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
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· Compendio Producción de Hidrocarburos II 2 ÍNDICE GENERAL Pp. INTRODUCCIÓN 11 UNIDAD I Cese de la producción por flujo natural ...
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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
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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
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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
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
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
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
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.
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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
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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
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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.
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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
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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
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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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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,
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
20- 30 unidades mesh
20- 40 unidades mesh
30- 40 unidades mesh
40- 50 unidades mesh
40- 60 unidades mesh
50- 70 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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
L= longitud de la trayectoria lineal del flujo (pie).
A= Area total abierta para flujo, pie2 (A= área de una perforación x densidad de
la explosión x intervalo perforado)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Dada la siguiente información:
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
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)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Dada la siguiente información:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
4 Desbalanceada 3.75 1200
8 Desbalanceada 4.8 420
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).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
272
Figura 3.59 Curva IPR pozo petróleo cañoneado convencional
Figura 3.60 Curva de demanda de la tubería
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
4 Sobrebalanceada 240 1040
8 Sobrebalanceada 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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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?
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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?
¿Está la unidad bien balanceada?
¿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:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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?
¿Está la unidad bien balanceada?
¿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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
322
Figura 4.88 Imagen amplificada de la señal
Figura 4.89 Determinación de profundidad
Figura 4.90 Escala de profundidad
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
327
Pozo Promedio
Figura 4.94 Ejemplo de pozos promedio
Figura 4.95 Diagrama del pozo promedio
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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...
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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:
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Figura 4.143. Lectura de las cartas dinagraficas
Figura 4.144. Lectura de las cargas dinagraficas
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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Figura 4.144. Datos en un dinamómetro. Inercia del fluido
Figura 4.145 Datos en dinamómetro. Barril de la bomba gastado o partido
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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 =?
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
375
b) El número de válvulas que se deben colocar en el pozo y la presión de
calibración de cada una de las válvulas.
9. De un pozo se conoce la siguiente información:
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 operación del gas de inyección: 1080lpcm.
Presión de arranque: 1150lpcm.
Índice de productividad: 0.92Bpd/lpcm
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.65
Presión estática del yacimiento: 3100lpc.
Presión de cabezal del pozo: 80lpc.
Temperatura en la superficie: 110ºF.
Temperatura en el fondo del pozo: 275ºF.
El pozo será descargado a la fosa.
Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo continuo).
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
Profundidad del pozo: 7200pies.
Relación Gas-liquida del yacimiento: 100PCN/BN.
Relación Agua-petróleo: 0
Diámetro de la tubería de producción: 2.5pulgs.
Presión de operación del gas de inyección: 1050lpcm.
Índice de productividad: 0.4Bpd/lpcm
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.65
Presión estática del yacimiento: 3500lpc.
Presión de cabezal del pozo: 120lpc.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
376
Temperatura en la superficie: 100ºF.
Temperatura en el fondo del pozo: 310ºF.
El pozo será descargado a la presión de la tubería.
Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo continuo).
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.
11. De un pozo se conoce la siguiente información
Profundidad del pozo: 6000pies.
Relación Gas-liquida del yacimiento: 100PCN/BN.
Producción de agua salada: 50%
Diámetro de la tubería de producción: 2pulgs.
Presión de operación del gas de inyección: 950lpcm.
Presión de arranque: 1120lpcm
Índice de productividad: 4.0Bpd/lpcm
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.65
Presión estática del yacimiento: 2600lpc.
Presión de cabezal del pozo: 240lpc.
Temperatura en la superficie: 90ºF.
Temperatura en el fondo del pozo: 240ºF.
El pozo será descargado a la fosa.
Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo continuo).
Utilizar válvulas de Nitrógeno (Balanceadas).
Determinar:
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 válvula que se deben colocar en el pozo y la presión de
calibración de cada válvula.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
377
12. De un pozo se conoce la siguiente información
Profundidad del pozo: 7600pies.
Relación Gas-liquida del yacimiento: 100PCN/BN.
Producción de agua salada: 50%
Diámetro de la tubería de producción: 2pulgs.
Presión de operación del gas de inyección: 1000lpcm.
Índice de productividad: 0.2Bpd/lpcm
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.7
Presión estática del yacimiento: 1500lpc.
Presión de cabezal del pozo: 80lpc.
Temperatura en la superficie: 70ºF.
Temperatura en el fondo del pozo: 110ºF.
El pozo será descargado a la fosa.
Se desea que el pozo produzca por gas lift (flujo Intermitente).
Utilizar válvulas de Nitrógeno (No Balanceadas).
Determinar:
a) La tasa de producción esperada.
b) La profundidad del punto de inyección.
c) El espaciamiento de las válvulas.
d) Calibración de las válvulas.
13. De un pozo se conoce la siguiente información:
Profundidad del pozo: 9500pies.
Diámetro de la tubería de producción: 2.5pulgs.
Gravedad especifica del gas de inyección: 0.6
Presión de operación del gas de inyección: 920lpcm.
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.
b) La profundidad del punto de inyección.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
378
c) El espaciamiento de las válvulas.
d) Calibración de las válvulas.
Diseño de instalación BM
14. Datos:
Unidad de bombeo convencional.
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:
Unidad de bombeo convencional.
Carrera en la superficie (S)= 90Pulgs.
Combinación de cabillas= 72 (1Pulgs – 7/8Pulgs).
Profundidad de la bomba= 3800Pies.
Diámetro del Pistón= 2- 3/4Pulg.
Velocidad de la Bombeo (N)= 12Spm.
Gravedad especifica del gas (G)= 0.7
Tubería de producción= Anclada.
Nivel del Fluido= 3800Pies.
Calcular:
a) Cargas.
b) Esfuerzos.
c) Contrabalance.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
379
d) Torque Máximo.
e) Potencia del motor.
16. Datos:
Unidad de bombeo convencional.
Carrera en la superficie (S)= 70Pulgs.
Combinación de cabillas= 82 (1Pulgs – 7/8Pulgs – 6/8pulgs).
Profundidad de la bomba= 3200Pies.
Diámetro del Pistón= 2Pulg.
Velocidad de la Bombeo (N)= 10Spm.
Gravedad especifica del gas (G)= 0.65.
Tubería de producción= Anclada.
Nivel del Fluido= 3200Pies.
Calcular:
a) Cargas.
b) Esfuerzos.
c) Contrabalance.
d) Torque Máximo.
e) Potencia del motor.
17. Datos:
Unidad de bombeo convencional.
Carrera en la superficie (S)= 66Pulgs.
Combinación de cabillas= 80 (1Pulgs – 7/8Pulgs – 6/8pulgs).
Profundidad de la bomba= 2800Pies.
Diámetro del Pistón= 2.5Pulg.
Velocidad de la Bombeo (N)= 8Spm.
Gravedad especifica del gas (G)= 0.65.
Tubería de producción= Anclada.
Nivel del Fluido= 2800Pies.
Calcular:
a) Cargas.
b) Esfuerzos.
c) Contrabalance.
d) Torque Máximo.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
380
e) Potencia del motor.
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%
API del petróleo: 40°
Temperatura de fondo: 160°F
Gravedad especifica del agua: 1.01
Gravedad especifica del gas: No hay
Presión de Burbuja: No hay
Producción deseada: 2000BPD
Nivel dinámico: 4900pies
Voltaje primario: 7200 /12470voltios
Frecuencia: 60Hz
Capacidad de la fuente de energía: Sistema estable
Calcular:
Relación entre Nivel de Fluido y Producción.
Cantidad de gas en el sistema.
Columna dinámica total.
Selección del tipo de bomba.
Tamaño óptimo de componentes
Selección de la sección sello y del motor.
Límites de carga.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
381
Cable eléctrico de potencia
19. Datos:
Revestidor de producción: 7pulgs Peso: 32Lbs/pies.
Intervalos de perforaciones: 4500pies a 5100pies de profundidad
vertical.
Tubería de producción: 2 - 7/8pulgs
Profundidad de asentamiento de la bomba: 4700pies
Profundidad de referencia (Datum): 5100pies
Profundidad total: 5500pies
Producción Actual: 800BPD
Presión en el cabezal: 90lpc.
Presión estática: 1800lpc.
Presión fluyente: 890lpc.
RAG: No hay
Corte de agua: 50%
API del petróleo: 15°
Temperatura de fondo: 120°F
Gravedad especifica del agua: 1.2
Gravedad especifica del gas: No hay
Presión de Burbuja: No hay
Producción deseada: 2000BPD
Nivel dinámico: 4900pies
Voltaje primario: 7200 /12470voltios
Frecuencia: 60Hz
Capacidad de la fuente de energía: Sistema estable
Calcular:
Relación entre Nivel de Fluido y Producción.
Cantidad de gas en el sistema.
Columna dinámica total.
Selección del tipo de bomba.
Tamaño óptimo de componentes
Selección de la sección sello y del motor.
Límites de carga.
Cable eléctrico de potencia
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Profundidad de asentamiento de la bomba: 5000pies
Profundidad de referencia (Datum): 5150pies
Profundidad total: 5400pies
Producción Actual: 750BPD
Presión en el cabezal: 150lpc.
Presión estática: 1080lpc.
Presión fluyente: 700lpc.
RAG: No hay
Corte de agua: 50%
API del petróleo: 35°
Temperatura de fondo: 160°F
Gravedad especifica del agua: 1.03
Gravedad especifica del gas: No hay
Presión de Burbuja: No hay
Producción deseada: 2000BPD
Nivel dinámico: 4900pies
Voltaje primario: 7200 /12470voltios
Frecuencia: 60Hz
Capacidad de la fuente de energía: Sistema estable
Calcular:
Relación entre Nivel de Fluido y Producción.
Cantidad de gas en el sistema.
Columna dinámica total.
Selección del tipo de bomba.
Tamaño óptimo de componentes
Selección de la sección sello y del motor.
Límites de carga.
Cable eléctrico de potencia
Compendio Producción de Hidrocarburos II
383
Diseño de instalación de BCP
21. Datos:
Profundidad máxima de Bomba: 3500 pies
Nivel estático: 1200 pies
Nivel dinámico: 2600 pies
Producción petróleo para 2600 pies: 70 b/d
Producción agua para 2600 pies: 30 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 el cabezal tubería producción: 110 lpc
Presión en el cabezal del revestidor: 90lpc
Diámetro de las cabillas: 3/4pulgs.
Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc
Velocidad máxima: 200 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 130%
Calcular:
Tasa de producción (considere una sumergencia de 300 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
22. Datos:
Profundidad máxima de Bomba: 2900 pies
Nivel estático: 1250 pies
Compendio Producción de Hidrocarburos II
384
Nivel dinámico: 2350 pies
Producción petróleo para 2350 pies: 60 b/d
Producción agua para 2350 pies: 40 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 el cabezal tubería producción: 130 lpc
Presión en el cabezal del revestidor: 100lpc
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 150%
Calcular:
Tasa de producción (considere una sumergencia de 360 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
23. Datos:
Profundidad máxima de Bomba: 3000 pies
Nivel estático: 1120 pies
Nivel dinámico: 2200 pies
Producción petróleo para 2200 pies: 80 b/d
Producción agua para 2200 pies: 20 b/d
Gradiente estático en el anular: 0,373 lpc/pie
Gradiente dinámico en el anular: 0,370 lpc/pie.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
385
Gradiente de los fluidos en el eductor: 0,425 lpc/pie
Presión en el cabezal tubería producción: 160 lpc
Presión en el cabezal del revestidor: 70lpc
Diámetro de las cabillas: 3/4pulgs.
Diferencial de presión en el eductor: 240 lpc
Velocidad máxima: 230 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:
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)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Espaciamiento= 160 acres
Yg= 0.7
T= 230 ºF
ºAPI= 35
RGP= 600 pcn/ bnp
K= 80 md
Condiciones presentes:
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Espaciamiento= 160 acres
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%.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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.
29. Dada la siguiente información
D= 14000’
Ø tubería= 2-3/8”
Pr= 5000 lpca
D= 6000 pies
H= 50’
T= 250 Fº
RGP= 700 PCN/ BNP
Ø revestidor= 7”
K= 200 md
Espaciamiento= 160 acres
Ø hoyo= 8-1/2”
ºAPI= 40
Y g= 0.7
Condiciones presentes:
La prueba muestra que el pozo con levantamiento artificial por gas produce 500
b/d con una Pwh = 450 lpc.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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%.
28. Dada la siguiente información
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”
Espaciamiento= 160 acres
Ø tubería= 3-1/2”
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.
29. Dada la siguiente información
D= 6000 pies (profundidad vertical) o 8000 pies (longitud de tubería)
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Espaciamiento= 160 acres
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
30. Dada la siguiente información
K= 35 md
Yg= .65
D= 5400 pies
Pr= 2700 1pc
Ø hoyo= 9-2/8” (mecha)
Ø casing= 7”
Ø tubería= 2-3/8”
ºAPI= 36
RGP= 400 pcn/bbl
Línea= 1500 pies
Línea= 2”
P separador= 200 lpc
T= 160 ºF
H= 60 pies
Compendio Producción de Hidrocarburos II
391
Espaciamiento= 1120 acres
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.
31. Dada la siguiente información
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
392
32. Dada la siguiente información
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.
33. Dada la siguiente información
H= 35 pies
Hp= 15 pies
Pr= 2430 lpc
Ø hoyo= 9-7/8”
Tiro= 8 SPF
D= 4800 pies
Espaciamiento= 320 acres
Ø tamiz= 2-7/8”
Compendio Producción de Hidrocarburos II
393
T= 136 ºF
Yg= 0.65
K= 1000 md
Ø tubería= 2-7/8”
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).
34. Dada la siguiente información
D= 8000 pies
Pr= 5400 lpc
Ø tubería= 2-7/8”
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”
Espaciamiento= 640 acres
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Espaciamiento= 60 acres
Ø casing= 5-1/2”
Hp= 10 pies
Tubería= 1995” ID ( 2-3.8”OD)
Ø cañoneo= 0.38”
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
Compendio Producción de Hidrocarburos II
396
D= 9000 pies
RGP= 400 pcn/bbl
Ø hoyo= 10-3/4”
Disparo con 4 spf desbalanceado
Ø cañoneo= 0.24”
L túnel de cañoneos= 4.8”
Espaciamiento= 120 acres
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
Espaciamiento= 640 acres
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Espaciamiento= 1280 acres
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).
Compendio Producción de Hidrocarburos II
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
Espaciamiento= 320 acres
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.
Compendio Producción de Hidrocarburos II
399
BIBLIOGRAFÍA
Abarca, Z. A. (2015). Compendio De Producción De Hidrocarburos I (Flujo Natural). Instituto Universitario Politécnico “Santiago Mariño”. Extensión Maracaibo, Estado Zulia.
Alhanati, F. J. (1993). Bottom Hole Gas Separation Efficiency In Electrical
Submersible Pump Installations: PhD dissertation, The University of Tulsa. Beggs, H. (1991). Production optimizatión using nodaltm analysis: OGCI
Publications, Tulsa, Oklahoma. Beggs, H. y Brill, J. (1974). Two phase flow in piper: The univertisy of Tulsa. Brow, K. (1977). The technology of artificial lifts methods: Vol.3ª. Penn well
publishing C.O. Tulsa. Brown, K. (1972). Gas lift theory and practice: Vol 1. Prentice-Hall, Inc. Englewood:
New Jersey. Brown, K. (1977). The technology of artificial lift methods. Vol. 1, Petroleum
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