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Artificial Lift Systems, México Norte

ManualTécnico para Sistemas Artificiales y Métodos deproducción aplicado para Pozosde Gas

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Artificial Lift Systems

 Schlumberger Carretera Reynosa Monterrey • KM 199+906 Phone 9 21 57 00

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L I F T

S Y S T E M S

Contenido Introducción

i

CAPÍTULO 1

Flujo Sónico o Crítico

54

Flujo multifásico

56

Velocidad de erosión

58

Yacimiento de hidrocarburos

1

Introducción a los Yacimientos de Hidrocarburos

1

CAPÍTULO 5

Clasificación de los Yacimientos

2

Introducción al Análisis Nodal

Yacimientos de Gas y Condensado

11

Curva comportamiento de Yacimientos

Distribución de pérdidas de presión en el sistema

61

de gas

19

Nodo solución en el fondo

62

IPR del Yacimiento de gas

22

Evaluación del flujo por TP

64

Condensación retrógrada

26

Presión de abandono

64

Nodo Solución en superficie

65

CAPÍTULO 2 Fundamentos de flujo de gas en Tuberías

28

CAPÍTULO 6

Propiedades del gas natural

29

Sistemas Artificiales de Producción

Ecuación de conservación de la energía

30

Definición

67

Flujo de gas en tuberías

32

Principales Sistemas Artificiales

68

Flujo de gas en espacio anular

36

Aplicación de los sistemas artificiales

70

Pérdidas de fricción en accesorios

37

Objetivo

71

CAPÍTULO 7

CAPÍTULO 3 Flujo Multifásico en Tuberías

39

Metodos de producción de Flujo continuo

Patrones de flujo

40

Compresores

73

Parámetros de flujo multifásico

41

Sarta de Velocidad

79

Gasto de gas crítico

43

Agentes espumantes

94

Correlaciones de flujo

47

Flujo Intermitente

101

Válvula Motora

107

Émbolo Viajero

116

Lanzador Automático de Barras Espumantes

128

Curvas típicas de capacidad de transporte

49

CAPÍTULO 4 CAPÍTULO 8

Fundamentos del flujo a través de estranguladores

52

Principio Básico

54

Flujo monofásico

54

Número mach, M

56

Equipo de Ecómetro

138

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S C H L U M B E R G E R

ANEXO A “HARC”

ANEXO B “PROCEDIMIENTOS

Instalación y Cambio de Estrangulador

Instalación Embolo Viajero

Instalación Válvula motora

Instalación Lanzador de Barras de Carrusel

Instalación Lanzador de Barras de Carrusel

Instalación Tubo de Medición

Instalación de Émbolo Viajero

Instalación Válvula Motora

Instalación Tubo de Medición

Procedimiento cambio estrangulador

Cambio placa de orificio

Procedimiento cambio placa de orificio

Lanzar barras manuales

Procedimiento lanzador de barras

Verificación del Sistema de émbolo viajero

Procedimiento para lanzar barras manuales

Toma de ecómetro Analógico

Procedimiento Sistema de émbolo viajero

Toma de ecómetro digital

Procedimiento Toma de ecómetro analógico

Verificación Válvula Motora y Controlador

Procedimiento Toma de ecómetro digital Procedimiento Válvula Motora y Controlador

A R T I F I C A L

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Introducción S C H L U M B E R G E R

Sistemas Artificiales de producción es el área de la ingeniería petrolera que estudia los métodos usados para permitir un incremento en la producción de un pozo fluyente o restituir la producción, por medio de una fuente externa de energía para ayudar a la presión del yacimiento a vencer las pérdidas de presión en el pozo. El hecho de instalar un dispositivo en específico que ayude al yacimiento para vencer las perdidas de presión o las contrapresiones generadas por condiciones presentes en el Pozo puede ser de las siguientes formas:
Por un sistema de inyección de fluidos que reducirá la densidad de los fluidos producidos por el yacimiento (Bombeo neumático) para pozos de aceite.
Por el uso de una sistema de bombeo que genere un incremento de la presión para vencer las perdidas de presión en el pozo. Lo anterior es clásico para pozos productores de aceite que fueron terminados de manera convencional y con diámetros de tubería tanto de revestimiento como de producción relativamente grandes. Sin embargo; para los pozos productores de gas, el reto es diferente y las opciones frecuentemente utilizadas son:
Reducción del área de flujo en el pozo (Fluyente) a través de una tubería flexible de menor diámetro que permita incrementar la velocidad de la fase de gas y a su vez permita la descarga de los líquidos producidos.
La inyección de líquido espumante a través de una tubería capilar de ¼” para alcanzar el nivel de líquido en el pozo y generar espuma que permite de forma más eficiente el arrastre de la fase de líquido.
Reducción de la presión del sistema con un compresor a boca de pozo.
Operar el pozo en forma intermitente utilizando los siguientes métodos de producción: o Válvula motora controlando el flujo por TP o TR o Lanzador de barras espumantes con Válvula motora o Sistema de émbolo viajero o Tubería capilar con Válvula motora Por la importancia que tiene el buen entendimiento de los sistemas artificiales y métodos de producción anteriores para un buen seguimiento y operación en el campo es que se presenta este manual con la finalidad de ser una herramienta de apoyo para el personal involucrado en el diseño y la operación de los sistemas artificiales y métodos de producción aplicados a los pozos productores de gas con el problema de carga de líquido.

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Capítulo

S Y S T E M S

1

S C H L U M B E R G E R

Yacimientos de hidrocarburos Introducción a los Yacimientos de Hidrocarburos y Conceptos básicos.

L

os Yacimientos de Hidrocarburos son una trampa geológica que contiene hidrocarburos y se comportan como un sistema intercomunicado hidráulicamente. Los Hidrocarburos ocupan los poros o huecos de la roca almacenante (Matriz) y están a alta presión y temperatura debido a la profundidad a la que encuentren.

Un yacimiento es también una roca comúnmente del subsuelo que tiene la suficiente porosidad y permeabilidad para almacenar y permitir el flujo de los fluidos contenidos en éste. Las rocas sedimentarias son más comunes de encontrar como Roca almacenante debido a que tienen una mayor porosidad que las rocas metamórficas. C L A S I F I C A C I O N D E

Y A C I M I E N T O S

 Roca Almacenadora



Los Yacimientos de hidrocarburos se han clasificado por los siguientes factores.

Tipo de Trampa

 Fluidos Almacenados  Presión Original  Empuje predominante  Diagrama de Fase

De acuerdo al tipo de roca almacenadora

Arena. Cuya porosidad se debe a la textura de los fragmentos, pueden ser limpias o sucias por cieno, limo, lignita o bentonita, etc. Calizas detríticas. Formadas por la acumulación de fragmentos de calizas o dolomitas.

Calizas porosas cristalinas. Su porosidad se debe principalmente al fenómeno de disolución. Calizas fracturadas. Su porosidad se debe principalmente a la presencia de fracturas en la roca. Calizas colíticas. Cuya porosidad se debe a la textura colítica, con intersticios no cementados o parcialmente cementados. Areniscas. Son arenas con alto grado de cementación por materiales calcáreos, dolomíticos, arcillosos, etc.

1

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De acuerdo al tipo de trampa geológica.

Estructurales, como los anticlinales. Por fallas o por penetración de domos salinos. Estratigráficas, debidas a cambios de facies o discordancias. De acuerdo al tipo de fluido almacenado

Yacimiento de Aceite y Gas disuelto. Si la presión inicial del yacimiento es mayor a la presión de saturación todo el gas se encuentra en solución en el aceite. Yacimiento de Aceite y Gas disuelto y gas libre. Si la presión inicial del yacimiento es menor a la presión de saturación parte el gas se encuentra en solución en el aceite y otra parte libre. Yacimiento de Gas Seco, implica que los hidrocarburos dentro del yacimiento y aun en superficie estarán en la fase de gas. Yacimiento de Gas húmedo. Los hidrocarburos presentes en el yacimiento estarán en la fase de gas pero en la superficie se recuperará en dos fases, gas y líquido. Yacimientos de Gas y Condensado. Debido a su composición de los hidrocarburos en cierta etapa de su vida productiva se presentará el fenómeno de condensación retrograda y en superficie se tendrán presente dos fases, gas y líquido (condensado). De acuerdo a su presión original

Yacimientos de aceite bajo saturados. La presión original es mayor que la presión de saturación, arriba de esta presión todo el gas presente está disuelto en el aceite. Yacimientos de aceite saturados. La presión original es igual o menor que la presión de saturación. El gas, presente puede estar libre en forma dispersa o acumulado en un casquete de gas y además disuelto. De acuerdo con el tipo de empuje predominante.

Por expansión de los fluidos en la roca. Por expansión del gas. Por segregación gravitacional. Por empuje hidráulico. De acuerdo con el diagrama de fase 2

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Yacimientos de Aceite de Bajo Encogimiento. El punto crítico se encuentra a la derecha de la Cricondenbara, la Temperatura de Yacimiento menor a la Temperatura crítica. Yacimiento de Aceite de Alto Encogimiento. El punto crítico cercano a la Cricondenbara, la Temperatura de yacimiento menor e igual a la Temperatura crítica. Yacimiento de Gas y Condensado. El punto crítico se encuentra a la izquierda de la cricondenbara, la Temperatura de yacimiento mayor a la Temperatura crítica y menor a la Cricondenterma. Yacimiento de Gas Húmedo. El punto crítico se encuentra a la izquierda de la Cricondenbara, la Temperatura de Yacimiento mayor a la Cricondenterma. Los fluidos en el yacimiento siempre estarán en estado gaseoso y en superficie se encuentran dos fases. Yacimiento de Gas Seco. El punto crítico se encuentra a la izquierda de la Cricondenbara, la Temperatura de Yacimiento mayor a la Cricondenterma. Los fluidos en el yacimiento y en superficie siempre estarán en estado gaseoso. Los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente ya sea en estado monofásico o bifásico con base en la presión original y la temperatura de yacimiento. La figura 1 muestra un diagrama P-T, para generalizar las envolventes de fase de los yacimientos con base en su composición y en la presión y temperatura de yacimiento. Gas Condensación retrograda

Aceite Con Gas disuelto

Gas Sin Condensación retrograda

Punto Crítico

Pyac y Tyac

CRICONDENBARA

Ruta de produción

Punto de burbuja

P R E S I Ó N

Aceite Punto de Rocío

80%

40%

Gas y Aceite

20% 10% Separador

5% 0% TEMPERATURA 3

C R I C O N D E N T E R M A

Gas

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Fig 1. Diagrama General de presión y temperatura para Yacimientos de Gas y Aceite.

Parámetros principales para definir con el diagrama P-T el tipo de yacimiento. • Punto crítico (Pc,Tc): Condición de presión y temperatura en la cual las propiedades intensivas de las fases líquida y gaseosa se encuentran en equilibrio. • Presión de burbuja (presión de saturación Pb): Corresponde a la presión a la cual aparece la primera burbuja de gas. • Presión de rocío (Pr): Corresponde la presión a la cual aparece la primera gota de líquido. •Curva de burbuja: Lugar geométrico de puntos P y T en los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a la región de dos fases (líquido-gas). • Curva de rocío (condensación): Lugar geométrico de puntos P y T en los cuales se forma la primera gota de líquido, al pasar de la fase gaseosa a la región de condensación y dos fases. • Cricondenbara: Máxima presión a la cual las fases líquida y gaseosa pueden coexistir en equilibrio para una composición constante. • Cricondenterma: Máxima temperatura a la cual las fases líquida y gaseosa pueden coexistir en equilibrio para una composición constante. • Región de dos fases: Región comprendida entre la curva de burbuja y de rocío, donde las fases líquida y gaseosa coexisten en equilibrio. • Curvas de calidad: Lugar geométrico dentro de la región de dos fases correspondiente a un porcentaje de líquido o gas.

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Los siguientes parámetros son sólo algunos de los más importantes conceptos que se deben conocer en los yacimientos de hidrocarburos.

C O N C E P T O S B Á S I C O S

D E

Y A C I M I E N T O S

Porosidad

 Porosidad

       

Después de un proceso de segregación y estratificación, fue posible que se diera origen a un yacimiento de hidrocarburo. La porosidad (Φ) de este yacimiento, está definida como la relación del volumen del total de poros entre el volumen total del medio,

Saturación Factores de Volumen Relación Gas Aceite Permeabilidad

Φ=Vp/VT .

Compresibilidad Presión de fondo, Pws y Pwf Tensión interfacial Fuerzas Capilares

Si en el volumen de los poros se considera a los poros comunicados hidráulicamente y los que no están comunicados se denomina entonces porosidad absoluta. Depositación

Compactación

Permeabilidad, md

Fracturamiento

Cemento Filtrado Filtrado de gránulos

Cementación

Porosidad %

Figura 2. Permeabilidad en función de la porosidad %

La porosidad efectiva será la que considera únicamente los poros comunicados y se expresa frecuentemente en porciento. Las porosidades de los yacimientos están del orden del 5 al 30 %, es poco frecuente que se alcance el promedio superior. La porosidad puede ser primaria, aquella que se originó de los procesos originales, depositación, compactación, segregación, estratificación, etc. La porosidad secundaria es la que se lleva a cabo en procesos posteriores que experimenta el medio, como disolución de material calcáreo por corrientes subterráneas, fracturamientos, etc.

Es importante señalar que, a medida que el yacimiento es explotado y la presión original varia, la porosidad varía debido a que el medio poroso es compresible. Saturación

La saturación de un fluido en un medio poroso, se define como el volumen del fluido, Vf, medido a la presión y temperatura a que se encuentre el medio poroso, entre su volumen de poros Vp, Sf= Vf/Vp, donde el sufijo f puede cambiar para indicar, aceite, gas o agua. 5

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Los valores de Sw congénita u original son del orden del 10 al 60 % en los yacimientos de hidrocarburos y, a medida que el yacimiento es explotado y debido a entrada natural o artificial de agua, la Sw puede alcanzar valores del 80%, quedando Saturaciones muy bajas de aceite y de gas, saturaciones residuales. Se llama Saturación Crítica al valor de saturación a partir del cual el fluido correspondiente puede empezar a moverse. Así por ejemplo, para el caso de un yacimiento de aceite bajo saturado, al llegar a la presión de saturación aparece la primera burbuja de gas, al continuar bajando la presión en el yacimiento la Sg va aumentando, pero el gas sólo podrá moverse hacia el pozo o hacia arriba de la formación hasta que se haya alcanzado la Sg crítica. Factores de Volumen.

El factor de volumen de gas, Bg, se define como el volumen de una masa de gas medido a condiciones de presión y temperatura del yacimiento, entre el volumen de la misma masa de gas pero medido a condiciones estándar. nRZ c. y .Tc. y. Bg=

Pc. y. Tc. y . Pc.s.  Z c. y .  Vg C .Y .   = = Vg C .S . nRZ C .S .TC .S . Tc.s .  Pc. y .  Pc.s.

Z c.s . = 1,

Py 〈 Pb

El factor de volumen de aceite, Bo, se define como el volumen de aceite medido a condiciones de presión y temperatura del yacimiento, entre el volumen aceite medido a condiciones estándar. Bo =

Vol (aceite + g d ) c. y . Vol (aceite) c.s .

Las condiciones estándar están definidas por los reglamentos de los estados o países, en México las condiciones base son 14.69 psia y 60 °C.

Bo 2

Bob 1

Boi

Temperatura constante

3

Boab>1

Boab Pab

Pb

Pi

Presión

Figura 3. Comportamiento del Bo en función de la presión. 6

Para la presión inicial, Pi (1), se tiene el factor de volumen Boi, al comenzar a disminuir la presión en el yacimiento el aceite se expande por el gas disuelto, dado que la mezcla es compresible. Posteriormente al continuar bajando la presión de yacimiento y alcanzar la presión de burbuja, Pb (2), comienza la liberación del gas disuelto y también continua el fenómeno de expansión de la mezcla, pero predomina el volumen liberado de gas, por lo que el Bo comienza a disminuir.

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Para un yacimiento con Pi < Pb, la curva de Bo en función de la presión sería solamente la porción después del punto 2 al 3 en la figura 2. Factor de volumen de agua, Bw, es por definición similar al del aceite, pero debido a que es pequeña la solubilidad de gas en el agua en comparación con la correspondiente del aceite, se considera de forma práctica en algunos problemas de yacimiento el valor de 1 para el Bw, para cualquier presión como una aproximación razonable. Factor de volumen de la fase mixta, Bt = Bo + Bg ( Rsi + Rs ) donde Rs es la relación de gas disuelto en el aceite. Relación de gas disuelto es el volumen de gas disuelto en el aceite a ciertas condiciones de presión y temperatura, por cada barril de aceite muerto en el tanque ambos volúmenes a condiciones Vg d ( Aceite @ PyT ) estándar. Rs = ambas a condiciones estándar. Vaceite ⋅ muerto La fig. 3 indica que en el intervalo de Pb < P < Pi no hay liberación de gas, por lo anterior Rs permanece constante.

Rs

Rsi

Para cuando P < Pb comienza la liberación de gas del aceite por lo que la Rs comienza a disminuir hasta alcanzar la Rsab.

Temperatura constante

La relación de gas aceite instantánea, R, es el gasto total de gas =gd + gl, gas disuelto y gas libre entre el gasto de aceite muerto a condiciones estándar.

Rsab Pab

Pb

Pi

Fig 4. Comportamiento del Rs en función de la presión.

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El comportamiento de la curva de R en función de la presión se muestra en la fig. 4 y se observa que para cuando P > Pb, se tiene que R = Rs y esto es debido a el gas que se produce es solamente el que está disuelto en el aceite, al tener presente la siguiente condición, P < Pb y todavía no alcanzar la saturación de gas crítica, Sgc, entonces; la R comienza a disminuir, una vez que se alcanza la Sg crítica, entonces el comportamiento se revierte y el valor de R comienza a incrementar hasta alcanzar un máximo.

R

Temperatura constante

Rsi

Rsab Pab

Pb

Pi

Fig 5. Relación gas-aceite instantánea, R. Permeabilidades.

Permeabilidad es una medida de la facilidad con que un fluido fluye a través de una roca porosa, bajo condiciones de flujo no turbulento. Para flujo de más de una fase es conveniente expresarla como una fracción de la permeabilidad absoluta, y referirla entonces como la permeabilidad relativa de la fase. El concepto de permeabilidad fue introducido por Herny P. G. Darcy en 1856, observando que la velocidad de un fluido a través del medio poroso era directamente proporcional a la presión diferencial entre la entrada y salida del medio poroso, de allí que;

u α k ⋅ ∆P , donde k es la permeabilidad y es una característica del medio poroso, el experimento fue realizado con agua. Por lo que para fluidos de diferente viscosidad, la permeabilidad deber ser dividida por la viscosidad. Permeabilidad absoluta, k, es la propiedad que tiene la roca de permitir el paso de un fluido a través de ella, cuando se encuentra saturada 100% del fluido. 1cm 3 × 1cp × 1cm La unidad de permeabilidad es el Darcy = , si a través de un núcleo de 2.0 cm2 2 1cm × 1atm de sección transversal y de 3.0 cm de longitud, fluye agua salada de 1.0 cp a un gasto de 0.5 cm3 por segundo, con una presión diferencial de 2.0 atm, su permeabilidad será, de la fórmula anterior.

k=

q µ L 0 .5 × 1 .0 × 3 .0 = = 0.375 Darcy. A∆P 2 .0 × 2 .0

8

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Si el ahora el agua es cambiado por aceite de 3.0 cp de viscosidad, bajo la misma presión diferencial, el gasto de aceite es de 0.167cm3/s, entonces; k=

qµL 0.167 × 3.0 × 3.0 = = 0.375 Darcy. A∆P 2 .0 × 2 .0

Con el ejemplo se puede definir que la permeabilidad absoluta del medio poroso deber la misma para cualquier líquido que no reaccione con el material de la roca y que la satura al 100%. Sin embargo; esta condición no se cumple con los gases debido a un efecto denominado “resbalamiento”. Permeabilidad Efectiva (ko, kg, kw), se define como la habilidad que tiene un medio poroso para permitir el flujo de un fluido en particular cuando este no satura al 100% al medio poroso. La suma de las permeabilidades efectivas será siempre menor a la permeabilidad absoluta y pueden variar desde cero hasta la permeabilidad absoluta, con excepción de la permeabilidad de un gas que puede llegar a ser mayor que la absoluta, cuando la muestra está satura 100% de gas. kg

ko

ko

kw

Soc

So

Sgc

Región 1

Región 3

Región 1 0

kg+ko

0

1

Fig 6a. Permeabilidad Efectiva, medio poroso mojable por aceite.

Región 3

Región 2

Región 2

ko+kw

Swc

Sw

Soc

1

Fig 6b. Permeabilidad Efectiva, medio poroso mojable por agua.

9

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1

krw

Swr

El valor de la permeabilidad relativa de cada fase depende de la saturación o bien del grado de interconexión de los poros. Su evaluación representa las interacciones rocafluido y fluido-fluido, durante el flujo multifásico en el yacimiento. definen como sigue, kro =

Sor

, krw =

0

Swc

Sw

Soc

1

Figura 7 Permeabilidad relativa al agua y al aceite.

ko , k

krg =

kg k

kw k

Las curvas de permeabilidad relativa en rigor deben obtenerse experimentalmente. Si no es posible, se obtendrán de correlaciones, o bien, a partir de datos de producción.

Para un sistema de gas-aceite o gas-agua, las curvas tienen la forma como se muestra en la fig 6. También se denomina saturación residual de aceite Sor al valor en el que ya no es posible

reducir la saturación en un sistema de agua aceite. Compresibilidad total del sistema roca-fluidos, Ct.

1  ∂V    y, es una medida del cambio de V  ∂P T volumen de fluido con la presión, considerando un volumen, V. Un promedio ponderado con respecto a la saturación de fluidos, más la compresibilidad de la formación, es lo que se conoce como Ct: ct = c + c f , donde c = co so + c g s g + cw s w La compresibilidad de un fluido se define como, c = −

Presión de fondo

Los conceptos Pwf y Pws se utilizan para indicar y diferenciar la condición del pozo, cuando está fluyendo se utiliza Pwf referenciada siempre a una profundidad, comúnmente al nivel medio del intervalo productor y cuando el pozo está cerrado se utiliza Pws, ambas varían con el tiempo. La presión estática, es el valor que se obtiene para un tiempo de cierre suficientemente grande y es del orden de 24 horas para yacimientos de alta permeabilidad y aumenta a medida que el valor de este parámetro disminuye. Tensión interfacial.

La tensión interfacial es el resultado de efectos moleculares por lo que se forma una interfase o superficie que separa dos líquidos, si σ es nula se dice que los líquidos son miscibles entre si. En el caso de que se tenga una interfase líquido-gas, al fenómeno se le llama tensión superficial. 10

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σ también se puede considerar como el trabajo por unidad de área que hay que desarrollar para desplazar las moléculas de la interfase.

σ =

f ⋅l w = , donde w es el trabajo realizado sobre el área, A en cuestión. Las unidades son N/m. l2 A

Fuerzas Capilares y Presión Capilar.

Estas fuerzas capilares en los yacimientos de hidrocarburos, son el resultado de los efectos combinados de las tensiones interfaciales y superficiales, del tamaño y forma del poro y del valor relativo de las fuerzas de adhesión entre los fluidos y sólidos y las fuerzas de cohesión entre los líquidos, es decir de las propiedades de mojabilidad del sistema roca fluido. Presión Capilar, Pc; se le considera como la habilidad que tiene medio poroso de succionar el fluido mojante y repeler el fluido no mojante. También se define como la diferencia de presiones a través de la interfase de los fluidos, la fase no mojante menos la fase mojante; la presión capilar siempre será positiva. Pc = Pnm − Pm , Por lo tanto para un sistema gas-Petróleo (Mojable al petróleo) será Pc = Pg − Pm . Tubo de vidrio Aire

Aire θ

θ

Hg

Agua Líquido Mojante

90° > θ > 90°

Líquido No Mojante

Fig 8. Ejemplo de sistemas con diferentes mojabilidades, definidad por el ángulo de contacto en tubo capilar. La mojabilidad se refiere a la interacción de un sólido y un fluido (líquido o gas) y se define como la capacidad de un líquido a esparcirse o adherirse sobre una superficie sólida en presencia de otro fluido inmiscible. En el yacimiento se tiene al aceite, el agua y la roca. La mojabilidad afecta a la permeabilidad relativa, propiedades eléctricas y perfiles de saturación en el yacimiento. El estado de grado de mojabilidad impacta en la inyección de agua y en el proceso de intrusión de un acuífero hacia el yacimiento, afecta la recuperación natural, recuperación por inyección de agua y la forma de las curvas de permeabilidad relativa. La mojabilidad juega un papel importante en la producción de petróleo y gas ya que no sólo determina la distribución inicial de fluidos sino que es factor importante en el proceso del flujo de fluidos dentro de los poros de la roca. 11

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Yacimientos de Gas y Condensado Conceptos Básicos. Y A C I M I E N T O Y

D E

G A S

C O N D E N S A D O

C O N C E P T O S

B Á S I C O S

 Densidad Relativa del gas

Los yacimientos de Gas natural producen hidrocarburos que existen básicamente en su fase de gas a condiciones de yacimiento. Para poder predecir el comportamiento de la producción de estos yacimientos, es necesario contar con conceptos básicos y propiedades fundamentales de los gases ya que las propiedades físicas de los gases y varían significativamente con la presión, temperatura y la composición del gas.

 Peso Molecular  Ley de los Gases Reales  Viscosidad del Gas  Factor de Volumen de Gas  Compresibilidad del Gas Densidad relativa del gas, γg es la relación del peso molecular del gas comparada con el del aire. El peso molecular del aire es 28.97 (79% nitrógeno y 21 % oxigeno) entonces; y PM i PM =∑ i donde PMi es el peso molecular de uno de los componentes de la 28.97 28.97 mezcla. La densidad relativa es adimensional.

γg =

La densidad está definida como la masa de un objeto relacionada al volumen que ocupa, ρ =

m V

= Kg/m3 Ley de los gases reales

El comportamiento aproximado del gas natural puede ser comprendido con la ley de los gases reales, la que está definida de la forma siguiente: pV = ZnRT , Donde: Z es el factor de compresibilidad o factor de desviación del gas. psi ⋅ ft 3 R es la constante universal de los gases y tiene un valor de 10.73 lb ⋅ mol ⋅ ° R

El valor de Z puede obtenerse de forma gráfica a través de la figura 9.

12

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Fig 9. Factor de compresibilidad del gas, Z (From Standing and Katz, 1942).

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Fig 10. Propiedades pseudo críticas del gas natural. (From Brown et al, 1948). 14

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S C H L U M B E R G E R Pesos Moleculares y Propiedades Críticas de los componentes puros del Gas Natural Composición Presión Temperatura Química Símbolo Peso Molecular crítica crítica Componente Metano Etano Propano Iso Butano n-Butano Iso-Pentano n-Pentano

Para estimar el factor de compresibilidad Z, es necesario calcular o conocer las propiedades pseudo-reducidas y con el apoyo de los valores de la tabla 1 es posible;

p pr =

n-Hexano n-Heptano n-Octano Nitrogeno

p T y Tpr = p pc Tpc

La temperatura y presión crítica puede ser obtenida de la tabla 1.

Bioxido de carbono Ácido Sulfídrico

Tabla 1. Peso Molecular y Propiedades críticas componentes puros del Gas Natural. La figura 10 relaciona la densidad relativa del gas, γg, con las propiedades pseudo-críticas, la cual se puede usar cuando sólo se conoce la densidad relativa del gas o cuando se requiere un cálculo aproximado y rápido. Existen diferentes correlaciones para el cálculo de las propiedades pseudo-críticas del gas. La mayoría de las curvas correspondientes a los gases han sido establecidas utilizando a los gases de los separadores y vapores de los tanques de almacenamiento, estos gases contienen altas proporciones de metano y etano. Las curvas correspondientes a los condensados pertenecen a gases que contienen cantidades relativamente grandes de componentes intermedios (C3-C6), Standing sugiere el uso de las curvas de condensados en los cálculos que involucran gases en equilibrio con el aceite y el uso de las curvas correspondientes al gas para gases superficiales. Para gases superficiales: Tpc = 167 + 316.67γg f y p pc = 702.5 − 50γg f

Para gases húmedos: Tpc = 238 + 210γg f y p pc = 740 − 100γg f

Cuando el gas natural contiene cantidades importantes de otros gases, impurezas, como Nitrógeno N2, Bióxido de Carbono CO2 y Ácido Sulfhídrico H2S, las propiedades pseudo –críticas pueden calcularse por el método de Standing-Katz, modificado por Wichert y Aziz. La modificación de este método consiste en usar un factor de ajuste, ε3, para calcular la presión y la temperatura pseudo críticas.

T = Tpc − ε 3 y ´ pc

p = ´ pc

p pcTpc´ Tpc + yH 2 S (1 − yH 2 S )ε 3 15

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0.9 1.6 0.5 0.4 ε 3 (° R) = 120( yCO 2 − yCO 2 ) + 15( y H 2 S − y H 2 S ) H 2S

H 2S

Donde yCO 2 es la suma de las fracciones molares de CO2 y H2S y y H 2 S la fracción molar de H2S H 2S

Viscosidad del gas.

Diferentes correlaciones se han presentado para el cálculo de la viscosidad del gas, entre ellas la de Carr, Kobayashi y, Burrows, que se representa en las figs 12 y 13. La viscosidad es la resistencia del fluido para fluir y es también la medida de las propiedades de adhesión/cohesión. La resistencia a fluir es causada por la fricción intermolecular cuando las diferentes capas del fluido intentan deslizarse entre ellas. La viscosidad es altamente dependiente de la temperatura y la presión. Fluido Newtoniano

Para un líquido la viscosidad disminuye con el aumento de la temperatura. Comportamiento en el movimiento de un fluido debido a la viscosidad.

Fig 11. Efecto de la viscosidad en el movimiento de un fluido Newtoniano

Para un gas la viscosidad aumenta en función del aumento de la temperatura.

Las unidades más comunes de viscosidad son: CentiPoises (cp) = CentiStokes (cSt) × SG (Specific Gravity)

Degree Engler1 × 7.45 = Centistokes (cSt)

SSU1 = Centistokes (cSt) × 4.55

Seconds Redwood1 × 0.2469 = Centistokes (cSt)

Para obtener la viscosidad del gas a través de la correlación de Antonio Lee, Se tienen las siguientes relaciones;

µ g = K × 10 e −4

(X (

ρg 62.428

)Y )

Y = 2 .4 − 0 .2 X

donde; X = 3 .5 +

(9.4 + 0.5794γ g )(T + 460)

1.5

K=

209 + 550.4γ g + (T + 460)

16

986 + 0.2897γ g T + 460

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La viscosidad del gas natural corregida en presencia de impurezas, se obtiene con las siguientes expresiones;

µ gc = µ g + C N + CCO + C H 2

2

Donde:

2S

C N 2 = y N 2 (8.48 × 10−3 log γ g + 9.59 × 10−3 )

C, indica la corrección de la correspondiente impureza

CCO2 = yCO2 (9.08 × 10−3 log γ g + 6.24 × 10−3 )

y, indica la fracción molar de la correspondiente impureza

CH 2 S = yH 2 S (8.49 × 10−3 log γ g + 3.73 × 10−3 )

17

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Fig 12. Cálculo de la viscosidad a 1 Atm. de presión y diferentes temperaturas. 18

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Fig 13. Calculo de la relación de viscosidad

µ µ1 Atm

en función de la presión pseudo reducida. 19

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Factor del volumen de formación gas.

El factor de volumen de gas, Bg, se define como el volumen de una masa de gas medido a condiciones de presión y temperatura del yacimiento, entre el volumen de la misma masa de gas pero medido a condiciones estándar. nRZ c. y .Tc. y.

Bg=

Pc. y. Tc. y . Pc.s.  Z c. y .  Vg C .Y .   = = Vg C .S . nRZ C .S .TC .S . Tc.s .  Pc. y .  Pc.s.

Z c.s . = 1,

Py 〈 Pb

Para la misma masa, n y R pueden ser canceladas y cuando la presión y temperatura a la que está sometido el gas es cercana a las condiciones atmosféricas el factor de volumen del gas puede expresarse de la siguiente forma;

Bg = 0.0283

ZT ft 3 = p SCF

Compresibilidad del gas.

La compresibilidad del gas, también referida como compresibilidad isotérmica, tiene una expresión termodinámica, 1  ∂V  V  ∂p

  resolviendo para un gas ideal Cg es inversamente proporcional a la T presión; C g = 1 p Cg = −

Para un gas real la expresión C g =

1 1  ∂Z  − p Zp pc  ∂p pr  T

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C U R V A S

Aproximación de la curva de afluencia de un pozo de gas para flujo Laminar ( Darcy).

D E

C O M P O R T A M I E N T O D E

L O S

Y A C I M I E N T O S

D E

G A S

 Afluencia al pozo flujo tipo Darcy

 

Flujo tipo Darcy Afluencia al pozo flujo Turbulento

  

Flujo transitorio

El yacimiento es el componente del sistema que comprende el flujo de fluidos entre los límites del yacimiento y el pozo (sandface). El flujo a través del yacimiento es referido comúnmente como comportamiento de afluencia al pozo (IPR) y es una medida de la capacidad que tiene un yacimiento para producir fluidos como resultado de una diferencial de presión en el medio poroso. Esta habilidad depende de muchos factores que incluyen el tipo de yacimiento, el mecanismo de desplazamiento, la presión del yacimiento la permeabilidad de la formación y las propiedades de los fluidos.

IPR para un pozo horizontal

Ley de Darcy La ecuación base utilizada para describir el flujo de fluidos a través yacimiento de gas de un yacimiento es la forma radial de la ecuación de Darcy. En 1856 Henry Darcy desarrolló la ecuación para describir el flujo agua pura en un medio poroso. El concepto básico del Darcy describe el flujo a través de un medio poroso como función de la diferencial de presión, el área transversal de flujo, la viscosidad del fluido. La distancia de flujo y la permeabilidad (la permeabilidad se define como la capacidad del medio poroso para transmitir el fluido). El desarrollo original de la ecuación de Darcy supone flujo de un fluido monofásico e incompresible en régimen laminar. Ecuaciones para el IPR de un

Ecuación de Darcy para pozos de petróleo Q = (0.00708) k h (Pr – Pwf) / {µ B [ln(x) – ¾ + S + Dq]}

Donde: Q = gasto total de petróleo (bpd) k = permeabilidad efectiva (md) h = espesor neto de la formación (pie) Pr = Presión del yacimiento (psi) Pwf = Presión de fondo fluyendo (psi) µ = viscosidad promedio del líquido (cp) B = Factor de volumen del petróleo x = re / rw ó factor del perfil del área re = Radio de drene del yacimiento (pie) rw = Radio del pozo (pie) S = Efecto del daño D = Factor de turbulencia No-Darcy La ecuación de Darcy para pozos de Gas es ligeramente diferente a causa del comportamiento dinámico de las propiedades del gas. 21

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1424qµZT r (ln e + s ) kh rw 1424qµZT r 2 Para flujo Pseudo estacionario p 2 − pwf = (ln 0.472 e + s) kh rw Las ecuaciones anteriores no sólo son aproximaciones en función de las propiedades de la roca si no también asumen flujo tipo laminar en el yacimiento.

Para flujo estacionario, p 2 − pwf = 2

Graficando el gasto de gas (q) de la ecuación anterior en función de la presión de fondo fluyendo se obtendría la siguiente curva, la forma irregular de la curva mostrada en la figura 13 refleja el cambio del factor de compresibilidad “Z” en función de la presión. Para gastos de gas, qg razonablemente pequeños, la siguiente expresión sintética de las ecuaciones anteriores es aceptable q = C ( p 2 − pwf2 ) . Para gastos de gas grandes, donde el flujo en el yacimiento no es flujo tipo Darcy, la expresión resulta ser la siguiente q = C ( p 2 − pwf2 ) n , donde 0.5 < n < 1 . En una gráfica log-log, q vs ( p 2 − pwf2 ) , mostrará una línea recta con pendiente igual n e intersección C.

Fig 14. Gasto de gas en función de la Pwf para un pozo de gas.

Flujo Laminar (tipo Darcy)

El flujo tipo Darcy o flujo laminar se presenta cuando las partículas del fluido se mueven en línea recta paralelas al eje del conducto, el flujo laminar se presenta cuando el número de Reynold, NRe < 2300, correspondiendo a bajas producciones con bajas velocidades de flujo. Para el flujo no Darciano o Turbulento, NRe > 3100, caracterizado por un movimiento caótico de las partículas formando vórtices y remolinos. En el diagrama de Moody, entre el flujo laminar y turbulento existe una zona crítica y de transición. Aproximación de la curva de afluencia de un pozo de gas para flujo turbulento (No Darciano).

Aronofsky & Jenkins (1954) desarrollaron una relación para expresar la afluencia de un pozo de kh( p 2 − pwf2 ) gas en flujo estable, q = , (Mpcd), donde D es el coeficiente de   rd   1424µZT ln  + s + Dq    rw   22

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flujo no Darciano o turbulento y rd es el radio efectivo de drene determinado por Aronofsky & Jenkins y, es dependiente del tiempo hasta que rd = 0.472re. rd kt Otra relación que los involucra es la siguiente = 1.5 t D , donde t D = 0.000264 2 rw φµct rw El termino Dq es referido frecuentemente como el efecto de daño por turbulencia (Tubulence skin effect) y es muy importante para pozos con alta producción de gas. El valor de D es del orden de 10-3 y de allí que para gastos altos cobra más importancia, por ejemplo si el s≈0, el gasto de gas es 10 MMpcd entonces; el valor de Dq es 1, por lo que sólo el factor de ln rd rw tendrá efecto para este caso en particular. Otra forma de presentar la relación es: p 2 − pwf2 =

1424 µZT kh

 0.472re  1424 µZTD 2  ln + s  q + q rw kh  

El primer término de la derecha es similar a la relación para flujo tipo Darcy o Laminar, el segundo término toma en cuenta los efectos del flujo turbulento. Agrupando la expresión se reduce a: p 2 − pwf2 = aq + bq 2 El término D puede ser calculado con la siguiente Relación empírica: D=

6 × 10−5 γks−0.1h 2 µrw hperf

donde, γ es la densidad relativa del gas y ks es la permeabilidad en las cercanías del pozo en md, h y hperf el espesor perforado y el espesor neto, µ es la viscosidad del gas en cp, evaluado a la presión de fondo fluyendo. La figura 14 es una gráfica log-log que muestra el comportamiento de la afluencia al pozo cuando es flujo laminar y con la corrección del efecto al flujo turbulento. El potencial máximo obtenido con la ecuación para flujo turbulento es de 460 Mpcd, mientras que la curva para flujo laminar permitiría calcular un potencial de 1460 Mpcd.

Fig 15. Curva de afluencia de un pozo de gas. Flujo laminar (Darcy) y Turbulento (No Darciano).

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Flujo transitorio para un pozo de gas.

El flujo de gas en un yacimiento bajo condiciones transitorias se puede aproximar por la combinación de la ley de Darcy y la ecuación de continuidad. En general, k ∂p ∂p 1 ∂ k ∂p = ∇( ρ ∇p ) la cual para coordenadas radiales se reduce a φ = = (ρ r ) φ= ∂t ∂t r ∂r µ ∂r µ m pMW ∂  p 1 ∂  k ∂p   De la ley de los gases reales, ρ = = Sustituyendo φ   = rp  V ZRT ∂t  Z  r ∂r  µZ ∂r  Considerando la k y Z son constantes y realizando la derivada del término de la derecha y además ∂ 2 p 2 1 ∂p 2 φµc ∂p 2 + = , sin embargo; esta ecuación para altos gasto de gas para un gas ideal, ∂r 2 r ∂r k ∂t y variaciones fuerte de la presión de fondo fluyendo puede llevar a un error considerable, por lo que; existe una relación desarrollada por Al-Hussainy and Ramey (1966) en función de la pseudo presión de un gas real, m(p). p

p dp , donde p0 es una µZ p0

m( p ) = 2 ∫

referencia arbitraria (puede ser cero). La pseudo presión diferencial ∆m( p ) = m( p ) − m( pwf ) . Para bajas presiones resulta pi pi 2 − Pwf2 p ∆m( p ) = 2 ∫ dp ≈ µZ µZ pwf Para presiones superiores a 3000 psi, tanto Pi como Pwf , pi p p ∆m( p ) = 2 ∫ dp ≈ 2 ( pi − pwf ) µZ µZ pwf Fig 16. Curvas para un IPR transitorio.

Finalmente, la pseudo presión de un gas real puede ser usada en lugar de la diferencia de presiones al cuadrado en cualquier relación de afluencia de un pozo de gas.

Así la siguiente relación puede permitir una analogía para la afluencia de un pozo de gas, cuando se utiliza la presión pseudo reducida del gas, en caso de usar la diferencia de las presiones al cuadrado se debe reemplazar el término 1638T por 1638µZT en el denominador.

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kh(m( pi ) − m( pwf ) )   k q= − 3.23 log t + log 2 1638T φ ( µct )i rw  

−1

Ecuaciones para el IPR de un yacimiento de gas

Existen diferentes ecuaciones disponibles para calcular un IPR para un yacimiento de gas, realizadas por diferentes autores las cuales pueden ser utilizadas dependiendo la cantidad de información disponible y estas son: Terminación Vertical Lineal Fetkovitch Jones Back Pressure Estado pseudo estacionario(PSS) Forchheimer Fractura Hidráulica Transiente

Terminación Horizontal Joshi Babu & Odeh PSS IP distribuido

Datos utilizados para generar las curvas de afluencia al pozo de gas en esta sección. T = 180° F, 640°R Pi = 4613 Zi = 0.945 S=0 µ = 0.0244cp h = 78 ft y hperf=39 ft Tpc= 378 °R y Ppc= 671 psi

γg = 0.65 Φ = 0.14 rw = 0.328 ft (7 7/8”) re=1490 ft k = 0.17 md Sw =0.27 Sg = 0.73

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El término de condensación retrógrada es comúnmente usado debido a que generalmente durante una expansión isotérmica C O N D E N S A C I Ó N ocurre la vaporización y no la condensación. Cuando hay dos fases R E T R O G R A D A E N en un sistema, es muy fácil decidir cuál es el líquido y cuál es el gas: La fase superior corresponde al gas y la inferior al líquido. La Y A C I M I E N T O D E diferencia más notable entre un gas y un líquido es la densidad. Y G A S Y la densidad está ligada a la distancia que separa las moléculas. Si las C O N D E N S A D O moléculas están muy distanciadas (como suele ocurrir en el estado gaseoso) la densidad es baja. Pero las moléculas se acercan entre sí por dos razones. F E N Ó M E N O

D E

A bajas temperaturas porque la agitación térmica no logra contrarrestar las fuerzas de atracción

entre moléculas (Fuerzas de Van der Waals) y se produce la condensación "normal" (formación de líquidos por enfriamiento). A altas presiones. Entregando alta energía al sistema para "obligar" a las moléculas a permanecer

en contacto pese a la agitación térmica. De este modo tanto en los líquidos como en los gases a alta presión, las densidades son altas. Y esto hace que los gases a alta presión tengan un comportamiento similar al de los líquidos. En resumen, el fenómeno de la condensación retrógrada se manifiesta en: La condensación de líquido durante la expansión a temperatura constante de un gas (Donde el fenómeno "normal" es la condensación durante la compresión del gas). La condensación de líquido durante el calentamiento a presión constante de un gas (Donde el fenómeno "normal" es la condensación durante el enfriamiento del gas). Los gases a alta presión son capaces de "disolver" líquidos. La disolución implica la mezcla íntima de las moléculas. Es difícil imaginar la "disolución" de un líquido en un gas a presión atmosférica pues en el mismo volumen en que el gas tiene apenas 1 molécula, una fase líquida puede contener cientos de moléculas. Pero en los gases a muy alta presión (200 ó más Kg/cm2) las distancias moleculares se acortan de tal manera que es perfectamente razonable aceptar que una fase gaseosa en esas condiciones puede disolver moléculas más pesadas (el gas y el líquido pasan a tener cantidades similares de moléculas por unidad de volumen). Entonces ¿qué ocurre si, luego de disolver algo de líquido, un gas a alta presión se expande? El gas pierde su capacidad de disolver líquidos (pasa a comportarse como un gas con las moléculas distanciadas) y los componentes pesados se desprenden generando lo que se conoce como condensación retrógrada.

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Punto Crítico

Pyac y Tyac A1

CRICONDENBARA

Ruta de produción

Punto de burbuja

P R E S I Ó N

Aceite

Punto de Rocío

80%

A2

40%

Gas y Aceite

C R I C O N D E N T E R M A

Para el caso de los Yacimientos de Gas y Condensado, que es el caso que nos ocupa, en proceso isotérmico al disminuir la presión por debajo de la presión de rocío ocurre condensación retrógrada. Para introducir este fenómeno vamos a recurrir a los diagramas PT.

Partiendo de un yacimiento con presión mayor que la presión de A3 rocío y temperatura menor a la 10% Gas crincondenterma, punto A1, se tiene 5% que el fluido en el yacimiento es una Separ ador 0% sola fase (gas). La presión de yacimiento comienza a disminuir TEMPERATURA debido la producción extraída y además manteniendo la temperatura Fig 17.Curvas para un IPR transitorio constante, también la composición y por lo tanto la envolvente de fase se mantiene similar que al inicio de la explotación del yacimiento hasta que la presión en el yacimiento es igual a la presión de rocío y por debajo de esta comienza a entrar a la envolvente de fase. Es en este momento que comienza a formarse líquido, debido al fenómeno de condensación retrograda del punto de rocío hasta el punto A2, en el yacimiento, este condensado queda retenido en el medio poroso en tanto no alcance su saturación crítica y por lo tanto el gas producido se empobrece en componentes intermedios y pesados aumentando así, la relación gascondensado (RGC), de hecho después de que se alcanza el punto de rocío la composición del líquido producido cambia y de igual forma la envolvente de fase de los fluidos remantes en el yacimiento comienza a cambiar. 20%

Finalmente el fenómeno se revierte y el condensado que se formó y quedó adherido en los poros del yacimiento durante el periodo entre el punto de rocío y el punto A2 comienza a vaporizar. Esta vaporización ayuda en la recuperación del líquido y se evidenciará con la disminución de la RGC. En general el fenómeno de condensación retrograda será más evidente en:  Yacimientos con baja temperatura  Yacimientos con presiones de abandono altas  Yacimientos en los que su composición cambie fuertemente. 27

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Capitulo

S Y S T E M S

2

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Fundamentos de flujo de gas en tuberías Introducción

Flujo Laminar y Flujo Turbulento.

L

El flujo de fluidos en un pozo puede verse afectado por diversos aspectos, dependiendo de la geometría del flujo, las propiedades de los fluidos y el gasto. El flujo puede ser monofásico o multifásico, en la mayoría de los pozos se presenta éste último. La geometría del flujo es comúnmente a través de tuberías circulares o de los espacios anulares de las tuberías de producción con las tuberías de revestimiento. En tanto que las propiedades de los fluidos deben ser consideradas para evaluar el comportamiento del flujo en el pozo y en función del gasto (velocidad) el flujo puede ser laminar o turbulento. La resistencia al flujo de un fluido puede ser caracterizado en función de la viscosidad si éste se mueve en un plano, con uno de los extremos fijo y en el otro extremo una lámina moviéndose junto con el fluido. Existe un gradiente de velocidad positivo desde el punto fijo al plano en movimiento y esto es llamado flujo laminar. P´1

FLUIDO

P1

Plano Fijo

P1

La aplicación más común del flujo laminar será para el flujo de un fluido (líquido o gas) a través de una tubería. Para este caso en particular la velocidad de flujo es menor para la frontera entre el fluido y las paredes de la tubería y aumenta hasta alcanzar la velocidad máxima en el centro de la tubería. El perfil de velocidad puede ser calculado dividiendo el flujo en elementos cilíndricos de diámetro menor y concéntrico.

P´2

Plano en movimiento

Velocidad de cada plano incrementando

P2

P2

vm

El objetivo que se persigue es evaluar las caídas de presión a lo largo del sistema, que para nuestro interés son los pozos y las líneas de descarga.

Fig. 1 Flujo laminar

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El flujo al alcanzar la velocidad crítica comienza a ser turbulento con la formación de movimientos caóticos. Esta turbulencia incrementa la resistencia al flujo fuertemente, por lo que existen caídas de presión más grandes, por lo que para un gasto más alto deberá haber una presión mayor disponible.

P2

P1

vm

q = v f At

Fig. 2 Flujo Turbulento

Propiedades del gas natural P R O P I E D A D E S D E L

G A S

N A T U R A L

 Densidad  Densidad relativa

Los cálculos de perdidas de presión en una tubería involucran conocer y calcular a su vez las propiedades del gas, por lo que será importante conocerlas y entenderlas. Estás propiedades ya se explicaron en el capítulo 1 sin embargo se menciona un resumen a continuación de las ecuaciones a utilizar.

 Viscosidad  Factor de Volumen de Gas  Factor de Compresibilidad, Z  Ley de los Gases Reales

Densidad del gas

ρ=

γ m ó ρ g = 0.0764 g Bg V

Densidad relativa del gas γ g = PM = ∑ yi PM i 28.97 28.97 producido, de formación y del gas γ gd = 0 . 25 + 0 . 02 ° API disuelto (Correlación de Katz) Viscosidad

µ g = K × 10 e −4

nRZ

Factor de volumen del gas, Bg

Vg Vg

C .Y . C .S .

=

(X (

ρg 62.428

c. y.

+ R s × 10

−6

Rγ g − Rsγ gd R − Rs

( 0 . 6874 − 3 . 5864 ° API )

)Y )

Tc.y.

Pc . y . T c . y . Pc . s . = nRZ C . S .T C . S . T c .s . Pc . s .

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γ gf =

,

 Z c.y.   P  c. y.

   

A R T I F I C A L

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S C H L U M B E R G E R 



Factor de compresibilidad del gas, C = 1p − Zp1  ∂∂pZ    Z También es importante tener pV = ZnRT presente la ecuación de los gases reales. El componente del gas natural que se libera principalmente es el metano que tiene una densidad relativa de 0.55, al declinar la presión comienza un proceso de vaporización de los componentes más pesados con mayor peso molecular, por lo tanto γ gd ≥ γ gf ≥ 0 . 55 . g

pc

E C U A C I Ó N

D E

C O N S E R V A C I Ó N D E

L A

E N E R G Í A

pr

T

La ecuación general que gobierna el flujo de fluidos en una tubería, se obtiene a partir de un balance macroscópico de la energía asociada a la unidad de masa de un fluido, que pasa a través de un elemento aislado del siguiente sistema:

 Perdidas de presión por fricción

ρ2,V2,P2

 Perdidas de presión por aceleración

 Perdidas de presión por elevación

hT

 Flujo horizontal  Flujo Vertical  Flujo por espacio anular

ρ1,V1,P1

Fig 1.- Diagrama de flujo en un conducto aislado Con base en la ley de la conservación de la energía (considerando una masa unitaria y que no existe acumulación de material o energía entre puntos): E1 = ∆W f + ∆Ws + E2

Donde: ∆W f pérdidas de energía por fricción(viscosidad y rugosidad) ∆Ws Pérdidas de energía por trabajo externo.

Energía por unidad de masa, en la posición uno. Energía por unidad de masa, en la posición dos. g La energía de expansión es: Ee = pV , la energía potencial es: E p = h y la energía cinética es: gc

E1 E2

Ec =

v2 2gc 30

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Sustituyendo estás expresiones en la expresión de la conservación de la energía: g ∆v 2 V∆p + ∆h + + ∆W f + ∆Ws = 0 , multiplicando a la expresión por ρ / ∆L gc 2gc  ∆p   ∆p   ∆p   ∆p    =  +  +  ésta expresión contempla las 3 componentes: elevación,  ∆L T  ∆L  e  ∆L  ac  ∆L  f aceleración y fricción.

Las pérdidas de presión debido a la fricción tienen las siguientes expresiones para realizar los cálculos: Ecuación de Darcy Donde: d es diámetro de la tubería, v es velocidad y ρ es la densidad ambos del fluido y f es el factor de fricción Ecuación de Fanning d Donde: Rh es el radio hidráulico = 4 Flujo Laminar

fρ v 2  ∆p    = 2gcd  ∆L  f fρ v 2  ∆p    = 2 g c Rh  ∆L  f f = f ( ξ , N Re )

f = 64

N Re

  N Re − 2300  1.3521 f =  2300  ξ  2.514 +  2.3026 log   3.715 3100 f

  ξ 2 .514 f =  − 2 log  +  f N Re  3 .715 d   f = 1 . 14 − 2 log 

N Re =

ξ 21 . 25  + 0 .9 d N Re 

   + 0.032 2       

Flujo crítico

−2

  o  

Flujo Turbulento

    

dv ρ

Número de Reynolds

µ

Los valores más comunes son: Tubería estriada 0.00006” ∑ ∆pi Tubería de producción o 0.0006” ξ = n i =1 perforación pi   ∑ ∆ L Ai  i i =1  Tubería de escurrimiento 0.0007” Tubería Galvanizadas 0.006” Para poder determinar el valor del factor de fricción f, es necesario determinar el régimen de flujo, pudiendo ser laminar o turbulento. Una forma de poder determinar el régimen de de flujo es con n

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el uso del número de Reynolds y cuando el flujo es de una sola fase y es laminar entonces el factor de fricción depende solamente del número de Reynolds, NRe<2300. Para flujo turbulento NRe>3100 y el factor de fricción se calcularía con la ecuación de Colebrook y White.

Fig 2.- Diagrama de Moody Flujo de gas en tuberías

Considerando un sistema aislado y despreciando los efectos de las perdidas de presión por aceleración. Entonces prevalecen las caídas de presión por fricción y elevación.  ∆p   ∆p   ∆p   ∆p  Por lo tanto, la siguiente expresión   =  +  +  queda reducida  ∆L T  ∆L  e  ∆L  ac  ∆L  f solamente con la componente de las perdidas de presión por fricción: ∆ Pf =

f ρ Lv 2 2gcd

Donde:

ρ g = 0 .0764

32

γg Bg

,

 p0  Z (T + 460 )  B g =  p  T0 + 460 

y

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v=

q 4q B g = A πd 2

Esta ecuación permite evaluar perdidas de presión por fricción en Además p = ( p1 + p2 ) / 2 y ∆p = p1 − p2 , entonces sustituyendo y dejando la expresión en unidades consistentes. tuberías horizontales 2 f   p0  q γ g (T + 460)L  p12 − p22 =  2   d5  461.346  T0 + 460  

Con la componente de las pérdidas de presión por elevación:  p0  Z (T + 460 ) , Donde: ρ g = 0 .0764 γ g   B g B g =  T + 460  p  0 

∆pe = ρ g h

Esta ecuación permite evaluar pérdidas de presión por elevación.

p − p = 0.03756 2 1

2 2

p 2γ g h

Z (T + 460 )

Como ejemplo de aplicación de la expresión para calcular las perdidas de presión por elevación, se tiene el caso para calcular la presión de fondo de un pozo (Pws) siempre que éste se encuentre estabilizado. Para el caso de un pozo productor de gas la Pwf será siempre mayor a la Ptp debido a los efectos combinados de la fricción y el cambio de elevación, considerando despreciable las pérdidas por la aceleración del fluido. Con las ecuaciones anteriores para calcular pérdidas por fricción y elevación, suponiendo flujo permanente de una sola fase y pérdidas por aceleración despreciables: f  p12 − p 22 =  2  461 .346

p 2γ g h   q 2γ g (T + 460 )L  p0     + 0 . 03756   d5 Z (T + 460 )  T0 + 460   

Se tiene la siguiente ecuación para calcular el gasto de gas: 0.5

 0.03756 p 2γ g h  K   d 2.5 qg = 0.45  p12 − P22 −   ( ) L  Z T + 460   0.5

Donde: K 4 = 461.3462  T0 + 460     

p0

 1  ( ) f γ g Z T + 460   

0.5

33

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R

Varios autores han publicado diferentes ecuaciones para calcular el flujo de gas a través de tuberías, todas ellas se basan en la última ecuación presentada para calcular el qg sin embargo; su desarrollo final se han tomado en cuenta las suposiciones que establecen sus diferencias y que permiten clasificarlas por la forma en se evalúa el factor de compresibilidad y el factor de fricción. Ver tablas siguientes. Las figuras 3 y 4 muestran las curvas típicas de un perfil de presiones en función de la longitud y del gasto de gas.

AUTOR

ECUACION

Darcy

 p 2 − p2 2  2.5 qg = K 4  1  d L  

Clinedinst 3

PanhandleA4

0.5

0.5

Ppr , 2 Ppr  Ppr ,1 Ppr  qg = K 4 ∫ dPpr − ∫ dPpr  d 2.5 o Z Z o 

 p 2 − p2 2  qg = K 4  1  L    p 2 − p2 2  qg = K 4  1  L  

0.5394

d 2.5

0.510

d 2.530

PanhandleB 4  p 2 (1 + Cp1 ) − p1 2 (1 + Cp 2 )  qg = K 4  1  L  

d 2.530

0.5

Weymouth 4

 p 2 − p2 2  83 qg = K 4  1  d L  

Smith 5,6

 p 2 − p2 2  2.5 qg = K 4  1  d L  

Cullender 4, 7

0.510

0.5

(

)

(

)

0.5

 ∆p I + I − ∆p 2 I + I 2  2.5 qg = K 4  1 1  d L  

34

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R

EQUIVALENCIAS DE LA CONSTANTE K 4 EN LAS DIFERENTES ECUACIONES DE FLUJO AUTOR

ECUACION 0.5

 1   fγ Z T + 460  g

0.5

Darcy

 T + 460   K 4 = 461.346 o  po 

Clinedinst

Z o p pc (To + 460)  1  K 4 = 109.64  po  γ g L T + 460

Panhandle A

 T + 460   K 4 = 435.87 o  po 

(

(

∗

 T + 460   = 737 o  po 

1.0788

1.02

 1  γ  g

0.4606

   

)

  E  

)

   

0.5

  1    Z T + 460   

(

  1    Z T + 460   

(

0.510

)

 1  γ  g

Panhandle B

K

Weymouth

 T + 460   K 4 = 433.49 o  po 

  1   E  γ Z T + 460   g 

Smith

 T + 460   K 4 = 77.831 o  po 

1   f 

Cullender

 7.58 × 10 6 K4 =   γ f g 

4

   

(

)

   

E

0.961

E

0.5

)

0.5

  1  E   γ Z T + 460   g 

(

( = (p

)

) − p)

∆p 2 = p − p 2 ∆p 2

 284.2 × 10 6 K 4 =  L 

0.5394

0.5

0.5

F .horizontal

Cullender

0.5

1   E f 

  

0.5

h   f

1

0.5

F .inclinado

Las unidades utilizadas son: Psi para presión, °F para Temperatura, pies para longitudes y diámetros, pies/seg para el gasto. 35

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R Pth

Presión en superficie, psi

T u b e r í a

Pth < Pwf

V e r t i c a l

Tubería Horizontal

Presión, psi

Profundidad, m

Pld

Pwf

Presión inicial

Pi > Pf

Presión Final

Pws

Presión en fondo, psi

Longitud, m

Presión en fondo (Pwf), psi

Fig. 3.- Perfil de presiones a través de una tubería vertical y horizontal

A un determinado Diámetro de tubería Y Presión del sistema

Gasto (q), Mpcd

Fig. 4.- Curva de presión contra el gasto de gas en una tubería Flujo de gas en espacios anulares.

El espacio entre dos objetos concéntricos tal como puede ser en un pozo con su tubería de producción y la tubería de revestimiento se denomina espacio anular. En la mayoría de los pozos de gas producen por la tubería de producción por lo tanto la ecuación para calcular las perdidas de presión considerando los efectos de fricción y elevación no sufre ningún cambio, pero cuando el gas fluye por el espacio anular se deberán tener las siguientes consideraciones.

Calcular el diámetro hidráulico que es igual a 4 veces el área de la sección transversal al flujo entre el perímetro mojado, d h = 4 Rh = d ci − d te , este se debe sustituir en la ecuación siguiente: ∆′p = f

ρ ′v 2 L′ 2 gc d

, donde v =

q , sustituyendo la ecuación queda de la siguiente forma: A

36

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R

2 p 2γ g h f   p0  q γ g (T + 460 )L    p −p =  3 2 + 0.03756 2  Z (T + 460 )  461.346  T0 + 460  (d ci − d te ) (d ci − d te )  2 1

2 2

Para el número de Reynolds en conductos anulares, tampoco se admite sustitución directa del diámetro hidráulico y puede aproximarse de la siguiente forma:

N Re = 0.020156

q gγ g µ (d ci + dte )

Eficiencia de flujo, E. Al igual que en el flujo de líquidos por tuberías, la eficiencia es factor de ajuste para compensar los efectos de corrosión, erosión, rugosidad e incrustaciones que no se consideraron en el desarrollo para la obtención de la ecuación de flujo, de tal forma que los resultados obtenidos tienen que ser corregidos para obtener gastos más reales, los valores más comunes de la eficiencia de flujo según Ikoku son: Flujo Gas Seco Gas Húmedo Gas y Condensado

Contenido de líquidos, gal/106 pie3 0.1 7.2 800

Eficiencia de flujo 0.92 0.77 0.6

Perdidas de fricción en las conexiones

Las conexiones en las tuberías y otros tipos de accesorios, incrementan las perdidas de presión por fricción en el sistema. En el mejor de los casos, estas pérdidas adicionales presión sólo pueden ser estimadas en forma aproximada. Se deben de incluir en el análisis de un sistema, considerando que cada conexión o accesorio debe ser sustituido por una longitud equivalente de sección recta, dependiendo del tipo de accesorio instalado, la cual deberá provocar una perdida de presión similar a las de la conexión real. Además, deberá agregarse a la longitud equivalente la longitud axial de la tubería, antes de calcular la perdida de presión total del sistema. Los valores de la longitud equivalente para las válvulas comunes y otras conexiones, para flujo turbulento, pueden obtenerse mediante el nomograma de la figura 3. Para el flujo multifásico las longitudes equivalentes deberán multiplicarse por seis.

37

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R

Figura 5. Nomograma de la resistencia al flujo ofrecida pro las válvulas y conexiones, en términos de la longitud equivalente de una tubería recta. (Cortesía Crane co.)

38

A R T I F I C A L

L I F T

Capitulo

S Y S T E M S

3

S C H L U M B E R G E R

Flujo multifásico en tuberías Introducción

Flujo multifásico.

E

l flujo simultáneo de dos o más fases, ocurre en la mayoría de los pozos de aceite y en muchos de los pozos productores de gas y en algunos de los pozos inyectores. El comportamiento del flujo dos fases depende fuertemente de la F L U J O distribución de las fases en la tubería, lo cual depende de la dirección del flujo en relación al campo gravitacional. M U L T I F Á S I C O

 Patrones de flujo vertical y

Patrones de flujo

horizontal

 Mapas de flujo  Colgamiento  Resbalamiento  Velocidad superficial  Velocidad real

Es evidente entonces que al fluir dos fases simultáneamente, lo pueden hacer en formas diferentes, cada una de estas formas presenta una distribución relativa de una fase con respecto a la otra, constituyendo un patrón o tipo de flujo.

La manera en la cual las dos fases son distribuidas en la tubería afecta otros parámetros, tales como el deslizamiento entre fases y el gradiente de presión. El régimen de flujo o patrón de flujo es una descripción cualitativa de la distribución de fases. En flujo vertical ascendente de gas-líquido se definen 4 regímenes de flujo: Burbuja, Bache, espiral o anular bache y anular niebla que se muestran en la figura 1. Para flujo horizontal también es un problema común en la industria petrolera, en las líneas de descarga el flujo bache llega a ser de suma importancia predecirlo y entenderlo para definir por ejemplo el diámetro de la tubería a utilizar en la red de transporte de hidrocarburos. La figura 2 muestra los patrones de flujo más comunes para el flujo horizontal. Los cambios en el patrón de flujo ocurren como una progresión con la variación del gasto de gas para un gasto de líquido determinado. Las fronteras entre patrones de flujo en los mapas de flujo muestran que los cambios dependen directamente de la velocidad superficial de cada fase.

Los mapas de patrones de flujo han sido obtenidos en diferentes experimentos por diversos investigadores, se mencionan los más difundidos: Duns y Ros, Govier y Aziz, Beggs y Brill, Taitel y Dukler, Petalas y Aziz, Baker, etc. Algunos sólo para flujo inclinado u horizontal o ambos. 39

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

Dirección del flujo

Dirección del flujo

S C H L U M B E R G E R

Burbuja

Bache

Anular bache

Anular niebla

Patrones de flujo verticales Fig 1.- Configuración geométrica en flujo vertical Flujo segregado-estratificado

Flujo segregado-ondulado

Flujo segregado-anular

Flujo intermitente-tapón

Flujo intermitente-bache

Flujo Distribuido-burbuja

Flujo Distribuido-niebla Dirección del flujo

Fig 2.- Patrones de flujo horizontal, observados por H.D.Beggs, 1973. 40

A R T I F I C A L

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Mapa de patrón de Petalas y Aziz de flujo horizontal para un sistema de gas y líquido Estratificado Estratificado ondulado Burbuja alargada Bache Anular niebla Espuma Burbuja dispersa Burbuja

Mapa de patrón de Taitel y Dukler de flujo horizontal Intermitente Anular niebla Ondulado

Mapa de patrón de Gregory de flujo vertical

41

Espuma Anular niebla Bache Burbuja

A R T I F I C A L

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S C H L U M B E R G E R

Los siguientes parámetros son de importancia en el estudio del flujo multifásico: Colgamiento, λ = VL . Se define como la relación entre el volumen de líquido VL existente en Vtp

una sección de tubería a las condiciones de flujo, y el volumen de la sección de tubería Vtp . Esta relación de volúmenes depende de la cantidad de líquido y gas que fluye simultáneamente en la tubería. Generalmente, la velocidad de la fase de gas es diferente a la velocidad de la fase del líquido, razón por que se presenta el resbalamiento entre las fases. Colgamiento sin resbalamiento

Colgamiento considerando el resbalamiento

q ′L λ= q ′L + q ′g

C5  N gv 2 2  y L = exp C1 + C 2 senθ + C3 sen θ + C 4 N Lµ C6  N LV 

(

Donde:

)

 1   N L2µ = 0.15726µ L  3   ρ Lσ 

ρ  N gv2 = 1.938v sg  L  σ 

Dirección del flujo Horizontal Ascendente Descendente

0.25

ρ  2 N Lv = 1.938v sL  L  σ 

   

0.25

0.25

Tipo de flujo

C1

C2

C3

C4

C5

C6

Todos

-0.38011

0.12988

-0.11979

2.34323

0.47569

0.28866

Estratificado Otros

-1.33028 -0.51664

4.80814 0.78981

4.17156 0.55163

56.26227 15.51921

0.07995 0.37177

0.50489 0.39395

Resbalamiento. Es el fenómeno que se presenta cuando una de las fases presente en el flujo tiene mayor velocidad que las otras. Las causas atribuibles a este fenómeno son varias, entre ellas; la resistencia al flujo por fricción, la diferencia de compresibilidad entre el gas y el líquido, hace que el gas en expansión viaje a mayor velocidad que el líquido. Cuando el flujo es ascendente, actúa la segregación gravitacional ocasionando que el líquido viaje a menor velocidad y, el caso contrario se presenta para el flujo descendente. La velocidad de deslizamiento, vd la podemos estimar como; vd = vg − vL . Velocidad Superficial. Es la velocidad que tendría cualquiera de las fases si ocupara toda la tubería y se definen por las expresiones siguientes: Velocidad Superficial de líquido

Velocidad Superficial de gas

Velocidad Superficial de la mezcla

vsL =

vsg =

vm =

q ′L Atp

q ′L Atp

q ′L + q′g Atp

= vsL + vsg

Velocidad Real. La velocidad real es la velocidad de cada una de las fases tomando en cuenta el concepto del colgamiento.

42

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R

vL =

vsL yL

y vg =

vsg (1 − yL )

La densidad de la mezcla entonces puede obtenerse de la siguiente expresión: Considerando el resbalamiento ρ m = ρ L y L + ρ g (1 − y L ) ρ L = ρ o f o + ρ w f w

Sin considerar el resbalamiento ρ m = ρ L λL + ρ g (1 − λL )

Viscosidad de la mezcla. Este parámetro puede ser obtenido de las siguientes expresiones: Considerando el resbalamiento µ m = µ LyL µ g(1− yL ) µ L = µ o f o + µ w f w

Sin considerar el resbalamiento µ m = µ L λ + µ g (1 − λ )

Gasto de gas Crítico. Para flujo vertical o inclinado las pérdidas de presión por fricción es el aspecto más importante de los tres componentes. Generalmente se atribuyen pérdidas de presión del orden del 80 % y también resulta ser una de las principales causas por las que los pozos se “cargan” y pueden llegar hasta dejar de producir. Uno de los ejemplos más claros de este proceso se representa en los pozos productores de gas, en los que la acumulación de líquido provoca una reducción en la producción de hidrocarburos. La predicción de ¿Cuándo va a ocurrir este proceso? es muy difícil de realizar pero existen ciertas referencia con base en la velocidad de la fase de gas para estimar el gasto de gas mínimo para evitar el proceso de la carga de líquido en el pozo. Si un pozo de gas produce líquido, éste probablemente tendrá un problema para producir en un futuro. La carga de líquido incrementará el gradiente de presión y se convierte en una contra presión hacia el yacimiento. El líquido comienza a acumularse en el pozo debido a que la velocidad del gas es menor que la necesaria para arrastrar líquido hasta la superficie. Este proceso se puede visualizar en la figura 3. R.G turner, presentó en 1969, un método para determinar la velocidad mínima que debe adquirir la corriente de gas para mantener un arrastre continuo de las partículas de líquido del pozo. Esta velocidad está en función tanto de la forma y diámetro de la partícula como de la densidad y viscosidad del fluido que la desplaza así como de la tensión interfacial entre ambos fluidos.

43

A R T I F I C A L

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Líquido resbalando Para el proceso de acumulación

Gas y líquido fluyendo

La expresión general para calcular la velocidad terminal de la partícula (ρ L − ρ g )D , vt (pies/s) es: vt = 6.55 CD ρ g ft/sec Donde: CD es el coeficiente de arrastre y D es el diámetro de la gota. La expresión que relaciona el diámetro de la gota y la velocidad terminal es el número 2 vt ρ g D , donde la σ es de Weber. N we = σg c la tensión interfacial, lb/ft Para N we = 30, la ecuación de Turner es:

Líquido acumulado Gas + líquido

Gas + líquido

Fig. 3.- Pozo productor de gas con carga de líquido.

vt = vt =

[

]

1.59 σ (ρ L − ρ g )

[

ρ g 0 .5

0.25

Para presiones menores a 1000 psi

]

1.92 σ (ρ L − ρ g )

0.25

Para presiones mayores a 1000 psi

ρ g 0 .5

Suponiendo γ g = 0.6 y T = 140 °F y partículas de líquido de agua o condensado cuyos respectivos valores promedio de tensión interfacial son: Líquido Agua Condensado

vt = vt =

[

[

ρ g 0 .5

0.25

ρg

0 .5

4.43(67 − 0.0031 p ) (0.0031 p )0.5

Para Condensado

0.25

vg =

]

1.92 σ (ρ L − ρ g )

67 45

Para Agua

]

1.59 σ (ρ L − ρ g )

ρ (lbm/pie3)

σ (dinas/cm) 60 20

0.25

5.62(67 − 0.0031 p ) (0.0031 p )0.5

0.25

vg =

44

3.37(45 − 0.0031p ) (0.0031p )0.5

0.25

vg =

4.02(45 − 0.0031p ) (0.0031p )0.5

0.25

vg =

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R

Aprovechando q = A ∗ v , el gasto de gas mínimo necesario para prevenir el proceso de carga de líquido en un pozo para una particular velocidad y diámetro de la tubería: qg =

3.06vg A

TZ

p , MMpcd

Donde: vg; Velocidad del gas (pies/sec) p; presión (psi) A; área de la TP en pies2 Z: Factor de Compresibilidad del gas.

Las siguientes figuras 4 y 5 muestran las curvas de la ecuación anterior para diferentes diámetros de tubería y diferentes presiones, se consideraron los siguientes datos para el cálculo. Datos Densidad relativa del gas Densidad relativa del condensado o Densidad relativa del agua w Corte de agua fw Twh Temperatura en la cabeza Pwh Presión en la cabeza Factor de compresibilidad z g

Tbh Pwf z

Temperatura del yacimiento Presión de fondo fluyendo Factor de compresibilidad

45

0.6 0.75 1.05 1 Fracc. 48.8 °C 100 psi 0.9868642 100 °C 1,000 psi 0.94366977

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R

Efecto del Diámetro de Flujo sobre el Caudal de Gas Crítico Solución en la Cabeza del pozo

Presión en la Cabeza (psi)

1200

1000

800

600 3.920 2.992

400

2.441 1.750

200

1.500

3.90

3.75

3.60

3.45

3.30

3.15

3.00

2.85

2.70

2.55

2.40

2.25

2.10

1.95

1.80

1.65

1.50

1.35

1.20

1.05

0.90

0.75

0.60

0.45

0.30

0.15

0.00

0

Rango Mínimo del Flujo de Gas (MMpcd)

Figura 4. Gasto de gas crítico para las tuberías de: 4 ½”, 3 ½”, 2 7/8”, 2” y 1 ¾”, para diferentes presiones.

Efecto del Diámetro de Flujo sobre el Gasto Mínimo de Flujo Solución en el Fondo del pozo

Presión en el flujo de fondo (psi)

2200

2000

1800

3.920

1600

2.992 1400

2.441 1.750

1200

1.500

Rango Mínimo de Flujo de Gas (MMpcd)

Figura 5. Gasto de gas crítico para las tuberías de: 4 ½”, 3 ½”, 2 7/8”, 2” y 1 ¾”, para diferentes presiones. 46

5.0

4.8

4.6

4.4

4.2

4.0

3.8

3.6

3.4

3.2

3.0

2.8

2.6

2.4

2.2

2.0

1.8

1.6

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.0

1000

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R

Correlaciones de flujo. Correlaciones de flujo monofásicas. Algunas de las correlaciones más utilizadas en la industria del petróleo son las siguientes:      

Moody AGA - Dry Gas Equation Panhandle A Panhandle B Hazen-Williams Weymouth

Correlaciones de flujo Multifásicas. Existen diversas correlaciones (métodos experimentales de cálculo) desarrolladas por diferentes investigadores para evaluar las pérdidas de presión en tuberías horizontales, verticales o inclinadas. Muchas de las correlaciones y modelos están basadas para sistemas agua-aire, pero también existen trabajos desarrollados para gascondensado-agua con diferentes relaciones entre ellas, es decir a diferentes gasto de gas con diferentes gastos de líquido con diferentes tipos de tuberías, diámetros y longitudes. La exactitud de los cálculos de las pérdidas de presión fluyendo depende de la estimación de la velocidad de la mezcla, la densidad de la mezcla y el factor de fricción de dos fases. El cálculo de la velocidad de la mezcla es relativamente simple, pero la densidad de la mezcla y el factor de fricción, en las secciones de la tubería en condiciones fluyentes, es muy complejo. Una característica específica de los modelos de flujo multifásico existentes es la forma de calcular el factor de fricción para las dos fases y el colgamiento de líquido (Holdup), ya que ambos tienen un efecto significativo en la densidad de la mezcla bajo condiciones fluyentes. La tabla 1 muestra una clasificación de las correlaciones de flujo más utilizadas en la industria del petróleo en función de las consideraciones realizadas para evaluar las perdidas de presión en las tuberías.

47

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R G RU PO I

G RU PO II

G RU PO III

No considera patrones de flujo

N o considera patrones de flujo

Considera los patrones de flujo

N o incluye el efecto de resbalam iento El volum en del fluido se calcula con la RG L. La caída de presión se calcula con base en el factor de fricción de una fase A U TO RES:

El efecto del resbalam iento se

El efecto del resbalam iento se

incluye en el cálculo del volum en

incluye en el cálculo del volum en

Las caídas de presión por fricción se calculan con las características de la m ezcla de fluidos A UTO RES:

Las caídas de presión por fricción se calculan con los parám etros de la fase continua A U TO RES:

1. Poettm ann-Carpenter

1. Krylov

1. B eggs-Brill

2. Fancher-B row n

2. M oore W ilde

2. D uns-Ros

3. Baxendell-Thom as

3. H agedorn-Brow n II

3. O rkiszew ski

4. Gilbert

4. G riffith W allis

4. A ziz-G ovier-Fogarasi

5. Gaither y col.

5. Chierici y col. 6. M odelo Com posite 7. M odelos M ecanísticos

Tabla 1. Clasificación de Correlaciones de flujo multifásico

48

A R T I F I C A L

L I F T

S Y S T E M S

S C H L U M B E R G E R

La tabla 2, muestra una recopilación histórica de los diferentes trabajos para obtener las correlaciones de flujo, así como las condiciones bajos las cuales fueron desarrolladas, lo que permiten definir su rango de aplicación.

Tabla 2. Clasificación histórica de las correlaciones de flujo. Curvas típicas de capacidad de transporte (Outflow). Una vez que los fluidos del yacimiento han llegado hasta el pozo, en el flujo vertical la mayor parte de la energía disponible se pierde en esta sección del sistema de producción. Lo que provoca que se requiera una evaluación precisa de la distribución de presión a lo largo de la tubería de producción. Hacerlo en conjunto con un análisis integral del sistema de producción, es posible:      

Diseñar las Tuberías de producción y líneas de descarga. Proyectar aparejos de producción Obtener la presión de fondo de los pozos sin intervenir el pozo. Calcular el efecto del estrangulador sobre el gasto. Determinar la vida fluyente del pozo. Corroborar los datos obtenidos con las correlaciones para su ajuste. 49

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Las caídas de presión debido al efecto de la aceleración de los fluidos son muy pequeñas en el flujo vertical por lo que el gradiente de presión debido a la misma se desprecia, quedando la expresión como sigue:  ∆p   ∆p   ∆p    =  +   ∆L T  ∆L e  ∆L  f

Si se grafican caídas de presión en la tubería de producción contra el gasto, para un diámetro de tubería y la relación de gas líquido constantes se obtendrá ∆pTP una curva como la que se muestra en la figura 6. Esta gráfica permite observar que, las caídas de presión disminuyen al aumentar el gasto de líquido hasta un punto mínimo a partir Gasto de líquido del cual revierte el comportamiento y a medida que Figura 6.Representación Cualitativa de las caídas de presión por aumenta el gasto también TP con la Variación del gasto de líquido. aumentan las caídas de presión. Diámetro y Relación de gas líquido Constantes

Esto se debe principalmente a que con gastos de líquido grandes las caídas de presión debidas a la fricción aumentan, dado que la velocidad del fluido es alta. Ahora si la el gasto de líquido disminuye, la velocidad de la mezcla también disminuye, por lo tanto; las perdidas de presión por fricción disminuyen hasta alcanzar un valor mínimo.

Presión de fondo fluyendo, Pwf

Después la capacidad de arrastre del gas disminuye y de igual forma la velocidad del líquido lo d1 d1
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Capitulo

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4

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Fundamentos de flujo de gas a través de estranguladores. Introducción

Estranguladores.

U

n estrangulador es una herramienta muy simple en su diseño y aspecto, sin embargo; es demasiado importante en la operación de los pozos de aceite o gas. Su función principal es restringir el paso de un fluido bajo presión con la finalidad principal de controlar el gasto del pozo y con esto: 

Conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación lenta de su producción.



Ejercer una contrapresión suficiente para evitar la entrada de arena al pozo o la conificación de agua.



Proteger el equipo superficial y subsuperficial. La misma tubería de producción puede verse afectada si la velocidad del fluido, en especial el gas, es muy alta provocando erosión, principalmente si existe presencia de sólidos o finos.



Una aplicación diferente es para realizar pruebas de producción con diferentes diámetros de orificio y evaluar la producción de un pozo aún cuando el flujo es subcrítico a través del estrangulador

El estrangulador básicamente es un dispositivo que incorpora en su interior un orificio con diámetro mucho menor que las secciones anterior y posterior a él. Existen dos clasificaciones, fijo y variables. Entrada del flujo (corriente arriba) P1, v1

P1>P2 v1
Salida del flujo (corriente abajo) P2, v2

Reducción del diámetro

Figura 1.- Esquema básico de un estrangulador. 52

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Tipos de estranguladores. Estrangulador de orificio positivo o fijo. Los estranguladores de orificio positivo, mantienen un diámetro de orificio constante y es necesario parar el flujo para realizar un cambio de diámetro. Son más resistentes a la erosión de fluidos abrasivos.

Estranguladores variables. Los estranguladores variables o ajustables permiten modificar su diámetro sin parar el flujo a través de ellos.

Tuerca Hexagonal Rondana Volante

Cuerpo del porta estrangulador

Sello

Estrangulador

O ring

Tapón ciego

Capuchón

Anillo retenedor

Partes principales de los estranguladores.

Vastago

Asiento

Torinillo indicador

Sello

Capuchón

Cuerpo

Bonete

Juego de sellos y O rings

Estrangulador de orificio positivo o fijo.

Estrangulador variable.

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Principio básico F L U J O

A

T R A V É S

D E E S T R A N G U L A D O R

 Principios básicos  Flujo monofásico  Número Match  Flujo Crítico y Subcrítico  Curva de comportamiento

Los principios sobre los que se soporta, son los que se deducen de la ecuación general del balance de energía. Resumiéndose en la siguiente ecuación:

∫

2

1

  g 1  vdp + dh + dv 2 + dws  = 0 donde el gc 2 gc  

primer término es la energía de expansión, el segundo la energía potencial, el tercero la energía cinética y la energía irreversible. Los límites de integración son de la entrada a la parte central de la salida del flujo.

de un orificio

Flujo monofásico en el estrangulador. El flujo a través de un estrangulador puede ser descrito ya sea como flujo crítico o  Velocidad de erosión subcrítico. En el flujo crítico, el flujo másico alcanza un valor máximo que es independiente de la caída de presión aplicada a través del estrangulador. A partir de que ha alcanzado el flujo crítico, ninguna perturbación corriente abajo del estrangulador tiene efecto corriente arriba del estrangulador. Para el flujo del gas, la presión crítica de la corriente de entrada es alcanzada cuando la velocidad en la vena contracta (garganta u orificio) alcanza la velocidad sónica o el número Mach.  Flujo multifásico

El número mach M , se define como la relación de la velocidad real del fluido ( v f ) entre la velocidad de propagación de la onda acústica en el fluido en cuestión y en función de este número se definen 3 diferentes regímenes de flujo

M=

Flujo subsónico

〈1 M 〉1 =1

vf vp

Flujo supersónico o supercrítico

Flujo crítico

100

Gasto másico

Flujo Supersónico

0

Flujo Subsónico o subcrítico p2=0.5p1

p2=p1

Presión corriente abajo o estrangulada

Figura 2. Curva típica de un orificio con flujo monofásico

54

Flujo sónico o crítico La relación de presión crítica puede ser derivada asumiendo flujo de un gas ideal, sin pérdidas de fricción, y flujo adiabático. En general, la relación es de aproximadamente 0.5 y una buena regla de campo es que la presión de la corriente de salida debería ser el doble de la presión de entrada para que exista flujo crítico a través del estrangulador. Como se observa en la figura 2, cuando se ha alcanzado el flujo crítico entonces el

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flujo másico está en el 100% esto indica que toda la masa o flujo que llega a la entrada del estrangulador es la que sale. Razón por lo cual es posible obtener el gasto de gas qg, con la ecuación de campo cuando se tiene al menos el doble de presión a la entrada o en la cabeza del pozo respecto a la de la salida o presión en la línea de descarga. Para la condición de flujo subcrítico, el gasto másico no es el 100 % y por lo tanto la incertidumbre para calcular el qg sería mayor bajo esta condición por lo que no se realiza el cálculo. La Tabla 1 permite definir que el valor 0.5 de la relación de presión p*/p0 0.5644 0.5467 0.5283 0.4867 crítica es sólo una referencia para T*/T0 0.9091 0.8696 0.833 0.7491 cálculos rápidos en campo, ya que como se puede observar, su valor ρ*/ρ0 0.6209 0.6276 0.6340 0.6497 puede variar desde 0.48 hasta 0.56 Tabla 1. Relación de Presión, Temperatura y Densidad en función de la relación de calores críticas para flujo isoentrópico y gas ideal. específicos, k = Cp/Cv la temperatura y la densidad. k

1.2

1.3

1.4

1.67

Una explicación general del fenómeno de flujo crítico a través del estrangulador en función de la velocidad sónica del fluido, se muestra en la siguiente secuencia de la figura 3. Entrada del flujo (corriente arriba) P1, v1

P1> Pc > P2

Salida del flujo (corriente abajo) P2, v2

1 pc

La P2 comienza a incrementar y P2> Pc

pc

2

pc

3

pc

4

La P2 comienza a incrementar y P2 >> Pc

Figura 3. Efecto de la presión corriente abajo (presión estrangulada) sobre el flujo a través del estrangulador. 55

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En tanto que la presión corriente abajo del estrangulador permanece sin cambios y menor a la presión crítica, no se presenta ningún cambio en el flujo dentro del estrangulador, Figura 3.1, a medida que la presión estrangulada comienza a incrementar y es mayor a la presión crítica, progresivamente comienzan a formarse ondas de choque oblicuas, más fuertes corriente abajo como se muestra en las Figuras 3.2, 3.3, hasta ese momento el flujo a través del estrangulador todavía no se ve afectado. En la condición de la Figuras 3.4, la presión estrangulada es lo suficientemente alta para generar una onda de choque normal (90° respecto al flujo) en la salida, incrementos adicionales provocarán ondas de choque normales en dirección contraria al flujo, una vez que el flujo ya es subcrítico o subsónico, de modo que la velocidad y el gasto másico disminuyen y esto puede volverse cíclico. Flujo multifásico en el estrangulador. Para cuando el flujo a través del estrangulador es gas seco (monofásico) la relación de presión crítica es una función de la relación de calores específicos, pero cuando es de dos fases o más, entonces; la presión crítica disminuye a medida que la relación gas líquido disminuye también, es decir que la cantidad de líquido respecto al gas está aumentando. Con base en diferentes experimentos de diferentes investigadores se han obtenido correlaciones para predecir el comportamiento del flujo a través del estrangulador. Particularmente, con base en el estudio de Fortunati, la relación de presión crítica a través de un estrangulador con flujo multifásico disminuirá en función de la disminución de la fracción de gas. En la figura 4, se muestran los resultados originales de Fortunati. La fracción del volumen de gas (β) está entre 0.4 y 1, y los valores de la relación de presión crítica aproximadamente entre 0.24 y 0.45 respectivamente para el flujo crítico. Los valores por debajo de la fracción del gas no están disponibles en el trabajo de Fortunati.

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Figura 4. Resultados originales del estudio de Fortunati para flujo multifásico a través del estrangulador. La figura 5 muestra una comparación de diferentes correlaciones para flujo multifásico a través de estranguladores donde se determina la relación de presiones críticas en función de la relación gas líquido para diferentes relaciones de calores específicos, k.

Figura 5. Relación de presiones críticas en función de la relación de gas líquido. 57

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La solución de Ashord implica que existirá una curva diferente de la relación de presión crítica para cada relación de calores específicos del gas. El uso o selección inadecuado del diámetro del estrangulador puede provocar que no se alcance la optimización de la producción y en el peor de los escenarios el pozo puede cesar su producción. Velocidad de erosión. Al utilizar un estrangulador para realizar las funciones ya descritas anteriormente, se debe poner atención a que velocidad el fluido está pasando en el interior del estrangulador, ya que al provocar una caída de presión al flujo éste aumenta su velocidad en el interior y posterior al estrangulador. La velocidad a la que inicia la erosión no se ha podido determinar de forma exacta, debido a que la presencia de sólidos es un factor importante y puede provocar erosión a bajas velocidades. Se ha correlacionado a la densidad del fluido con la velocidad de erosión resultando la siguiente expresión: ve =

C4

ρ g 0.5

donde C4 es una constante de proporcionalidad 75 < C4 <150 para To = 60 °F y

po= 14.7 psi. De la relación de q=A*v entonces, es posible determinar el gasto erosional para una sección circular de área A en pulgadas, conociendo la presión en psi y temperatura en °F   p qe = 1291.539 × 10 A   Z (T + 460 )γ g 

0.5

6

La velocidad de erosión es un parámetro importante cuando se están utilizando inhibidores de corrosión ya que a velocidades arriba de la de erosión, la protección que brindan los inhibidores desaparece de la tubería al ser arrastrados por el flujo.

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Estranguladores de fondo.

Figura 6. Estrangulador de fondo

Existen otras aplicaciones dónde el estrangulador es instalado en el fondo del pozo, Figura 6. Para los pozos de gas la expansión del gas en la sarta de producción aumenta la velocidad del fluido desde el fondo del pozo posterior al estrangulador, con esto mejora la hidráulica en el aparejo y se obtiene un patrón de flujo más estable. Tamaños disponibles: 2-3/8” y 4.7 lb/pie 2-7/8” y 6.5 7 lb/pie 3-1/2” 9.3 y 12.7 7 lb/pie Máx Presión Diferencial: 1500 psi Máx Temperatura: 350 °F Para su aplicación es necesaria que la tubería sea calibrada al diámetro interno de trabajo (drift) y se requiere que el pozo no produzca arena.

Tabla de coeficientes de estranguladores Estrangulador Coeficiente 1/64" Adim 8 0.347 10 0.553 12 0.802 14 1.116 16 1.47 18 1.885 20 2.34 22 2.866 24 3.4 26 4.06 28 4.73 30 5.474 34 6.77 36 8.01 40 9.98 44 12.176 48 14.49

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Capitulo

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Introducción al Análisis Nodal®. Introducción

Análisis Nodal.

A

l procedimiento utilizado para realizar un análisis detallado de un sistema de producción (Yacimiento, Pozo, Estrangulador, Línea de descarga y presión de separación) con el objetivo de poder realizar un pronóstico de los gasto, caídas de presión y optimizar el comportamiento de los diferentes elementos del sistema, se le conoce como análisis nodal (técnica desarrollada por K. Brown et al y registrada por Schlumberger). Esta técnica permite contar con una perspectiva en global del sistema de producción. A N A L I S I S

N O D A L

 Distribución de Pérdidas de Presión en el Sistema

 Nodo Solución en fondo

El análisis nodal se puede aplicar a pozos fluyentes, inyectores o productores mediante un sistema artificial de producción. Además, permite comprender con relativa facilidad el comportamiento de los estranguladores y los diferentes elementos involucrados.

 Evaluación del flujo por TP Distribución de pérdidas de presión en el sistema de producción.  Presión de abandono  Nodo Solución en superficie

De la figura 2, se puede observar las posibles pérdidas de presión en cada elemento del sistema mostrado en la figura 1. Pws - Pwf, Pérdida de presión en el yacimiento entre 10 y 50%.

Pwf - Ptp, Pérdida de presión en el pozo entre 30 y 80%. Ptp - Pest, Pérdida de presión en el estrangulador entre 20 y 40%. Pld - Psep, Pérdida de presión en línea de descarga entre 5 y 25%.

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Ptp-Pld

G as

Ptp Pld Pld

Ps

Pwf-Ptp

Líquido

Pwf Pws Pws-P wf

Figura 1. Sistema básico de producción de hidrocarburos. tf Ou low

va Cur

Pws

Inflow

TP e de port s n a tr d de cida apa c e d

Dp en el yacimiento

Presión

Pwf Dp en tubería de producción Cur v

ad

e ca

pac id

Ptp

ad de entr ega del Yac im

Dp en el estrangulador

ient o

Dp en la línea de descarga

Pest

Psep qlím

Gasto

qmax

Figura 2. Distribución de presiones de un sistema básico de producción de hidrocarburos. Nodo Solución en fondo. Su localización comúnmente es en el nivel medio del intervalo productor. Para estas condiciones el sistema de producción total se divide en dos: el yacimiento, obteniendo su curva de inflow o IPR, y el sistema total de tuberías. Referencia a las figuras 1 y 3. De este análisis se pueden realizar diferentes sensibilidades a los parámetros principales y determinar:   

La condición de operación actual (Q y Pwf) para el sistema de tuberías, el estrangulador y la presión en la línea. La condición de flujo estable o inestable. La presión de abandono, sensibilizando la Pws. 62

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El diámetro de tubería de producción adecuada (Aparejo de producción) y del diámetro de estrangulador. Con la elección del nodo solución en el fondo permite también visualizar de inmediato el efecto de realizar una estimulación o remover el daño. Figura 4.

tr a Es

Punto de operación inestable

Punto de operación estable

Pws

Tu

rí be

d ula ng

or

,Ø

1

Ø2 Ø3

ión cc du o r ep ad

Presión

Pws´

Pws´ Presión de abandono con el estrangulador 3

qmax

Gasto

od uc

ci ón

Figura 3. Nodo Solución en el fondo. Sensibilidad diámetro de estrangulador y Pws. Para una Tubería de producción y presión de línea.

be

ría

de

pr

Punto de operación inestable

Presión

Tu

Pws

Punto de operación estable

E.F.= 0.5

E.F.= 1.5 Gasto

E.F.= 1.0 qmax

Figura 4. Nodo Solución en el fondo. Sensibilidad diámetro de la eficiencia del flujo. Para una TP, Estrangulador y Presión en la línea fijo. 63

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La evaluación del flujo por la TP puede determinarse con ayuda de la Figura 5 y 6, para este caso en especifico el comportamiento con la tubería de diámetro mayor, 3 ½”, muestra varias condiciones la primera que el pozo está apunto de dejar de fluir de manera natural bajo las condiciones presentes, esto incluye al diámetro de la tubería de producción, otra condición que se observa es que su condición de flujo está en la zona de inestabilidad. Reducir el diámetro de la tubería permite observar tres condiciones importantes, la primera es que el pozo produciría en la zona estable, la segunda es que permitirá al pozo fluir por un periodo de tiempo de más largo de forma natural y por último el gasto aumentaría considerablemente.

Tu b Tu erí a be ría de de pro pr duc od c uc ión ci ón 1 ¾ ” 2”

Punto de operación inestable

Pws

Presión

3 Tubería de producción

½”

Comportamiento de las curvas en función de una RGL constante

Punto de operación estable

Condiciones para un diámetro de estrangulador Y Presión en la línea de descarga constantes

Gasto

qmax

Figura 5. Nodo Solución en el fondo. Sensibilidad diámetro de la tubería de producción para una presión de línea y estrangulador fijo. La presión de abandono del pozo es la condición en la que no existe posibilidad práctica, técnica-económica, alguna para mantener al pozo fluyendo de manera natural, es decir ya tiene presente la menor presión en la línea posible, el diámetro de tubería de producción adecuado así como el diámetro del estrangulador óptimo. Gráficamente la condición puede observarse en la Figuras 3. Nodo Solución en superficie. La elección del nodo solución depende del componente que se desee evaluar de tal forma que se pueda visualizar con certeza el problema y así planear la solución técnica. Así con el nodo solución en superficie, el sistema se divide en dos, el separador y la línea de descarga constituyen un componente el yacimiento y la TP en el segundo. 64

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Presión en la cabeza, Ptp

Zona inestable Líquidos

e Lín

e ad

g ca r s e d

Línea

) a (φ 1

(φ 2) carga s e d de Ya cim

ien

to

(IP

R)

∆Q

+

TP

(O

UT F

LO W

(φ1 < φ2)

)

Gasto

Figura 6. Nodo Solución en Superficie. Sensibilidad diámetro de la línea de descarga para una presión de línea y estrangulador fijo.

Presión en la cabeza, Ptp

Zona inestable Líquidos

Ya c

im

ien

to

(I P

R)

+

TP

(O

UT

Presión en la línea de descarga

FL

OW

)

Gasto

Figura 7. Nodo Solución en Superficie. Sensibilidad Presión de la línea de descarga para estrangulador y diámetro de la línea de descarga fijo. Las Figura 6 muestra el efecto que tiene sobre el gasto el aumentar el diámetro de la línea de descarga y en la Figura 7 el reducir la presión en la línea de descarga permite incrementar el gasto hasta cierto valor después del cual ya no es posible aumentar el gasto. Ambas figuras permiten definir claramente cual sería la mejor solución técnica, posteriormente será necesario tomar en cuenta la parte del análisis económico para elegir la mejor opción técnicaeconómica. 65

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Sistemas Artificiales de Producción. Introducción

Sistemas artificiales.

C

omúnmente, la mayor cantidad de energía consumida en un sistema de producción es debido a las pérdidas de presión por elevación desde la profundidad del yacimiento hasta la superficie en la cabeza del pozo. Los sistemas que utilizan una fuente de potencia externa para ayudar al yacimiento a vencer las pérdidas de presión en el sistema de producción después del intervalo disparado reciben el nombre de sistemas artificiales de producción, SAP. S I S T E M A S A R T I F I C I A L E S P R O D U C C I Ó N

 Definición  Principales sistemas  Aplicaciones  Objetivo

D E

Sistemas artificiales de producción es el área de la ingeniería petrolera que estudia los métodos para incrementar la producción de pozos fluyentes o para regresarlos nuevamente a producción con el uso de una fuente de energía adicional a la del yacimiento Debido la definición de un sistema artificial de producción que requiere de la existencia de una fuente de energía externa. Es necesario realizar dos comentarios acera del método de émbolo viajero y la inyección de gas autoabastecida (auto gas lift)

El émbolo viajero puede operar en dos modos. El primero como complemento en el sistema de inyección de gas intermitente, bombeo neumático intermitente (Gas lift intermitente) y para este caso la definición de sistema artificial de producción es adecuada. Para cuando se utiliza sin la inyección de gas, al no haber una fuente externa de energía, el sistema de émbolo viajero no se considera un sistema artificial de producción y sólo se considera como un método para mejorara la producción del pozo con flujo natural. El mismo caso aplica para el sistema de inyección de gas autoabastecido cuando el gas proviene de uno de los intervalos productores del mismo pozo, no existe fuente de energía adicional. Sin embargó; cuando el gas es comprimido en superficie e inyectado nuevamente al pozo por el espacio anular o una tubería flexible entonces el compresor es la fuente de energía adicional en el sistema de producción.

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Principales Sistemas Artificiales de producción.

Beam Pumping Continuous Gas Lift Electrical Submersible Pump Progressive Cavity Pump Hydraulic Jet Pump Intermittent Gas Lift Hydraulic Pump Plunger Lift Auto Gas Lift Esquemas básicos de cada sistema.

Bombeo Mecánico, BM Bombeo Neumático Continuo, BNC Bombeo Electro Centrífugo, BEC Bombeo con Cavidades Progresivas, BCP Bombeo Hidráulico tipo Jet, BH Bombeo Hidráulico, BH Bombeo Neumático Intermitente, BNI Émbolo Viajero, EV Bombeo Neumático Autoabastecido, BNA

Pumping Unidad de Bombeo Unit

Prime Fuente deMover Energía Varilla pulidaRod Polished Suffing Estopero Box

Tubería de producción Tubing

Sucker Aparejo de Rods varillas

Bomba Pump

Figura 1. Esquema del sistema de Bombeo Mecánico

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Transformador Transformer

Fuente de Energía Primary Transformer

Varilla pulida Polished Rod Panel de control

Arrancador Switchboard o Variador de Velocidad

Electric Motor Motor Eléctrico

Penetrador

Christmas Tree Árbol de válvulas

Tubería de producción Tubing

Tubing Tubería de producción Rods Varillas

Cable de potencia Round Cable Empacador Packer

Pump Bomba Centrífuga

Bomba de Cavidades Downhole PCP Separador de Gas Separator

Gas Anchor Ancla de gas

Protector del motor Protector

Ancla de la bomba Anchor Cable Flatplano Cable de Extensión

Figura 5. Bombeo Electro Centrífugo.

Figura 4. Bombeo por cavidades progresivas.

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Capuchón

Transformer Transformador dePanel control CPanel ontrol Motor Motor

Equipo Tratamiento del Fluido Pow erpara Fluid Treatment Valve Árbol de válvulas

Catcher Válvula Motora

Manivelade captura del émbolo Sensor magnético(llegada del émbolo)

ChristmasTree

Tubería de producción Tubing

ÉmboloViajero

Dow nhole Pump Bomba de fondo Resorte amortiguador Anclade fondo

Vávula de pie

Figura 7. Sistema de Émbolo viajero

Figura 6. Bombeo Hidráulico

Aplicación de los sistemas Artificiales

En pozos de aceite: 

Mejorar la producción de aceite.



Regresar los pozos nuevamente a producción.



Estabilizar producción.

Para pozos de gas: 

Principalmente remover o descargar los líquidos, condensados y/o agua.



Mantener la producción de gas.

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Objetivo de un sistema artificial lo podemos resumir en los siguientes renglones, manteniendo la siguiente idea básica, incrementar la rentabilidad final. El objetivo final es maximizar: 

La ganancia y no maximizar la producción.



La ganancia y no minimizar costos operacionales.



La ganancia y no minimizar la inversión del capital.



La ganancia y no minimizar las fallas de los equipos.



La ganancia bajo condiciones de operación y ambientales seguras

La aplicación de un sistema artificial de producción es un continuo proceso que se puede dividir en cinco pasos: 1. La selección del sistema artificial 2. La evaluación de las condiciones de producción para la selección del equipo, control y monitoreo de fallas para proteger la integridad del quipo. 3. Evaluación de los datos de producción 4. Evaluación del desempeño del equipo 5. Evaluación de los tiempos de fallas

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Métodos de producción de flujo continuo. Introducción C O M P R E S O R E S

   

Definición

Compresores. Definición. Máquina que eleva la presión de un gas, un vapor o una mezcla de gases y vapores. La presión del fluido se eleva Clasificación de compresores reduciendo el volumen específico del mismo durante su paso a Aplicación en pozos de Gas través del compresor. Es también una máquina que está construida para aumentar la presión y desplazar cierto tipo de fluidos llamados compresibles, tal como lo son los gases y los vapores. Esto se realiza a través de un intercambio de energía entre la máquina y el fluido en el cual el trabajo ejercido por el compresor es transferido a la sustancia que pasa por él convirtiéndose en energía de flujo, aumentando su presión y su energía cinética impulsándola a fluir. Los compresores se emplean para aumentar la presión de una gran variedad de gases y vapores para un gran número de aplicaciones. Un caso común es el compresor de aire, que suministra aire a elevada presión para transporte, pintura a pistola, inflamiento de neumáticos, limpieza, herramientas neumáticas y perforadoras. Otro es el compresor de refrigeración, empleado para comprimir el gas del vaporizador. Otras aplicaciones abarcan procesos químicos, conducción de gases, turbinas de gas y construcción. Principio de Operación. Análisis de la Compresión de un Gas. Imaginemos que en el cilindro tenemos un volumen V de un gas ideal y está "tapado" por un pistón que es capaz de deslizar verticalmente sin fricción. En un principio este sistema se encuentra en equilibrio con el exterior, es decir, la presión que ejerce el gas sobre las paredes del cilindro y sobre el pistón (que es la misma en todas las direcciones) pint es igual a la presión que ejerce el peso del pistón sobre el gas pext, y más ninguna otra fuerza obra sobre nuestro sistema. Ahora imaginemos que repentinamente aumentamos la presión externa a p'ext y como la presión que ejerce el gas sobre el pistón es pint < p'ext el equilibrio se romperá y el cilindro deslizará hacia abajo ejerciendo un trabajo W = fuerza * desplazamiento = p'ext/V. Esta energía, por la primera ley de la termodinámica, se convertirá instantáneamente en un incremento de energía interna del gas en el recipiente, y es así como el gas absorberá el trabajo del desplazamiento pistón. Principios de Operación

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Compresión Isotérmica Reversible Esta forma de compresión es una secuencia de infinitas etapas, o estados, de equilibrio, en los que siempre se cumple que la presión que ejerce el gas sobre las paredes del recipiente es igual a la presión que ejerce el pistón sobre el gas pext = pint = nRT / V. Clasificación de compresores. Al clasificarse según el principio de construcción los compresores volumétricos se subdividen en los de émbolo y de rotor y los de paletas en centrífugos y axiales. Es posible la división de los compresores en grupos de acuerdo con el género de gas que se desplaza, del tipo de transmisión y de la destinación del compresor. Dependiendo Aplicación: Compresores

Tipo de Desplazamiento Positivo

Reciprocantes

Tipo Dinámico

Rotarios

Flujo Radial (Centrífugos)

Tipo Térmico

Eyectores

Flujo Axial

Lóbulo Recto Una Etapa Multi Etapa

Lóbulo Helicoidal (Tornillo)

Una Etapa Multi Etapa

Multi Etapa

Una Etapa

Aletas Fijas

Multi Etapa

Aletas Variables

Diafragma

Flujo Mezclado

Compresores de desplazamiento positivo 1

1 Succión

2

3

2 Cilindro de lubricación

4

3 Cilindro de enfriamiento 4 Cubierta de limpieza e inspección

6

5

5 Conducto seco 6 lubricación

7

7 Empacadores 8 Cabeza del cilindro

14

9 Soportes

8

10 Válvulas

13

11 Conductos de gas 12 Descarga

10

9

13 Pistón 11

14 Eje del pistón

12

Figura 1. Compresor Tipo Pistón. 74

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Reciprocantes: Consisten de uno o más cilindros, cada uno con un pistón que se Camara de compresión mueve, desplazando un volumen positivo con cada embolada. Los compresores Membrana de diafragma utilizan un diafragma flexible impulsado de forma hidráulica para desplazar el gas y es una variante del convencional Figura 2. Diagrama de las etapas de compresión de un compresor de compresor reciprocante. diafragma. Entrada de Fluido

Salida de Fluido Comprimido

Espacio Muerto Los cilindros de los compresores de desplazamiento positivo siempre se fabrican con espacio muerto; esto es necesario para evitar el golpe del embolo contra la tapa al llegar este a la posición extrema. El volumen del espacio muerto habitualmente se aprecia en proporciones o porcentajes de volumen de trabajo del cilindro y se llama volumen relativo del espacio muerto: A=Vm/Vtr. Compresores de paletas deslizantes Este tipo de compresores consiste básicamente de una cavidad cilíndrica dentro de la cual esta ubicado en forma excéntrica un rotor con ranuras profundas, unas paletas rectangulares se deslizan libremente dentro de las ranuras de forma que al girar el rotor la fuerza centrifuga empuja las paletas contra la pared del cilindro. El gas al entrar, es atrapado en los espacios que forman las paletas y la pared de la cavidad cilíndrica es comprimida al disminuir el volumen de estos espacios durante la rotación.

Figura 3. Compresor de pistón líquido.

Compresores de pistón líquido El compresor rotatorio de pistón de líquido es una máquina con rotor de aletas múltiple girando en una cavidad. La cavidad se llena, en parte de agua y a medida que el rotor da vueltas, lleva el líquido con las paletas formando una serie de bolsas. Como el líquido, alternamente sale y vuelve a las bolsas entre las paletas (dos veces por cada revolución). A medida que el líquido sale de la bolsa la paleta se llena de aire. Cuando el líquido vuelve a la bolsa, el aire se comprime. 75

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Compresores de lóbulos (Roots)

Lóbulos mecánicos

Entrada del fluido

Salida del fluido

Etapa Compresión

Figura 4. Compresor tipo lóbulos.

Se conocen como compresores de doble rotor o de doble impulsor aquellos que trabajan con dos rotores acoplados, montados sobre ejes paralelos, para una misma etapa de compresión. Una máquina de este tipo muy difundida es el compresor de lóbulos mayor conocida como "Roots", de gran ampliación como sobre alimentador de los motores diesel o sopladores de gases a presión moderada. Los rotores, por lo general, de dos o tres lóbulos están conectados mediante engranajes exteriores. El gas que entra al soplador queda atrapado entre los lóbulos y la carcaza; con el movimiento de los rotores de la máquina, por donde sale, no pudieron regresarse debido al estrecho juego existente entre los lóbulos que se desplazan por el lado interno.

Compresores de tornillo

Figura 5. Compresor Tipo Tornillo

La compresión por rotores paralelos puede producirse también en el sentido axial con el uso de lóbulos en espira a la manera de un tornillo sin fin. Acoplando dos rotores de este tipo, uno convexo y otro cóncavo, y haciéndolos girar en sentidos opuestos se logra desplazar el gas, paralelamente a los dos ejes, entre los lóbulos y la carcaza. Las revoluciones sucesivas de los lóbulos reducen progresivamente el volumen de gas atrapado y por consiguiente su presión, el gas así comprimido es forzado axialmente por la rotación de los lóbulos helicoidales hasta la descarga.

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1

2

3

1 Entrada del Fluido 2 Salida del fluido 3 Tornillo sin fin. Elemento de compresión

Figura 6 Compresor tipo Tornillo Compresores de Tipo Dinámico Compresor Centrífugo Los compresores centrífugos impulsan y comprimen los gases mediante ruedas de paletas. Los ventiladores son compresores centrífugos de baja presión con una rueda de paletas de poca velocidad periférica (de 10 a 500 mm de columna de agua; tipos especiales hasta 1000 mm). Las máquinas soplantes rotativas son compresores centrífugos de gran velocidad tangencial (120 a 300 m/seg.) y una relación de presiones por escalón p2/p1 = 1,1 a 1,7. Montando en serie hasta 12 ó 13 rotores en una caja puede alcanzarse una presión final de > 12kg/cm2, comprimiendo aire con refrigeración repetida

2

1 3

4

1 Entrada del fluido 2 Etapa de compresión 3 Impulsores 4 Estator

Figura 7. Compresor tipo centrífugo 2

3

4

5

1

1 Entrada-Difusor 2 Etapa de compresión 3 Calentador 4 Turbina 5 Salida

Figura 8. Esquema de un compresor axial. 77

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Aplicación en pozos de Gas. La aplicación del compresor a boca pozo, sigue básicamente la idea de que el pozo de gas que está experimentando un proceso de carga de líquido, o que ya se encuentra con el problema de la columna de líquido e incluso que ya se encuentra controlado por los líquidos, es reducir al máximo la contrapresión a boca de pozo (disminuyendo la presión en la línea de descarga) de tal forma que el pozo pueda mejor su producción al incrementar la velocidad del gas, para aquellos pozos que todavía no están controlados por la columna de líquido, y con esto comenzar la descarga de los líquido que también están ejerciendo una contrapresión al yacimiento y así, el pozo a medida que descarga la columna de líquido incrementa su producción de gas. Para el caso de los pozos controlados por la columna de líquido junto con la disminución de la presión en la línea a través del uso de un compresor es muchas veces necesario retirar el estrangulador y/o aplicar químicos espumantes para regresar el pozo a producción en el menor tiempo posible, posteriormente es factible la utilización de un estrangulador y evitar la aplicación de los surfactantes. Un esquema básico de la aplicación del S e p a ra d o r G as d e líq u id o compresor a boca de pozo se muestra en la figura 9 con una variante de un compresor de desplazamiento positivo tipo pistón denominado “GasJack®” el cual separa el líquido de la corriente de gas y una pequeña parte de este gas lo C o m p res o r D e s c a rg a d e utiliza para funcionamiento propio, la ta n q u e M o to r a g a s p ro d u c c ió n mayor parte del gas es comprimido y E n fria d o r reinyectado a la línea de producción, D e s c a rg a d e periódicamente el líquido separado es líq u id o d e l s e p a ra d o a ta n q u e inyectado a la corriente de gas d e líq u id o s comprimido puesto nuevamente en la línea de producción, evitando así la necesidad de un transporte adicional de Figura 9. Esquema básico de compressor a boca de pozo. líquidos.

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S A R T A

D E

V E L O C I D A D

      

Aplicación en pozos de gas

Sarta de Velocidad (Tubería Flexible)

Diagrama típico de instalación Gradientes de presión

Sarta de Velocidad.

Clasificación de TF Equipos y Accesorios Procedimiento de instalación Procedimiento QHSE

Aplicación en pozos de gas. La carga de líquidos ocurre en pozos con baja presión de fondo cuando el caudal de flujo de gas se vuelve insuficiente para llevar y continuamente remover el líquido del pozo.

Por lo tanto, es esencial el mantener los pozos de gas libres de líquido, de otra manera la producción será fuertemente reducida por la contra-presión de los líquidos acumulados, y por la permeabilidad relativa reducida del gas en la zona cerca del pozo. Con base en la relación de Turner

( qg = 3.06vg A p ) para determinar el gasto de gas crítico se puede observar que un TZ

parámetro que influye directamente proporcional al gasto de gas crítico y a la velocidad del gas es el área de flujo de la tubería, de tal forma que a mayor diámetro de tubería es necesario que el pozo sea capaz de producir un mayor gasto de gas (Q=A*v). Entonces, lo anterior es la razón principal para utilizar a la “Tubería Flexible” como una sarta de velocidad que ayudará a incrementar la velocidad del gas y evitando que el proceso de carga de líquido inicie o que continúe en el pozo. Diagramas Típicos de la instalación de una Sarta de Velocidad. La Figura 1 muestra un esquema básico de un pozo monobore con tubería flexible instalada como sarta de velocidad. La Figura 2 muestra una tubería flexible instalada en un pozo con terminación convencional, el esquema muestra la intención de la aplicación de la tubería flexible como sarta de velocidad colocándola frente a la zona disparada para evitar tener la menor columna de líquido que ejerza una contra presión hacia el yacimiento y por lo tanto lograr obtener un mayor gasto del mismo. Es obvio intuir que la tubería flexible al ser colocada dentro del pozo no queda totalmente vertical y se espera que tenga algunos cambios de dirección de forma espaciada a lo largo del pozo.

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Tubería flexible

Tubería de Revestimiento

Tubería de producción

Tubería flexible Líquido arrastrado

Empacador Espacio anular

Válvula Check recuperable Líquidos en el pozo

Figura 1. Esquema básico de un pozo con Tubería Figura 2. TF instalada en un pozo con terminación convencional Flexible Comportamiento de la Curva del gradiente de presión RPFF con reducción del diámetro de la Tubería. Cuando el pozo comienza tener o presentar el problema con la carga de líquido, es decir que ha comenzado a acumular líquido en el pozo, el gradiente de presión es una herramienta de gran utilidad para identificar el proceso de carga de líquido. La Figura 3 muestra un gradiente de presión típico en un pozo fluyendo y una columna de líquido presente en el pozo, la Figura 4, muestra el gradiente presión esperado en el mismo pozo posterior a la instalación de la tubería flexible como sarta de velocidad. Es posible definir que al aumentar la velocidad del gas entonces éste es capaz de arrastrar los líquidos producidos por el intervalo.

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Gradiente promedio 0.009 Kg/cm

Profundidad, m

TF

Profundidad, m

Gas y líquido Fluyendo Condición Qg > Qgcrítico

Gradiente promedio 0.015 Kg/cm

con la actual

Líquido resbalando Por las paredes del pozo

resión e de p

Tubería de Revestimiento

nt Gradie

Tubería Flexible

Gradiente promedio 0.055 Kg/cm

Líquido acumulado

Líquido acumulado

Pwf actual

Presión, psi

Figura 3. RPFF de un pozo monobore de 3 ½”.

Pwfanterior

Presión, psi

Figura 4. RPFF de un pozo monobore de 3 ½” con TF instalada.

Clasificaciones de tuberías flexibles. Cada fabricante cuenta con sus prefijos para clasificar sus productos, los principales fabricantes son “Precision Tube Technology” y “Quality tubing”. Actualmente Schlumberger tiene una alianza con Precision Tube Technology y la siguiente tabla muestra un resumen de la clasificación de las tuberías flexibles disponibles al mercado Diámetros disponibles

Grado

Esfuerzo Permitido

Pulgadas 1 - 4 ½”

Material

psi HS 70 - 110

6900 - 25000

Acero al Carbón Nickel Cromo-Cobre Molibdeno

Los tres principales grupos de factores que afectan a la vida útil de la tubería flexible son:   

Fatiga y Corrosión Presión y Tensión Diámetro y Ovalidad

Equipos y Accesorios para colgar tubería flexible como sarta de velocidad.

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La figuras 5 y 6 muestra el conjunto de equipos y accesorios superficiales utilizados para una instalación de tubería flexible.

3

Sistema Hidráulico/Freno (1)} Cadenas y tensionadores (2)

La ventana de acceso, ver figura 9, permite contar con un área de trabajo para realizar acoplamientos necesarios durante la instalación de la tubería flexible.

1

Cuello de ganzo o guía arqueada (3) Sensor Indicador de Peso (4)

El preventor del espacio anular permite contar con una barrera de control hacia el pozo durantes los trabajos que se están realizando.

2

Stripper (5)

4 5 Figura 5. Configuración estándar del equipo en superficie.

La Figura 6, muestra el esquema del carrete de la tubería flexible que se utiliza durante los trabajos de instalación de una sarta de velocidad en un pozo de gas. Uno de los componentes principales de este equipo es el contador y medidor de profundidad ensamblado en la parte superior y final del equipo. Este dispositivo permite llevar un control de la longitud de tubería flexible introducida al pozo y por consiguiente es

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Funciones Basicas del Carrete: Almacenar y proteger la tuberia – Tambor (1) Mantiene tension entre el carrete y la cabeza Inyectora (Sistema de Manejo del Carrete) Eficiencia al colocar la tuberia sobre el carrete - Sistema levelwind (2) Bombear Fluidos con el carrete girando – Swivel (3) Sistema de Medición de Profundidad – Contador y medidor de profundidad ensamblado (4)

2

4

posible definir a que profundidad se esta colocando la boca de la tubería flexible. En los pozos de gas de la cuenca de Burgos comúnmente no se instala un empacador de fondo, por lo que en el pozo sólo queda la tubería flexible y la válvula check recuperable, como se puede ver en la Figura 1.

1 3

Figura 6. Esquema del Carrete de Tubería Flexible. La unidad de potencia incluye los siguientes equipos: Motor Bombas Hidráulicas Controles de Sistemas Hidráulicos Acumuladores incluidos La Cabina de Control incluye los siguientes equipos: Instrumentos y controles (UTF) Equipo de monitoreo y grabado de la Figura 7. Esquema de la Unidad de Potencia y Cabina de operación Control.

Las siguientes figuras, 8, 9 y 10, muestran el tipo de colgador utilizado en las instalaciones de una tubería flexible en los pozos de gas de los contratos de CISA. También muestran de forma rápida y esquemática como se encuentra comúnmente un árbol de válvulas de un pozo gas y posteriormente como queda la modificación al mismo una vez que se ha instalado la sarta de velocidad.

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Ventana de trabajo

Válvula maestra deshabilitada

Figura 8. Colgador RH-3, utilizado en las Figura 9. Esquema del árbol de válvulas durante la instalaciones de sarta de velocidad en los contratos instalación de la tubería flexible. de CISA Manómetro

Manómetro

Válvula de sondeo

Válvula de sondeo

Válvula Lateral

Válvula Lateral Válvula Maestra Superior

Válvula Maestra SuperiorColgador Tipo RH-3

Válvula Maestra Inferior Para la TF

Válvula Lateral del espacio anular TF y TP Válvula Maestra deshabilitada

Colgador

Colgador de la Tubería de

Válvulas Laterales del

producción Válvulas Laterales del

espacio anular

espacio anular

Figura 10. Esquema del árbol de válvulas antes de Figura 11. Esquema del árbol de válvulas después de la instalación de la tubería flexible. la instalación de la tubería flexible.

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Cabina de Control

Cabeza Inyectora

Carrete

Unidad de Potencia

Equipo de Control de Pozo

Figura 12. Distribución de los equipos de tubería flexible durante la instalación de una sarta de velocidad.

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Procedimiento de instalación

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Referencias: Introduction to CT completions. WS training. Presentación “Operación con Tubería Flexible – Sarta de velocidad”.

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Fundamentos de Agentes espumantes.

A G E N T E S E S P U M A N T E

    

Espuma

Introducción

Coloide Agentes Espumantes.

Surfactantes Objetivo de los surfactantes

generación de espuma



Espuma

Parámetros que afectan la

Aplicación pozos de gas: Líquido espumante Barras espumantes

La espuma es una capa de líquido globular que contiene al vapor o gas. Comúnmente se forma durante y por la agitación del medio que contiene estas dos fases, líquido y gas, al tratar de mezclarse las fases quedan atrapadas burbujas de gas por la fase líquida, sin embargo; la vida media de esta espuma es muy corta.

Las espumas son como las emulsiones en que capas de adsorción rodean la fase dispersa en ambos sistemas. Sin embargo, las espumas difieren de las emulsiones en dos aspectos: la fase dispersa es un gas en las espumas y un líquido en las emulsiones; las burbujas de gas de las espumas son mucho más grandes que los glóbulos en las emulsiones. Las espumas son sistemas coloidales por la delgadez de las capas que rodean las burbujas de gas, éstas son de dimensiones coloidales o las capas tienen propiedades coloidales. ESPUMA ES LA DISPERSIÓN DE GAS EN UNA FASE LÍQUIDA O SÓLIDA Y PUEDE SER ESTABLE O INESTABLE.

Coloide

En química un coloide, suspensión coloidal o dispersión coloidal es un sistema físico que está compuesto por dos fases: una continua, normalmente fluida, y otra dispersa en forma de partículas, por lo general sólidas. Este nombre hace referencia a una de las principales propiedades de los coloides: su tendencia espontánea a agregar o formar coágulos. Aunque el coloide por excelencia es aquel en el que la fase continua es un líquido y la fase dispersa se compone de partículas sólidas, pueden encontrarse coloides cuyos componentes se encuentran en otros estados de agregación. En la siguiente tabla se recogen los distintos tipos de coloides según el estado de sus fases continua y dispersa: Fase dispersa

Gas Gas Fase Continua

Líqudio Sólido

No es posible por que todos los gases son solubles entre sí Espuma Ejemplos: Espuma de afeitado Espuma Sólida Ejemplos: Piedra Pómez Aerogeles

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Líquido

Sólido

Aerosol líquido Ejemplos: Niebla, Bruma Emulsión Ejemplos: Leche, Mayonesa, Cremas, Sangre Gel Ejemplos: Gelatina, Queso

Aerosol Sólido Ejmplos: Humo, Polvo en supensión Dispersión Coloidal Ejemplos: Pinturas, Tinta china Emulsión Sólida Ejemplos: Cristal de rubí

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Agente espumante

Una espuma estable se forma de los siguientes 3 elementos: Fase líquida, Fase gaseosa y agente espumantes (Surfactante) Aquellas sustancias que presenten una gran actividad superficial y debido a esta propiedad se les llama agente activador de superficie o Surfactante. En presencia de estos componentes la tensión superficial disminuye significativamente. Los surfactantes pueden ser cadenas cortas de ácidos grasos, alcoholes, jabones, detergentes sintéticos, proteínas u otras macromoléculas. Existen surfactantes Iónicos y Aniónicos.

El proceso de formación de la espuma se describe a continuación: Es necesario que el agente espumante se haya disuelto en el líquido (agua), fase continua. Para este proceso se lleva un tiempo de disolución y está en función de la temperatura, Ph y presencia de otras sustancias. Al comenzar la agitación de las dos fases por el flujo de los fluidos, principalmente de la fase de gas, fase dispersa, en el caso de los pozos de gas, comienza la formación de burbujas de gas que quedan atrapadas en la fase de líquido y comienzan a ascender debido a que son menos densas que la fase continua.

El surfactante comienza a disminuir la tensión interfacial y al adherirse a las burbujas de gas comienza a formar espuma estable que tiene una altura y tiempo de vida determinada por la cantidad y tipo de surfactante.

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Parámetros que afectan la generación de espuma. Uno de las principales funciones de los agentes surfactantes es incrementar la capacidad de formación de la espuma de los dos fases presentes en los pozos de gas, gas y líquido, además de proporcionar estabilidad a la espuma una vez que se ha alcanzado el máximo de su formación. La capacidad de formación y estabilidad de la espuma por los surfactantes depende de: La actividad superficial del agente espumante, el tipo y estructura del agente espumante, la concentración del agente espumante, la temperatura, el PH de la solución y la presencia de otras sustancias. La capacidad de generación y estabilidad de la espuma es directamente proporcional a la cantidad de agente espumante hasta determinada concentración, en la que la espuma alcanza su nivel máximo y posteriormente permanece constante o decrece. La temperatura, es un parámetro importante en el uso de los surfactantes en los pozos de gas. La capacidad de formar espuma se los surfactantes aniónicos se incrementa cuando la temperatura del fluido se encuentra entre 0 y 100 °C, después de los 100 °C la capacidad de formar espuma cambia su tendencia y disminuye. Con la mezcla de surfactantes No Iónicos y Aniónicos la capacidad de forma espuma aumenta también en función de la temperatura y disminuye drásticamente cuando se alcanza el punto de enturbiamiento. El pH, Cambios en el valor de este parámetro afectan la capacidad de formar espuma de los surfactantes tanto Iónicos como No-Iónicos. No existe en realidad una relación entre el valor del pH y como afecta a la capacidad de espuma de los surfactantes, en otras palabras los diferentes surfactantes se comportan de forma diferentes con cada valor de pH específico.

Aplicación en pozos de Gas de Agente espumante. Los agentes espumantes proveen un medio para generar una mezcla de fluidos, gas y líquido de menor densidad a la fase de líquido y que puede ser removida del pozo con un flujo del gas y una presión que no sería posible sin la formación de la espuma. La acción de la espuma al permitir descargar líquido, disminuye la contrapresión hidrostática y por ello es posible incrementar la producción de gas y a su vez la agitación que produce el flujo de gas también permite la formación de espuma. Los agentes espumantes seleccionados deben formar una espuma estable en las condiciones del pozo, y esto significa que deberán estabilizar la espuma en presencia de sales en el agua producida 96

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del pozo o si la composición del líquido incluye la fase de hidrocarburos, además deberá tomarse en cuenta la presión y la temperatura a la profundidad del nivel del líquido. Selección del surfactante adecuado para cada pozo. La correcta selección del producto depende de los siguientes puntos: •

Pruebas de Laboratorio o Pruebas de agitación o Pruebas de inyección de gas Es fundamental realizar las pruebas de laboratorio con una muestra del líquido del pozo o en su defecto si se conoce la composición del agua pueden ser realizadas con esta información. En las pruebas de laboratorio se evaluarán los siguientes parámetros: Vida Media de la espuma. Se define como el tiempo que el volumen de la espuma desciende a la mitad de su valor inicial registrado inmediatamente después de la agitación. Se evalúa con la siguiente relación: Donde: ( H o − H t ) V es velocidad de caída de la espuma, mm/s Ho Altura inicial de la espuma después de la agitación V = 60 * t Ht Altura de la espuma después de determinado tiempo, mm t Tiempo en minutos. •

Pruebas de aplicación en campo o Establecer un procedimiento durante las pruebas es fundamental para la evaluación del producto.

•

Experiencia en pozos similares o Relación de agua condensados o Impurezas del agua; Salinidad y Dureza o Temperatura de fondo del pozo (Al nivel de líquido)

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Líquido espumante a través de la tubería capilar. Los agentes espumantes son aplicados en forma líquida o en forma sólida a los pozos de gas. En su forma líquida el pozo puede mantenerse fluyendo sin tener que parar su producción para la inyección del líquido espumantes a través de una tubería capilar, que puede ser de ¼” ó ⅛, colocada a la profundidad definida para ayudar en el proceso de descarga de líquido.

Estopero (Empaques)

Línea de acero inoxidable (Tubería Capilar ¼”) Tanque de Almacenamiento de líquidos espumantes

También es posible operar el pozo de forma intermitente y la inyección de líquido a través de la tubería capilar.

Bomba de desplazamiento positivo

El equipo necesario para el sistema de tubería capilar: Tubería capilar de acero inoxidable Bomba de desplazamiento positivo Tanques de almacenamiento Empacador (Stuffing box) La Figura 1 muestra el esquema del sistema de Tubería capilar instalado en el pozo. El líquido espumante a través de la tubería capilar puede ser inyectado en la Tubería de producción o por el espacio anular

Figura 1. Esquema del pozo con el sistema de tubería capilar instalada.

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Equipo necesario para su instalación:     

Preventores 10,000 psi Grúa con brazo de 8 m Bomba Hidráulica de 5,000 psi Cabina de control Herramientas de mano

Establecimiento de las condiciones del pozo antes de comenzar con el sistema de inyección de líquido a través de la tubería capilar, requiere de conocer cierta información en el pozo: 1. Estimar el volumen total del líquido acumulado en el pozo, durante el cierre del pozo con la ayuda del registro de nivel de líquido (ecómetro). 2. Estimar la relación de agua/condensado en el pozo con base en los datos de las mediciones trifásicas disponibles o en su defecto con las muestras obtenidas en campo. 3. Calcular el volumen de agua en la tubería considerando el punto anterior. 4. Calcular el volumen de la tubería Utilizar la siguiente relación Constante, m2 Diámetro 0.00114009 1 ¾” 0.00155179 2” VTP = Cons tan te * Pr ofundidad 0.003019 2 7/8” 0.004534 3 ½” 5. Restando el volumen del condensado del volumen de la tubería. 6. Dividir la diferencia anterior entre el volumen de agua. 7. La relación anterior representa el número de veces que el volumen de agua tiene que incrementarse para que el pozo comience a descargar. Vtp − Vc Vagua

Antes de iniciar la inyección continua del líquido espumante es recomendable iniciar con la inyección de una alta concentración de agente espumante para descargar la columna preexistente, posteriormente bajar la concentración e iniciar la inyección continua. Para calcular la concentración adecuada de agente espumante en el tanque de almacenamiento se puede utilizar la siguiente relación: C AES = C min * (

Qliq + Q AE Q AE

)

En donde: CAES - Concentración del agente espumante en la superficie (concentración a ser preparada), % Cmin - Concentración mínima efectiva (obtenida de la prueba y del programa de monitoreo, usualmente entre 0.1 y 0.5 % ), % QLIQ - Flujo de líquidos producidos, m3/día QAE - Flujo de inyección del agente espumante (capacidad de la bomba de dosificación), m3/día

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Fundamentos de Flujo intermitente. Introducción

Flujo Intermitente.

C

uando un pozo productor de gas produce líquido también, es muy probable que en un futuro comenzará el proceso de la carga de líquido. La carga de líquido incrementa el gradiente de presión en el pozo y se convierte en una contra presión adicional hacia el yacimiento, lo que tiene como resultado una disminución de la producción de gas. Como ya se ha tratado en los capítulos anteriores, el líquido comienza a acumularse debido a la declinación natural de la producción de gas del yacimiento y por consecuencia disminuye también la velocidad del gas en el pozo, al mantenerse el mismo diámetro de la tubería de producción y, por lo tanto; ya no es posible descargar totalmente el líquido producido por el yacimiento o los que se condensan en la tubería de producción. Para descargar los líquidos de los pozos productores de gas existen diferentes métodos que se describirán en los siguientes capítulos y se listan a continuación: Fluyentes 

Sarta de Velocidad



Inyección de líquido a través de una tubería capilar.



Compresor a boca de pozo

Intermitente: 

Válvula Motora



Lanzador automático de Barras espumantes



Émbolo Viajero



Gas lift intermitente 101

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Principio básico. Durante la operación intermitente el pozo es cerrado por un periodo de tiempo para permitir a la presión en las I N T E R M I T E N T E cercanías del pozo incrementar, así como también para el caso cuando existe espacio anular y este no está aislado por un  Principio Básico empacador en el fondo. El volumen de gas acumulado durante  Pruebas Básicas este periodo de cierre, en las cercanía del pozo, en el pozo y en el  Procedimiento para espacio anular (cuando aplica), fluirá en el pozo cuando éste sea determinar ciclos de abierto nuevamente a producción y, se espera que sea suficiente operación para alcanzar la velocidad mínima requerida para descargar el líquido acumulado en el pozo, logrando vencer todas las restricciones al flujo en el pozo y en la línea de descarga. Los pozos que requieren ser operados en forma intermitente son también candidatos a utilizar algún método de producción. F L U J O

Cuando el proceso de carga de líquido ya se inició, el pozo presenta algunas condiciones como las siguientes y se indican de forma gráfica en la figura 1: 

La caída de presión a través de la tubería de producción se incrementa y, existen rápidas fluctuaciones de la GLR en superficie, las cuales dan origen a variaciones de presión en la cabeza que comúnmente se denomina “cabeceo”. Fenómenos típicos del proceso de carga de líquido.



La carga de los líquidos en los pozos de gas está relacionada con el cambio en el régimen de flujo en el pozo (de continuo a intermitente) y el gas fluye a la cabeza en forma de burbujas a través del líquido.



La producción de gas cambia su tendencia de declinación drásticamente y el pozo comienza a disminuir la descarga de líquido de forma continua e incluso deja de hacerlo.

C A U D A L

Efectos de la carga de líquido en la declinación de la producción

TIEMPO

Fig. 1.- Comportamiento típico de un pozo con el proceso de carga de líquido y flujo intermitente. 102

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Las variables más significativas que influyen en la carga del líquido son:     

Presión estática del yacimiento, debido a su declinación natural. Temperatura del pozo, junto con la presión permiten condensación de la fase gaseosa. Diámetro de la tubería de producción del pozo, comienza a resultar grande para manejar el líquido producido. Presión en la cabeza del pozo Propiedades del gas y líquidos (S.G., tensión interfacial,...)

Un método para extender la vida productiva del pozo es conocido como “Blowdown” que es básicamente es la operación intermitente del pozo y se sustenta en los siguientes puntos:  En este método el operador del pozo debe efectuar cierres al pozo para permitir el incremento de presión cerca del yacimiento y por lo tanto ayudar en el proceso de descarga.  Si el caudal de gas es mayor al caudal crítico, Qgc, necesario para la descarga del pozo, entonces se estará descargando el pozo de forma adecuada durante un lapso determinado (Qg > Qgc)  La contra presión de la cabeza del pozo es un factor importante y por lo tanto debería ser reducida lo suficiente para inducir el flujo del yacimiento necesario para levantar los líquidos del pozo. Pruebas básicas Basados en el principio básico para comenzar la operación intermitente del pozo es necesaria la siguiente información:     

Información y gráfica de la supervisión diaria del pozo, Figura 2. Registros de nivel de líquido periódicos, Figura 3. Pruebas de incremento decremento de presión en superficie, Figura 4 Estado mecánico del pozo, Figura 5. Muestra de la producción de líquido del pozo, Figura 6.

103

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S C H L U M B E R G E R Nivel de líquido en el pozo

0.8 0.7 0.6 PICOS EN Pwh Pwh(13-ene-03)= 4480 psig Pwh(18-mar-03)= 4540 psig

0.5 0.4

Pwh al Final

Gasto de gas Campo

0 9 -O ct

0 2 -O ct

2 5 -S e p

1 8 -S e p

1 1 -S e p

0 4 -S e p

2 8 -A g o

2 1 -A g o

1 4 -A g o

0 7 -A g o

3 1 -Ju l

2 4 -Ju l

1 7 -Ju l

500

500

1000

1000

1500

1500

2000

2000 2500 26-Jun- 09-Jul- 17-Jul- 15-Ago- 10-Oct- 14-Oct04 04 04 04 04 04 2071

2090

2071

2090

817

1140

NL x e.a. 1425

1425

1425

1425

665

1425

NL x TF Presión de línea

NL x e.a.

2500

Fecha, dd-mm-aa Presión de cabeza

1 0 -Ju l

0 NL x TF

1-S ep -04

1 -Ju l-04

1-M a r-04

1 -M a y-0 4

1-E ne -04

1-N ov-03

1 -Ju l-03

1-S ep -03

1-M a r-03

1 -M a y-0 3

1-E ne -03

0.3

0

N iv e l d e líq u id o p o r e .a ., m

0.9

N iv e l d e líq u id o p o r T F , m

26-Jun-04 Entró a Optimización 1-Oct-04 Instalaron TC

0 3 -Ju l

1.0

Estrang: 16/64" desde el 27-sep-02 Con SV 1-3/4" desde 31-mar-03

1-N ov-02

2 6 -Ju n

Fecha, dd-mm-aa

G asto d e G as co n E c. D e C am p o , M M PC D

800 750 700 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 1-S ep -02

P resión , psig

Pozo: Datos de la Supervisión de pozos y Gasto de gas calculado con Ec. de campo.

Trifásico

Figura 2. Información de la Supervisión diaria.

Figura 3. Registro de nivel de líquidos.

Pba. de presión en Superficie 7-jul-04, Estrang: 16/64", Con barras espumantes

Pba. de presión en Superficie 28-jun-04 Estrang: 16/64", Sin productos espumantes

Bache Tipo Niebla

600

Bache de líquido

700 Presión, psig

Presión, psig

700

500 400 300 200

Se lanzan 3 BE "A"

Bache Tipo Niebla

600 500 400 300 200 100

100 0

0

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

10

20

30

40

50

60

70

80

Tiempo, min

Tiempo, min Pwh Pea P línea

Pwh

Pea

P línea

Figura 4. Prueba de incremento decremento de presión en superficie. 1 0 M , B X -1 5 3

T .R . 9 5 /8 ” N -8 0 4 0 lb /p ie T .P . 2 7 /8 ” N -8 0 6 .5 lb /p ie T .F . 1 ¾ ” D .I. 1.5” 2490 m

2700 m 2728 m

3 ½ ”, 9.2 lb /pie

P .T . 2 8 2 9 m

Figura 5. Estado mecánico del pozo.

Figura 6. Muestra de líquido del pozo...

Procedimiento de campo para definir ciclos de la operación intermitente. 104

90

100 110

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1. Con base en el comportamiento del periodo de incremento con el pozo cerrado y considerando un gradiente de presión de la columna de gas (Gg) de 0.026 psi/ft y de la columna de líquido (Gl) de 0.216 psi/ft. 2. La presión en la cabeza durante el cierre debe alcanzar al menos 2 veces la presión en la línea de descarga, Pwh>2Pld o mínimo un periodo de cierre de 2 horas como prueba para evaluar el primer lapso del periodo de cierre. 3. Al final del periodo de cierre realizar el registro de nivel de líquido. 4. Con el dato anterior calcular el volumen de líquido en la tubería de producción. Los siguientes cálculos adicionales deberían ser realizados para definir con mejor aproximación el periodo de cierre necesario. Estimar la presión en el fondo con el pozo cerrado, utilizando el nivel de líquido y los gradientes de presión para el gas y el líquido. Pws (pseudo estática) @ NMIP = Pwh + Gg (psi/ft) * altura de la columna de gas (ft)) + Gl (psi/ft) * altura de la columna de líquido (ft))= unidades psi. Pws = Pwh + (Gg * hg ) + (Gl *hl )

La presión neta disponible que se tiene para levantar el bache será: Pneta = Pws – Pld = psi, Entonces, convirtiendo la presión neta disponible en su equivalente en columna de líquido, ésta representa la columna que es posible descargar con la presión neta disponible, sin considerar el resbalamiento de las fases y otros factores como la fricción, es una regla de campo. Suponiendo 100% agua para el caso extremo, entonces; Columna de líquido =

pneta

γ l * 0.433

= hl (pies) para convertir a metros;

hl = (m) 0.3048

5. Para el periodo de flujo (decremento) Este periodo de flujo está en función del tiempo de llegada del bache más el tiempo en que continúa descargando líquido. Al inicio del periodo de descarga del pozo es recomendable permitir periodos de flujos cortos para descargar baches pequeños pero de manera repetida. Conforme mejoren las condiciones de flujo del pozo, evaluando la curva de incremento en superficie, el nivel de líquido y el Qg, los periodos de flujo se pueden comenzar a ampliar. Una referencia más con la que se cuenta es el gasto de gas crítico, por lo tanto; una vez que se abrió el pozo es posible calcular el gasto de gas del pozo y comparar contra el gasto de gas crítico si el primero es mayor a este último puede continuar el periodo de flujo hasta que el Qg sea menor al Qgc. 105

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Válvula Motora con control automático. Principio básico de operación

U

na válvula se puede definir como un dispositivo neumático mecánico con el cual se puede iniciar, detener o regular la circulación(paso) a través de una tubería de líquidos o gases mediante una pieza movible que abre, cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos. La válvula de control es básicamente un V Á L V U L A M O T O R A orificio variable por efecto de un actuador. Constituye el elemento final de control en más del 90% de las aplicaciones  Principios de Operación industriales.  Partes principales  

Tipos de válvulas motoras Aplicación en pozos de Gas

Una válvula de control (válvula motora) generalmente constituye el último elemento en un lazo de control instalado en la línea de proceso y se comporta como un orificio cuya sección de paso varia continuamente con la finalidad de controlar un caudal en una forma determinada, ya sea parcial o totalmente. En la figura 1, se ve una válvula motora con un actuador neumático de diafragma en donde se indican los diversos elementos que la constituyen. El resorte y el diafragma son básicamente los elementos de control y, el vástago y el asiento son los elementos que responden a la acción Figura 1.- Corte transversal de una válvula de control con sus partes. de los elementos anteriormente Imagen cortesía de kimray mencionados. Partes principales.

Las válvulas de control constan básicamente de dos partes que son Parte motriz o actuador y cuerpo: 107

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Actuador: El actuador también llamado accionador o motor, puede ser neumático, eléctrico o hidráulico, pero los más utilizados son los dos primeros, por ser las más sencillas y de rápidas actuaciones. Los actuadores neumáticos constan básicamente de un diafragma, un vástago y un resorte. Teniendo en cuenta que la gama usual de presión es de 3 a 30 psi. En la mayoría de los actuadores se selecciona el área del diafragma y la constante del resorte de tal manera que un cambio de presión, produzca un desplazamiento del vástago igual al 100% del total de la carrera. Cuerpo. Este esta provisto de un obturador o tapón, los asientos del mismo y una serie de accesorios. La unión entre la válvula y la tubería puede hacerse por medio de bridas soldadas o roscadas directamente a la misma. El tapón es el encargado de controlar la cantidad de fluido que pasa a través de la válvula y puede accionar en la dirección de su propio eje mediante un movimiento angular. Esta unido por medio de un vástago al actuador. En la figura 2, se muestra la válvula motora con sus dos partes principales, la sección motríz y el cuerpo.

Sección Motriz

Sección del Cuerpo

Figura 2.- Corte de una válvula de control con sus dos partes principales.

Interiores de una Válvula Motora. 108

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Tapón / Caja y asiento Tapón. Los tapones son roscados internamente para acoplarse con el vástago, el orificio en el cuerpo del tapón está orientado acoplarse con el vástago. Una chaveta de acero inoxidable, permite reforzar el ensamble y previene el movimiento horizontal del tapón así como en su propio eje, las roscas del tapón y los hilos del vástago soportan la carga de empuje, permiten un alineamiento positivo y uniforme con el asiento logrando mayor hermeticidad en sellos metal – metal. Caja y asiento. Estos internos están construidos de una sola pieza y están fabricados en acero inoxidable con excelente dureza, apropiado para fluidos corrosivos y abrasivos. La caja guía al tapón en el orificio y permite un alineamiento positivo. El sello entre la Caja-Asiento-Cuerpo se logra con un anillo “0”, esto permite que el asiento no sea roscado en el cuerpo. En la figura 3 se observan los interiores de las válvulas.

Vástago, parte de la sección motríz

Canasta, parte de la sección del cuerpo

Figura 3.- Corte transversal de interiores de una válvula de control (Válvula motora).

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Esquema básico de control.

De los diversos elementos finales de control, el de más alta difusión es la válvula automática con actuadores neumáticos o eléctricos, conocida como válvula motora. La válvula motora utiliza una señal externa que puede ser neumática o eléctrica y posteriormente transformada en una de tipo neumática que incide el diafragma. Con un diagrama de bloques se puede representar a la válvula como en un sistema en serie.

Figura 4.- Esquema de una válvula instalada.

El flujo a través de la válvula está sujeto a resistencia por fricción en la propia válvula y el resto de la línea como se muestra esquemáticamente en la figura 4.

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Tipos de Válvulas Motoras.

Las válvulas pueden ser de varios tipos según sea el diseño del cuerpo y el movimiento del obturador. Las válvulas de movimiento lineal en las que el actuador se mueve en la dirección de su propio eje se clasifican como se especifica a continuación.

Figura 5. Esquema de la válvula motora con vástago expuesto

Figura 6. Fotografía de la válvula motora con vástago expuesto

Figura 7. Esquema de la válvula motora con vástago interno

Figura 8. Fotografía de la válvula motora con vástago interno

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En la aplicación que comúnmente se tiene en los pozos de gas y gas y condensado es para iniciar o continuar la etapa de flujo intermitente E N P O Z O S D E con el control de ciclos automáticos, evitando la presencia de personal operativo en área alejadas o de difícil acceso, además de G A S poder configurar con el controlador electrónico diferentes ciclos de  Por tiempo operación y cierre en función de la necesidad del pozo.  Por presión diferencial Con la finalidad de mejorar el comportamiento y la producción de  Esquema de aplicación por gas del pozo, éste es cerrado a través de la válvula motora lo que TP y Espacio Anular permite que la presión en el fondo del pozo incremente y se acumule gas en las cercanías de la zona disparada para que a la apertura del pozo con la válvula motora, un volumen grande de gas sea proporcionado por el yacimiento que a su vez fluirá en el pozo lo que permitirá realizar la descarga de baches de líquido. A P L I C A C I O N E S

Aplicación por Tiempo Cuando ya se tienen identificados de buena forma los periodos de flujo y cierre del pozo, este modo de control permite configurar al controlador electrónico con solo 2 parámetros de operación. El tiempo de cierre es el lapso en el que la válvula motora mantendrá al pozo cerrado (Time off) y el tiempo de apertura es el lapso en el que la válvula motora permitirá el flujo del pozo (Time On).

Figura 1. Fotografías de la ubicación del equipo de la válvula motora y el controlador electrónico en un pozo de gas. Aplicación por Presión diferencial. Es posible a través del controlador electrónico utilizando un transductor de presión colocado en la cabeza del pozo. Se configura un rango de presión con valor máximo y un valor mínimo, cuando el transductor de la presión en la cabeza registre el valor de presión mínimo, entonces el controlador cierra la válvula motora. El transductor de presión continua registrando el valor de la presión en la cabeza del pozo, cuando alcance el valor máximo de presión, entonces el controlador abre la válvula motora. Esta aplicación tiene una desventaja y es cuando la presión en la línea de descarga incrementa por arriba del valor mínimo y por lo consiguiente incrementa también la presión en la cabeza del pozo y éste se encuentre fluyendo, con la válvula motora está abierta, mientras el transductor no registre

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el valor mínimo de presión la válvula motora se mantendrá abierta, aún cuando el pozo este igualado. Otra configuración es con dos transductores de presión, uno registrando la presión en la cabeza y el otro la presión en la línea de descarga, se configura una presión diferencial entre ambos valores para mandar a cierre a la válvula motora y posteriormente abrir la válvula motora con el valor máximo de presión permitido.

Figura 2. Esquema de la Aplicación por Presión diferencial con un transductor de presión.

∆p ∆p

Figura 3. Esquema de la Aplicación por Presión diferencial con dos transductores. Aplicación con dos válvulas motoras. La aplicación de dos válvulas motoras conectadas a un pozo, es cuando se tiene espacio anular entre la tubería de producción y la de revestimiento, con un balanceo en superficie para permitir incorporar la producción del espacio anular a la línea de producción. El control se puede llevar a cabo por tiempo, mientras una válvula motora está cerrada la otra se mantiene abierta y viceversa. También puede llevarse a cabo el control por presión en ambas válvulas motoras.

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Esquema de aplicación de dos válvulas motoras una por TP y otra Espacio Anular.

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Émbolo Viajero Definición

U

n método de producción de levantamiento por gas, que usa un pistón que viaja de arriba a abajo dentro de la tubería de producción, para descargar volúmenes de líquido en función de las condiciones del pozo. Cuando el pozo es cerrado el pistón cae por la tubería de producción, cuando el pozo es abierto a producción, el V Á L V U L A M O T O R A pistón y la columna de líquido son levantados por la tubería de producción.  Definición El pistón (émbolo viajero) es una interface entre la fase de líquido  Principios de Operación y el gas, minimizando el resbalamiento del líquido y con esto  Partes principales incrementar la eficiencia de la energía del gas del yacimiento.  Tipos de émbolos viajeros Típicamente, este método es aplicado a pozos de gas con una  Aplicación en pozos de Gas alta relación gas líquido (RGL) especialmente para operar con formaciones de gas, de otra forma necesitará de una inyección  Seguimiento de la operación adicional de gas, como se realiza en combinación con el bombeo del pozo con émbolo viajero neumático intermitente y es esta aplicación en la que ya se puede definir como un sistema artificial de producción. Principio de operación. Este método de producción basa su operación en la acumulación de gas en las cercanías del pozo y por el espacio anular, Bache de líquido cuando está disponible el espacio anular. Utiliza la fuerza del gas acumulado (F=m*a) que se aplica sobre el área expuesta del pistón o émbolo, por lo que; con un mayor diámetro del émbolo y un mejor sello entre Émbolo Viajero la tubería de producción y el pistón, será necesario una menor fuerza aplicada desde el fondo para lograr la misma presión con la Área de E.V. iniciará su movimiento ascendente. Bache de gas Fuerza aplicada El incremento de presión durante el cierre, debido a la acumulación de gas en las cercanías del pozo y en el pozo, son otros Figura 1. Principio básico de operación de un émbolo parámetros importantes para considerar. Por lo tanto lo primero a definir es la presión viajero. necesaria para operar el sistema de émbolo viajero que permita definir que longitud de bache de líquido podemos levantar.

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Basando la operación del sistema en un pozo con terminación convencional y que tiene comunicado el espacio anular con la tubería de producción.

Equipo de superficie

Para estimar cuanto líquido podemos levantar junto con émbolo viajero es necesario definir primero de cuanta presión disponemos para después estimar la presión neta:

TR

La presión neta puede identificarse como la presión del espacio anular menos la máxima presión en la línea de descarga.

Espacio anular TP

PNETA = PTR − PLD = (psi) Líquido acumulado en el pozo

Esta presión puede ser convertida a carga hidrostática y, es frecuentemente usada como el punto teórico de inicio para determinar la longitud del bache o altura de la columna de líquido que puede ser llevada a superficie de forma periódica con la operación intermitente del pozo.

Émbolo Viajero

Figura 2. Arreglo típico en superficie con pozo con terminación convencional sin empacador. Columna de gas

Head = Longitud del bache

Donde: Head Longitud del bache de líquido encima del émbolo viajero (pies)

Émbolo Viajero

PTR Presión del espacio anular (psi)

Espacio anular

PLD Presión en la línea de descarga (psi) GL Gradiente de presión del líquido (psi)

Resorte amortiguador Fluidos por debajo del tubing Stop

( PTR − PLD ) = (pies) GL

Una buena regla de campo es que se considere la mitad (50%) de la presión neta estima como un valor conservador para mover el bache de líquido.

Tubing Stop

Figura 3. Detalle de las condiciones en el fondo antes de iniciar el movimiento ascendente. 117

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La razón para utilizar esta regla de campo es que todavía no se han considerado todas las pérdidas de presión que durante el desplazamiento del bache de líquido junto con el émbolo viajero hasta la superficie del pozo, así como el fenómeno de deslizamiento de las fases de gas y líquido.

Condición en Superficie

Condición en el fondo

Presión máxima en el espacio anular

Además de la condición anterior también se debe considerar que la diferencia de presiones entre el espacio anular y la tubería de producción, no debe exceder el 50% de la diferencia entre la presión por espacio anular y la presión en la línea de descarga.

PTR − PTP < 0.5( PTR − PLD ) Donde: PTP es la presión en la cabeza del pozo.

Condición en el fondo

Figura 4. Condición antes abrir el pozo a producción.

Para poder determinar cuando el pozo debe ser abierto a producción en función de la presión del espacio anular se tiene la siguiente expresión que ya involucra a diferente factores que intervienen a lo largo del pozo: PTR MAX = PTRMIN * Ra y

Ra =

( ATR + ATP ) ATR

Donde: Condición en Superficie El pozo se abre a producción

PTRMAX, es la presión por espacio anular que se debe alcanzar antes de que el bache de líquido y el émbolo comiencen a viajar en forma ascendente. Ra es la relación de áreas de las tuberías de producción y la de revestimiento del pozo. Condición en el fondo Émbolo comienza a subir

Figura 5. Condición inicial una vez abierto el pozo.

El siguiente punto que se debe definir es cuando cerrar nuevamente el pozo, para eso la siguiente expresión define la presión mínima del espacio anular, PTRMIN, que debe ser la presión por el espacio anular al momento de que el émbolo alcanza la superficie. PTRMIN = PP + 14.7 + PTP + ( PLh + PLf ) L * (1 + 118

D ) k

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Figura 6. Condición final al llegar el émbolo a superficie.

Gas pasando al Émbolo viajero Bache de líquido Líquido resbalando

Donde: Pp Es la presión requerida para mover el émbolo, psi (5-10 psi) PLh Presión ejercida por la columna de líquido por barril, psi/bbl PLf Pérdida de presión por fricción instantánea, psi/bbl L Volumen del bache de líquido, bbl (1+D/k) es el término asociado a las pérdidas de presión por fricción del gas y depende de la densidad relativa del gas y de la velocidad del gas. D es la profundidad del tubing stop. Ver figuras 4, 5, 6 y 7. Presión TR, Máx. y Mín. para levantar el bache de líquido, psi

Condición en Superficie cuando émbolo arriba a superficie debe registrarse la presión mínima del Espacio anular.

800

600

400

200 0 0

1

2 3 4 Longitud del bache de líquido, bbl

5

Figura 7. Presión Máx de TR contra Volumen del bache en TP 2 ⅜”. Bache de gas

Baja Velocidad

Alta Velocidad

Figura 8. Detalle de las condiciones en el fondo durante el movimiento ascendente.

Otra Regla de campo indica que en operación intermitente, sin émbolo, el 7% del bache de líquido resbala por cada 1000 ft que es levantado y, este líquido se queda en el pozo durante el periodo de flujo del pozo, más el líquido aportado por el yacimiento en el mismo periodo que resultará ser la nueva columna de líquido a levantar en el siguiente ciclo. Figura 8.

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Lo anterior es debido a que el pistón está viajando a una baja velocidad que permite que el líquido resbale entre el émbolo y las paredes de la tubería de producción y que el bache de gas también pase entre el émbolo y la tubería de producción. La condición contraria, es decir; una alta velocidad provocará perdidas de presión por fricción y movimiento del émbolo que aumentan estas pérdidas y permiten el deslizamiento de las fases fluyendo. Por lo que las velocidades del movimiento ascendente del émbolo viajero se recomiendan entre 500 y 750 ft/min (152 y 228 m/min). Con esta condición y estando presente el émbolo como interface entre el líquido y el gas, el resbalamiento por cada 1000 ft se reduce de 3 a 5 %. Lo que permite que llegue más líquido. Gas y Presiones requeridas para TP de 2”

RGL, pc/bbl

Ya que se ha planteado como definir las presiones de operación del émbolo viajero, ahora es necesario definir que volumen de gas es el requerido para levantar la longitud del bache de líquido presente a las condiciones de presión y temperatura promedio en el pozo, para diseño se consideran la presión máxima del espacio anular.

Curva para diferentes profundidades

Presión neta, psi

Figura 9.Requerimiento de la RGL en función de la presión neta disponible para TP de 2”.

RGL, pc/bbl

Gas y Presiones requeridas para TP de 2 ½”

Curva para diferentes profundidades

Para comenzar, se tiene una regla de campo que expresa que para levantar un barril de líquido se necesitan 400 pies cúbicos de gas por cada 1000 pies de longitud desplazada y aplica principalmente para cuando la presión del sistema es menor a 100 psi y en pozos someros. La principal limitante de esta regla es que sólo considera la carga hidrostática del barril de líquido sin considerar ninguna otra contra presión o factor que influye en el flujo dentro del pozo hasta superficie, así; que si existen, se requerirá un mayor volumen de gas. Luego entonces un parámetro a tomar en cuenta es la relación gas líquido producida, RGL (scf/bbl), por el pozo.

Presión neta, psi

Figura 10 Requerimiento de la RGL en función de la presión neta disponible para TP de 2 ⅜”.

120

Por lo que para determinar el volumen de gas mínimo necesario para levantar el émbolo y el bache de líquido se requiere

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Volumen de gas requerido para levantar el bache, pc

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8000

RGL del pozo

RGL mínima

6000

4000

El cruce de la linea de RLG mínima Con el eje de el volumen de gas requerido Indica el volumen mínimo del bache de líquido

conocer la presión máxima del espacio anular y la temperatura promedio del pozo, ya que el volumen de gas acumulado en el espacio anular será el volumen de gas disponible de forma instantánea para iniciar el movimiento ascendente del émbolo y el bache de líquido y vencer las contrapresiones y perdidas de presión. Ver figuras 9, 10 y 11. Vg =

VT * L PTRMAX 520 1 * * * *C 1000 14.7 T Z

2000

Donde: Vg Volumen de gas mínimo requerido 0 1 2 3 4 5 para levantar el bache. Longitud del bache de líquido, bbl VT Volumen unitario Figura 11. Requerimiento mínimo de gas para operar un L Profundidad del pozo PTRMAX es la presión máxima por espacio émbolo viajero. anular, psi T es la temperatura promedio del pozo, °F Z es el factor de compresibilidad del gas C es el factor de deslizamiento del gas La presión en la línea de descarga tiene un efecto muy importante sobre la operación del émbolo viajero. Las instalaciones superficiales son una parte crítica en el éxito de la operación ya que junto con la línea de descarga deben ser capaces de absorber altos volúmenes de gas instantáneos, sin permitir que la presión en la línea alcance presiones anormales (altas) debido a la acumulación de líquido y gas en la línea de descarga. 0

121

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Partes principales del equipo. Capuchón Receptor (Resorte) Válvula ½“ de desfogue

Arreglo del equipo en superficie. Catcher Válvula Motora

Válvula Solenoide Sensor de Presión (Pwh)

Manivela de captura del émbolo

Codo 2” Ced. 80

Sensor magnético Lubricador Válvula de paso 2”

Válvula Maestra

Válvula Lateral (Normalmente Cerrada)

En superficie se tiene comúnmente el siguiente arreglo recomendado por el fabricante, Figura 12.

Tuerca unión de golpe 2”

Mancuerna

Figura 12. Arreglo típico del equipo superficial en el pozo de gas. El Lubricador. En su interior se coloca un resorte amortiguador para los impactos a la llegada del émbolo viajero, Figura 13. El Catcher.

Sensor Magnético

Lubricador y Catcher

Figura 13. Equipo superficial del sistema de émbolo viajero.

122

Cuenta con el espacio para colocar un sensor magnético o de vibración (impacto). También se ubica en éste la manivela de captura del émbolo. Puede alojar la varilla activadora para el tipo de émbolo denominado “by pass”.

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El equipo de fondo o subsuperficial son básicamente, Figura 14:

Resorte y Collar Stop

Resorte con Válvula de pie

Resorte y Tubing Stop

Resorte con candado collet

EL tubing Stop, que se coloca a la profundidad máxima que el émbolo viajero caerá. El resorte cumple la función de amortiguar la caída del émbolo viajero desde superficie hasta el fondo.

Figura 14. Equipo subperficial del sistema de émbolo viajero.

El émbolo viajero es la interfase entre el líquido y el gas. Figura 15. Ultra Flex doble cojinete

Cepillo

Mini Flex doble cojinete

Cepillo y cojinete

Copas metálicas

Doble cojinete

Flex Doble cojinete

Copas metálicas Flujo continuo

Super flujo By Pass

Figura 15. Diferentes tipos de émbolo viajero. 123

Dependiendo de las condiciones del pozo se define el tipo de émbolo a utilizar.

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Tipos de émbolos viajeros y sus aplicaciones. Tipo de émbolo viajero Ultra Flex con cojinetes

MiniFlex con cojinetes

Aplicación

Características

En pozos totalmente marginales, 8 cojinetes en acero inoxidable, provee excelente sello y alta son los encargados de proveer el eficiencia sello con la tubería de producción En la mayoría de las condiciones Sin arena

8 cojinetes en acero inoxidable, son los encargados de proveer el sello con la tubería de producción

Copas metálicas

Sus copas crean un sello Pozos con buena presión y gasto turbulento con el mismo fluido de gas donde apenas comienza el aumentando su eficiencia de sello proceso de carga de líquido. con la tubería de producción.

Cojinetes

Diámetros pequeños de tubería 6 cojinetes en acero inoxidable. de producción.

Cepillo

Producción de área y sólidos.

Cepillo y Cojinetes

Sello con cojinetes metálicos y Pozos profundos con producción sello de Nylon para manejar los de arena y sólidos. sólidos.

Flex doble cojinete

Dos secciones de cojinetes para Pozos de gas con alta producción eficientar el sello con la tubería de de líquido producción.

Copas Metálicas flujo continuo “By Pass”

Super Flujo “By Pass”

Cerdas de Nylon para manejar los sólidos. Sin partes movibles.

Sólido con copas metálicas Pozos que no requieren tiempos creando sello turbulento. de cierre o muy cortos. Requiere varilla activadora en superficie. Sólido con copas metálicas Pozos que no requieren tiempos creando sello turbulento. de cierre o muy cortos. No Requiere varilla activadora en superficie.

124

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S C H L U M B E R G E R Velocidad del sonido

Tipo de émbolo

Profundidad de la TP Altura de la columna de líquido

Ft/s

Feet

Feet

Velocidad de caida promedio

Ft/min

1424

Brush

7400

260

477

1269

Pad 2 3/8”

4008

608

265

1216

Pad 2 3/8”

5800

232

259

1280

Ultra seal

7485

41

159

1242

Grooved

3042

13

408

1320

Clean out

9896

1400

326

Tipo de émbolo

Condición del émbolo viajero

Profundidad de la TP

Feet

Velocidad de caida promedio

Ft/min

Brush

Nuevo

10123

150

Pad 2 7/8”

Nuevo

10123

162

Pad 2 7/8”

Usado

10123

187

Sólido

Nuevo

10235

368

Sólido

Nuevo

10235

423

By Pass

Nuevo

10235

1690

Tabla 1. Comparación de las velocidades de caídas de los diferentes tipos de émbolo viajero.

Aplicaciones en pozos de gas. Como ya se mencionó al inicio, el sistema de émbolo viajero tiene como aplicación principal, en los pozos de gas con buena RGL>3000 scf/bbl, la descarga de líquido del pozo, cuando el pozo con su flujo natural ya no es capaz de realizar tal proceso, debido a que ya produce debajo del gasto de gas crítico. El sistema de émbolo viajero tiene también otras aplicaciones: 

Optimizar la operación de pozos con bombeo neumático intermitente.



Prevenir la acumulación de parafinas, hidratos e incrustaciones en los pozos.



Prevenir el bloqueo por congelamiento en el fondo de los pozos de gas con alta presión.

Finalmente el objetivo es conseguir que el émbolo o pistón viaje tan lento como sea posible y alcance la superficie. Mientras más lento menor será la presión requerida.

125

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El mejor sello del émbolo se logra, mientras más lento éste pueda viajar y mantener su eficiencia, pero más lento de lo óptimo provocará una disminución de la eficiencia. Las velocidades típicas de ascenso están entre 500 y 1000 fpm (152 y 305 m/min). Las velocidades típicas de caída están entre 150-2000 fpm (45-610 m/min) en seno de gas y menores 40 fpm (12m/min) en seno de líquido. Los más altos gasto de gas se lograrán, cuando el pozo sea cerrado sólo el tiempo suficiente para que el émbolo caiga, siempre que en el espacio anular se tenga la presión suficiente para garantizar que el émbolo sea llevado a superficie. Seguimiento de la operación del pozo con el sistema de émbolo viajero. A través del equipo de ecómetro, con el micrófono de alta sensibilidad es posible realizar un seguimiento detallado al comportamiento del sistema de émbolo viajero, a continuación se muestra un ejemplo de lo anterior en la figura 16. Ventajas:  Identificación del tiempo y velocidad de caída del E.V.  Nivel de líquido  Llegada del bache de líquido  Monitoreo del tiempo de postflujo. Pozo cerrado Inicia flujo del pozo Presión por espacio anular

Émbolo llega a superficie

Presión, psi

PTP abierto

Pozo cerrado

Émbolo llega al Tubing Stop

Émbolo cayendo

Señal de ruido con equipo de ecómetro digital

Émbolo llega Émbolo llega al líquido al líquido Bache de líquido en superficie Minutos

Figura 16. Seguimiento del sistema de E.V. con el equipo de ecómetro. 126

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Lanzador de barras con control automático. Principio básico de operación

U

n lanzador de barras automático se puede definir como un dispositivo neumáticomecánico controlado electrónicamente con el que se puede realizar de manera automatizada la aplicación de barras espumantes a los pozos, ya que cuenta con una recámara de almacenamiento la que debe ser presurizada a las condiciones de presión del pozo y mediante los parámetros L A N Z A D O R determinados y programados en su controlador electrónico es D E B A R R A S posible que realice lanzamientos de barras espumantes al pozo desde  Principios básico una barra hasta la capacidad de la recámara, dependiendo de las necesidades del pozo de gas.  Partes principales  Tipos de lanzadores de barras

El sistema de lanzador de barras está equipado con un control automático programable para dosificar el lanzamiento de barras espumantes al pozo.

En la figura 1, se ve un lanzador de barras automático con un actuador neumático de pistón en donde se indican los diversos elementos que lo constituyen.

Figura 1.- Corte transversal de un lanzador de barras con sus partes. Imagen cortesía de Soap Launcher. 128

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Partes principales.

En la figura 2, se hace mención de las diferentes partes externas que constituyen al lanzador de barras. Trampa de líquidos (sifón). La trampa de líquidos propia del equipo de lanzador automático cuya parte superior es verde se debe de instalar siempre hacia arriba, la trampa de líquidos cuenta con dos válvulas de ¼” codificadas con colores para poder identificarlas. La Válvula verde se utiliza como igualadora de presiones en la recámara. Una línea de compensación de 1/8” se conecta con el paso reductor inferior. Válvula roja para el desfogue de presión de la recámara. Regulador de presión. El lanzador automático cuenta con un regulador de presión que suministra el gas de operación al pistón del lanzador. Pistón. Este pistón opera con un suministro de gas de 30 a 45 psi, para abrir o cerrar el vástago que a su vez se encarga de mover toda la parte mecánica del lanzador y poder mover el carrusel y efectuar el lanzamiento de barras espumantes al interior del pozo.

Figura 2.- Partes externas principales del lanzador de barras.

129

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Partes principales.

En la figura 3 se hace mención de las diferentes partes internas que constituyen al lanzador de barras. Carrusel. El carrusel es metálico y está diseñado para 9 y 18 barras espumantes. El de 9 barras puede alojar una barra de diámetro 1 ¼” y menores por cada espacio en el carrusel, y el de 18 barras tiene 9 espacios en los cuales se pueden colocar 2 barras en forma vertical una sobre otra en cada sección. Cuñas. El lanzador cuenta en su interior con un par de cuñas las cuales con el movimiento del pistón giran dando movimiento al carrusel para que las barras espumantes queden en posición de lanzamiento al interior del pozo.

Contenedor de barras y tapa de contenedor. Tienen un aislamiento de poliuretano que le permite mantener la integridad de las barras espumantes, la tapa del contenedor esta preparada para la instalación de una válvula de escape de 1”.

Figura 3.- Partes internas principales del lanzador de barras.

130

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Accesorios de control.

A continuación se hace mención de los diferentes accesorios de control que constituyen al lanzador de barras, Figura 4. Controlador electrónico. El controlador electrónico funciona con 6 VCD y cuenta con una celda solar para mantener la carga de las pilas. Con 2 puertos de control con 2 válvulas solenoides. El controlador tiene una pantalla digital que indica el número de barras disponibles en el lanzador y el tiempo faltante para realizar el siguiente lanzamiento de barras espumantes. Batería recargable de 6 VCD con capacidad de suministro de 3.3 amperes por hora.

Panel solar. El panel o celda solar alimenta al controlador para mantener la programación y en operación al lanzador de barras espumantes. Suministra el voltaje de 8.6 VCD para el controlador automático. Figura 4.- Accesorios de control del lanzador de barras espumantes.

131

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En la figura 5, se hace mención de los diferentes accesorios de control que constituyen al lanzador de barras. Válvula solenoide. Las válvulas solenoides serie SYJ3443SG se utiliza para controlar el pistón del lanzador de barras espumantes y la válvula solenoide SYJ3240-SG controla la operación de válvula motora

SYJ3240-

SYJ3443-

Tarjeta del controlador. Contiene la lógica de programación del sistema, además permite guardar la información.

Tablero de control. Este permite introducir datos al controlador del lanzador automático de barras espumantes. Contiene botones alfanuméricos y funciones directas, como son el encendido y apagado del equipo, ciclos de aplicación y la cantidad de barras a lanzar.

Figura 5.- Accesorios de control del lanzador de barras espumantes. 132

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Tipos de lanzadores de barras

Lanzador automático de 9 barras. Este modelo de lanzador de barras espumantes denominado Modelo 9, tiene una altura de 32” y contiene 9 espacios para almacenar barras espumantes de 1 ¼” de diámetro. El lanzador opera con suministro de gas de 30 a 45 psi. Tiene un aislamiento térmico de poliuretano que le permite mantener la integridad de las barras espumantes. El máximo rango de presión de trabajo del lanzador es de 1500 psi. Lanzador automático de 18 barras. Este lanzador tiene el mismo principio de operación y características del lanzador de 9 barras, la diferencia en este modelo de 18 barras es que tiene una altura de 47”. Tiene 9 espacios, en los cuales se colocan verticalmente 2 barras espumantes de 1 ¼” de diámetro en cada sección. Lanzador de barras vertical. Este tipo de lanzador suministra barras espumantes al pozo al accionarse las válvulas caerán 2 barras cada vez que se accionen las válvulas. Este lanzador cuenta con dos tubos verticales unidos por una válvula de 2” para la caída de las barras espumantes y su capacidad es de 4 barras.

Figura 6 .- Diferentes lanzadores de barras.

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En la aplicación que comúnmente se tiene en los pozos de gas es para aplicar las barras espumantes en forma periódica y programada, P O Z O S D E G A S principalmente en horarios en los que no es posible la presencia de personal técnico en la locación.  Por control de tiempo Iniciando o continuando así, con la etapa de flujo intermitente para  Cálculo del número de mejorar el comportamiento del pozo permitiendo la descarga de barras espumantes líquidos al represionar al pozo y aplicación de barras espumantes más de una vez al día. Con este sistema de lanzamiento de barras espumantes de forma automática se tienen las siguientes ventajas:  Permite estabilizar condiciones de producción  Incrementar su producción y prolonga la vida productiva del pozo  Efectuar cierres y aplicar barras espumantes sin la presencia de personal técnico en horas no laborales o evitando la visitas diarias al pozo en función de la necesidad de barras espumantes. A P L I C A C I Ó N

E N

Cálculo del número de barras espumantes Para definir el número de barras espumantes (en función del volumen de agua) es necesaria la siguiente información:     

Información del proveedor del espumante (pruebas de laboratorio o de campo) Estado mecánico del pozo Registro del nivel de líquido en la tubería de producción Temperatura promedio al nivel de la tubería. Relación de agua condensado (Medición trifásica o de muestra)

134

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S C H L U M B E R G E R Datos del proveedor del espumante, pruebas de laboratorio o de campo Cantidad Tiempo de disolución por cada de la barra Temp, oF Barril de agua espumante, minutos Barras tipo 1 1.5 90 100 Barras tipo 2 2 62 120 45 140 Dosificación recomendada para el tipo de barra 2

1.5

30

1. De la información del proveedor seleccionar la información del producto espumante que se está utilizando.

180

2. Del estado mecánico obtener el diámetro interno de la tubería de producción y la profundidad del intervalo productor o de los intervalos productores. Nivel de líquido Porcentaje de agua Temp @ NL

1250 m 75 % 84 °C

Datos del pozo Registro de nivel de líquido o del RPFF Medición Trifásica o Muestra de Campo Del RPFF o Calculado con el gradiente geotérmico

Diámetro TP1 Prof. TP1

1.482 Pulgadas 2250 m

Diámetro TP2 Prof. TP2

2.992 Pulgadas 2300 m

TF 2250 1 ¾”m 2300 m 2310 m

2728 m

P.T. 2829 m

Cap. TP1, bl/ft= Vol., bl= Cap. TP2, bl/ft= Vol., bl= Vol.Total de líquido Vol. de agua

Cálculos de los volumenes 0.00213 bbl/ft 7.00 bbl 0.0087 1.4

bbl/ft bbl

8.43 6.32

bbl bbl

Tiempo en que la BE alcanza el NL (velocidad de caida en aire de 1500 ft/min) Tiempo para reacción de la BE

2.7 minutos

28.29

minutos 135

TR 3 ½”

3. Con el nivel de líquido y el diámetro de la tubería de producción obtener el volumen de líquido acumulado arriba del intervalo productor, este es el volumen de líquido que se requiere descargar. El volumen en la sarta de velocidad y en la tubería de revestimiento después de la TF hasta arriba de la cima del intervalo productor. 4. Definir el tiempo en que la barra espumante alcanza el nivel de líquido asumiendo que la velocidad de caída libre es de 457 m/minuto. 5. Obtener también el tiempo de disolución de la barra espumante en el líquido. Con la siguiente

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Dosificación Tiempo de cierre requerido

Estación Profundidad No. (m) 1 0 2 500 3 1000 4 1500 5 2000 6 2100 7 2280

9 31.02

Barras Espumantes minutos

RPFF Presión de Fondo Temperatura Gradiente Kg/cm2 (oC) (kg/cm2/m) psia 35.191 205.30 14.43 * 213.50 15.01 52.35 0.001153 220.60 15.51 74.93 0.000998 94.00 248.17 17.45 0.003877 103.94 306.20 21.53 0.008160 317.40 22.32 109.74 0.007875 107.74 325.49 22.88 0.003159

Notas

Gas+líquido Gas+líquido Gas+líquido Gas+líquido Gas+líquido Gas+líquido

Profundidad (m)

380

340

300

260

220

180

140

100

Presión (Psia)

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500

Tiempo, min

Tiempo de Reacción de Barras Espumantes 120 108 96 84 72 60 48 36 24 12 0

-1.8736

y = 491431x

0

20

40

60

80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 Temperatura, oF

Tiempo de Reacción

Power (Tiempo de Reacción)

136

expresión: tdis = (4.9 E 4 * TN . L. ) −1.8736 Donde T N.L. es la temperatura al nivel de líquido. 6. Determinar el número de barras para lanzar al pozo y el tiempo total para que las barras espumantes se disuelvan.

Referencia de la Información utilizada en el procedimiento del ejemplo anterior.

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Capitulo

S Y S T E M S

8

S C H L U M B E R G E R

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

D E L

D E

L Í Q U I D O

Registro de nivel de líquido.

 Principio de Operación  Velocidad Acústica  Frecuencia de la señal  Partes principales del equipo  Registro de nivel de líquido

principio de operación. El equipo de registro acústico de nivel de líquido conocido como “ecómetro” basa su principio de operación en la velocidad acústica a través de un medio, que para nuestro caso es gas natural acumulado en el pozo y el eco de la onda acústica registrado en superficie, ver figura 6, segundos más tarde de que fuera generada una perturbación (Explosión) en

superficie. La distancia de la obstrucción es determinada con la ayuda de la gráfica, figura 8, de los ecos registrados por el equipo de ecómetro y la distribución de las tuberías y accesorios instaladas en el pozo (estado mecánico).

Implosión

Explosión

Ecómetro Cámara de acumulación

Eco de un cople

Perturbación por Explosión

Figura 6. Propagación de ondas en un medio

Ecómetro

Cámara de acumulación

Eco de un cople

Perturbación por Implosión

Figura 7. Tipos de Perturbación con el ecómetro.

138

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Disparo

Micrófono

La figura 7 Muestra las dos formas en que se lleva acabo la perturbación (Disparo) con la pistola del ecómetro. Por explosión:  Se utiliza una fuente externa de gas para generar el disparo  La cámara debe ser cargada a una presión mayor que la presión del pozo.  Recomendable en pozos con presión menor a 200 psi Por Implosión:  No es necesaria una fuente de gas externa, se puede utilizar el mismo gas del pozo.  La presión del pozo debe ser mayor a 200 psi para llevar a cabo el disparo.  La implosión es dentro de la cámara de la pistola.  La cámara requiere un mantenimiento más frecuente, sobre todo el “O ring”

2490 m

2700 m 2728 m

P.T. 2829 m

Figura 8. Registro del eco por espacio anular Velocidad Acústica (Velocidad del sonido).

La velocidad acústica en aire seco a 0° C a presión atmosférica es de 331.45 m/s (1087 ft/s). El factor que más impacta a la velocidad del sonido es la temperatura del medio en el que se encuentra viajando. Para el caso de un gas ideal, el efecto de la presión y la densidad se cancela idealmente debido a que ambos efectos contribuyen inversamente proporcionales. Sin embargo; para el caso del gas natural, presente en los pozos productores de gas y condensados, es importante considerar el efecto de la presión y la densidad del gas. Además, la humedad tiene un efecto mínimo en la velocidad del sonido, pero medible; éste viaja ligeramente más rápido en un medio húmedo que seco. Frecuencia de la señal tiene un efecto importante en la determinación del nivel de líquido y todas las obstrucciones a lo largo del pozo, así como también las anomalías las tuberías. La señal de alta frecuencia es atenuada más rápidamente que la señal de baja frecuencia, sin embargo ambas viajan a la misma velocidad. El rango de frecuencias que retornan al micrófono dependerá de la profundidad del pozo y sobre todo de la profundidad de las obstrucciones y anomalías que se requieran detectar. Lo que quiere decir que mientras más profundo es el pozo, la señal que esté regresando al 139

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micrófono serán las de más baja frecuencia, esto es especialmente cierto para los pozos de baja presión.

Figura 9. Señales detectadas por el micrófono la primera sin aplicar el filtro pasa bajas y la segunda filtrada. Por lo tanto, para detectar el nivel de líquido en pozos profundos, pozos mayores a 1000 m se deberá permitir el paso de señales de baja frecuencia para poder detectar con mayor claridad en que tiempo está retornando el eco, ya sea del nivel de líquido o de los coples más profundos, activando el filtro pasa bajas, que permitirá visualizar una señal más suave y clara. Otro problema muy común cuando se trata de verificar y detectar el nivel de líquido en pozos profundos, es la señal de ruido, que es una señal que se encuentra presente siempre, por lo tanto esta señal de ruido deber ser filtrada por el equipo de ecómetro. Además; la forma más común de evitar que el ruido enmascare al eco del nivel de líquido, es incrementando la amplitud de la señal y esto se logra realizando un disparo con una mayor presión en la cámara de la pistola del ecómetro lo recomendable es que la presión en la cámara sea 150 psi mayor a la presión en el pozo. Partes principales del equipo de ecómetro. Existen dos tipos de equipos de ecómetros: El equipo digital y el analógico. La diferencia principal entre ellos es que la señal recibida a través del micrófono en el primero es procesada en el software cargado en la Lap Top y por lo tanto; es posible editar esta información en gráficas y generar en automático reportes con esta información. Además, es posible registrar la presión a través del transductor de presión y almacenar hasta 15 minutos del comportamiento de la misma. El equipo de ecómetro digital es un sistema controlado por el software almacenado en la Lap Top y está diseñado para: Registrar el nivel de líquido Curva de presión transitoria a boca de pozo. Potencia y corriente del motor y Curvas de dinamómetro. 140

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Seguimiento de los viajes del émbolo viajero. Para el caso del equipo analógico, la señal recibida a través del micrófono es registrada e impresa en papel directamente en el momento del disparo y los ecos registrados. Tiene dos canales, el primero es usado para registrar el eco proveniente del nivel de líquido, empacador y otras anomalías que se encuentre a grandes profundidades (frecuencias bajas). El segundo canal es para registrar el eco de los coples de la tubería de producción. Cuando los 2 controles de amplitud de la señal son colocados en AUTO (Figura 13 referencia 5), el microprocesador del equipo optimiza la amplitud necesaria para ser interpretada por el usuario. Además los datos de presión deben ser registrados visualmente con el manómetro. Para ambos casos, es posible generar disparos remotos en función del tipo de pistola que se este utilizando, es decir la pistola debe contar con la válvula solenoide para ejercer el control de la salida/entrada del gas en la cámara. 1. Maleta para protección del equipo 2. Lap Top con el software TWM

1

3. Sección de entra y salida de señales eléctricas de prueba.

2

a. Cable del disparo b. Cable del micrófono c. Sección de autoprueba

3

Figura 10.- Equipo digital de ecómetros (Modelo E3) 4. Sección de alimentación al equipo

4

5. Salida de señal eléctrica a la pistola 3 6

5

6. Entrada de la señal del micrófono

6

Figura 10a.- Vista lateral de Equipo digital de 141

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ecómetros 1. Cámara de acumulación de gas.

1

2

2. Manómetro 3. Salida de señal del micrófono BNC

5

4. Válvula de alivio

3

5. Válvula de carga de gas regulable para disparo periódico.

6

7

4

6. Válvula solenoide Figura 11.- Pistola para disparo remoto

7. Válvula de carga de gas. Transductor de presión Disponibles en: 375, 900, 1500, 3000 and 6000 psi. Temp. de -40 a 60 °C(-40 a 145 °F ) Cuenta con una placa con:

Figura 12.- Transductor de presión

Coeficientes del transductor Numero serial Rango de presión 1. Conector del transductor de presión. 2. Conector para disparo remoto 3. Conector BNC para micrófono

A la pistola 3

Al ecómetro

2 1

Figura 15. Cables coaxiales 142

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1. Encendido/Apagado del equipo. 2. Maleta de protección del equipo 3. Rollo de papel de impresión 10

2

4. Entrada del cable del micrófono 5. Amplificadores de señal. 6. Filtro pasa bajas frecuencias

9 8

7. Encendido/Apagado, impresión

1

3

8. Señal eléctrica para disparo remoto 5 7

6

9. Entrada para cargar batería

4

10. Instrucciones básicas (ingles) Figura 13. Equipo de ecómetro analógico Modelo M. 1. Válvula de alivio.

3

2. Cámara de acumulación

6 1

4

3. Salida del micrófono BNC 5

4. Conexión de ½” NPT

2

5. Válvula de bola 180° 6. Manómetro

Figura 14 Pistola para 5000 psi

Registro de nivel de líquido. Equipo de ecómetro analógico (Modelo M). Como se explicó en el principio básico de operación, la detección del nivel de líquido, accesorios y anomalías en el pozo, se registra con el eco de la perturbación en superficie generada con la pistola, por lo tanto para determinar el nivel de líquido en un pozo gas con el equipo de ecómetro analógico se realiza el siguiente procedimiento: 143

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1. Realizar el disparo con la pistola 2. Registrar la señal del eco durante el doble tiempo necesario para que la señal acústica recorra la profundidad total del pozo y regrese a superficie (esto se puede calcular conociendo el estado mecánico del pozo, la densidad relativa del gas, la presión y temperatura promedio del pozo). 3. Con la gráfica registrada, ver figura 17, identificar el impulso asociado al nivel de líquido y con esto determinar el tiempo del eco, por lo tanto; debe dividir este tiempo entre dos. 4. Registrar la presión del pozo. 5. Estimar la temperatura promedio del pozo con el gradiente geotérmico, en promedio de 25-30 °C/1000 m (15 ° F/1000 pies). 6. Con las gráficas de las figuras, 18, 19, 20 y 21; determinar la velocidad acústica para las condiciones promedio del pozo. 7. Finalmente, la profundidad del nivel de líquido se obtiene con el tiempo en que la perturbación (disparo) alcanza el espejo del líquido multiplicado por la velocidad promedio de la onda acústica (velocidad del sonido). m N .L. = t * v = seg * = N.L. se expresa en metros. seg

Figura 17. Gráfica típica registrada con el ecómetro analógico. El primer impulso o señal al inicio de la gráfica corresponde al disparo realizado. Las divisiones verticales que se observan en la gráfica representan un segundo de tiempo transcurrido. El segundo impulso de mayor amplitud registrado se asocia al eco del nivel de líquido o a una obstrucción total al paso de la onda acústica en el pozo.

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Si el disparo realizado fue a través del espacio anular, cada impulso periódico obtenido corresponde a los coples de la tubería de producción se observan en la curva superior que tiene activado el filtro pasa altas, estos pueden ser utilizados para determinar la velocidad del sonido en el pozo ya que se conoce la distancia entre los coples y el tiempo entre cada impulso. Así como es posible utilizar a los coples como referencia para determinar la velocidad acústica por el espacio anular. Cuando se realiza el disparo por el interior de la tubería de producción es posible utilizar otras referencias si es que existen en el estado mecánico del pozo, por esto es importante contar con el estado mecánico actualizado del pozo. La curva inferior tiene activado el filtro pasa bajas y define el nivel de líquido más claramente. Para este caso en particular el tiempo en que es registrado el eco, está alrededor de 8.5 s, por lo tanto; este se debe dividir entre dos para obtener el tiempo en que la onda acústica alcanza el nivel de líquido y posteriormente multiplicar por la velocidad del sonido. Equipo de ecómetro digital (E3) Selección del número transductor de presión.

serie

del

Introduzca los datos de los coeficientes de del transductor.

Proporcione los diámetros de las tuberías y de los accesorios del pozo, datos provenientes del estado mecánico, en caso de que cuente con él.

Un dato importante es proporcionar los datos del gas, provenientes de un análisis cromatográfico, introduzca los datos en “Gas análisis”.

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Es posible proporcionar el análisis cromatográfico completo o sólo la densidad relativa del gas y las impurezas presentes en el gas.

Conectar el equipo al pozo y esperar al menos 20 s para que estabilice la señal para posteriormente ejecutar el disparo remoto.

Seleccione el impulso del nivel del líquido, en la escala se muestra el tiempo en que es detectada la señal del eco (RTTT, que significa Tiempo de ida y retorno de la señal acústica) que es de 8.95 s. En caso de ser necesario aplique el filtro pasa bajas. La profundidad del nivel de líquido será calculada con el método que se haya seleccionado, existen varios, para este ejemplo se utilizó con la velocidad acústica en función de la composición del gas y la presión y temperatura promedio del pozo. El resultado es una promedio de 1753.74m 146

profundidad

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Figura 18. Velocidad acústica en función de la presión y temperatura del medio para una densidad relativa del gas de 0.6 147

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Figura 19. Velocidad acústica en función de la presión y temperatura del medio para una densidad relativa del gas de 0.8 148

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Figura 20. Velocidad acústica en función de la presión y temperatura del medio para una densidad relativa del gas de 1.0 149

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Figura 21. Velocidad acústica en función de la presión y temperatura del medio para una densidad relativa del gas de 1.2. 150

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Anexo

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A

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Sección de HARC. Análisis de los peligros y control de riesgos.

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Anexo

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B

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Sección de Procedimientos. Instalación y Operativos.

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