1. IN INTR TRO ODUCC DUCCIÓ IÓN N Después de terminar de perforar del pozo, el pozo está listo para empezar a producirse pued puede e prod produc ucir ir por por surg surgen enci cia a natu natura rall lo que que no ocur ocurre re en la mayo mayorí ría a de las las perforac perforacione iones s por diferent diferentes es razones razones (la profund profundidad idad del yacimien yacimiento, to, su presión, presión, la permeabilidad permeabilidad de la roca reservorio, las pérdidas de presión, etc.) por eso es necesario tomar tomar en cuent cuenta a algn algn métod método o para para e!tra e!traer er la mayor mayor canti cantidad dad de petró petróleo leo del del yacimiento. "no de los métodos más adecuados adecuados y utilizados para la recuperación recuperación o levantamiento es a través del método de #$%& '*+ la cual puede ser aplicada a uno o varios pozos para una óptima recuperación. &e utiliza este método para recuperar recuperar la mayor cantidad de petróleo del yacimiento.
2. PLANT PLANTEAM EAMIEN IENTO TO DEL DEL PROB PROBLEM LEMA A 2.1. Identifica Identificación ción del pr!le"a pr!le"a uando la presión presión del reservorio reservorio va cayendo cayendo simultáneamente simultáneamente la producción producción en &uperficie va desmullendo a medida que el tiempo pase y la presión caiga se tendrá en superficie menor producción por eso es necesario utilizar un método de recuperación o de levantamiento levantamient o para aumentar la vida til de nuestro yacimiento. yacimiento.
2.2. Plantea"ie Plantea"ient nt del pr!le"a pr!le"a -ara realizar el incremento incremento de la producción producción es necesario necesario tomar tomar en cuenta todos todos los pará paráme metr tros os del del rese reserv rvor orio io para para la util utiliz izac ació ión n de alg algn n levantamiento levantamiento artificial.
/ 01
méto método do arti artifi fici cial al o de
2.#. $r"%lació $r"%lación n del pr!le"a pr!le"a onocer onocer método método de recuperac recuperación ión o levantam levantamiento iento artificial artificial del petróleo petróleo a través través de #$%& '*+.
#. OB&E OB&ETI TI'O 'O( ( ) ACC ACCIO IONE NE( ( #.1.. O!*eti #.1 O!*eti+ + ,enera ,enerall •
onocer e identificar el procedimiento del método o levantamiento artificial #$%& '*+.
#.2.. O!*eti #.2 O!*eti++- e-pecf e-pecfic ic-•
onocer el procedimiento del método de recuperación artificial #$%& '*+.
•
dentificar las venta2as y desventa2as desventa2as del método de recuperación recuperación artificial #$%& '*+.
•
dentificar los diferentes equipos y 3erramientas para el método de recuperación recuperación artificial #$%& '*+
/. &U &U(T (TI$ I$IC ICAC ACIÓ IÓN. N. /.1.. &%-tif /.1 &%-tifica icació ción n t0cnic t0cnicaa 4s necesario 3acer una recuperación o levantamiento artificial porque solo se llega a producir el 56 del del petróleo en el yacimiento yacimiento por lo cual es necesario necesario la utilización de algn método de recuperación o levantamiento artificial.
/.2. &%-tificaci &%-tificación ón ecnó"ica ecnó"ica 4s necesario la recuperación de petróleo para sustentar los gastos que se tuvo en la perforación del pozo y producción.
0 / 01
. $UNDAMENTACIÓN TEÓRICA .1. Cncept- !-ic- del 3aci"ient. .1.1. Pr-idad. 4s la medida del volumen de espacios porosos en la roca que tiene la capacidad de almacenar fluidos en cualquier condición. &e e!presa por el porcenta2e de volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). 'a porosidad total es considera como el volumen poroso del total de poros estén o no interconectados φ=
Vp Vp = Vt Vg + Vp
Donde7 87 -orosidad 9p : 9olumen -oroso 9* : 9olumen *otal 9g : 9olumen de granos 'a porosidad se mide en laboratorio sobre muestras de ncleos de pozos y esta medida se usa para calibrar los cálculos de porosidad 3ec3os desde registros eléctricos. &in embargo no todo el espacio poroso está disponible para almacenar fluidos, por esta razón cuando se cuantifica volumen de fluidos móviles se traba2a con porosidad efectiva. (%ngelone, 055;)
.1.2. Per"ea!ilidad. &e refiere a los espacios abiertos (poros) en los diferentes tipos de rocas7 •
4n las
•
4n las landas los poros están presentes entre los granos individuales y los minerales. 'a distribución de éstos poros es muc3o más 3omogénea que en las rocas consolidadas. 4ste tipo de porosidad se denomina -orosidad -rimaria o -orosidad ntergranular. (&anc3ez., 055)
.1.#. (at%ración de l- fl%id-. 4s la relación del volumen que un fluido ocupa en un espacio poroso. 4sta medida es mportante para conocer la cantidad de agua, petróleo y gas e!istente en la roca. (ruz, -ropiedades de las rocas y de los fluidos., 055;)
S=
Vx Vp
Donde7
(4, saturación del luido !, (ya sea %gua, -etróleo, $as). '4, volumen del fluido !. 'p, volumen poroso. .1./. Per"ea!ilidad efecti+a 3 relati+a. .1./.1. Per"ea!ilidad efecti+a. 4s la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o más fases están presentes y también se mide en Darcy. uando dos o más fases están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable, la permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase. (9'?<%., 055@)
.1./.2. Per"ea!ilidad a!-l%ta. 4s la relación o razón entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. (9'?<%., 055@)
@ / 01
.1.. Te"perat%ra del 3aci"ient. 4l gradiente geotérmico es definido como el gradiente de temperatura e!istente por deba2o de la superficie de la tierra, tomando la temperatura en la superficie como la temperatura ambiental promedio. Dado que la temperatura en un yacimiento en particular es controlada por el gradiente geotérmico e!istente en el área, esta permanece constante a lo largo de la vida del yacimiento, lo que significa que todos los procesos en el yacimiento son isotérmicos.0 % menos que se implanten procesos térmicos. (Aieto, 0555)
.1.5. Prpiedade-
pre-ión6
+l%"en6
3
te"perat%ra
7P'T8
para
l-
9idrcar!%r-. -ara poder reconocer qué tipo de crudo se encuentra en el yacimiento se le deben realizar a este una serie de pruebas en el laboratorio con la finalidad de conocer ciertas propiedades físicas, tales como7 -resión en el punto de burbu2eo ( P!), actor volumétrico del petróleo ( B),
.1.;. Pre-ión de !%r!%*a 7P!8. 4s la presión a la cual aparece la primera burbu2a de gas en el yacimiento. (-erez, 055)
.1.<. $actr +l%"0tric del petróle 7B8. 4s definido como la relación del volumen de petróleo (más su gas en solución) a condiciones del yacimiento con respecto al volumen de petróleo a condiciones estándar. *iene unidades de (>BC>A). (-érez, 0550)
.1.=.
Relación del ,a- di-%elt en el petróle 7R-8.
4s el volumen de gas, en pies cbicos estándar (-A), que se disolverá en un barril de petróleo del tanque (>A) a unas condiciones dadas de presión y temperatura. *iene unidades de (-AC>A). (
E / 01
.1.1>.
C"pre-i!ilidad i-t0r"ica 7Ct8
'a compresibilidad isotérmica de una sustancia es dada por la siguiente ecuación7 C
=
−
1 dv
vdp
Donde7
C, compresibilidad isotérmica. ', volumen. P, presión. 'a ecuación describe el cambio de volumen a medida que la presión varía, mientras se mantiene la temperatura. (orage, 0551)
.1.11.
'i-c-idad del petróle 7:8.
'a viscosidad es una propiedad del fluido y ésta ofrece resistencia al movimiento relativo de sus moléculas. 'os principales parámetros que afectan la viscosidad son la temperatura y la presión. ($onzález, 055@)
.2. Cncept- !-ic- del -i-te"a de prd%cción. .2.1. ?ndice de prd%cti+idad 7IPR8. 'a relación entre la tasa de producción de un pozo y la caída de presión en la formación e!presa el concepto de índice de productividad, &. gualmente, el índice de productividad es una medida de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos que es comnmente medida. J =
Qo Pe− Pwf
4n algunos pozos el índice de productividad es directamente proporcional a la presión
; / 01
Diferencial (-e / -Ff ) de fondo, por lo tanto éste permanecerá constante. 4n otros pozos, a altas tasas de flu2o la proporcionalidad no se mantiene y el índice de productividad disminuye. 'a causa de esta disminución puede ser debida a diversos factores7 a) turbulencia a altas tasas de flu2o, b) disminución en la permeabilidad del petróleo debido a la presencia de gas libre resultante de la caída de presión en el pozo, c) aumento de la viscosidad del petróleo con la caída de presión por deba2o del punto de burbu2eo, d) reducción de la permeabilidad debido a la compresibilidad de la formación. 4n la práctica los valores del índice de productividad son variados dependiendo de las características de cada pozo y de la zona donde se encuentre el pozo. 4n base a una e!periencia general se 3an fi2ado los siguientes valores como indicativos de índice de productividad de un pozo. (production, 0555)
.2.2. Patrne- de fl%* re,ine- de fl%* +ertical. .2.2.1. $l%* "nf-ic. &e refiere al de una sola fase líquida sin gas libre. 'a presión en la tubería es an mayor que la presión de burbu2eo. (caceres, 0555)
.2.2.2. $l%* tapón. Dic3o régimen de flu2o comienza cuando las burbu2as de gas aumentan de tamaGo y se vuelven más numerosas, por lo que las burbu2as más grandes se deslizan 3acia arriba a mayor velocidad que las pequeGas, arrastrando a las mismas. -uede llegarse a una etapa en la cual estas burbu2as son del diámetro de la tubería de producción y el régimen de flu2o 3a llegado a ser tal, que los tapones de líquido que contiene pequeGas >urbu2as de gas están separados entre sí por bolsas de gas que ocupan toda la sección *ransversal de la tubería de producción, e!cepto por una película de líquido que se mueve relativamente despacio a lo largo de la pared de la tubería. 4stas condiciones se conocen como flu2o por tapones o bac3es. 'a velocidad del gas es siempre mayor que la del líquido. 4sta diferencia de velocidades origina no solo pérdidas de presión por fricción contra la pared de la tubería, sino también una cantidad de líquido retenido en la tubería que afectará notablemente la densidad de la mezcla fluyente. *anto la fase
/ 01
gaseosa como la líquida influyen significativamente en el gradiente de presión. (caceres, 0555)
.2.2.#. $l%* !%r!%*a. 4ste tipo de régimen de flu2o tiene lugar debido al agotamiento de la presión en la tubería de producción, lo cual causa la formación de burbu2as de gas, las cuales se dispersan en el líquido (fase continua), siendo la distribución apro!imadamente 3omogénea a través de la sección transversal de la tubería. 'a reducción en la densidad da como resultado un aumento en la velocidad, con la cual la fricción asume más importancia. 'a fuerza de flotación de las burbu2as causa una diferencia entre la velocidad del gas (que sube a diferentes velocidades dependiendo del diámetro de la burbu2a) y la velocidad del líquido (que sube a una velocidad más o menos constante), produciendo un aumento en la densidad aparente del fluido, basada en la relación gasH líquido medida en la superficie. 4l gas permanece menos tiempo en la tubería que el líquido y e!cepto por su densidad, tiene muy poco efecto sobre el gradiente de presión. 4ste régimen es dividido en flu2o burbu2a y flu2o disperso. 4l primero ocurre a tasas relativamente ba2as de líquido y se caracteriza por desplazamiento entre las fases de gas y líquido mientras que el segundo ocurre a tasas relativamente altas de líquido, logrando esta fase arrastrar burbu2as de gas. (caceres, 0555)
.2.2./. $l%* an%lar. &e produce cuando las burbu2as de gas se e!panden y atraviesan los tapones de líquidos más viscosos, originando que el gas forme una fase continua cerca del centro de la tubería, llevando 3acia arriba pequeGas gotas de líquido en ella, y a lo largo de la tubería se produce una película de líquido que se mueve 3acia arriba. (caceres, 0555)
.2.2.. $l%* e-p%"a. &i el líquido tiene tensión interfacial alta, las burbu2as no se unen. 4n su lugar, el gas y el líquido se combinan para formar una espuma perdurable. uando esto ocurre, el fluido es muy ligero, no 3ay diferencia entre las velocidades del líquido y del gas, pero la fricción es muy grande. uando se trata de crudos con menos de @I %-, o
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emulsiones con más de 15 6 de agua, la espuma que se forma causa problemas de producción, separación y medición. (caceres, 0555)
.2.2.5. $l%* ne!lina. inalmente, a medida que la velocidad del gas contina aumentando (a causa de la reducción de presión), se produce una inversión en el medio continuo. 4l gas pasa a ser el medio continuo y el flu2o pasa a condición neblina, es decir, el líquido fluye en forma de pequeGas gotas suspendidas en una fase gaseosa continua, por lo que no se considera deslizamiento entre fases. 'a mezcla es muy liviana, pero e!iste una diferencia entre el gas y el líquido. 'a fricción no tiene importancia en este tipo de flu2o. 4n este régimen se observa una película de líquido que cubre la pared interna de la tubería, por lo que algunos autores lo llaman régimen anularHneblina. 4sta película facilita el avance del gas afectando la rugosidad efectiva de la tubería. 4l efecto de líquido no se toma en cuenta en los cálculos de las pérdidas de energía por fricción y en general la fase gaseosa es la que gobierna la caída de presión total a lo largo de la tubería. 4s posible encontrar uno o varios regímenes de flu2o en un pozo. 'a secuencia de formación de los diferentes regímenes de flu2o puede variar con respecto a lo discutido anteriormente.
.#. @eneralidade- del @A( LI$T .#.1. Cncept. 4s un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo 3asta la superficie.
.#.2. Tip- de @A( LI$T. 4!isten dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas7 •
LA@ Cntin%7 donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantarla ba2o condiciones de flu2o continuo.
1 / 01
•
LA@ Inter"itente7 donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido para levantarla en flu2o intermitente, es decir, en forma de tapones de líquido. (%rteaga, 055;)
.#.2.1. Le+anta"ient artificial pr el ,a- cntin. 4n este método se introduce un volumen continuo de gas a alta presión por el espacio anular a la tubería de producción para airear o aligerar la columna de fluidos, 3asta que la reducción de la presión de fondo permita una diferencial suficiente a través de la formación, causando que el pozo produzca al gasto deseado. -ara realizar esto se usa una válvula en el punto de inyección más profundo con la presión disponible del gas de inyección, 2unto con la válvula reguladora en la superficie. 4ste método se usa en pozos con alto índice de productividad (- K5.E blCdiaClbCpg0) y presión de fondo fluyendo relativamente alta, (columna 3idrostática del orden del E56 o más en relación con la profundidad del pozo). 4n pozos de este tipo la producción de fluidos puede estar dentro de un rango de 055 a 05555 blCdía a través de tuberías de producción comunes. &i se e!plota por el espacio anular, es posible obtener an más de J5555 bblCdía. 4l diámetro interior de la *- (tubería de producción) rige la cantidad de flu2o, siempre y cuando el índice de productividad del pozo, la presión de fondo fluyendo, el volumen y la presión del gas de inyección y las condiciones mecánicas sean ideales. (*irado, 0550)
'enta*a- del BNC • • • • • •
-ocos problemas al mane2ar gran volumen de sólidos. Lane2o de grandes volmenes en pozos con alto -. Luy fle!ible para cambiar de continuo a intermitente. Discreto en localizaciones urbanas. &in dificultad para operar en pozos de alta
De-+enta*a- del BNC • • • •
Disponibilidad del gas de inyección. Dificultad para mane2ar emulsiones. ormación de 3idratos y congelamiento del gas. 'a *.< debe resistir presiones elevadas. 5 / 01
•
4!periencia del personal mínima.
$actre- %e afectan el BNC • • • • • • • •
-resión en la *.< y línea de descarga. -rofundidad de inyección. -rofundidad, presión y temperatura del yacimiento. -. 6 de agua.
.#.2.2. Le+anta"ient artificial pr el ,a- inter"itente. 4l bombeo neumático intermitente consiste en producir periódicamente determinado volumen de aceite impulsado por el gas que se inyecta a alta presión, el gas es inyectado en la superficie al espacio anular por medio de un regulador, un interruptor o por la combinación de ambosM este gas pasa posteriormente del espacio anular a la *a través de una válvula que va insertada en la *-. uando la válvula abre, el fluido proveniente de la formación que se 3a estado acumulando dentro de la *-, es e!pulsado al e!terior en forma de un tapón o bac3e de aceite a causa de la energía del gas, &in embargo, debido al fenómeno de #resbalamiento+ del líquido, que ocurre dentro de la tubería de producción, solo una parte del volumen de aceite inicial se recupera en superficie, mientras que el resto cae al fondo del pozo integrándose al bac3e de aceite en formación. Después de que la válvula cierra, transcurre un periodo de inactividad aparente, en el cual la formación productora continua aportando fluido al pozo, 3asta formar un determinado volumen de aceite con el que se inicia otro ciclo. 4n el bombeo neumático intermitente el gas es inyectado a intervalos regulares, de tal manera que el ciclo es regulado para que coincida con la relación de fluidos que está produciendo la formación 3acia el pozo. (*irado, 0550) 4l bombeo neumático intermitente es usado en pozos las siguientes características7 • •
>a2o índice de productividad >a2a <$' de yacimiento / 01
• • •
>a2a presión de yacimiento >a2as tasas de producción -ozos sin producción de arena, en pozos con ba2a presión de fondo
.#.#. Eficiencia del le+anta"ient artificial @A( LI$T. 4n el 'evantamiento %rtificial por $as la eficiencia se mide por los barriles diarios de petróleo que se producen por cada Lpcn diarios de gas inyectado con fines de levantamiento, otra manera de cuantificar la eficiencia es con el inverso del nmero anterior, es decir, midiendo los Lpcn de gas de levantamiento utilizados para levantar un barril de petróleo, el valor promedio para el sistema de este ltimo nmero es utilizado como #ndicador de la 4ficiencia del &istema+, un valor de referencia utilizado frecuentemente para estimar si un pozo consume #muc3o gas+ es 0555 pcnC'%$, sin embargo, los costos de compresión del gas, el beneficio neto obtenido por la venta del petróleo, la cantidad de agua producida, etc., son parámetros que permiten establecer mas acertadamente cual es el volumen óptimo de gas que debe inyectarse por barril de petróleo producido. 'a má!ima eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se alcanza cuando se inyecta a la má!ima profundidad posible el volumen adecuado de gas de levantamiento . -ara una determinada presión de inyección disponible a cabeza de pozo, la má!ima profundidad de inyección se obtiene cuando se realiza un diseGo eficiente de la instalación7 óptimo espaciamiento de mandriles y adecuada selección, calibración y operación de las válvulas. 4n cuanto a la tasa de inyección adecuada, la asignación de un determinado volumen de inyección de gas de levantamiento para un determinado pozo no debe realizarse en forma aislada y muc3o menos arbitraria, sino que debe tomarse en consideración tanto su comportamiento individual como el del resto de los pozos asociados al sistema. 4l comportamiento actual de cada pozo debe cote2arse para luego, mediante análisis nodal, detectar las restricciones al flu2o de petróleo mediante la predicción del comportamiento ante distintos escenarios mediante análisis de sensibilidad7 intervalo, densidad y penetración del caGoneo, remoción del daGo a la formación, cambio de línea de flu2o, presión de separación, etc. "no de los análisis de sensibilidad más utilizados lo constituye cuantificar el impacto que tiene sobre la producción, la inyección de distintos volmenes diarios de gas. 'a representación 0 / 01
gráfica de la tasa de producción de petróleo en función de la tasa de inyección de gas se conoce con el nombre de #urva de
.#./. Opti"iFación de -i-te"a- de le+anta"ient artificial @A( LI$T ?ptimizar el uso del gas de levantamiento a través de la distribución óptima del gas, es imposible si no se considera el sistema completo. 4n el presente curso se presenta una metodología para optimizar sistemas de levantamiento artificial por gas ba2o condiciones de volumen limitado o ilimitado de gas de levantamiento considerando todos los pozos asociados al &istema de #$as 'ift+. 4special atención se debe prestar a los pozos que producen por flu2o intermitente, una vez que se precisa cual es el tiempo de ciclo requerido para má!ima producción, se debe calcular el consumo óptimo de gas por ciclo para luego prorratearlo a 0@ 3oras. 4l consumo de gas óptimo de los pozos que producen en forma intermitente debe ser sustraído del volumen diario total disponible para el levantamiento de los pozos, adicionalmente se sustrae el de aquellos pozos que producen en forma continua pero que no serán ranqueados ya que son pozos que deben consumir un volumen fi2o ya que de lo contrario podría aumentar su producción de agua o de arena. %ntes de entrar al siguiente capítulo es conveniente recordar el procedimiento de diseGo de las instalaciones de 'evantamiento %rtificial por $as en flu2o continuo. 4n el ane!o se presentan dos e2emplos de diseGo de instalaciones en el primero se realiza7 ) 'a construcción de la urva de
= / 01
./. CARARTERI(TICA(6 MECANI(MO ) CLA(I$ICACION DE LA( 'AL'ULA( DE BOMBEO MECANICO. ./.1. Caracter-tica-. %l establecer el método de bombeo neumático (>A) se debe seleccionar el tipo de válvula sub superficial, de acuerdo a las características propias del diseGo de la instalación, ya que estas pueden operar en forma continua o intermitente.
./.2. Mecani-"- de la- +l+%la- -%! -%perficiale- de BN. 'os diversos fabricantes 3an categorizado a las válvulas de >A dependiendo de qué tan sensible es una válvula a una determinada presión actuando en la *- o en la *<. $eneralmente son clasificadas por el efecto que la presión tiene sobre la apertura de la válvula, esta sensibilidad está determinada por la construcción del mecanismo que cierra o abre la entrada del gas. Aormalmente la presión a la que se e!pone una válvula la determina el área del asiento de dic3a válvula. 'os principales mecanismos de las válvulas para ambos casos, es decir, en la tubería de revestimiento y en la *-, son los mismos, y solo la nomenclatura cambia. 'as válvulas de >A operan de acuerdo a ciertos principios básicos, que son similares a los reguladores de presión. 'as partes que componen una válvula de >A son7 • • •
• •
uerpo de la válvula (fuelle). 4lemento de carga (resorte, gas o una combinación de ambos) 4lemento de respuesta a una presión ( fuelle de metal, pistón o diafragma de 3ule) 4lemento de transmisión (diafragma de 3ule o vástago de metal) 4lemento medidor (orificio o asiento).
@ / 01
./.#. Cla-ificación de la- in-talacine- de B"!e "ecnic.
4n general, el tipo de instalación está condicionada por la decisión de 3acer producir un pozo con bombeo neumático continuo o intermitente. 'as características del pozo, el tipo de completación, tal como agu2ero descubierto, así como la posible producción de arena y la conificación de agua yCo gas son condiciones de vital importancia que influyen en el diseGo de una instalación. 4l tipo de instalación está condicionada por la decisión de 3acer producir un pozo con bombeo neumático continuo o intermitente. 'as válvulas están diseGadas de modo que funcionen como un orificio de apertura variable para el caso de >A, dependiendo de la presión de la *-M o bien, pueden tener un asiento amplio y suministrar un volumen de gas rápidamente a la *- para desplazar el bac3e de líquido para el caso de >A. 4!isten los siguientes tipos de instalaciones para >A7
./.#.1. In-talación a!ierta. 'a tubería de producción se suspende en el pozo sin obturador. 4l gas se inyecta 3acia aba2o por el espacio anular casingCtubing y el fluido se produce a través del tubing. Ao es muy recomendada para pozos de >A intermitente.
E / 01
./.#.2. In-talación -e"iGcerrada. 4s idéntica a la instalación abierta, e!cepto que se agrega un obturador para establecer un sello entre el tubing y el casing. ?frece varias venta2as7 "na vez que el pozo se 3a descargado, no 3ay camino por el cual el fluido pueda regresar al espacio anular de la *<, ya que todas las válvulas tienen un dispositivo de retención #c3ecN+. ualquier fluido dentro de la -* no puede abandonar la tubería de producción y pasar al espacio anular de la *<. 4l obturador aísla a la *< de cualquier fluido proveniente del fondo de la *-. 4ste tipo de instalación puede ser usado en >A intermitente.
; / 01
./.#.#. In-talación cerrada. 4s similar a la instalación semi / cerrada e!cepto que en el tubing se coloca una válvula fi2a. 4sta válvula evita que la presión del gas de inyección acte contra la formación. 4ste tipo de instalación es a menudo recomendada para >A intermitente.
/ 01
.. DE(CRIPCION DEL $UNCIONAMIENTO ..1. B"!e ne%"tic cntin%. 4l proceso es el siguiente7
1.
2. 4!pansión del gas inyectado de manera que éste empu2e líquido delante de él, que posteriormente reducirá el peso de la columna, incrementando de este modo, la diferencial de presión entre el yacimiento y el diámetro interior del pozo.
#. Desplazamiento de bac3es de líquido mediante burbu2as grandes de gas actuando como pistones.
..2. De-car,a. "na vez instaladas las válvulas de >A, el paso siguiente es la descarga de los fluidos del pozo. 'a finalidad de la operación es la de permitir que el gasto llegue a la válvula J / 01
neumática de traba2o sin e!cesivas presiones iniciales, para conseguir la estabilización del régimen de producción. uando en un pozo se instalan válvulas neumáticas por primera vez, el espacio anular se encuentre tal vez lleno de fluido (generalmente lodo) que se 3a usado para controlarlo, por lo cual es necesario descargarlo. 4l método de descarga continua debe ser de operación ininterrumpida. 'as válvulas se espacian de modo que el pozo se descarga por sí mismo, controlándose el gas en la superficie. % continuación, se describe una operación de descarga continua. &e observa que el apare2o de producción tiene cuatro válvulas de >A y sus correspondientes presiones de operación son de ;0E, ;55 EE y EE5 OpsiP. &uponiendo que al empezar el pozo está lleno de fluido de control 3asta la superficie, para descargarlo se siguen los pasos que se indican a continuación.
1 / 01
Pa- 1. 4l gas se inyecta lentamente en el espacio anular a través de una válvula de agu2a (estrangulador). nmediatamente el fluido de control empieza a salir por la *-. 'a práctica comn es descargar el fluido en una presa, 3asta que empiece a salir gas a través de la primera válvula o 3asta que en la corriente aparezca gas. 4s importante efectuar la operación lentamente para que los fluidos que pasen por las válvulas no las daGen.
Pa-ó 2. % medida que al espacio anular se le aplica gas continuamente, la presión en la *< debe subir gradualmente para que el fluido siga ascendiendo por la *-.
Pa-ó #. 'a válvula nmero (;0E OpsiP) no tarda en quedar al descubierto, ya que el gas pasa a la *-. 4sto se observa en la superficie por el aumento instantáneo de la velocidad del flu2o que sale por el e!tremo de la *-.
05 / 01
Pa-ó /. 'a descarga del pozo es una mezcla de gas y líquidos, y la presión en la *< se estabiliza a ;0E OpsiP, que es la presión de operación de la válvula . -ara no desperdiciar gas, el flu2o puede direccionarse a los separadores.
Pa-ó . 'a inyección de gas en el espacio anular 3ace que el nivel de líquido siga ba2ando 3asta que la válvula 0 (;55 OpsiP) queda al descubierto debido a que el gradiente es aligerado considerablemente por el gas. -or e2emplo, si el fluido de control tiene un gradiente de 5.E OpsiCpieP, con la inyección de gas puede ba2ar a 5. OpsiCpieP en la *-, con el consecuente cambio en el gradiente de presión, dependiendo a qué profundidad esté la válvula .
&i la presión del gas al pasar por la válvula es de E5 OpsiP, y suponiendo que esté a una profundidad de 0E5 OpieP, la presión del gas en la superficie es de E5 Q (0E5R5.) 0 / 01
: E OpsiP. Suedan entonces ;0E / E : @E5 OpsiP para traba2ar el pozo 3asta la válvula 0. %sí, se determina también el espaciamiento de dic3a válvula, el cual es de (@E5C5.E) : 155 OpieP. 4ntonces, la válvula 0 se instala a 0E5 Q 155 : 0E5 OpieP.
Pa-ó 5. *an pronto la válvula 0 queda descubierta, el gas entra en ella a la profundidad de 0E5 OpieP. %demás, la presión en la *< ba2a a ;55 OpsiP, ya que la válvula 0 funciona con 0E OpsiP menos que la válvula. 4l gradiente de presión en la *- ba2a a 5. OpsiCpieP de la válvula 0 a la superficieM 'a presión de la *- a la altura de esta válvula es de E5 Q (0E5R5.) : 0;E OpsiP. Sueda así una diferencia de ;55 / 0;E : ==E OpsiP para llegar 3asta la válvula =, situada a 0E5 Q (==EC5.E) : 0J05 OpieP.
Pa-ó ;. 4l gas se inyecta continuamente 3asta llegar a la tercera válvula y la operación se repite 3asta llegar a la cuarta. Durante la descarga del pozo, la presión de fondo 00 / 01
ba2a al punto en el que los fluidos de la formación empiezan a entrar en el fondo de la *-. 4n este momento, la composición de los fluidos en la *- empieza a cambiar, transformándose en una mezcla de los fluidos que se están desplazando del espacio anular y los que salen de la formación. uando esto ocurre, la producción de descarga del pozo tiende a ba2ar, 3asta que se llega a la válvula de operación (cuarta válvula).
Pa-ó <. *an pronto se llega a la válvula @ (a ==5; OpieP), la *< se estabiliza a EE5 OpsiP de presión de operación en la superficie y el pozo entra en producción.
0= / 01
5. CONCLU(IONE(. 'as conclusiones fueron las siguientes7 •
4l procedimiento del método de recuperación artificial #$%& '*+ consiste en una serie de pasos 1.
#$%& '*+ 'enta*a- del
BNC o o o o o o
-ocos problemas al mane2ar gran volumen de sólidos. Lane2o de grandes volmenes en pozos con alto -. Luy fle!ible para cambiar de continuo a intermitente. Discreto en localizaciones urbanas. &in dificultad para operar en pozos de alta
De-+enta*a- del BNC Disponibilidad
o
o o o
inyección. Dificultad para mane2ar emulsiones. ormación de 3idratos y congelamiento del gas. 'a *.< debe resistir presiones elevadas. 0@ / 01
del
gas
de
o
•
4!periencia del personal mínima.
los equipos y 3erramientas para el método de recuperación artificial #$%& '*+ o o o
o o
uerpo de la válvula (fuelle). 4lemento de carga (resorte, gas o una combinación de ambos) 4lemento de respuesta a una presión ( fuelle de metal, pistón o diafragma de 3ule) 4lemento de transmisión (diafragma de 3ule o vástago de metal) 4lemento medidor (orificio o asiento).
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