pies.

Relación Gas-liquido del yacimiento: 200PCN/BN.

Relación Agua-petróleo:0

Diámetro de la tubería de producción: 2pulgs.

Presión de operación del gas de inyección: 1050lpcm.

Presión de arranque: 1300lpcm.

Índice de productividad: 0.82Bpd/lpcm.

Gravedad especifica del gas de inyección: 0.65.

Presión estática del yacimiento: 2900lpc.

Presión de cabezal del pozo: 120lpc.

Temperatura en la superficie: 90ºF.

Temperatura en el fondo del pozo: 210ºF.

El pozo será descargado a una fosa.

Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo continuo).

- Utilizar válvulas de Resorte (No Balanceadas).

Determine:

a) La tasa de producción que se espera del pozo, la tasa de inyección del

gas y la profundidad del punto de inyección.


375

b) El número de válvulas que se deben colocar en el pozo y la presión de

calibración de cada una de las válvulas.


Profundidad del pozo: 8000pies.

Relación Gas-liquida del yacimiento: 200PCN/BN.

Producción de agua salada: 50%

Diámetro de la tubería de producción: 2 ½ pulgs.


Presión de arranque: 1150lpcm.

Índice de productividad: 0.92Bpd/lpcm

Gravedad especifica del gas de inyección: 0.65





El pozo será descargado a la fosa.


Utilizar válvulas de Nitrógeno (No Balanceadas).

Determine:

a) Tasa de producción esperada del pozo.

b) Tasa de inyección del gas.

c) Profundidad de la válvula operada.

d) Numero de las válvulas que se deben colocar en el pozo para su

arranque y presión de calibración de cada válvula.

10. De un pozo se conoce la siguiente información



Relación Agua-petróleo: 0

Diámetro de la tubería de producción: 2.5pulgs.







376



El pozo será descargado a la presión de la tubería.


Utilizar válvulas de Nitrógeno (Balanceadas).

Determine:

a) La tasa de producción esperada del pozo.

b) La profundidad del punto de inyección.

c) La tasa de inyección de gas.

d) Numero de válvulas que se deben colocar.







Presión de arranque: 1120lpcm









Utilizar válvulas de Nitrógeno (Balanceadas).

Determinar:

a) La tasa de producción esperada del pozo.


c) La tasa de inyección de gas.

d) Numero de válvula que se deben colocar en el pozo y la presión de

calibración de cada válvula.


377














Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo Intermitente).

Utilizar válvulas de Nitrógeno (No Balanceadas).

Determinar:

a) La tasa de producción esperada.


c) El espaciamiento de las válvulas.

d) Calibración de las válvulas.



Diámetro de la tubería de producción: 2.5pulgs.



Presión estática del yacimiento: 1300lpcm.

Presión en el cabezal del pozo: 60lpc

Presión de fondo fluyente: 750lpc.

Índice de productividad: 0.85Bpd/lpc

Gradiente de fluido de carga: 0.40lpc/pies

Se desea que produzca por gas lift (flujo intermitente)

Determinar:

a) La tasa de producción esperada.



378

c) El espaciamiento de las válvulas.

d) Calibración de las válvulas.

Diseño de instalación BM

14. Datos:


Carrera en la superficie (S)= 68Pulgs.

Combinación de cabillas= 87 (1Pulgs – 7/8Pulgs).

Profundidad de la bomba= 4100Pies.

Diámetro del Pistón= 2- 3/4Pulg.

Velocidad de la Bombeo (N)= 10Spm.

Gravedad especifica del gas (G)= 0.7.

Tubería de producción= Anclada.

Nivel del Fluido= 4100Pies.

Calcular:

a) Cargas.

b) Esfuerzos.

c) Contrabalance.

d) Torque Máximo.

e) Potencia del motor.

15. Datos:



Combinación de cabillas= 72 (1Pulgs – 7/8Pulgs).


Diámetro del Pistón= 2- 3/4Pulg.


Gravedad especifica del gas (G)= 0.7



Calcular:

a) Cargas.

b) Esfuerzos.

c) Contrabalance.


379

d) Torque Máximo.


16. Datos:



Combinación de cabillas= 82 (1Pulgs – 7/8Pulgs – 6/8pulgs).


Diámetro del Pistón= 2Pulg.





Calcular:

a) Cargas.

b) Esfuerzos.

c) Contrabalance.

d) Torque Máximo.


17. Datos:



Combinación de cabillas= 80 (1Pulgs – 7/8Pulgs – 6/8pulgs).


Diámetro del Pistón= 2.5Pulg.





Calcular:

a) Cargas.

b) Esfuerzos.

c) Contrabalance.

d) Torque Máximo.


380


Diseño de instalación BES

18. Datos:

- Revestidor de producción: 7pulgs Peso: 32Lbs/pies.

- Intervalos de perforaciones: 4700pies a 5000pies de profundidad

vertical.

- Tubería de producción: 2 - 7/8pulgs

Profundidad de asentamiento de la bomba: 5100pies

Profundidad de referencia (Datum): 5250pies

Profundidad total: 5500pies

Producción Actual: 720BPD

Presión en el cabezal: 120lpc.

Presión estática: 1430lpc.

Presión fluyente: 750lpc.

RAG: No hay

Corte de agua: 75%


Temperatura de fondo: 160°F




Producción deseada: 2000BPD


Voltaje primario: 7200 /12470voltios

Frecuencia: 60Hz


Calcular:

Relación entre Nivel de Fluido y Producción.

Cantidad de gas en el sistema.

Columna dinámica total.

Selección del tipo de bomba.



Límites de carga.


381


19. Datos:

Revestidor de producción: 7pulgs Peso: 32Lbs/pies.

Intervalos de perforaciones: 4500pies a 5100pies de profundidad

vertical.

Tubería de producción: 2 - 7/8pulgs








RAG: No hay

Corte de agua: 50%









Frecuencia: 60Hz


Calcular:







Límites de carga.



382

20. Datos:

Revestidor de producción: 7pulgs Peso: 32Lbs/pies.

Intervalos de perforaciones: 4800pies a 5200pies de profundidad

vertical.

Tubería de producción: 2 - 7/8pulgs








RAG: No hay

Corte de agua: 50%









Frecuencia: 60Hz


Calcular:







Límites de carga.



383

Diseño de instalación de BCP

21. Datos:









Presión en el cabezal tubería producción: 110 lpc

Presión en el cabezal del revestidor: 90lpc




Consideraciones:

- Desprecie el volumen de gas en el anular.

- Considere viscosidad muy baja (1cps)

- Asuma tasa de gas en la bomba, despreciable (RGP/RGL muy bajas)

- Utilice ecuaciones para IP constante.

- Considere un factor de seguridad para el head de 130%

Calcular:



Seleccionar bomba.






22. Datos:




384












Consideraciones:






Calcular:



Seleccionar bomba.






23. Datos:









385







Consideraciones:






Calcular:

a) Tasa de producción (considere una sumergencia de 220 pies).

b) Presión / head en la bomba.

c) Seleccionar bomba.

d) Velocidad de operación

e) Diámetro de cabillas

f) Carga axial en el cabezal

g) Vida útil de los rodamientos

h) Seleccionar modelo de cabezal

Aplicación del análisis nodal pozos de petróleo

24. Dada la siguiente información:

Espaciamiento= 40 acres

Pr= 1200 lpc

T= 130ºF

D= 6000 pies

Yg= 0.7

K= 1 md

H= 30 pies

Condiciones presentes:

Ø tubería= 2-3/8” (OD)

Ø línea= 2” (ID)


386

Llinea = 1500 pies

Psep = 30 lpc

Ø resvertidor= 5-1/5” hasta 6000’

Ø hoyo= 7-1/2”

ºAPI= 40

RGP= 5000 pcn/bnp

El pozo ahora produce por bombeo mecánico 10 b/d mostrando problemas con

gas.

Se requiere:

Evaluar el pozo.

Chequear si el pozo es capaz de producir,

Recomendar el diámetro adecuado por la tubería.

25. Dada la siguiente información

D= 10.000 pies

H= 40 pies

Pr= 5600 lpc


Yg= 0.7

T= 230 ºF

ºAPI= 35

RGP= 600 pcn/ bnp

K= 80 md


Ørevestidor= 7”

ØTuberia= 2-7/8”

Llinea = 2000′

ØLinea= 2-1/2”

Presión de salida del separador= 600 lpc

Ømecha= 9-3/4”

Las pruebas en el presente muestran 400 b/d para una presión en el

cabezal de 1000 lpc

Se requiere:

Evaluar el pozo


387

Preparar la curva IPR utilizando la ecuación de Darcy y los datos de la

prueba

Definir el porqué de la diferencia

26. Dada la siguiente información:

Ø tubería= 2-7/8”

D tubería= 8000 pies

Ø línea= 2-1/ 2”

Llinea = 3000 pies

RGP= 500 PCN/BN

Psep = 100 lpc

ºAPI= 35

h= 30 pies

T= 170 ºF

Pr= 3400 lpc

Ø hoyo= 10-3/4”

Y g= .7

Ø revestidor= 7”

K= 140 md


Dentro de dos años Pr aproximadamente será 2000 lpc y la producción de agua

inicialmente será del 50% permaneciendo Pr en 2000 lpc (El pozo será levantado

artificialmente con gas empleando válvulas recuperables en esta circunstancia)

Se requiere:

Evaluar el pozo

Seleccionar el tamaño de tubería tomando en cuenta el diámetro externo del

mandril. Asuma el diámetro interno del revestidor igual a 6”. Asuma una presión

del gas suficientemente alta para inyectar el gas cerca del fondo de la tubería.

Asuma el caso de J constante como la producción de agua sea al 90% y para la

solución de VOGEL igual a 50%.


388

Tamaños de los mandriles

Tubería (OD)

(pulg)

Tamaño de la

válvula

(pulg)

Mandril (OD)

(pulg)

2-3/8 1 4.250

2-3/8 1-1/2 4.750

2-7/8 1 4.750

2-7/8 1-1/2 5.407

3-1/2 1 5.546

3-1/2 1-1/2 6.031

4-1/2 1 6.505

5-1/2 1 7.988

Dichos valores no representan los diámetros exactos de todos los fabricantes.

Un mandril de línea delgada de 4” está disponible para un revestidor de 7 pulg.


D= 14000’


Pr= 5000 lpca

D= 6000 pies

H= 50’

T= 250 Fº

RGP= 700 PCN/ BNP

Ø revestidor= 7”

K= 200 md


Ø hoyo= 8-1/2”

ºAPI= 40

Y g= 0.7


La prueba muestra que el pozo con levantamiento artificial por gas produce 500

b/d con una Pwh = 450 lpc.


389

Se requiere:

Evaluar el pozo

chequear la prueba con la ecuación de darcy

verificar si el pozo fluye con una producción de agua del 50%.


Pr= 4600 lpc

Ko= 600 md

H= 160 pies

RAP= 0

γg = 0.7

hoyo= 8- ½

RGP= 400 PCN/ BNP

T= 195 ºF

D= 8775 pies

ºAPI= 40

Intervalo de perforación= 60’

Densidad de las perforaciones= 8 SPF (tiros por pies) 0.4”



Ørevestidor= 7” OD (6.184” ID)

Llinea = 1500′

Ølinea= 4”

Psep= 80 lpc

La Pws disminuye a 3000 lpc en los dos años siguientes y la RGP aumenta a

600 PCN/BN; no se observa producción de agua.

Se requiere:

Evaluar el pozo.

Determinar las tasas de flujo en el presente y en el futuro

Sugerir las recomendaciones a seguir.


D= 6000 pies (profundidad vertical) o 8000 pies (longitud de tubería)


390

h= 40 pies

K= 60 md

Pr= 3600 lpc

T= 165 ºF

RGP= 500 PCN/BNP

Øhoyo= 16”

ºAPI= 35

𝛾𝑔 = 0.65

Psep= 90 lpc


Ørevestidor= 13- 3/8”

Øtuberia= 3-1/2”

Se requiere:

Evaluar el pozo, y sugerir los cambios recomendados.

Determinar la tasa de flujo para una tubería de 3-1/2” con otra configuración

de flujo. Si es posible asuma anular.

Pozos con empaque con grava


K= 35 md

Yg= .65

D= 5400 pies

Pr= 2700 1pc

Ø hoyo= 9-2/8” (mecha)

Ø casing= 7”


ºAPI= 36

RGP= 400 pcn/bbl

Línea= 1500 pies

Línea= 2”

P separador= 200 lpc

T= 160 ºF

H= 60 pies


391


Se desea:

Evaluar la completación utilizando grava de 40-60 mesh. El diámetro del

tamiz es 4-1/2” OD

Nota: El intervalo perforado en el pozo es de 20 pies con una densidad de

tiro de 4 spf y hoyos de 0.31 pulgadas de diámetro.

Recomendar otras densidades de tiros.

Recomendar otros diámetros de tubería o línea de flujo.


D= 10000 pies

H= 60 pies

Pr= 4000 lpc

Re= 2000 pies

ºAPI= 35

RGP= 500 pcn/bbl

Línea= 4000 pies

ð línea= 2-1/2”

k= 200 md

𝑌𝑔 = 0.6

T= 200 ºF

ð tubería= 2-7/8”

ð revestidor= 7-5/8”

ð hoyo= 10-3/4”

Psep= 120 lpc

Hp= 20 pies

4 SPF (ð= 0.41 pulg)

Usar grava de 40-60 mesh y tamiz de 4-1/2 (OD)

Se desea:

Recomendar una buena completación.

Recomendar otros diámetros de tubería o línea de flujo.


392


D= 10000 pies

H= 120 pies

K= 500 md

Pr= 500 lpc

𝑌𝑔 = 0.70

Grava= 20-40 mesh (100 darcy)

𝐿𝐿𝑖𝑛𝑒𝑎 = 4000 𝑝𝑖𝑒𝑠

Hp= 60 pies

RGP= 600 pcn/bbl

ºAPI= 38

T= 240 ºF

ð casing= 7”

re= 1500 pies

rw= 0.51

Psep= 100 lpc

NOTA: la producción de agua en el pozo se incrementara en un 50% durante

los próximos 2 años y la presión en el yacimiento disminuirá a 4000 lpc. Realizar

recomendaciones teniendo en mente la posibilidad de utilizar levantamiento

artificial por gas (emplee válvulas recuperables).

Se desea:

Recomendar diámetros de tubería y línea de flujo apropiados, así como

también la densidad de tiro y el diámetro de las perforaciones en el revestidor.


H= 35 pies

Hp= 15 pies

Pr= 2430 lpc

Ø hoyo= 9-7/8”

Tiro= 8 SPF

D= 4800 pies


Ø tamiz= 2-7/8”


393

T= 136 ºF

Yg= 0.65

K= 1000 md


Ø casing= 7”

Grava= 20-40 mesh (100 darcy)

P de salida del sep= 900 lpc

Se utilizó cañón perforado de 5” (hoyos de 0.70 pulgadas de diámetro) y grava de

20-40 mesh (K=100000 md).

Se requiere:

Determinar la tasa de flujo y el ∆𝑃 en el empaque de grava.

Recomendar una efectiva densidad de tiro.

Recomendar una efectiva densidad de tiro para una tubería de 3.958

pulgadas (ID).


D= 8000 pies

Pr= 5400 lpc


K= 500 md

H= 40 pies

Grava= 40-60 mesh

P salida en el separador= 500 lpc (actualmente con perforaciones de 4SPF)

(0.75 in)

Yg= 0.65

T= 210ºF

Ø casing= 9-5/8”


Hp= 12 pies

Ø tamiz y liner= 4”

Use una presión en el cabezal suficiente para colocar el gas en la línea que va

a los centros de consumo.


394

Se desea:

Determinar la tasa de flujo y el ∆𝑃 en el empaque de grava.

Chequear y verificar con una densidad de tiro de 8,12 y 16 SPF.

Probar con un intervalo perforado de 20, 30 y 40 pies para una densidad de

tiro de 8 SPF.

Pozos cañoneados en forma convencional

35. Datos

K= 3.5 md

H= 82 pies

Hp= 40 pies

Espaciamiento=640 acres

D= 10000 pies

𝑌𝑔 = 0.7

Pwh= 1500 lpc

Ø tubería= 2. 992” (ID)

Ø casing= 7”

Ø hoyo= 12-1/4”

T= 200ºF

Pr= 5200 lpc

Ø cañoneo= 0.51”

L túnel= 12” (neto)

Condición sobrebalanceada para 2 spf

Se requiere:

Determinar la tasa de flujo actual y el ∆𝑃 en la completación.

Evaluar lo siguiente:

a) 2 spf desbalanceado

b) 4 spf desbalanceado

c) 8 spf desbalanceado

d) 12 spf desbalanceado

e) 16 spf desbalanceado

f) 8 spf sobrebalanceado


395

g) 16 spf sobrebalanceado

h) El efecto de una tubería de 3.98” (ID).

36. Dada la siguiente información para un pozo de petróleo:

K= 8 md

H= 15 pies


Ø casing= 5-1/2”

Hp= 10 pies

Tubería= 1995” ID ( 2-3.8”OD)


Pr= 2400 lpc

D= 8000 pies

RGP= 600 pcn/bbl

𝛾𝑔 = 0.65

ºAPI= 40 (todo petróleo)

pwh= 160 lpc

Disparo sobrebalanceado con diámetro de 2 spf de longitud perforada:

L túnel= 10.55

Se requiere:

Determinar la tasa de flujo y el ∆𝑃 de la completación.

Evaluar lo siguiente:

a. 4 spf sobrebalanceado

b. 8 spf sobrebalanceado

c. 16 spf sobrebalanceado

d. 4 spf desbalanceado

e. 8 spf desbalanceado

f. 16 spf desbalanceado

37. Dada la siguiente información para un pozo de petróleo:

K= 30 md

H= 80 pies

Hp= 50 pies

Pr= 4000 lpc


396

D= 9000 pies

RGP= 400 pcn/bbl

Ø hoyo= 10-3/4”

Disparo con 4 spf desbalanceado


L túnel de cañoneos= 4.8”


Ø casing= 7”

Ø tubería= 2.441” ID

Pwf= 120 lpc

T= 195ºF

ºAPI= 38

𝛾𝑔 = 0.7

Se requiere:

Determinar la tasa actual de producción y el ∆𝑃 a través de la completación.

Evaluar

a) 8 spf desbalanceado

b) 16 spf desbalanceado

Pozos de inyección

38. Datos:

Profundidad del pozo: 12000 pies


Pr= 7000 lpc

K= 0.03 md

Gravedad del gas= 0.65

Ø casing= 5-1/2 pulgadas

Presión de venta en la línea= 800 lpc

H= 30 pies

T= 240℉

Costo del gas= $4/M pcn

Use una línea de flujo corta.

Nota: Fracturamiento muestra un efecto (SKIN) S= -4 típico para esta área.


397

(Costo= $150.000)

Caída de presión para Pr aproximadamente de 1000 lpc/año

Se desea:

Hacer recomendaciones en cuanto a los diámetros de tubería a utilizar.

Suponer que no existe carga de líquido en el problema.

Suponer que puede ocurrir carga de líquido.

¿Fracturaría usted el pozo?

Bajaría la presión del cabezal del pozo a 200 lpc y compraría un compresor

y fijaría la presión en el cabezal del pozo a 1000 lpc hasta colocar el gas

directamente en el interior de la línea de flujo?

39. Datos:

Use los mismos datos del problema Nº 1 excepto que K= 30 md y presión en la

línea de salida al mercado es de 2000 lpc.

Se desea:

Recomendar tamaño de tubería

Recomendar presiones de cabezal de 2400 lpc o pwh= 1000 lpc y un

compresor.

40. Datos:

Prof. del pozo= 16000 pies

Pr= 10000 lpca


K= 120 md; hoyo de 9-7/8 pulgadas

H= 80 pies

T= 290 ℉

𝛾𝑔 = 0.7

Casing de 7 pulgadas

Línea de flujo corta

Presión del separador= 1000 lpc

Presión en la línea de salida al mercado= 900 lpc

(Presión anticipada de agua y condensado en la formación).


398

Nota: la caída de presión para Pr es 500 lpc/año

Recomendar:

Tamaño de la tubería

Presión de cabezal

41. Datos:

Pr= 4200 lpc


Profundidad del pozo= 8000 pies

𝛾𝑔 = 0.6

T= 170℉

K= 10 md

h= 60 pies

ØCasing= 7 pulgadas

Øhoyo= 8-1/2 pulgadas

Se obtiene efecto de estimulación s= -4 mediante el fracturamiento.

Precio del gas= 3.50 $/MPCN

Presión en el cabezal= 600 lpc

Recomendar:

Si se fractura o no el pozo

Diámetro de la tubería.


399

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