COMPENDIO DE PRODUCCION.pdf

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO“SANTIAGO POLITÉCNICO“SANTIAGO MARIÑO” AMPLIACIÓN AMPL IACIÓN MARACA MA RACAIB IBO O

MÉTODOS MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Y ANÁ LISIS NODAL PA RA L A OPTIMIZACIÓN OPTIMIZACIÓN DE LA L A PRODUCCIÓN

Auto Au to r es: es : Abarca Z. Alberto A. Pernalete P. María F. Pernía P. Aidmar A.

Venezuela; Maracaibo 2016

ÍNDICE ÍNDICE GENERAL

INTRODUCCIÓN

Pp. 11

UNIDAD I

Cese de la producción por flujo natural …………………………….…… 1.1. Proceso de producción ……………………………………………… . 1.2. Flujo de fluidos en el sistema yacimiento-pozo …………………….. Flujo en el yacimiento………………………………………………… .. Flujo en las perforaciones…………………………………………… .. Flujo en el pozo………………………………………………………… Flu jo en la línea superfic superficial……………………… ial…………………………………………… …………………… . Flujo No continúo………………………………………………………. Flujo continuo ………………………………………………………….. Flujo semi-Continu semi-Continuoo …………………………………………………… 1.3. Capacidad de producción del sistema yacimiento- pozo ………….. 1.4. Balance de energía ……………………………………………………. 1.5. Tasa de producción de equilibrio ……………………………………..

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equilibrio; Técnica I…………………………………… I…………………………………………………… ……………… . 1.5.2. Técnica II……………………………………………………....... 1.6. Variables que afectan la tasa de producción………………... ........ 1.7. Efecto del diámetro del eductor ……………………………………… 1.8. Efecto de otras variables no manipulables en el campo …………. 1.9. Cese de la producción por flujo natural ……………………... .........

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1.5.1. Procedimiento para determinar la tasa de producción de

UNIDAD II

Métodos de levantamiento artificial …………………………………… ... …………………………….. …... Levantamiento to artificial por gas (LAG) ………………………… 2.1. Levantamien 2.1.1. Ventajas del método de LAG ……………………………..…… 2.1.2. Desventajas del método de LAG ………………………….... ... 2.1.3. Parámetros de aplicación del método de levantamiento artificial por gas ………………………………………………………... . 2.1.4. Levantamiento artificial por Gas (Flujo Continuo) ……………. 2.1.5. Levantamiento artificial por Gas (Flujo Intermitente) ……...... 2.1.6. Tipos de instalaciones de LAG …………………………… ………………………………… …… ………………………………………..…... …... 2.1.6.1. Instalación abierta ……………………………………….. 2.1.6.2. Instalación semicerrada ……………………………… ……………………………………… ……… 2.1.6.3. Instalación cerrada ……………………………………… …………………………………………… …… …………………………… …. 2.1.7. Componentes del sistema de LAG ………………………… 2.1.7.1. Equipos de superficie ………………………………………… Compendio Producción de Hidrocarburos II

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Planta Compresora ……………………………………………..…… ... Sistema de distribución de gas ………………………………………. Sistema de Recolección de Fluidos …………………………………. 2.1.7.2. Equipo de subsuelo …………………………………...……… Mandriles …………………………………………………... .......……... Mandril convencional …………………………………………..…… ... Mandril concéntrico …………………………………………….…… ... Mandril de bolsillo ……………………………………………………… Tamaño de los mandriles ……………………………………………... Válvulas…………………………………………………………………. Válvulas operadas por presión de gas ……………………………… Válvula no-balanceada con domo cargado (nitrógeno) ……………. Válvula balanceada con domo cargado (nitrógeno) ………………… ………………… Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación (nitrógeno) …………………………………………………………. .….. Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación (nitrógeno) …………………………………………………………. .….. Válvula no-balanceada con domo cargado (resorte) ……………….. Presión de apertura de la válvula bajo condiciones de operación ………………………………………………………….…... …....... (resorte)…………………………………………………………. Presión de cierre de la válvula bajo condiciones de operación (resorte)…………………………………………………………………. Válvulas operadas por fluido ………………………………………… .. Presión de apertura de la válvula de fluido bajo condiciones de operación………………………………………………………... .......... Presión de cierre de la válvula de fluido bajo condiciones de operación………………………………………………………... .......... Proceso de descarga ……………………………………………. …………………………………………….…… …… Presión de operación del sistema …………………………………… ……………………………………………… ….. Reducción de presión. …………………………………………… Mecánica de la válvula de gas lift ……………………………………. Válvula balanceada ……………………………………………. …………………………………………….……… ……… Válvula no balanceada ………………………………………….. …………………………………………..…… …… Caída de presión de operación o “Spread”……………………. ….... Tipos de válvulas y ecuaciones de balance de fuerzas ……………. Ventajas y Desventajas de los diferentes diferentes tipos de válvulas ……….. Ventajas de una válvula cargada con nitrógeno …………………….. Desventajas Desventaj as de una válvula cargada con nitrógeno ………………… Ventajas de una válvula de resorte …………………………………… Desventajas de una válvula de resorte ………………………………. 2.1.8. Diseño del sistema de levantamiento artificial por gas (LAG)…………………………………………………………….. ……... 2.1.8.1. Diseño del sistema de lag flujo continuo …………………... …………………... Procedimiento para el diseño de una instalación de levantamiento artificial por gas flujo continuo ………………………………………… Compendio Producción de Hidrocarburos II

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Espaciado de válvulas ……………………………………………… .... Espaciado de válvulas No Balanceadas Balanceadas ……………………………. . Calibración de las válvulas ……………………………………………. Espaciado de válvulas balanceadas balanceadas ……………………………….… Calibración de las válvulas …………………………………………… . sistema de LAG flujo intermitente intermitente …………..… 2.1.8.2. Diseño del sistema Procedimiento para el diseño de una instalación del sistema de LAG por flujo intermitente. (Balanceadas) (Balanceadas) ……………...……….… ……………...……….…... Procedimiento para el diseño de una instalación del sistema de LAG por flujo intermitente. (No Balanceadas) ……………………… ………………………. Evaluación de instalaciones de levantamiento artificial por gas ….. …………………………………...…... …....... Estrangulador flujo continuo …………………………………... Estrangulador flujo intermitente ………………………………………. 2.2. Bombeo mecánico………………………………………………... ....... 2.2.1. Ventajas del método de BM ……………………………………. Desventaja s del método de BM ………………………………. 2.2.2. Desventajas 2.2.3. Parámetros de aplicación del bombeo mecánico ………….. Componentes es del sistema…………………………………... ... 2.2.4. Component 2.2.4.1. Equipo de superficie …………………………………………. ……………………………………………………………………. Motor ……………………………………………………………………. Motores eléctricos ……………………………………………………… Motores de combustión interna ………………………………………. Caja de engranaje o reductora de velocidad ………….……………. Manivela ………………………………………………………………… Pesas o contra peso ……………………………………………… ..….. Prensa estopa ………………………………………………………….. Barra pulida ……………………………………………………... .......... Unidad de bombeo …………………………………………………….. Unidad convencional ……………………………………………… .….. Unidades unitorque Mark II …………………………………………… Unidades balanceadas por aire ………………………………………. 2.2.4.2. Equipos de subsuelo …………………………………………. Tubería de producción ………………………………………………… Sarta de cabillas ………………………………………………... .......... Cabillas API……………………………………………. ……………… Cabillas no API o continuas …………………………………... .......... Bomba de subsuelo …………………………………………………… Barril o cilindro de la bomba ………………………………………….. Pistón o émbolo ………………………………………………………… La válvula fija de tipo bola y asiento …………………………………. La válvula viajera ………………………………………………………. Anclaje o zapata ……………………………………………………….. Tipos de bombas de subsuelo ………………………………...……… ……………………………………………… …….. Bombas API de tubería………………………………………… .. Bombas API de cabillas………………………………………… .. ……………………………………………… …….. Compendio Producción de Hidrocarburos II

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Ancla de gas ……………………………………………………….…… Ancla natural ……………………………………………………… .…… Niple perforado (poorman) …………………………………………… . Copa (Gilbert) …………………………………………………...……… Multicopa………………………………………………………...…… ... Empacadura (packer) ……………………………………………..… ... Ancla de tubería ……………………………………………….. ………………………………………………..…… …….… Las varillas de succión …………………………………………… ………………………………………………… …… 2.2.5. Diseño de equipos del BM ……………………………………… 2.2.5.1. Método API RP 11L ………………………………………….. Procedimiento Procedimiento de diseño …………………………… ………………………………… ………………… …………… 2.2.5.2. Método lufkin…………………………………………. .……… Procedimiento Procedimiento de diseño ………………………………………… ……………………………………………… …… Unidades convencionales ……………………………………... ……………………………………...……... ……... Unidades balanceadas por aire ………………………… ……………………………… ……………. ………. ……………………………………………….…… ………. …. Unidades mark II ………………………………………………. ………………………...……… ………… …….… 2.2.5.3. Método convencional ………………………... Procedimiento de diseño………………………………… diseño…………………………… ………………… …………… 2.2.5.4. Diseño no convencional ……………………………… ……………………………………… ……… Electrosumergible (BES) …………………………………… 2.3. Bombeo Electrosumergible 2.3.1. Ventajas del sistema BES ……………………………... ……………………………...……… ……… 2.3.2. Desventajas del sistema BES …………………………… ………………………………… ……. 2.3.3. Parámetros del bombeo Electrosumergible ………………….. 2.3.4. Componentes del bombeo Electrosumergible ……………… ………………. 2.3.4.1. Equipo de superficie ………………………………….. …………………………………..……… ……… Cabezal……….…………………………………………………. ... ……….………………………………………………….…… ……... ………………………………………………….……... …….... Bola colgadora …………………………………………………. Caja de venteo ……………………………………………………. …………………………………………………….…… …… El Variador de frecuencia ……………………………………..……… . ……………………………………………………… …… Tablero de control ………………………………………………… Transformador …………………………………………………..…… ... ………………………………………………….. ……... .. 2.3.4.2.Equipo de Subsuelo…………………………………………... …………………………………………...…… …….. Motor eléctrico ………………………………………………….. …………………………………………………..……… ……… Separador de gas …………………………………………………. ………………………………………………….…... …... Protector ………………………………………………………………… …………………………………………………………… …… Bomba centrífuga sumergible ………………………………….. …………………………………..… …..… ……………………………………..…… …… Características de la bomba …………………………………….. Efecto del cambio del cambio de velocidad ………………………………. ……………………………….……… ……… Efecto de la densidad relativa ………………………………… ………………………………………… ……… Efectos de cambio del diámetro de impulsor ……………………….. ……………………….. ……………………………………………… ……… Fenómeno de cavitación ……………………………………… Cables…………………………………………………………… ... ………………………………………………………………… ……... Cable conductor eléctrico (POTHEAD) ………………………..…….. .. ………………………………………………….…… …… Sensor de Fondo …………………………………………………. .. 2.3.4.3. Accesorios……………………………………………………. …………………………………………………….…… …….. Compendio Producción de Hidrocarburos II

105 105 105 106 106 106 106 107 107 107 109 123 124 125 128 128 129 129 138 144 144 145 145 146 146 146 147 147 148 148 149 149 150 150 151 153 154 155 155 155 155 156 156 158 159 5

Válvula de contra presión ……………………………………... ……………………………………...……… ……… ……………………………………………...……… ……… Válvula de drenaje ……………………………………………... Controlador de velocidad variable ………………………………… …………………………………… …. Centralizadores …………………………………………………… ………………………………………………………… …… Bandas de cable …………………………………………………. ………………………………………………….…… ……. electrosumergible ………….. 2.3.5. Diseño del sistema de bombeo electrosumergible Procedimiento…………………………………………………… ...…... ... Productividad del pozo ………………………………………… ………………………………………………… ……… Construcción de la curva de comportamiento de afluencia ……..… Obtener la relación entre nivel de fluido y producción …………….. Calculo de la cantidad de gas en el sistema ………………………… ………………………… ……………...……… Solubilidad del gas o gas en solución/petróleo ……………...……… Volumen total de fluido ………………………………………….. .. …………………………………………..…… …….. Columna dinámica total ………………………………………….. …………………………………………..…… …… Selección del tipo de bomba ………………………………….. …………………………………..……… ……… …………………………………….. Tamaño óptimo de componentes …………………… Selección de la sección sello y del motor m otor ……………………… …………………………… Límites de carga ………………………………………………… ……………………………………………………… …….. Cable eléctrico de potencia ……………………………………… …………………………………………… …… Construcción de la curva de comportamiento de afluencia ……….. Obtener la relación entre nivel de fluido y producción ……………. .. ……………... Cálculo de la cantidad de gas en el sistema ………………...……… ………………... ……… …………………………………..……… ……… Selección del tipo de bomba ………………………………….. Tamaño óptimo de componentes …………………………….. ……………………………..……… ……… Selección de la sección sello y del motor m otor …………………………… …………………………… Límites de carga ………………………………………………….. …………………………………………………..…… …… …………………………………………… …… Cable eléctrico de potencia ……………………………………… ... 2.4. Bombeo de cavidad progresiva (BCP) ………………..…………...... 2.4.1. Tipos de instalación BCP …………………………………. ………………………………….…… …… ………………………………..…… …… convencional ……………………………….. 2.4.1.1. Instalación convencional ………………………………………… …… 2.4.1.2. Instalación Insertable …………………………………… 2.4.2. Ventajas del bombeo por cavidad progresiva ……………….. 2.4.3. Desventajas del bombeo por cavidad progresiva …………… ……………………………….……… ……… 2.4.4. Parámetros de aplicación………………………………. 2.4.5. Componentes del bombeo por cavidad progresiva …………. 2.4.5.1. Equipos de superficie ………………………………… ………………………………………… ……… …………………………………………….……… ……… Cabezal de rotación ……………………………………………. Sistema de transmisión…………………………………………... …………………………………………...…... …... Sistema de freno ……………………………………… …………………………………………… ………………. …………. 2.4.5.2. Equipos de subsuelo …………………………………… ………………………………………… ……. ………………………………………………… …… Tubería de producción …………………………………………… Sarta de cabillas ………………………………………………….. …………………………………………………..…… …… Estator ………………………………………………………………… ... …………………………………………………………… ……... ……………………………………………………………… …… Elastómero………………………………………………………… Rotor …………………………………………………………………….. …………………………………………………………………….. Compendio Producción de Hidrocarburos II

159 159 159 160 160 161 161 162 162 163 164 165 166 168 169 169 172 173 175 179 180 181 182 182 183 183 184 184 185 185 185 186 187 187 188 188 188 189 190 190 191 191 191 192 192 6

Centralizador ……………………………………………………….….. ………………………………………………………. …... …………………………….…... ….... Niple Intermedio o niple espaciador ……………………………. Niple De Paro De Paro……………………………………………………… …………………………………………………………... …... Trozo de maniobra ………………………………………………... ………………………………………………...…... …... Ancla de torsión ………………………………………………………… Niple de asiento ………………………………………………………… Mandril a copas ………………………………………………………… Zapato probador de hermeticidad ……………………………………. Caño Filtro ……………………………………………………………… 2.4.6. Diseño de una instalación de bombeo de cavidad progresiva (BCP)……………………………………………………………………. Calculo de la tasa de producción …………………………………….. Calculo de la presión de la Bomba …………………………………… 2.4.7. Ejemplo de una diseño de bombeo de cavidad progresiva … Calculo de la tasa de producción …………………………………….. Calculo de la presión de la Bomba ……………………………………

193 193 193 194 194 194 195 195 195 196 197 198 203 204 205

UNIDAD III

Optimizac ión de la producción mediante análisis nodal ……………..… Optimización 3.1. Optimización del sistema de producción ……………………………. 3.1.1. Cotejo del comportamiento actual del pozo ………………….. 3.1.2. Optimización aplicando análisis nodal ……………………...... 3.2. Análisis del sistema nodal …………………………………………….. 3.2.1. Análisis nodal como solución para pozos de petróleo ……... 3.2.1.1. Solución en el fondo del pozo ………………………………. Problema ejemplo ……………………………………………………… Construcción de la curva IPR ………………………………………… Flujo ascendente en una zona mediante dos tuberías conductoras…………………………………………………………….. Flujo vertical combinando…………………………………………...... Mínima presión de entrada en el conducto de menor diámetro ……. Mínima presión de entrada en el anular ……………………………… Limitaciones……………………………………………………………. 3.2.1.2. Solución en el tope del pozo ………………………………… 3.2.1.3. Combinación de la solución en el fondo y en el tope del pozo……………………………………………………………………... aplica do a pozos de inyección ………………… 3.2.2. Análisis nodal aplicado Procedimiento Procedimi ento standard para diseñar un pozo de inyección agua.. Efecto de las variables en un pozo de inyección de agua …………. 3.2.3. Aplicación del análisis nodal en pozos de petróleo y gas empacados con grava …………………………………………………. Procedimientoo Solución……………………………………………….. Procedimient Método de análisis …………………………………………………......

Compendio Producción de Hidrocarburos II

208 208 208 209 209 213 213 215 218 221 222 224 226 228 230 233 236 237 241 248 252 255

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

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UNIDAD IV

Simuladores utilizados en la optimización optimizaci ón de la producción 4.1. PIPESIM………………………………………………………………… Creación de un modelo de pozo simple (Gas Lift) ……………..….. Caso bombas bes ……………………………………………………... 4.2. ECHOMETER………………………………………………………….. Consideraciones generales acerca de Echometer …………………. Programas……………………………………………………………… Programas de adquisición de datos ……………………………….… Programas de análisis de Datos ……………………………………… Ambiente ………………………………………………………………... Barra del Menú …………………………………………………………. Menú de la modalidad (Mode Menú) ………………………………… Menú de opciones (Option Menú) ………………………………… .… Menú de herramientas (Tool Menú) …………………………………. Importar (Import) ……………………………………………………….. Exportar (Export) ………………………………………………………. Directorio del área de Trabajo (Workspace)………………………… . Parámetros de las gráficas (Graph Parameters) …………………… Preferencias de los reportes (Report Preferences) ………………… Biblioteca (Library) …………………………………………………….. La opción editar biblioteca (Edit Library) ……………………………. Adicionar un nuevo Fabricante (Manufacturer)..……………………. La Barra de dialogo ……………………………………………………. Selector de la modalidad de adquisición (Mode Selector) …………. Botones de opciones ………………………………………………….. Navegación usando teclas y botones ………………………………... Teclas funciones ………………………………………………………. . Tecla Tab……………………………………………………………….. Tecla Alt………………………………………………………………… Resumen de las instrucciones de operación para el estudio acústico del pozo ………………………………………………………. Sección de chequeo del equipo (Equipment Check) ………………. Sección del sensor del dinamómetro (Dynamometer (Dynamometer Sensor) ……. Información en el archivo base del pozo ……………………………. Sección general ……………………………………………………….. . Equipo de superficie …………………………………………………... Interpretación de gráficas …………………………………………….. Detección del nivel de líquido ……………………………………… ... Selección de la tasa de uniones …………………………………….. Ejemplo de pozos ……………………………………………………… Compendio Producción de Hidrocarburos II

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4.3. RODSTAR……………………………………………………………… Características del programa programa ………………………………………… A partir de Rodstar.…………………………………………………….. Nuevo archivo………………………………………………………….. Abrir el archivo …………………………………………………..……... Guardar archivo ….…………………………………………………….. Configuración…………………………………………………………... Información……………………………………………………………... Información de producción ……………………………………………. Información de la bomba y la tubería ………………………………… Información de la cadena de varilla ………………………………….. Encuesta de entrada desviación ……………………………………… Información de la unidad de bombeo ………………………………… Información del motor …………………………………………………. …………………………………………………. Ventana anterior ……………………………………………………….. ……………………………………………………….. La siguiente ventana …………………………………………………... Ejecutar …………………………………………………………………. …………………………………………………………………. Informe………………………………………………………………….. Icono de correo electrónico …………………………………………… …………………………………………………………………. Imprimir …………………………………………………………………. Exportación CBM………………………………………………………. Ayuda…………………………………………………………………… ……………………………………………………….. Inicio de Rodstar ……………………………………………………….. Interfaz de usuario de Rodstar ………………………………………... Introducción de datos de información información ………………………………... Bomba de ajuste de carga…………………………………………….. % Corte de agua ……………………………………………………….. Gravedad API de petróleo …………………………………………….. Introducción de datos sarta de varillas ………………………………. Ingreso de su propio (Manual) Rod Cadena ………………………… 4.4. WELLFLO……………………………………………………………… . Selección y Ajuste de las correlaciones empíricas empíricas para calcular las propiedades del petróleo……………………………………………… Selección y Ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías ………………………………………………………………… . Determinación de la válvula operadora……………………………… Cotejo del comportamiento actual de producción ………………….. Optimización del sistema de producción ……………………………. 4.5. PIPESOFT-2…………………………………………………………… 4.6. PERFORM…………………………………………………………………….. Cuando se trata de pozos nuevos …………………………………… Cuando se trata de pozos existentes ………………………………… Escenarios avanzados de diseño …………………………………….. Levantamiento Levantamien to artificial ………………………………………………... Modelos de afluencia (inflow) …………………………………………. Compendio Producción de Hidrocarburos II

331 332 334 336 336 336 337 337 337 337 337 338 338 338 338 338 338 338 339 339 339 339 339 339 341 341 342 342 342 343 349 349 351 354 357 357 361 364 364 364 365 365 365 9

Completaciones………………………………………………………... Múltiples correlaciones para el flujo de una fase y multifásico ……. 4.7. PC-PUMP………………………………………………………………. Características…………………………………………………………. Beneficios………………………………………………………………. 4.8. PROSPER……………………………………………………………… 4.9. CARTAS DINAGRAFICAS……………………………………………. Equipo comúnmente usado por el dinamómetro ……………………. 4.10. Problemas propuestos ………………………………………………. . BIBLIO BIBLIOGRA GRAF F A…………………………………………………………


365 365 366 366 366 367 368 368 372 399

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INTRODUCCIÓN

La industria petrolera incluye procesos, proceso s, entre los cuales se encuentra producción de hidrocarburos, que consiste en llevar los fluidos contenidos en la formación desde el subsuelo hasta la superficie. Inicialmente un pozo produce por flujo natural, debido a que el yacimient yacimientoo tiene la suficiente energía para llevar los fluidos desde la formación hasta el cabezal del pozo, sin embargo, en un determinado momento la energía del yacimiento declina y deja de ser suficiente para levantar dicha columna, en este momento se requiere aportar una fuente externa de energía para que el pozo continúe produciendo mediante levantamiento artificial. El ingeniero de producción debe predecir con exactitud cuando un pozo dejara de producir por flujo natural de manera que pueda ser puesto inmediatamente en producción con el tipo de levantamiento artificial que más convenga, dentro de estos tenemos, Bombeo Mecánico, Bombeo de Cavidad Progresiva, Bombeo Electrosumergible, Bombeo Hidráulico y el Levantamiento Artificial Por Gas. Antes de aplicar cualquiera de estos métodos es importante analizar las ventajas y desventajas que proporciona cada uno de acuerdo a las condiciones con las que se esté trabajando para hacer una selección más adecuada. Un ingeniero de producción debe tener conocimientos claros para poner a producir pozo, conocimientos que se encuentra contemplados en el Compendio de Producción de Hidrocarburos I. Adicionalmente a lo antes planteado, es necesario tener otros conocimientos para lograr una producción económicamente rentable y eficiente a través de la optimizaci optimización ón del pozo con métodos como el análisis nodal, por lo que se hizo necesaria la creación del Compendio de Producción de Hidrocarburos II que involucre todos los aspectos tanto teóricos como prácticos de los métodos de levantamiento artificial, así como también de la optimizació optimización n de la producción a través del análisis nodal, en razón que el mismo traerá una serie de beneficios en la formación del ingeniero de petróleo, con el fin de crear profesionales capacitados para tomar las decisiones adecuadas en la producción y optimización de los pozos. Actualmente dentro del pensum de estudio de la escuela de ingeniería de petróleo del Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño, no existe una Compendio Producción de Hidrocarburos II

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asignatura donde se visualice el análisis nodal como herramienta para la optimización optimizaci ón de la producción, motivo por el cual, se genera la inquietud de proponer la apertura de una materia electiva, donde se tenga como base la información del Compendio de Producción de Hidrocarburos II para el contenido programático de la misma, que logra el objetivo de la formación de un ingeniero de petróleo con los conocimientos suficientes en el área de producción. Para el cumplimiento del objetivo del compendio de Producción de Hidrocarburos II, se estructuro el contenido en cuatro (04) unidades: En la Unidad I se describe el sistema de producción haciendo énfasis en el balance de energía requerido entre el yacimiento y la infraestructura instalada en el pozo, para así establecer la capacidad de producción, las cuales se verán representadas en las curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo. Asimismo, se analiza el procedimiento para determinar la tasa de producción de un pozo por flujo natural y las variables que afectan la misma ocasionado el cese de la producción por flujo natural. En la unidad II, se estudian los métodos de levantamiento artificial utilizados en la industria petrolera con el propósito de conocer su funcionamiento, ventajas, desventajas y entender el diseño del del sistema de cada uno. En la unidad III, se presenta el análisis nodal como un método para la optimización de la producción en pozos de petróleo, pozos de inyección, pozos empacados con grava y pozos cañoneados de forma convenciona convencional.l. Finalmente, en la unidad IV se describen los simuladores utilizados en la industria petrolera para llevar a cabo la evaluación del sistema de producción y la optimización del mismo. Posteriormente se presentan una serie de problemas propuestos útiles para que el estudiante pueda poner en práctica los conocimientos adquiridos. Au to res : Auto Abarca Z. Alberto Pernalete María F. Pernia Aidmar Compendio Producción de Hidrocarburos II

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UNIDAD I Cese Ce se de la Producción por Flujo Natural Natural

El proceso de producción de los hidrocarburos consiste en llevar los fluidos contenidos en la formación desde el subsuelo hasta la superficie. Un pozo inicialmentee produce por flujo natural, debido a que el yacimient inicialment yacimiento o tiene la suficiente energía para llevar los fluidos desde la formación hasta el cabezal del pozo, sin embargo, después de un tiempo la energía del yacimiento declina y deja de ser suficiente para levantar dicha columna, en este momento se requiere aportar una fuente externa de energía para que el pozo continúe produciendo. El objetivo de esta unidad es estudiar las variables que cambian en un determinado momento y afectan directamente la tasa de producción del pozo, lo cual genera que producción por flujo natural cese y se hace necesario alterar las condiciones de los fluidos en el pozo a través de la utilización de los métodos de levantamiento artificial. Para el cumplimiento del objetivo, inicialmente se describe el sistema de producción haciendo énfasis énfasi s en el balance de energía requerido entre el yacimiento y la infraestructura instalada en el pozo, para así establecer la capacidad de producción, las cuales se verán representadas en las curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo, para posteriormente, analizar el procedimiento para conocer la tasa de producción de un pozo por flujo natural y determinar las variables variabl es que afectan la misma, ocasionado el cese de la producción por flujo natural. 1.1. Proceso de pro ducc ión. 1.1. El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo del área drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. Este proceso tiene cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial, como se visualiza en la figura 1.1.


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Figura 1.1: Proceso de producción

1.2. Flujo d e fluidos 1.2. fluid os en el sistema sist ema yacim yacimiento iento-pozo -pozo El recorrido de los fluidos en el sistema de producción comienza con el flujo en el yacimiento, en el cual el fluido se mueve a través del medio poroso, posteriormente estos fluidos atraviesan las perforaciones y ascienden a través del pozo, finalizando con el flujo en la línea superficial al llegar al separador en la estación de flujo. Flujo en el yacimiento : El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a

una distancia desde el límite límit e del área de drenaje (re) donde la presión es Pws hasta el fondo del pozo donde la presión es Pwf, el fluido se mueve en el medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, (rw), donde la presión es Pwfs. En esta área el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko, h), y presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S), además de la resistencia al flujo ( ), mientras más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo aumentando el índice de productividad del pozo.



f luidos aportados por el yacimiento atraviesan la Flujo en las perforaciones : Los fluidos completacion que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, Compendio Producción de Hidrocarburos II

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normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la perdida de energía se debe a la sobre compactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completacion los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf. Flujo en el pozo : Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería

de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh. Flujo en la línea superficial : Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el

cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador (Psep) en la estación de flujo. El comportamiento de afluencia en un pozo representa la habilidad del yacimiento para aportar fluidos a un pozo y depende en su mayor parte del diferencial de presión al cual están sometidos dichos fluidos dentro del área del yacimiento drenada por el pozo así como del tipo de yacimiento y mecanismo de empuje. La simulación del flujo de fluidos en el yacimiento debe considerar la composición de los fluidos presentes y las condiciones de presión y temperatura, para establecer si existe flujo simultaneo de petróleo, agua y gas, la heterogeneidad del yacimiento, etc. La fluidez del petróleo se origina cuando se implanta un gradiente de presión en el área de drenaje y la tasa de flujo dependerá no solo del gradiente de presión, sino también de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena petrolífera (ko, h) y de la resistenc resistencia ia a fluir del fluido conocida como viscosidad visc osidad (µo). Dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir la ecuación Compendio Producción de Hidrocarburos II

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que rige la relación entre la presión fluyente (Pwfs) (Pwf s) y la tasa de producción (qo) que será capaz de aportar el yacimiento al pozo. Existen tres estados de flujo que dependen de la variación de la presión con el tiempo, los cuales son: Flujo No continuo : Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo

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

abre a producción un pozo que se encontraba inicialmente cerrado o viceversa. En este periodo ocurre una transición hasta alcanzarse una estabilización pseudoestabilización de la distribución de presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje. Flujo Continuo : Es un flujo donde la distribución de presión a lo largo del área

de drenaje no cambia en el tiempo, dp/dt=0. Esta ocurre cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo que corresponde a un yacimiento grande o unido a un acuífero grande, de manera que en el borde exterior de dicha área existe un flujo para mantener constante la presión (Pws). Flujo Semi-Continuo : es el tipo de fluido líquido el cual se encuentra en Pws

constante en el límite exterior. 1.3. Ca 1.3. Capacid pacidad ad de producc prod ucción ión d el sistema sist ema yacimi yacimi ento- pozo. po zo. La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta la superficie. En la figura 1.2 se muestran las pérdidas de presión a través de cada uno de los componentes, entre las cuales tenemos tenem os las pérdidas de presión en el yacimiento , las pérdidas de presión a través través de la completación completación ,

(∆P) ∆P∆P

las pérdidas de presión en la tubería vertical tubería horizontal .


∆P∆P

∆P∆P

y las perdidas de presión en la y

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Figura 1.2: Perfil de las variaciones de presión

La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep: Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl Dónde: ∆Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). ∆Pc = Pwfs – Pwf = Caída de presión en la completacion, (Jones, Blount &

Glaze). ∆Pp = Pwf – Pwh = Caída de presión en el pozo. (Flujo multifásico en la tubería vertical). ∆Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (Flujo multifásico en la tubería horizontal). 1.4. Balan Balance ce d e energía ener gía El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o gráficamente.


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Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesario ya que no se puede resolver analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el cálculo de las caídas de presión (∆ ) en función del caudal de producción.



P  ∆P  ∆P ∆P  ∆P  P q × μ ×0.β00708lnrKrwe0.× h 75S

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

ecuación.

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

 ×  ×      ×  ×  , .−××    ,×− ×    ×   × × ∆P  ∆Z g × ρ ×senθ  f  × ρ × Vm  ρ ×∆Vm 2 gc × d 2gc×∆Z  144 g ∆P  ∆Z g × ρ ×senθ  f  × ρ × Vm  ρ ×∆Vm 2 gc × d 2gc×∆Z  144 g RGPR RGPRB 15×q × β  q86400×At v 5,686400×∆t

La Caída de Presión en el Pozo (

La Caída de Presión en la línea

Velocidad


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Densidad

ρ ρ × H   ρ 1  H  

Dónde: qo = Tasa de producción. = Viscosidad, cps. = Factor volumétrico del petróleo, by/bn re = Radio drenaje, pies. rw = Radio del pozo, pies. S = Factor de daño, adim. Ko = Permeabili Permeabilidad dad efectiva al petróleo, md. h = Espesor de arena neta petrolífera, pies. = Coeficiente de velocidad para flujo turbulento, 1/pie. = Densidad del petróleo, lbm/pie3 rp = Radio de la perforación, pulg. rc = Radio de la zona triturada alrededor del túnel perforado, pulg. Lp = Longitud del túnel perforado, pies. Kp = Permeabilidad de la zona triturada, md. TPP = Densidad del tiro, tiros/pie. hp =longitud del intervalo cañoneado, pies g=Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2. gc = Constante gravitacional, 32,2 pie/seg2. lbm/lbf. g/gc = Conversión de masa en fuerza, 1 lbm/lbf. At = Área seccional de la tubería, . ∆Z = Longitud de intervalo de tubería, pies. = Densidad de la mezcla multrifasica gas-petróleo, lbm/ = Angulo que forma la dirección de flujo con la horizontal. = Factor de friccion f riccion de Moody de la mezcla multrifasica gas-petróleo, adim. adim. Vm = Velocidad de la mezcla multifásico gas-petróleo, pie/seg.

μoβo βρo

ρm fm

pie

pie

Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad disponibili dad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer


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dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separad s eparador, or, etc. Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho dich o caudal de flujo al nodo, y la presión requerida a la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep. En la figura 1.3 se muestra un ejemplo, en el cual el nodo se encuentra en el fondo del pozo. Pwf (oferta) = Pws - ∆Py − ∆Pc (Presión de llegada al nodo). Pwf (demanda) = Psep + ∆Pl + ∆Pp (Presión de salida del nodo).

Figura 1.3: Nodo en el fondo del pozo

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


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Figura 1.4: Nodo en el cabezal del pozo

Pwh (oferta) = Pws - Py − ∆Pc - ∆Pp (Presión de llegada al nodo). Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl (Presión de salida del nodo).

La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía del yacimiento (IPR), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía de la instalación y es la VLP. Para realizar gráficamente la solución, se grafican ambas curvas, en un papel cartesiano para obtener el caudal donde se interceptan de la siguiente manera: De acuerdo a un valor dado de ql superficial superficia l se determinara Pwfs y Pwf partiendo par tiendo de la Pws, para luego graficar pwf vs. ql. Seguidamente se repite el mismo procedimiento anterior para otros valores que se asumirán de ql, y graficamos la curva de oferta de energía del sistema. Igualmente para cada valor dado de ql superficial se determinara Pwh y Pwf partiendo de la presión del separador y se construirá la curva de demanda. Ver figura 1.5.


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Figura 1.5: Curva VLP vs IPR

1.5. Tasa de pro duc 1.5. ducció ción n de equil ibr ibrio. io. La tasa de producción de equilibrio y su correspondiente valor de presión de fondo fluyente (Pwfs) estará determinada en cierto momento de la vida del pozo por la interacción de la curva de oferta y la curva de demanda de fluidos. Existen dos procedimientos que se pueden seguir para obtener la tasa de producción de equilibrio de un pozo; la primera técnica se basa en graficar dos curvas de Pwfs vs ql mientras que la segunda consiste en graficar dos curvas de Pwh vs ql, una curva de oferta y otra de demanda. 1.5.1. Procedimiento para determinar la tasa de producción de equilibrio; Técnica I:

1.- De acuerdo a las condiciones de los fluidos en el yacimiento graficar la curva de oferta o curva de comportamiento de afluencia (IPR). 2.- De acuerdo al estado mecánico del pozo (profundidad, longitud, diámetro de la tubería, etc.) y a condiciones actuales de producción (RGL, RAP, Psep, etc.) graficar la curva de demanda de fluidos.


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3.- Interceptar la curva de oferta y la demanda de fluidos para obtener la tasa de producción de equilibrio con su correspondiente presión de fondo fluyente. 4.- Si se desea obtener la presión en el cabezal de la tubería (Pwh) correspondiente a la tasa de equilibrio encontrada, se debe graficar los valores de Pwh obtenidos por cada tasa de producción asumida durante los cálculos realizados para construir la curva de demanda, para luego leer la presión correspondiente a la tasa de equilibrio. En la figura 1.6 se observa: ∆P1: Representa las pérdidas de presión ocurridas.

En el medio poroso, desde el límite del área de drenaje hasta el fondo del pozo. ∆P1 = Pws – Pwf

pérdi das de presión a lo largo de la tubería de producción ∆P2: Representa a las pérdidas (Eductor), desde el fondo del pozo hasta el cabezal. ∆P2 = Pwf – Pwh ∆P3: Representa las pérdidas de presión ocurridas en las líneas de producción

superficiales desde el cabezal de pozo (Pwh) hasta el separador (Psep). ∆P3 = Pwh – Psep

Se ha establecido que las mayores pérdidas de presión ocurren durante el recorrido del fluido atreves del medio poroso y en la tubería de producción vertical (eductor).


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Figura 1.5.1: Tasa de producción de equilibrio

1.5.2. Técnica II: Otro procedimiento que puede ser utilizado para obtener la tasa de flujo de equilibrio consiste en graficar dos curvas de Pwh vs ql, una curva de oferta y otra de demanda. El procedimiento a seguir en esta técnica es el siguiente: a.- Asumir varias tasas de flujo (ql). b.- De acuerdo al comportamiento de afluencia determinar la presión de fondo fluyente (Pwf) correspondiente a cada tasa asumida. c.- Utilizando las curvas de gradiente vertical determinar la presión en el cabezal del pozo (Pwh) para cada valor de presión de fondo fluyente obtenido en b. d.- graficar Pwh vs ql.

2.- Construir la curva de demanda (Pwh vs ql). a.- Asumir varias tasas de flujo (ql) b.- Haciendo uso de las curvas de gradiente horizontal, determinar la presión en el cabezal del pozo (Pwh) correspondiente a cada ql asumida. c.- Graficar Pwh vs ql. 3.- Interceptar las dos curvas para obtener la tasa de equilibrio y su correspondiente presión de cabezal de pozo (Pwh). 4.- Si se desea determinar la presión de fondo fluyente (Pwfs) se grafica la curva de comportamiento de afluencia (IPR) para obtener de ella la presión de fondo fluyente correspondiente a la tasa de equilibrio. En la figura 1.7 se observa: Compendio Producción de Hidrocarburos II

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∆P1: Representa las pérdidas de presión ocurridas.

En el medio poroso, desde el límite del área de drenaje hasta el fondo del pozo. ∆P1 = Pws – Pwf pérdi das de presión a lo largo de la tubería de producción produc ción ∆P2: Representa a las pérdidas (Eductor), desde el fondo del pozo hasta el cabezal. ∆P2 = Pwf – Pwh ∆P3: Representa las pérdidas de presión ocurridas en las líneas de producción

superficiales desde el cabezal de pozo (Pwh) hasta el separador (Psep). ∆P3 = Pwh – Psep

Figura 1.5.2: Tasa de equilibrio (Técnica II)

1.6. Variables que afectan l a tasa de pr oduc ción 1.6. Una vez que se conoce la tasa de equilibrio es necesario analizar las variables que afectan la afectan la curva de oferta y la curva de demanda para poder predecir predeci r el comportamiento de la tasa de producción de un pozo. Para analizar el efecto que tiene una variable en particular, sobre la tasa de producción de equilibrio es necesario determinar dicha tasa para un conjunto de valores de la variable a analizar (esto necesariamente exige el uso de un simulador). Compendio Producción de Hidrocarburos II

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La técnica más apropiada para calcular la tasa de equilibrio dependerá de las variables en estudio, por ejemplo para establecer el efecto que la relación gasliquido (RGL) tiene sobre la tasa de producción de un pozo, se recomienda utilizar la técnica I, por cuanto así la curva de oferta será única mientras que la curva de demanda dependerá de los valores asignados a RGL, de usarse la técnica II habrá que construir tantas curvas de oferta y demanda como valores que se le asigne a RGL. A continuación se analizara el efecto que tienen algunas variables sobre la tasa de producción de equilibrio. Efecto de la relación gas-liquido: Cuando la relación gas-liquido aumenta la columna de fluido el pozo se hace más liviano, por lo que la curva de demanda se desplazara hacia abajo, en consecuencia la tasa de equilibrio aumenta en la medida en que la RGL aumenta, sin embargo dada la existencia de un “gradiente mínimo” para una determinada tasa de producción existirá para cada tasa de

producción, una RGL por encima de la cual la presión de fondo de un pozo (Pwfs) comenzara a aumentar, por lo que la curva de demanda empezara a ascender en la medida en que aumenta la RGL en consecuencia la tasa de equilibrio comenzara c omenzara a disminuir ver figura 1.8

Figura 1.6: Efecto de la relación gas liquido Compendio Producción de Hidrocarburos II

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Efecto cto d el diámetro del eductor 1.7. Efe

Para una determinada tasa de produ cción a mayor diámetro de la tubería de producción (Eductor) le corresponde menor presión de fondo fluyente (Pwfs) por lo que la curva de demanda se desplazara hacia abajo como se observa en la figura 1.9 en consecuencia a mayor diámetro le corresponde mayor tasa de producción. Sin embargo, para una tasa determinada existe un diámetro a partir del cual comienza a aumentar la Pwfs, efecto por el líquido que se regresa por las paredes de la tubería.

Figura 1.7: Efecto del diámetro del eductor

1.8. Efecto de ot ras variables 1.8. variabl es no manipul m anipul ables en el campo. a.- Presión estática: A mayor presión estática corresponderá mayor tasa de producción. La curva de oferta se desplazara hacia arriba b.- Relación agua-petróleo: A mayor relación agua-petróleo, corresponde menor tasa de producción. La columna de fluido será más pesada y la curva de demanda se desplazara hacia arriba. c.- Presión del separador: A menor presión del separador mayor será la tasa de producción. La curva de demanda será desplazada hacia abajo. d.- Índice de productividad: A mayor índice de productividad mayor es la tasa de producción. La IPR se aproximara más a la horizontal. Los cambios que normalmente se esperan que ocurran en el pozo son: Compendio Producción de Hidrocarburos II

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1.- Disminución de la presión estática. 2.- Disminución del índice de productividad. 3.- Aumento de la relación agua-petróleo. 4.- Aumento de la relación gas-liquido. 5.- Disminución del diámetro efectivo de la tubería. 6.- Daño en la formación. Se observara de aquí que a excepción del cuarto (4) todos los otros cambios que provocan una disminución de la tasa de producción.

Figura 1.8: Efecto de la relación agua-petróleo

1.9. Ce 1.9. Cese se de la produc ción por flujo natural A través del tiempo, la producción por flujo natural declinara y el pozo podría dejar de producir. Las dos fuentes principales de energía que o permiten que un pozo produzca por flujo natural son: gas y presión. Hay pozos que a pesar de producir con un gran porcentaje de agua salada muy pesada continúan produciendo por flujo natural debido a las altas presiones que proporciona el acuífero, a pesar de que el gas presente sea muy poco o inexistente, también hay pozos que producen con presiones muy bajas pero poseen una relación gaslíquido alta.


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La energía del yacimiento declinara en medida los flujos sean extraídos trayendo como consecuencia consecuenc ia el cese de la producción por flujo natural. El ingeniero de producción debe de predecir con exactitud cuando un pozo dejara de producir por flujo natural para que que de esa manera pueda ser puesto inmediatamente en producción con cualquier tipo de levantamiento artificial que mejor se preste. En algunos casos, puede convenir más poner un pozo a producir por cualquier método de levantamiento artificial, aun cuando sea capaz de hacerlo naturalmente. En el caso “A” de la figura 1.1 se observa que el pozo deja de fluir debido al alto porcentaje de agua y sedimento mientras que en el caso “B” a p esar de que la

relación gas líquido se incrementa la presión estática del yacimiento disminuye dejando de fluir el pozo.

Figura 1.9: Cese de la producción por flujo natural

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

RGL

La presión estática (Pe) La relación gas liquido El índice de productivi productividad dad (J) El porcentaje de agua (%W)


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COMPENDIO DE PRODUCCION.pdf

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