Bombeo Neumático
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ÍNDICE GENERAL INTRODUCCIÓN CAPÍTULO I Eficiencia y optimización del bombeo neumático 1. Introducción 1.1. Eficiencia del Bombeo Neumático. 1.2. Optimización de Sistemas de Bombeo Neumático. CAPÍTULO II Recolección de información del pozo con bombeo neumático 2. Información requerida para el análisis y diagnóstico del pozo de bombeo neumático. 2.1. Datos de Producción. 2.2. Datos de Infraestructura instalada. 2.3. Datos del Yacimiento y sus fluidos. 2.4. Presiónes de producción/inyección (THP/CHP). 2.5. Registros de presión y temperatura fluyentes. 2.6. Procedimiento para corregir un registro de P y T fluyente. CAPÍTULO III Análisis y diagnóstico del pozo con bombeo neumático 3. Metodología de análisis y diagnóstico. 3.1. Diagnóstico preliminar del pozo. Diagramas de flujo. 3.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades de los fluidos a temperaturas distintas a las del yacimiento. 3.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías. 3.4. Determinación de la válvula operadora. 3.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción.
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ÍNDICE GENERAL INTRODUCCIÓN
CAPÍTULO I Eficiencia y optimización del bombeo neumático 1. Introducción
1.1. Eficiencia del Bombeo Neumático. 1.2. Optimización de Sistemas de Bombeo Neumático.
CAPÍTULO II Recolección de información del pozo con bombeo neumático 2. Información requerida para el análisis y diagnóstico del pozo de bombeo neumático.
2.1. Datos de Producción. 2.2. Datos de Infraestructura instalada. 2.3. Datos del Yacimiento y sus fluidos. 2.4. Presiónes de producción/inyección (THP/CHP). 2.5. Registros de presión y temperatura fluyentes. 2.6. Procedimiento para corregir un registro de P y T fluyente.
CAPÍTULO III Análisis y diagnóstico del pozo con bombeo neumático 3. Metodología de análisis y diagnóstico.
3.1. Diagnóstico preliminar del pozo. Diagramas de flujo. 3.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular
las propiedades de los fluidos a temperaturas distintas a las del yacimiento. 3.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías. 3.4. Determinación de la válvula operadora. 3.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción.
CAPÍTULO IV Optimización del pozo con bombeo neumático 4. Optimización del pozo. 4.1. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de energía y fluidos del Yacimiento. 4.2. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda de energía para levantar fluidos del Yacimiento. CAPÍTULO V Optimizacion de sistemas de bombeo neumático 5. Optimizacion del sistema de bombeo neumático. 5.1. Metodologia de optimización. 5.2. Criterios para la distribución óptima del gas. 5.3. Ejemplos con el simulador. GLOSARIO BIBLIOGRAFÍA
ÍNDICE DE FIGURAS Fig. Nº 1. Registrador de flujo de gas en la estación de flujo. Fig. Nº 2. Registrador de flujo de gas en el múltiple de BN. Fig. Nº 3. Ejemplo de Curvas de comportamiento histórico de producción. Fig. Nº 4. Ejemplo de reporte de últimos trabajos. Fig. Nº 5. Instalación típica del medidor de dos presiones. Fig. Nº 6. Aspecto interno del registrador de flujo. Fig. Nº 7. Discos de comportamiento normal de las dos presiones. Fig. Nº 8. Registro Sonolog. Fig. Nº 9. Diagrama de flujo para diagnosticar instalaciones de BN. Fig. Nº 10-A. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de BN con válvulas IPO. Fig. Nº 10-B. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de BN con válvulas IPO. Fig. Nº 10-C. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de BN con válvulas IPO. Fig. Nº 11. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo, utilizando el Wellflo. Fig. Nº 12. Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo. PASO 1. Fig. Nº 13. Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo. PASO 2. Fig. Nº 14. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 1. Fig. Nº 15. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 2 y 3. Fig. Nº 16. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. Fig. Nº 17. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 4.
Fig. Nº 18. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 5. Fig. Nº 19. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 6. Fig. Nº 20. Selección de la válvula operadora más profunda. Fig. Nº 21. Sección modelo avanzado de válvulas opara comprobar la consistencia de la información. Fig. Nº 22. Selección de la correlación de comportamiento dinámico de la válvula. Fig. Nº 23. Tasa de gas calculada a través de la válvula. Fig. Nº 24. Selección del modelo para calcular IPR actual. Fig. Nº 25. Comprobación del comportamiento actual de producción, con el Wellflo. Fig. Nº 26. Análisis del daño para aumentar oferta del fluido. Fig. Nº 27. Análisis nodal para disminuir demanda de energía en el fondo. Fig. Nº 28. Curva de rendimiento del pozo de BN.
ÍNDICE DE TABLAS Tabla Nº 1. Factores FORM para líneas de 4,0 pulgadas con registrador de 100x100. Tabla Nº 2. Factores FORM para líneas de 2,067 pulgadas con registrador de 100x1.500. Tabla Nº 3. Factores FORM para líneas de 2,067 pulgadas con registrador de 100x2.000.
INTRODUCCIÓN El Bombeo Neumático es uno de los métodos mas utilizados a nivel
mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros. Conceptualmente es muy sencillo ya que en su versión de flujo continuo es similar al método de producción por flujo natural con la diferencia que la relación gas-líquido en la columna de fluidos es alterada mediante la inyección de gas comprimido. El gas disminuye el peso de la columna de tal forma que la energía del yacimiento resultará suficiente para levantar la producción hasta la superficie. Es necesario inyectar establemente el gas lo mas profundo posible para reducir sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas adecuada para que la fricción de la corriente multifásica no anule la reducción de peso. Adicionalmente para optimar la distribución de gas entre los pozos asociados al sistema es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor cantidad de petróleo posible ya que la presencia de agua disminuye la rentabilidad del método ya que el agua normalmente es mas pesada que el petróleo y no posee gas en solución para asistir al levantamiento de los fluidos.
El presente curso tiene como objetivo describir procedimientos que
permiten optimizar sistemas de Bombeo Neumático aplicando algoritmos de distribución del gas de levantamiento entre los pozos asociados al sistema. Antes de distribuir el gas se analiza y diagnóstica el funcionamiento del equipo de levantamiento para realizar las recomendaciones necesarias para profundizar el punto de inyección de
gas en el pozo para lo cual se describe una metodología de análisis y diagnóstico de pozos que producen mediante Bombeo Neumático.
El curso está estructurado en cinco capítulos. En el primero se define
la eficiencia de levantamiento en el pozo de Bombeo Neumático así como también se establece la necesidad de optimizar el sistema. En el segundo capítulo se describe la información requerida para realizar el análisis y diagnóstico del equipo de levantamiento en el pozo. En el tercer capítulo se describe la metodología de análisis y diagnóstico a nivel de pozo. En el capítulo cuatro se aplica la técnica del análisis nodal para detectar cuellos de botella en el sistema yacimiento-completación – pozo – facilidades de superficie. Finalmente en el capítulo cinco se describe una metodología de optimización del Sistema de Bombeo Neumático.
CAPÍTULO I
Eficiencia y optimización del bombeo neumático 1. INTRODUCCIÓN.
La presión y capacidad de compresión de las plantas compresoras utilizadas en los sistemas de Bombeo Neumático son originalmente diseñadas para un número estimado de pozos productores pertenecientes a yacimientos de características definidas. A través del tiempo, la naturaleza dinámica del comportamiento de los yacimientos inicialmente asociados al sistema y las características de los pozos de los nuevos yacimientos incorporados, exige un control y seguimiento continuo de la distribución del volumen de gas disponible para el bombeo neumático de los pozos con el fin de maximizar la producción total de petróleo del sistema, ó de maximizar el beneficio económico de los recursos involucrados: yacimientos, pozos, sistema de recolección y distribución de fluidos, facilidades de compresión existentes, etc.
Los algoritmos y criterios utilizados en la optimización exigen que cada pozo se encuentre preparado para competir con el resto para tomar mas volumen de inyección de gas, es decir, que la instalación se encuentre trabajando “eficientemente” a nivel de pozo. 1.1. Eficiencia del Bombeo Neumático.
En el Bombeo Neumático la eficiencia se mide por los barriles diarios de petróleo que se producen por cada Mpcn diarios de gas inyectado con fines de levantamiento, otra manera de cuantificar la eficiencia es con el inverso del número anterior, es decir, midiendo los Mpcn de gas de levantamiento utilizados para levantar un barril de petróleo, el valor
promedio para el sistema de este último número es utilizado como “Indicador de la Eficiencia del Sistema”, un valor de referencia utilizado frecuentemente para estimar si un pozo consume “mucho gas” es 2000 pcn/bn, sin embargo, los costos de compresión del gas, el beneficio neto obtenido por la venta del petróleo, la cantidad de agua producida, etc., son parámetros que permiten establecer mas acertadamente cual es el volumen óptimo de gas que debe inyectarse por barril de petróleo producido.
La máxima eficiencia de bombeo a nivel de pozo se alcanza cuando se inyecta a la máxima profundidad posible el volumen adecuado de gas de levantamiento. Para una determinada presión de inyección disponible a cabeza de pozo, la máxima profundidad de inyección se obtiene cuando se realiza un diseño eficiente de la instalación: óptimo espaciamiento de mandriles y adecuada selección, calibración y operación de las válvulas. En cuanto a la tasa de inyección adecuada, la asignación de un determinado volumen de inyección de gas de levantamiento para un determinado pozo no debe realizarse en forma aislada y mucho menos arbitraria, sino que debe tomarse en consideración tanto su comportamiento individual como el del resto de los pozos asociados al sistema. El comportamiento actual de cada pozo debe cotejarse para luego, mediante análisis nodal, detectar las restricciones al flujo de petróleo mediante la predicción del comportamiento ante distintos escenarios mediante análisis de sensibilidad: intervalo, densidad y penetración del cañoneo, remoción del daño a la formación, cambio de línea de flujo, presión de separación, etc. Uno de los análisis de sensibilidad más utilizados lo constituye cuantificar el impacto que tiene sobre la producción, la inyección de distintos volúmenes diarios de gas. La representación gráfica de la tasa de producción de petróleo en función de la tasa de inyección de gas se conoce con el nombre de “Curva de Rendimiento” y constituye la base fundamental para aplicar algunos algoritmos de optimización a nivel de sistema.
1.2. Optimización de Sistemas de Bombeo Neumático.
Optimizar el uso del gas de levantamiento a través de la distribución óptima del gas, es imposible si no se considera el sistema completo. En el presente curso se presenta una metodología para optimizar sistemas de Bombeo Neumático bajo condiciones de volumen limitado o ilimitado de gas de levantamiento considerando todos los pozos asociados al Sistema
de “Bombeo Neumático”. Especial atención se debe prestar a los pozos que producen por flujo intermitente, una vez que se precisa cual es el tiempo de ciclo requerido para máxima producción, se debe calcular el consumo óptimo de gas por ciclo para luego prorratearlo a 24 horas. El consumo de gas óptimo de los pozos que producen en forma intermitente debe ser sustraído del volumen diario total disponible para el levantamiento de los pozos, adicionalmente se sustrae el de aquellos pozos que producen en forma continua pero que no serán ranqueados ya que son pozos que deben consumir un volumen fijo ya que de lo contrario podría aumentar su producción de agua ó de arena.
Antes de entrar al siguiente capítulo es conveniente recordar el procedimiento de diseño de las instalaciones de Bombeo Neumático en flujo continuo. En el anexo 1 se presentan dos ejemplos de diseño de instalaciones en el primero se realiza: 1) La construcción de la Curva de Rendimiento. 2) Espaciamiento de mandriles y 3) Selección y calibración de válvulas. En el segundo ejemplo se presenta el diseño con mandriles ya instalados, donde solamente se realiza la selección de los mandriles donde se justifica asentar válvulas a las cuales se les determina el asiento y su respectiva calibración, mientras al resto de los mandriles se les instala una válvula ciega ó “dummy” aumentando la disponibilidad de presión remanente para bajar el punto de inyección en caso de que este no se haya alcanzado previamente.
CAPÍTULO II Recolección de información
del pozo con bombeo neumático 2. INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL ANÁLISIS Y
DIAGNÓSTICO DEL POZO DE BOMBEO NEUMÁTICO. La confiabilidad de los resultados del diagnóstico dependerá de la
calidad y cantidad de información disponible, el diagnóstico no será mejor que la información recopilada. A continuación se describe la información requerida para realizar un análisis completo del funcionamiento de la instalación que conlleve a un diagnóstico más confiable. 2.1. Datos de Producción.
Los datos de producción se obtienen de la prueba de producción. La prueba completa de medición de los fluidos producidos deberá incluir:
Disco de gas total en la estación de flujo: para obtener qgas-total, Mpcnd
qgas-total (Mpcnd) = Form . Pts est . Pts dif Form: Factor del orificio-medidor (Se obtiene del programa “ORIF” ó
de las Tablas Nº 1, 2, y 3). Pts est: Puntos estáticos, trazado en tinta de color azul. Pts dif: Puntos diferenciales, trazado en tinta de color rojo.
El disco de gas total se obtiene del registrador de flujo situado en la estación, Fig. Nº 1.
Disco de gas de levantamiento: para obtener qgas-inyectado, Mpcnd qgas-inyec (Mpcnd) = Form . Pts est . Pts dif
Form: Factor del orificio-medidor (Se obtiene del programa “ORIF” ó de las Tablas Nº 1, 2 y 3).
Pts est: Puntos estáticos, trazado en tinta de color azul. Pts dif: Puntos diferenciales, trazado en tinta de color rojo.
El disco de gas de levantamiento se obtiene del registrador de flujo situado en el múltiple de gas o a cabeza de pozo, Fig. Nº 2.
Medidas de producción de petróleo y agua: para obtener ql, bpd. Resultados de la muestra: para obtener % de AyS. Con las medidas anteriores se obtiene: Fracción de agua: fw= %AyS/100. Producción neta: qo= ql . (1. – fw) Relación gas-líquido total: RGLt= 1000*qgas-total / ql, pcn/bn. Tasa de gas producido por la formación: qgas-form.= (qgas total - qgas inyec) Relación gas-petróleo de formación: RGPf= 1000* qgas-form / qo, pcn/bn. Relación gas-petróleo de inyección: RGPf= 1000* qgas-inyec / qo, pcn/bn. Otra información que forma parte de la prueba integral de producción
lo lo constituye el disco de dos presiónes donde se registra tanto la presión de inyección (CHP) como la presión de producción en el cabezal del pozo (THP), sin embargo dada la importancia que tiene para el diagnóstico, el comportamiento de dichas presiónes a través del tiempo se consideran aparte en la sección 2.4.
Adicionalmente es necesario llevar el comportamiento histórico de los parámetros que definen el comportamiento de producción del pozo, Fig. Nº 3, ya que una prueba que se desvíe marcadamente de la tendencia histórica debería ser considerada NO representativa, a menos que se justifique el cambio del comportamiento del pozo. Esta justificación debe avalarse con los últimos trabajos realizados al pozo. (Ej. Reporte G-1532 del Centinela, ver Fig. Nº 4).
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Fig. Nº 1. Registrador de flujo de gas en la estación de flujo.
Fig. Nº 2. Registrador de flujo de gas en múltiple de BN.
Fig. Nº 3. Ejemplo de curvas de comportamiento histórico de producción.
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THP CHP
Fig. Nº 4. Ejemplo de reporte de últimos trabajos.
2.2. Datos de Infraestructura instalada. Esta información consiste de: Tubería de producción y revestidor de
producción, línea de flujo superficial, equipo de BN instalado en el pozo (mandriles y válvulas) y en la superficie (plato orificio, gamma del registrador de flujo, resortes del disco de dos presiónes, etc.)
Se debe obtener del archivo del pozo el último diagrama de completación indicando en cada uno de ellos las profundidades de los mandriles, niples, mangas de producción y circulación, intervalo(s) abiertos a producción, diámetros de las distintas secciones de la tubería de producción y tubería de revestimiento de producción (ID, OD, peso por pie, etc.), botellas, elevación de la mesa rotaria, tamaño de mandriles (KBM ó MMA).
Igualmente se requiere del diámetro y longitud de las distintas tuberías que conforman la línea de flujo superficial que lleva los fluidos producidos hasta la estación de flujo. Se debe considerar las irregularidades del terreno si el pozo está en tierra.
Es de primordial importancia disponer del último diseño de BN instalado en el pozo donde se pueda obtener tipo de válvula, fabricante, asiento y calibración de las mismas. Con esta información y las condiciones de producción del pozo se determinará cual es la válvula de levantamiento que se encuentra operando en el pozo. 2.3. Datos del Yacimiento y sus fluidos.
Para aplicar la técnica del Análisis NodalTM es necesario conocer como mínimo la temperatura y la presión estática promedio del yacimiento para la fecha de la prueba y referida al punto medio de las perforaciones. Esta información permitirá calcular el comportamiento de afluencia que exhibe el pozo actualmente, y con ello se podría cuantificar el impacto sobre la producción del cambio de algunos de los parámetros que afectan la curva de “Demanda de energía” (Outflow) del sistema Pozo - Línea de flujo - Separador de la estación.
Para determinar el comportamiento de afluencia que debería exhibir el pozo si no presentase daño a la formación, se requeriría de mas información, por ejemplo: permeabilidad efectiva al líquido, datos PVT ó en su defecto correlaciones que permitan estimar aceptablemente las propiedades de los fluidos (viscosidad, factor volumétrico de formación, densidad, solubilidad del gas en el petróleo, etc.), radio de drenaje, radio del hoyo, densidad y penetración del cañoneo, calibre de cañón, espesor
de arena neta asociada al cañoneo, intervalo cañoneado, etc. Con esta información se podría estimar el daño a la formación que debería existir para que se logre obtener un cotejo de la tasa actual de producción de fluidos de la formación, de esta manera se seleccionarían algunos pozos para realizarles pruebas de restauración de presión que nos permita caracterizar el daño para luego seleccionar la manera mas efectiva de minimizarlo ó removerlo.
2.4. Presiónes de producción/inyección (THP/CHP).
Las presiones THP y CHP se obtiene con el medidor de dos plumas. Este equipo utiliza dos elementos (resortes tipo “Bourdon”) que se mueven por acción de la presión del fluido en el cabezal del pozo (Pwh o THP), y la presión del gas inyectado en el cabezal del revestidor de producción (Pcasing o CHP). Este movimiento es registrado, a través de unas plumillas, en una carta o disco el cual se mueve por un mecanismo de relojería de tal forma que en dicho disco queda dibujado en forma continua el comportamiento de la presión del fluido en la tubería de producción aguas arriba de la caja del reductor, y la presión del gas en el revestidor aguas abajo del regulador o “choke” ajustable. Dependiendo del reloj, el disco dará una vuelta completa en 2 horas, 24 horas o una semana, y para diferenciar los trazados del registro se utiliza, por lo general, tinta roja para la Pcasing y tinta azul para la Pwh.
La Fig. Nº 5 muestra una instalación típica del registrador de dos plumas en el cabezal del pozo y la Fig. Nº 6 presenta el aspecto interno del registrador de flujo el cual es similar al de dos presiónes con la diferencia de que este posee un resorte y una cámara diferencial. Dependiendo de la magnitud de las presiónes a medir se escoge el rango de los resortes o elementos de presión, por ejemplo, una combinación muy utilizada es la gamma 1000x1500, el resorte de 1000 para registrar la Pwh y el de 1500 para la Pcasing. El registrador debe ser calibrado periódicamente para obtener lecturas confiables. Las presiónes registradas son utilizadas en conjunto con los parámetros de producción del pozo y los tipos de válvula de Bombeo Neumático para estimar la válvula operadora en el pozo.
Dada la alta presión de los fluidos (inyectado y producidos) y los diversos equipos asociados al sistema de Bombeo Neumático, los cambios de presión que ocurren aguas abajo o aguas arriba del punto de conexión
con el revestidor y del punto de conexión con el cabezal de la tubería de producción, quedará registrado en el disco, de allí que, una adecuada interpretación permite localizar problemas en la superficie y en el fondo del pozo. Para un pozo que produce normalmente mediante Bombeo Neumático continuo, el disco de dos presiones debe registrar una Pcasing constante y alta, cerca de la presión de operación en superficie de la válvula concebida como operadora en el diseño, y una Pwh constante y baja, pero lo suficientemente alta para vencer la fricción en la línea de flujo y la contrapresión del separador. La Fig. Nº 7 muestra un disco de un pozo normal produciendo en BN continuo y otro en BN intermitente. En el anexo 3 se presentan algunos ejemplos de interpretación de discos de dos presiónes.
2.5. Registros de presión y temperatura fluyentes.
Este tipo de registro es la forma más exacta de determinar el comportamiento de presión y temperatura fluyente en función de la profundidad para un pozo de Bombeo Neumático, los sensores ó elementos registradores de la presión y temperatura son bajados con el pozo abierto a producción, realizando paradas encima y debajo de cada válvula de Bombeo Neumático y en otras profundidades de acuerdo al criterio del programador del registro. Con este registro puede determinarse la siguiente información: 1. Profundidad del punto ó puntos de inyección de gas. 2. Presión fluyente en el fondo, frente a las perforaciones. 3. Indice de productividad del pozo, si se dispone de una presión
estática y de los resultados de la prueba de flujo del pozo tomada durante la corrida del registro.
4. Localizar fuga en la tubería dentro del rango de paradas. 5. Tener una base de referencia del comportamiento normal del pozo
para identificar problemas futuros. 6. Provee información valiosa de temperatura para considerarla en
futuros rediseños de la instalación de Bombeo Neumático, especialmente cuando se utilizan válvulas operadas por presión de inyección.
Fig. Nº 5. Instalación típica del medidor de dos presiones.
Fig. Nº 6. Aspecto interno del registrador de flujo.
Fig. Nº 7. Discos de comportamiento normal de las dos presiones.
2.6. Procedimiento para corregir un registro de P y T fluyente. A continuación se presenta algunas recomendaciones del API para
correr los registros de P y T fluyentes: 1. Antes de bajar las herramientas, coloque el pozo en prueba y
asegúrese que se encuentre produciendo al separador de prueba a una tasa estabilizada.
2. La prueba completa deberá incluir: disco de gas de la estación y disco de gas de levantamiento, registro de dos presiónes THP/CHP, medidas de producción de petróleo y agua, porcentaje de AyS, etc.
3. Bajar los elementos registradores de presión y temperatura con una o, preferiblemente, dos barras de peso.
4. Registre la presión en el cabezal por 15 minutos. Baje los instrumentos haciendo paradas de 15 minutos de duración, 15 pies por encima y 15 pies debajo de cada una de las válvulas de Bombeo Neumático.
5. Deje los instrumentos registrando la P y T en el fondo del pozo, por lo menos 30 minutos.
6. Si se desea una presión estática, cierre el gas y una vez muerto el pozo, ciérrelo y deje los instrumentos en el fondo hasta que la presión estabilice. Nota: Si la tubería tiene fugas, realice una ó más paradas entre
válvulas de tal forma que pueda localizarse la fuga. En el Anexo 4 se presentan algunos ejemplos de interpretación de
registros de presión y temperatura fluyentes. Existen otras fuentes de información que no son comúnmente
utilizadas en el análisis y diagnóstico de las instalaciones, pero que algunos ingenieros las utilizan para confirmar los resultados preliminares de algunos diagnósticos, como por ejemplo los Registros Acústicos.
El registro acústico se obtiene con un aparato denominado “sonolog“ el cual es un instrumento que registra en superficie las perturbaciones que sufre una onda sonora al viajar en el espacio anular; las perturbaciones son provocadas por los cuellos de la tubería de producción, por los mandriles y por el nivel de fluido en el anular. La onda sonora es provocada por un disparo en el cabezal del revestidor. De acuerdo al
número de cuellos registrados se puede cuantificar la profundidad del nivel del fluido en el anular y con ello determinar cuales mandriles estan sumergidos y cuales descubiertos, esto indica hasta donde se descargó el pozo, sin embargo, no necesariamente la válvula descubierta más profunda es la operadora.
Estos registros sónicos dan la siguiente información: 1. Nivel de fluído en espacio anular tubería-revestidor. 2. Estimar la válvula operadora. 3. Estimar la presión estática de fondo. 4. Localizar una fuga en la tubería de producción. 5. Localizar la profundidad de los mandriles de Bombeo Neumático.
La Fig. Nº 8 presenta un registro producido por el sonolog. Otros sondeos de tipo mecánico pueden realizarse con equipo de
guaya fina ó cable para obtener información valiosa de un pozo. Entre los problemas que se pueden detectar se encuentran: 1. Taponamiento u obstrucción en la tubería de producción. 2. Obstrucción por depósitos de parafinas, asfaltenos, escamas, arena
y otros. 3. Relleno sobre las perforaciones. 4. Nivel de fluido estático anormalmente bajo y/o debajo de las válvulas
de levantamiento, pueden indicar declinación de presión ó un daño de formación.
5. Nivel de fluído anormalmente alto por encima de la válvula de operación, puede indicar fugas en la tubería ó mal funcionamiento de las válvulas de Bombeo Neumático.
Fig. Nº 8. Registro Sonolog.
CAPÍTULO III Análisis y diagnóstico del
pozo con bombeo neumático
3. Metodología de análisis y diagnóstico. La metodología para el análisis y diagnóstico del pozo de BN
continuo consiste en realizar primeramente un diagnóstico preliminar a través de diagramas de flujo que permitirá establecer si se justifica o no continuar con los cálculos de diagnóstico, estos últimos se realizan para determinar la válvula operadora y calcular el volumen diario de gas que la válvula es capaz de dejar pasar bajo las condiciones dinámicas de presión y temperatura, si este caudal de gas es similar (+ ó – 10%) al que se reporta de acuerdo al disco de gas de levantamiento, entonces quedará establecida la consistencia de la información utilizada y se tendrá mas confianza en los resultados obtenidos en el diagnóstico realizado, en caso contrario habrá que revisar y depurar nuevamente, la información recopilada. 3.1. Diagnóstico preliminar del pozo. Diagramas de flujo para
“Troubleshooting”. El diagnóstico preliminar mencionado anteriormente se realiza se
realiza a partir de la información recopilada en el capítulo anterior y con base a algunos “Flujogramas de Diagnósticos para pozos con BN”, existen varios de estos diagramas que permiten diagnosticar sistemáticamente el comportamiento del equipo de levantamiento. En la Fig. Nº 9 se presenta uno tomado de la ref. 16.
Fig.
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En el diagrama anterior se observan varios casos de diagnósticos: a. Pozos que no producen y reciben gas. b. Pozos que no producen ni reciben gas. c. Pozos que producen y reciben gas. d. Pozos que producen sin recibirn gas.
a. Pozos que no producen y reciben gas. Si el pozo no circula el gas de levantamiento es muy probable que la
tubería de revestimiento este rota, si el pozo circula el gas de levantamiento y recibe el gas con baja presión existe un hueco en la tubería o una válvula en mal estado o mal asentada en el mandril; pero si recibe gas con alta presión esta operando una válvula; si la válvula es mas profunda se puede afirmar que el problema existente no es de levantamiento si no de la formación productora, posiblemente se requiere un trabajo de estimulación o limpieza, o un trabajo de rehabilitación para, por ejemplo, cambiar la zona de producción. En caso de que la válvula no sea la mas profunda se recomienda un cambio de válvulas para bajar el punto de inyección, siempre que la presión del sistema lo permita. Para determinar cual es la válvula que circula el gas, es necesario realizar cálculos de diagnósticos específicos que se presentaran mas adelante.
b. Pozos que no producen ni reciben gas. Estos casos pueden presentarse cuando la línea de gas esta
obstruida o cuando fallan las válvulas de levantamiento. Para dilucidar cual de los casos es el presente se compara la presión del sistema (Psist) o de múltiple de gas con la presión de inyección en el anular (CHP):
b.1. Si Psist es mayor que CHP el problema pudiera ser: Obstrucción en la línea de gas ocasionada por falla de alguna válvula
en la línea y se soluciona reemplazando la válvula dañada, o … Congelamiento en la corriente medidora y se soluciona abriendo
totalmente la válvula reguladora del gas previa instalación de una placa de orificio de pequeño diámetro a la llegada de la línea de gas al pozo. Otra manera de evitar el congelamiento sería aumentar la presión de inyección
en el “casing” seleccionando un orificio mas pequeño para la válvula operadora, o si no se trata de un orificio, se debe recalibrar la válvula operadora a mayor presión.
b.2. Si Psist es alta y similar al CHP el problema pudiera ser: Falla de algunas válvulas de levantamiento y se soluciona
cambiando las válvulas con guaya fina. b.3. Si Psist es baja y similar al CHP el problema pudiera ser: Alguna falla en el sistema de distribución de gas: válvulas cerradas,
líneas de distribución rotas ó con fugas, etc. y se soluciona notificando a la organización de Ingeniería de gas para solventar los problemas existentes en el sistema de distribución de gas a alta presión.
c. Pozos que producen y reciben gas. En este caso se presentan dos situaciones: c.1. Si el pozo produce y recibe gas a una tasa constante se debe
realizar cálculos de diagnóstico para determinar si la presión de inyección en el anular (CHP) corresponde a la presión de operación en superficie de la válvula mas profunda, o a la de alguna válvula superior o si se trata de inyección de gas a través de un hueco en la tubería.
En caso de que la inyección de gas en la tubería sea a través de la válvula mas profunda se debe aplicar análisis nodal para establecer si el pozo se encuentra optimizado, sub-inyectado o sobre-inyectado.
Si la inyección es por una válvula superior o de descarga se debe cuantificar mediante análisis nodal la ganancia esperada en bls/dia si se baja el punto de inyección a través de un rediseño de la instalación (recalibración y cambio de válvulas).
Si la inyección es por un hueco se debe calcular la profundidad del hueco para establecer si la inyección es por un mandril o por hueco en la sarta de producción y tomar las acciones pertinentes a cada caso: reasentar válvulas en el mandril o reparar tuberías. La profundidad del hueco estaría aproximadamente donde se intercepten las curvas de gradiente de gas de inyección y la de presión de fluido multifásico.
c.2. Si el pozo produce pero recibe gas a una tasa variable es necesario observar el comportamiento de la presión del sistema para descartar que el problema esta en el sistema de distribución de gas a alta presión, si existen problemas notificar a la organización de ingeniería de
gas. Si el problema no esta en el sistema se debe chequear en el pozo o múltiple si existen problemas de congelamiento o problemas con el regulador del gas ( choke ajustable).
d. Pozos que producen sin recibir gas. Estos pozos se encuentran produciendo por flujo natural y se
requiere realizarles un análisis nodal para cuantificar en bls/d el impacto de la tasa de inyección de gas sobre la tasa de producción.
Si el análisis indica que se puede aumentar la producción sustancialmente se debe proceder a eliminar la causa por la cual el pozo no recibe gas: línea de gas obstruida o falla en las válvulas de levantamiento tal como se presento en el caso de ‘Pozos que no producen ni reciben gas’.
Focht presentó en el año 1981 uno de los diagramas mas utilizados para diagnosticar pozos de BN continuo equipados con válvulas operadas por presión de inyección (IPO valves), ver Figs. Nº 10-A, B y C.
En el diagrama de Focht la línea de puntos indica la salida para concluir que el pozo está Ok. Es decir, se inyecta a la máxima profundidad de acuerdo a la presión disponible en el sistema y se le inyecta la tasa requerida de acuerdo a las condiciones de producción del pozo.
Obsérvese que en ambos diagramas de flujo el diagnóstico debe complementarse con algunos procedimientos de cálculos que se presentaran en la sección 3.4. Estos procedimientos de cálculo requieren de la curva de gradiente de presión dinámica en la tubería de producción la cual, si no se dispone de un registro de presión y temperatura fluyente (“Flowing”), se tendrá que utilizar una correlación de flujo multifásico en tuberías que simule aceptablemente el comportamiento de dicho flujo en el pozo. La selección de la correlación de flujo multifásico se realiza con base a registros de presión y temperatura fluyente anteriores del pozo en cuestión o de pozos vecinos y el cálculo de las componentes de presión por gravedad, fricción y aceleración exigen correlaciones empíricas para las propiedades de los fluidos que se encuentren ajustadas con los resultados de un análisis PVT previamente validado.
Fig.
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En las siguientes secciones se describe el procedimiento para cotejar las correlaciones empíricas de las propiedades del petróleo con el PVT y el de selección de la correlación de flujo multifásico mas apropiada.
3.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular
las propiedades de los fluidos a temperaturas distintas a las del yacimiento. Después de cargar la información, previamente validada, que exige
el simulador en cuanto a producción, infraestructura instalada y datos de yacimiento, se entra en esta última sección (“Reservoir Control”) para revisar las propiedades de los fluidos (“Fluid Parameters”). (Ver Fig. Nº 11).
3.2.1. En la sección “Match” de “Fluid Parameters” realizar el cálculo de la Presión de burbuja con varias correlaciones (Standing, Glaso etc...), utilizando el Rsi del PVT validado; en caso de no disponer de este se podría utilizar la RGP inicial del yacimiento.
3.2.2. Seleccione la correlación que mas se aproxime al valor real de la Presión de burbuja, es decir, la que arroje factor de “Match” más próximo a la unidad. (Ver Fig. Nº 12).
Con “Best Fit” ajustar la correlación para reproducir el valor real de Presión de burbuja (Wellflo marcará con un asterisco la correlación ajustada). (Ver Fig. Nº 13).
De la misma forma se seleccionan otras propiedades en “Match property” y se ajustan los valores ingresados incluso a distintas presiones.
3.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en
tuberías. Para la selección y ajuste de la correlación de flujo multifásico en
tuberías que mejor simulen el comportamiento de las presiones dinámicas en el pozo se debe disponer de un registro de Presión y Temperatura fluyente. Para aquellos casos donde no se dispone de estos registros se debe solicitar información al personal que trabaja en “Optimización” sobre las correlaciones que son aplicadas en el área respectiva. Los pasos a seguir son los siguientes:
3.3.1. Crear en el “Notepad” el archivo de datos del registro fluyente, actualizando la información de las medidas de presión a cada profundidad, se puede grabar con extensión “.txt” o con la extensión “. dvp”, luego lea dicho archivo desde el Wellflo. (Ver Fig. Nº 14).
Fig. Nº 11. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo, utilizando el Welflo.
Fig. Nº 12. Ajuste de las propiedades de fluido, utilizando el Welflo. Paso 1.
Fig. Nº 13. Ajuste de las propiedades de fluido, utilizando el Welflo. Paso 2.
Fig. Nº 14. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Welflo. Paso 1.
3.3.2. Actualizar en “Pressure Drop” del comando “Análisis” la prueba de producción para el día de registro (Ql, %AyS, RGP, Qiny. etc..). (Ver Fig. Nº 15).
3.3.3. Utilizar el modelo calibrado de temperatura (Twh para el Ql). 3.3.4. Calcular la curva de gradiente con todas las correlaciones,
realizando análisis de sensibilidad de las mismas en “Pressure Drop”. (Ver Fig. Nº 16).
3.3.5. Calcular y de los resultados gráficos seleccione la correlación que mejor se aproxime al perfil real, verificando la consistencia de las condiciones de operación del pozo (Válvula operadora). (Ver Fig. Nº 17).
3.3.6. Ajustar la correlación seleccionada, realizando sensibilidad con el factor “L” (Autoregresión). (Ver Fig. Nº 18).
3.3.7. Actualizar en la sección “correlaciones”, la correlación seleccionada y el factor “L” obtenido en el ajuste de la misma. (Ver Fig. Nº 19). 3.4. Determinación de la válvula operadora.
El simulador selecciona como válvula operadora la válvula mas profunda que posea una presión de producción mayor a la presión de producción requerida para abrirla.
En la siguiente gráfica se observa que las dos válvulas superiores poseen presiones de producción mucho menores a las requerida para abrirlas por lo tanto quedó como operadora la asentada en el mandril mas profundo. El mandril operador se diferencia del resto por el trazado continuo de su profundidad. (Ver Fig. Nº 20).
En la sección “Advance Gas Valve Modelling” de “Análisis” se determina la tasa de gas que la válvula operadora deja pasar bajo las condiciones de producción del pozo, este valor debe ser similar (+ ó – 10%) al reportado como tasa de inyección según el disco de gas de levantamiento, si esto se cumple se certifica la CONSISTENCIA de la información utilizada en el diagnóstico, de lo contrario se revisaría nuevamente la información para validarla nuevamente. (Ver Fig. Nº 21).
Las características de la válvula operadora se ingresan en la sección “Valve Details” y se debe seleccionar el modelo adecuado para calcular la tasa de gas que puede pasar a través de la válvula en cuestión la cual se selecciona como “nodo” para el cálculo de la capacidad de producción del
pozo. Cuando se trata de orificios se recomienda usar “Thornhill Craver” y si se trata de una válvula se recomienda el de “Winkler” o el modelo “TUALP”. (Ver Figs. Nº 22 y 23). 3.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción.
La presión fluyente obtenida en el punto medio de las perforaciones debe ser introducida en “Edit Layer” cuando se haya elegido “Test Point Data” como modelo para calcular el comportamiento de afluencia de la formación productora. Cuando no se dispone de la información de yacimiento suficiente como para aplicar la ecuación de Darcy, se debe seleccionar el modelo “Vogel” para calcular la IPR. (Ver Fig. Nº 24).
Para obtener las curvas de Oferta y Demanda de energía en el fondo del pozo se entra en “Operating Point” de “Análisis” , se seleccionan las tasas automáticamente y finalmente se “calcula” para obtener en los resultados gráficos la intersección de las mencionadas curvas, la intersección debe realizarse en la tasa de operación actual. (Ver Fig. Nº 25).
De esta forma se tiene cotejado el comportamiento actual de producción.
Fig. Nº 15. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Welflo. Paso 1 y 2.
Fig. Nº 16. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Welflo. Paso 3.
Fig. Nº 17. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Welflo. Paso 4.
Fig. Nº 18. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Welflo. Paso 5.
Fig. Nº 19. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Welflo. Paso 6.
Fig. Nº 20. Selección de la válvula operadora más profunda.
cerrada
cerrada
Fig. Nº 21. Selección modelo avanzada de válvulas o para comprobar la consistencia de la información.
Fig. Nº 22. Selección de la correlación de comportamiento dinámico de la válvula.
Fig. Nº 23. Tasa de gas calculada a través de la válvula.
Tasa de flujo de gas a través de la válvula
Fig. Nº 24. Selección del modelo para calcular IPR actual.
Fig. Nº 25. Comprobación del comportamiento actual de producción, con el Welflo.
CAPÍTULO IV Optimización del pozo
con bombeo neumático
4. Optimización del pozo. 4.1. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta
de energía y fluidos del Yacimiento. El impacto de la remoción de daño y/o pseudo daño sobre la
producción del pozo puede ser cuantificado en bpd cuando se conocen los parámetros que definen el comportamiento de afluencia de la formación productora, por ejemplo, permeabilidad relativa, espesor de arena neta asociada al cañoneo, radio de la zona dañada, radio de drenaje, radio del pozo, densidad del cañoneo (tiros por pie), longitud del túnel perforado, área de las perforaciones (calibre del cañón), permeabilidad vertical, penetración parcial ó cañoneo parcial, etc.
A continuación se presentan las pantallas donde se debe ingresar la información.
Primeramente se debe cambiar en “Reservoir control” el modelo para el comportamiento de afluencia de “Test Point Data” a “Layer Parameters”.
En el caso mostrado en esta figura se seleccionó un pozo con casing cementado y perforado y se activó la opción de utilizar un daño calculado en la ventana de “Skin Análisis”. (Ver Fig. Nº 26).
En el botón configure se encontrará las variables forma del área de drenaje y sus dimensiones. Al pulsar el botón “Calculate” se actualizará el cálculo de factor de daño total y por componente.
Actualizada la información anterior, se ejecuta nuevamente el “Operating Point” de “Análisis” pero realizando un análisis de sensibilidad de la permeabilidad de la zona de daño hasta lograr reproducir la tasa actual. El valor del daño a la formación correspondiente a la permeabilidad calculada para la zona de daño será un valor solo estimado ya que definitivamente solo a través de la interpretación de una prueba de restauración de presión tendremos valores mas confiables del daño a la formación. Igualmente, si la caída de presión a través de los túneles dejados por el cañoneo correspondiente a la tasa de producción actual es mayor de 300 lpc podría realizarse un análisis de sensibilidad para abrir mas área de flujo entre el pozo y el yacimiento, por ejemplo, mayor penetración, cañones de mayor calibre, mayor densidad de tiro (de 4 a 8 tiros por pie).
4.2. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la
Demanda de energía para levantar fluidos del Yacimiento. De la misma forma se debe cuantificar el impacto de la eliminación
de restricciones (Cuellos de botella) encontrados en la infraestructura instalada, sobre la producción del pozo, por ejemplo: bajar el punto de inyección del gas de levantamiento a través de un rediseño de la instalación, bajar la presión de separación en las estaciones donde se pueda hacer dicho cambio, cambiar el diámetro de la línea de flujo, cambio del método de producción, etc. En cada uno de los escenarios estudiados se debe determinar la curva de comportamiento ó de rendimiento del pozo de BN, realizando una segunda sensibilidad del volumen de gas de levantamiento a utilizar, esto permitirá seleccionar un volumen diario de inyección de gas óptimo para el escenario óptimo. Para ver la curva de rendimiento se debe seleccionar ver “Performance Análisis” en “Results”à “Plot” tal como se muestra en la Fig. Nº 27.
En la Fig. Nº 28 se muestra un ejemplo de una curva de Rendimiento de BN obtenida con el simulador.
Fig. Nº 26. Análisis del daño para aumentar la oferta del fluido.
Fig. Nº 27. Análisis nodal para disminuir la demanda de energía en el
fondo.
Fig. Nº 28. Curva de rendimiento del pozo de BN.
CAPÍTULO V Optimizacion de
sistemas de bombeo neumático 5. Optimizacion del sistema de bombeo neumático.
Antes de aplicar algún criterio o algoritmo para optimizar la distribución de gas de levantamiento entre los pozos de un sistema de BN es necesario que en cada uno de ellos inyectando el gas por el mandril mas profundo posible de acuerdo a la presión de gas disponible en el sistema. Esto permitirá una distribución mas eficiente ya que todos los pozos competirán por el gas de levantamiento en igualdad de condiciones.
5.1. Metodologia de optimización.
5.1.1. Recolectar informacion. - A nivel de pozo: Producción. Yacimiento. Infraestructura. - A nivel de Sistema: Presión y Capacidad de Compresión. Sistema de distribución del gas. Sistema de recolección del gas. Balance de gas. 5.1.2. Diagnosticar el BN a cada pozo. - Profundidad de Inyección: Mandril más profundo? Múltiple punto de inyección? - Consumo de Gas: Subinyectado. Sobre inyectado. Optimizado.
5.1.3. Ejecutar acciones a nivel de pozo. - Diseño de nueva instalación: tipo de L.A.G. - Rediseño de la instalación. - Ajuste preliminar del consumo de gas. 5.1.4. Obtener curvas de rendimiento a cada pozo. - Tasa de Producción Neta vs. Tasa de Inyección de gas. - Ganancia Neta (Bs./día) vs. Tasa de Inyección de gas. 5.1.5. Optimizar la distribucion del gas de levantamiento. - Algoritmos de optimización.
5.2. Criterios para la distribución óptima del gas.
Todos los pozos asociados a un sistema de BN no pueden ser optimizados cuando existen limitaciones en el volumen de gas disponible para el levantamiento. Cuando se abre indiscriminadamente los chokes ajustables para controlar la inyección a nivel de pozo de tal forma que se intenta repartir más volumen que el disponible, ocurre una disminución de presión en el sistema de distribución de gas a alta presión. Si no se toman las acciones correctivas pertinentes es probable que algunos pozos pierdan su condición de flujo continuo y comienzan a producir en forma inestable; esto trae como consecuencia una disminución en la producción total del sistema y adicionalmente, un funcionamiento inadecuado de los equipos de producción y recolección de fluidos. Existen en la literatura varios criterios de optimización de sistemas de BN uno de los mas sencillos de utilizar es el presentado por Gómez(3) en 1972 el cual consiste en distribuir el gas de levantamiento entre los pozos de tal forma que la producción total de petróleo sea la máxima posible para el sistema. En 1974 Redden, Sherman y Blann(4) presentan el criterio de las pendientes para la optimización de la distribución del gas en un sistema de BN, donde el objetivo consiste en maximizar la ganancias obtenidas considerando el beneficio neto obtenido por la venta de cada barril de petróleo producido y los costos de compresión asociados al volumen de gas requerido para levantar dicho barril. A continuación se detalla el procedimiento de optimización presentado por Gómez para maximizar la producción de petróleo del sistema.
5.2.1. Criterio 1: Maximizar la producción de petróleo. Básicamente el procedimiento consiste en:
A) Determinar la Curva de Comportamiento de los pozos asociados al sistema y computar el volumen de gas requerido para arrancar todos los pozos, así como también, el requerido para producir todos los pozos a su máximo potencial.
B) Si el volumen de gas disponible para el levantamiento es mayor o aproximadamente igual requerido para producir los pozos a su máximo potencial, se le asigna a cada pozo el volumen de gas para alcanzar dicho potencial y el volumen remanente reservarlo para otro uso distinto al levantamiento de pozos, por ejemplo, reinyectarlo en el yacimiento, etc. En caso contrario continuar con el siguiente paso.
C) Del volumen total disponible de gas, reservar el requerido para arrancar todos los pozos y el remanente repartirlo jerárquicamente entre los pozos de acuerdo al siguiente algoritmo:
- Dividir cada curva de comportamiento en secciones de 50 Mpcn/d. - Dividir el volumen remanente de gas de levantamiento en
incrementos de 50 Mpcn/d. - Computar los barriles de petróleo que cada pozo producirá al
inyectarle un volumen incremental de gas de 50 Mpcn/d y asignarle dicho incremento al pozo que acuse un mayor incremento en su producción de petróleo. Al pozo que reciba el incremento de gas de inyección se le debe computar su volumen acumulado de inyección de gas y producción de petróleo.
- Continuar repartiendo los incrementos de gas de levantamiento hasta agotar el gas remanente disponible. 5.2.2. Criterio 2: Maximizar ganancias. En el criterio económico presentado por Redden y colaboradores el
procedimiento consiste en convertir la Curva de Comportamiento de los pozos (Qo vs Qiny) en una Curva de Beneficio o Ganancia neta obtenida expresada como una función del gas de levantamiento: $ vs Qiny donde: $/d = (PVPpetróleo - Costo de producción)xQo - (Costo de
compresión de gas)xQiny Donde: $/d = Beneficio en $ diarios.
PVPp= Precio de venta del petróleo en $/bl. Costo de producción = Costo de producción del petróleo en $/bl sin incluir
los costos de compresión Qo = Tasa de producción neta en bpd Costo de compresión de gas = En $/Mpcn Qiny = Tasa de inyección de gas en Mpcn/d
Luego se distribuye el gas de levantamiento de tal forma que todos los pozos queden con la misma pendiente en la Curva de Beneficio de acuerdo al volumen de inyección asignado a cada uno de ellos. Si los costos de compresión del gas en las plantas asociadas son iguales y los costos de producción del crudo son iguales para todos los pozos, el criterio se convierte en una maximización de la producción total de petróleo del sistema ya que la Curva de Beneficio tendrá una forma similar a la Curva de Comportamiento. El algoritmo presentado por Gómez converge a la misma distribución de gas obtenida si se distribuyera el volumen de gas disponible para el levantamiento, entre los pozos asociados, de tal forma que todos los pozos queden con la misma pendiente en su Curva de Comportamiento. Las dos soluciones serían exactamente iguales si el incremento del volumen de inyección usado en el algoritmo tiende a cero. 5.3. Ejemplos con el simulador.
Se realizaran de manera interactiva en la exposición.
GLOSARIO Análisis de sensibilidad: cuantificar impacto de alguna variable
importante sobre la capacidad de producción del sistema. Asiento de válvulas: disco con orificio a través del cual circula el gas de
levantamiento desde la corriente de gas hacia la columna de fluido.
CHP: siglas para abreviar “Casing Head Pressure”, presión de inyección de gas en el cabezal del revestidor de producción.
Curva de rendimiento: representación gráfica de la tasa de producción en función de la tasa de inyección de gas en un pozo de levantamiento artificial por gas.
Diagnóstico: determinación del funcionamiento del equipo de levantamiento, normalmente se debería inyectar por el mandril mas profundo la tasa de gas adecuada de acuerdo al comportamiento de producción del pozo
Espaciamiento de mandriles: determinación de las profundidades donde iran colocados los mandriles a lo largo de la tubería de producción
Estrangulador ajustable: válvula ajustable que permite controlar la tasa de gas de levantamiento que se inyecta al pozo.
Factor de orificio medidor: constante que permite calcular la tasa de inyección de gas al multiplicarla por las lecturas apropiadas de la presión estática y presión diferencial a través de la placa de orificio, obtenidas con un determinado medidor ó registrador de flujo.
Gas Lift: método de levantamiento artificial que utiliza gas comprimido para asistir al levantamiento de los fluidos.
LAG: siglas usadas para abreviar el método “Levantamiento Artificial por Gas”.
Levantamiento artificial: método de producción donde se utiliza una fuente externa de energía en la columna de fluido con el fin de levantarla desde el subsuelo hasta la superficie.
Mandril: tramo de tubería especial que posee receptáculo para asentar la válvula de levantamiento
Plantas compresoras: sistema de compresores que suministran la energía requerida al gas de levantamiento.
Registrador de flujo: aparato de medición que registra en una carta la presión de flujo (estática, azul) del gas con un resorte y la caída de presión (diferencial, roja) a través de la placa-orificio con una cámara de fuelle. Normalmente se identifican por su gamma, por ejemplo, un registrador de 100x1500 posee una cámara diferencial con rango de 100 pulgadas de agua y un resorte de rango 1500 lpcm.
Registro acústico: perfil de deflexiones de la onda acústica producidas por el sonolog.
Relación gas – líquido: relación existente entre la tasa de gas y la tasa de líquido levantada. Puede ser total, de formación ó de levantamiento dependiendo de la tasa de gas utilizada.
Relación gas – petróleo: relación existente entre la tasa de gas y la tasa de petróleo levantada. Puede ser total, de formación ó de levantamiento dependiendo de la tasa de gas utilizada.
Sistema de recolección: conjunto de tuberías que permiten recolectar los fluidos que producen los pozos.
Sonolog: aparato que emite una onda acústica en el espacio anular del pozo y que registra las deflexiones producidas por los cuellos de tubería que se encuentran descubiertos en el pozo lo cual permite estimar la profundidad del nivel de líquido en el espacio anular.
THP: siglas para abreviar “Tubing Head Pressure”, presión de producción de fluidos en el cabezal de la tubería de producción.
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