INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL · 2016. 12. 8. · Francisco Garaicochea P., Ing. Tomas Limón H....

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD-TICOMÁN

PROBLEMAS Y SOLUCIONES DE CARGA

DE LÍQUIDOS EN POZOS DE GAS DEL

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ (AIV)

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

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

P R E S E N T A

MARCO ANTONIO RAMÍREZ VALDEZ

ASESOR

ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE

MÉXICO D.F., FEBRERO DE 2010

RESUMEN

RESUMEN

Un problema común durante la explotación de un pozo de gas y que afecta la

producción de hidrocarburos es la presencia de carga de líquidos, la cual, al

continuarse acumulando, pueden inclusive “matar” el pozo.

Por lo tanto, se propone una metodología para el análisis de esta problemática para

establecer la manera de reducirla ó eliminarla, utilizando el acopio de información

básica, entre la que destaca: Registros de presión de fondo del pozo ya sea cerrado

ó fluyendo, datos de parámetros de producción, historia de presión en cabeza y

línea de descarga, análisis de muestras de líquidos recuperados del pozo,

propiedades petrofísicas de yacimientos o monitoreo del comportamiento de pozos

vecinos del mismo yacimiento, entre otros.

Se complementa el estudio utilizando el análisis de la información de presión,

mediante el apoyo de software especializado, manejando modelos de análisis nodal

para simular el perfil de presiones y gastos, asimismo, revisando los diferentes

escenarios estudiados, para definir acciones complementarias: inducciones con

tubería flexible-nitrógeno, manejo de estranguladores, los diversos sistemas

artificiales (émbolo viajero, sarta de velocidad, inyección de productos químicos por

tubería capilar, sistema mejorador de flujo tipo Venturi, etc.) y elaborar finalmente el

programa de intervención idóneo, para cada pozo en estudio.

Finalmente, es seleccionada la mejor opción económica, requiriéndose los acuerdos

con las diversas áreas operativas que se encargan del suministro de materiales y

servicios para realizar los trabajos y como resultado de este trabajo en equipo,

mejorar las condiciones de flujo o en casos extremos restablecer el pozo a

producción.

ABSTRACT

ABSTRACT

A common problem during the operation of a gas well and that affects the production

of hydrocarbons is the presence of Liquid Loading, which to continue to accumulate,

may even "kill" the well.

Therefore proposes a methodology for the analysis of this issue to establish ways to

reduce or eliminate it, using the collection of basic information, among which stands

out: Records of downhole pressure either closed or flowing, data production

parameters, pressure history of wellhead and discharge line, analysis of fluid samples

recovered from the well, reservoir petrophysical properties or monitoring the behavior

of neighboring wells in the same reservoir, among others.

It complements the study using the analysis of pressure data through support of

specialized software, managing nodal analysis models to simulate the pressure

profile and expenditure also reviewed the various scenarios studied, to identify

complementary actions: inductions with pipe flexible and nitrogen, chokes

management, various artificial lift systems (plunger lift, string of speed, injection of

chemicals by capillary tubing, flow improver system venturi, etc.), and finally develop

suitable intervention program, for each well under study.

Finally, after select the best economic option, requiring agreements with the various

operational areas that are responsible for the supply of materials and services to

perform the work and as a result of this teamwork, improve the flow conditions or in

extreme cases return to well into production.

CONTENIDO

CONTENIDO

I. OBJETIVO.

II. INTRODUCCIÓN.

CAPÍTULO 1. GENERALIDADES.

1.1 Clasificación de los hidrocarburos.

1.2 Definiciones previas.

1.3 Diagramas de fases.

1.4 Yacimientos de gas y condensado.

1.5 Yacimientos de gas húmedo.

1.6 Yacimientos de gas seco.

1.7 Flujo multifásico en un pozo de gas.

1.8 Flujo a través de orificios.

1.8.1 Flujo crítico.

1.8.2 Flujo multifásico a través de estranguladores.

1.8.3 Correlaciones.

1.8.3.1 Gilbert, Ros, Baxel y Achong.

1.8.3.2 Correlación de flujo de Gray.

1.9 Análisis nodal.

CAPÍTULO 2. CARGA DE LÍQUIDOS

2.1 ¿Qué es la carga de líquidos?

2.2 Problemas causados por la carga de los líquidos durante la explotación de

pozos productores de gas.

2.3 Fuentes de aportación de los líquidos en un pozo productor de gas.

2.3.1 Conificación de agua.

2.3.2 Acuífero.

2.3.3 Agua producida de otra zona.

2.3.4 Agua de formación.

2.3.5 Condensación del agua.

2.3.6 Condensación de hidrocarburos.

CONTENIDO

2.4 Reconociendo la carga de líquidos en los pozos de gas.

2.4.1 Presencia de saltos mediante un sistema de medición.

2.4.2 Producción errática e incremento en el ritmo de declinación.

2.4.3 Cambios pronunciados en el gradiente dinámico de un pozo.

2.4.4 Cese en la producción de líquidos.

2.5 Velocidad crítica.

2.5.1 Modelo de película continua.

2.5.2 Movimiento de gotas de líquido a través del gas.

CAPÍTULO 3. MÉTODOS PARA REMOVER LA CARGA DE LÍQUIDOS

3.1 Inducciones con tubería flexible.

3.1.1 Unidad de potencia.

3.1.2 Carrete de tubería.

3.1.3 Cabina de control.

3.1.4 Cabeza inyectora.

3.1.5 Equipo de control de pozo.

3.1.6 Equipo auxiliar.

3.2 Émbolo viajero.

3.2.1 Elementos que integra un sistema de émbolo viajero.

3.2.1.1 Equipo superficial.

3.2.1.2 Equipo sub-superficial.

3.3 Tubería capilar.

3.4 Sarta de velocidad.

3.5 Sistema mejorador de flujo tipo Venturi.

CAPÍTULO 4. EJEMPLOS DE APLICACIÓN

4.1 Pozo Adna-Loy 87, inducción con tubería flexible y tubería capilar.

4.2 Pozo El Morro 215, sarta de velocidad.

4.3 Pozo Maktub 1002, Instalación de Mejorador de Patrón de Flujo tipo

Venturi (MPFV).

CAPÍTULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

BIBLIOGRAFÍA.

I. OBJETIVO

I. OBJETIVO

Mediante el análisis de la información que se obtiene durante la vida productiva de

un pozo productor de gas, utilizando herramientas de ingeniería, apoyadas con

correlaciones y programas de cómputo de última generación, se pretende otorgar al

lector del presente trabajo, una visión total de la problemática que representa el

fenómeno conocido en la industria petrolera mundial como colgamiento de líquidos1.

Debido a que ésta situación del colgamiento de líquidos ocasiona un incremento en

la cantidad de fluidos al interior del pozo, y en consecuencia provoca el crecimiento

de una columna de fluidos contenidas, lo que a su vez, permite el incremento de la

presión hidrostática (por el crecimiento de dicha columna, hasta el caso menos

deseable en el que obstruye y suspende la migración del gas hacia la superficie), es

necesario conocer la metodología para eliminarla o mantenerla en dimensiones que

permitan continuar con la explotación del pozo.

Por lo tanto, se analizan los diversos parámetros que existen en la etapa productiva

de un pozo de gas, como son: propiedades de los yacimientos, sus fluidos

producidos, los diversos elementos que lo componen y la infraestructura de

superficie, así como las herramientas de análisis y el equipo que se requiere para

realizar los trabajos correctivos al pozo, presentando casos prácticos de eliminación

del colgamiento de líquidos, para mantenerlo en producción óptima y alargar su vida

útil.

Este problema es muy común cuando la etapa de explotación de yacimiento se

encuentra avanzada y las condiciones de presión han disminuido de tal forma que

no es posible hacer fluir el pozo por energía propia del yacimiento, hasta que se

cuente con las condiciones apropiadas restituir el flujo de gas en esta etapa.

1 La acumulación de fluidos más pesados que el gas, entre los que podemos citar condensados y/o agua salada,

forman una columna hidrostática que provoca una restricción al flujo del gas, que puede llegar a ocasionar la

muerte del pozo, a este fenómeno se le conoce como “carga de líquidos” ó “colgamiento de líquidos”.

I. OBJETIVO

Para ayudar al pozo a desalojar los líquidos que impiden el flujo de gas existen

diversos métodos que serán detallados en este trabajo, así como el análisis para que

económicamente sean rentables.

El beneficio que esto representa es un aumento en la producción de hidrocarburos,

explotar una mayor cantidad de reservas, así como elevar el índice de recuperación

de productos petrolíferos y en consecuencia obtener incremento de ganancias

económicas.

II. INTRODUCCIÓN

II. INTRODUCCIÓN

Al momento de escribir este documento (noviembre de 2009), existen 228 pozos

productores en el Activo Integral Veracruz, de los cuales 144 son productores de gas

seco, 62 de gas húmedo y 22 de aceite1.

Debido a que el 90% de los pozos son de gas, el mayor problema que existe es la

carga de líquidos ya que según se ha manifestado, al avanzar el tiempo de

explotación de un yacimiento, el gasto de la producción va declinando por la

disminución natural de la presión existente en la zona explotada y los líquidos

empiezan a acumularse en el fondo del pozo y en las tuberías de producción.

La carga de líquidos se genera por la incapacidad del gas (ocasionada entre otros

factores, por su menor densidad), para remover los líquidos del fondo del pozo.

Bajo esta condición, los líquidos producidos se acumularán en el fondo reduciendo la

producción hasta que llegue un momento en el que el pozo “muere” y ya no producirá

ningún fluido.

La carga de líquidos puede ser un problema en pozos con altos y bajos gastos

dependiendo del tamaño de la tubería de producción, la presión de superficie y la

cantidad de líquidos producidos con el gas.

Para reducir o eliminar la carga de líquidos se considera:

Reconocer la carga de líquidos cuando ésta ocurre.

Modelar pozos con carga de líquidos.

Diseñar los pozos para minimizar los efectos del colgamiento.

Herramientas que están disponibles para el análisis de cada pozo.

1 Datos obtenidos del Reporte Operativo del Activo Integral Veracruz (AIV) del día 28 de Octubre del 2009

II. INTRODUCCIÓN

Métodos para minimizar los efectos de los líquidos en pozos con bajas

velocidades de gas y ventajas-desventajas de esos métodos.

¿Cómo y porqué? aplicar diferentes Sistemas Artificiales de Producción (SAP)

para remover los líquidos.

Qué situaciones e información debe ser consideradas al seleccionar un SAP.

CAPÍTULO 1. GENERALIDADES

1

CAPÍTULO 1. GENERALIDADES.

1.1 Clasificación de los hidrocarburos.

Un yacimiento de gas o de aceite no solo está definido por el tipo de roca que lo

integra, sino también por las características de los fluidos que contiene (gas, aceite y

agua)1.

El aceite y gas son mezclas naturales de hidrocarburos sumamente complejas en su

composición química y se encuentran a elevadas temperaturas y presiones en cada

yacimiento descubierto, e inclusive por la hetereogeneidad de las rocas, pueden

registrarse variaciones de estos parámetros en diferentes partes del mismo.

El estado de la mezcla de hidrocarburos a las condiciones de superficie depende

sobre todo de su “composición” y de la presión y temperatura a la cual es

recuperada; además, los fluidos remanentes en el yacimiento en cualquier etapa de

agotamiento, sufrirán cambios físicos y su presión se verá disminuida por la

producción de aceite, gas y agua de dicho yacimiento.

Por lo tanto es necesario estudiar las propiedades físicas de los fluidos contenidos en

el yacimiento y en particular sus variaciones con la presión y temperatura.

Es práctica común clasificar a los hidrocarburos producidos de acuerdo a sus

características y a las condiciones bajo las cuales se presentan acumulados en el

subsuelo. Así tomando en cuenta sus características, se obtiene una primer

clasificación: de aceite, aceite ligero (volátil), gas seco, gas húmedo y de gas y

condensado.

1 Flujo multifásico en tuberías (IMP). Publicación No. 80BM/287. Ing. Antonio Acuña R., Ing. Francisco Garaicochea P., Ing.

Tomas Limón H.

.


2

Para facilitar el manejo de los fluidos producidos por un pozo petrolero, utilizando sus

características físicas, podemos definir las siguientes descripciones:

Aceite: Se considera que un pozo es productor de aceite cuando aporta

un líquido negro o verde negruzco, con una densidad relativa mayor de

0.800 y una relación Gas-Aceite instantánea menor de 200 m3g/m3o.

Aceite volátil: Se produce un líquido café obscuro, con una densidad

relativa entre 0.740 y 0.800 y con una relación Gas-Aceite instantánea

entre 200 y 1500 m3g/m3o.

Gas y condensado: Se obtiene un líquido ligeramente café ó pajizo, con

una densidad relativa entre 0.740 y 0.780 y con relaciones Gas-Aceite

instantáneas que varían de 1500 a 12,000 m3g/m3o.

Gas húmedo: Se recupera un líquido transparente, con una densidad

relativa menor de 0.740 y con relaciones Gas-Aceite entre 10,000 y

20,000 m3g/m3o.

Gas seco: Se produce un líquido ligero; transparente (si lo hay) y con

relaciones gas-aceite mayores de 20,000 m3g/m3o.

La clasificación anterior no es precisa, ya que la única base es la relación Gas-Aceite

instantánea y el color del líquido recuperado, aunque no siempre se puede definir el

tipo de producción obtenida utilizando este método2.

2 De acuerdo a los grados API el aceite también se puede clasificar de la siguiente manera:

Pesado. Petróleo crudo con densidad API igual o inferior a 27º Ligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 27º y hasta 38º. Superligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 38º. En México, para el mercado de exportación se preparan tres variedades de petróleo crudo con las siguientes calidades típicas: Maya. Petróleo crudo pesado con densidad de 22 ºAPI y 3.3% de azufre en peso. Istmo. Petróleo crudo ligero con densidad 33.6 ºAPI y 1.3% de azufre en peso. Olmeca. Petróleo crudo muy ligero con densidad de 39.3 ºAPI y 0.8% de azufre en peso.


3

1.2 Definiciones previas

Es necesario realizar algunas definiciones de diversos conceptos que se utilizan de

manera usual, al realizar comentarios referentes a yacimientos petroleros:

Propiedades intensivas: Son aquellas que son independientes de la cantidad

de materia considerada, por ejemplo: la viscosidad, densidad y temperatura.

Punto crítico: Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual

las propiedades intensivas de las fases líquida y gaseosa son idénticas.

Presión crítica: Es la presión correspondiente al punto crítico

Temperatura crítica: Es la temperatura correspondiente al punto crítico.

Curva de burbujeo (ebullición): Es el lugar geométrico de los puntos presión-

temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de

la fase líquida a la región de dos fases (líquido y gas).

Curva de rocío (condensación): Es el lugar geométrico de los puntos, presión-

temperatura, en los cuales se forma la primera gota de líquido, al pasar de la

región de vapor a la región de dos fases.

Región de dos fases: Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y

rocío. En esta región coexisten en equilibrio, las fases líquida y gaseosa.

Cricondenbara: Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio

un líquido y su vapor.

Cricondenterma: Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en

equilibrio un líquido y su vapor.

Zona de condensación retrógrada: Es aquella en la cual al disminuir la presión

(a temperatura constante) ocurre una condensación.

Saturación crítica de un fluido: Es la saturación mínima necesaria para que

exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento.

A continuación se indican las principales definiciones empleadas en relación con las

propiedades de los hidrocarburos.


4

Aceite residual: Es el líquido que permanece en la celda PVT al terminar un

proceso de separación en el laboratorio. Generalmente aceite residual se

determina a 60 ºF y 14.7 lb/in2.

Aceite en el tanque de almacenamiento: Es el líquido que resulta de la

producción de los hidrocarburos de un yacimiento a través del equipo

superficial empleado para separar los componentes gaseosos. Las

propiedades y composición del aceite dependen de las condiciones de

separación empleadas. El aceite en el tanque se acostumbra reportar a

condiciones estándar (atmosféricas).

Condiciones estándar: Las condiciones estándar son definidas por los

reglamentos de los estados ó países. Por ejemplo en el estado de Texas las

condiciones base son: 14.65 lb/pg2 absolutas y 60 ºF, mientras que en

colorado son: 15.025 lb/pg2 absolutas y 60 ºF.

Densidad relativa de un gas: Es el peso molecular de un gas entre el peso

molecular del aire. El metano (con un peso molecular de 16.04) tiene una

densidad relativa de 16.04/28.97= 0.55.

Encogimiento: Es la disminución de volumen que experimenta una fase líquida

por efecto de liberación del gas disuelto y por su contracción térmica. El factor

de encogimiento es el recíproco del factor de volumen o formación.

Factor de compresibilidad: Se denomina también factor de desviación y factor

de súper compresibilidad. Es un factor que se introduce a la ley de los gases

ideales para tomar en cuenta la desviación de un gas real del de un gas ideal

(pV=znRT; z es el factor de compresibilidad).

Factor de volumen del aceite: Es la relación del volumen de líquido, a

condiciones de yacimiento o a condiciones de escurrimiento, al volumen de

dicho líquido a condiciones de almacenamiento.

000.1..@

..@)(

SCaceitedevolumen

YCdisueltogassuconaceitedevolumenBo


5

Factor de volumen del gas: Es el volumen a condiciones de yacimiento o

escurrimiento (generalmente en barriles) que ocupa un pie cúbico de gas a

condiciones estándar Bg ≤ 1.

Fase: Es la parte de un sistema que difiere en sus propiedades intensivas con

respecto a las de otra parte del sistema. Los sistemas de hidrocarburos

generalmente se presentan en dos fases: gas y líquido.

Gas disuelto: Es el conjunto de hidrocarburos que a condiciones atmosféricas

constituyen un gas, pero que forman parte de la fase líquida a condiciones de

yacimiento o de flujo.

Liberación de gas diferencial: Es el proceso de remoción de una fase gaseosa,

de un sistema de hidrocarburos, a medida que el gas se forma a condiciones

de burbujeo. Por lo tanto, durante un proceso diferencial la composición del

sistema varía continuamente.

Liberación de gas instantánea: El gas se forma del líquido al reducirse la

presión, manteniéndose constante la composición total del sistema.

Mol: Es el peso molecular de cualquier substancia. Por ejemplo, 16.04 lb de

metano equivalen a una mol-lb. En igual forma un mol-gramo de metano son

16.04 gramos del mismo gas. Un mol-lb de un gas ocupa 379 pies cúbicos a

condiciones estándar.

Relación gas-aceite: Son los pies cúbicos de gas producidos por cada barril de

aceite producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las

condiciones de separación-presión, temperatura y etapas- afectan el valor de

dicha relación.

Relación de solubilidad: Expresa la cantidad de gas disuelto en el aceite.

..@

..@3

SCblo

SCTyPagdpiesRs


6

1.3 Diagramas de fases.

En este apartado, se comentará sobre aspectos que al referirlos al comportamiento

termodinámico de una mezcla natural de hidrocarburos, se pueden utilizar también

en otro enfoque de clasificación de yacimientos.

Tomando como base su diagrama de comportamiento de fases, el cual en una

gráfica temperatura-presión (Figura 1.1), presenta los siguientes elementos: Curva

llamada envolvente de fases, que resulta de unir las curvas de puntos de burbuja y

puntos de rocío que exhibe la mezcla a diferentes temperaturas y presiones; mismas

que se unen en el punto denominado punto crítico.

Región de líquidos

Re

gió

n d

e g

ases

Región de dos fases

CricondenbaraC

ricon

dente

rma

100

80

60

4030

20

10

0

Pre

sió

n

Temperatura

Punto Crítico

Región de líquidos

Re

gió

n d

e g

ases

Región de dos fases

CricondenbaraC

ricon

dente

rma

100

80

60

4030

20

10

0

Pre

sió

n

Temperatura

Punto Crítico

Figura 1.1 Diagrama de fases Temperatura-Presión.

La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones, la primera llamada región

de líquidos, está situada fuera de la envolvente de fases y a la izquierda de la

isoterma crítica; la segunda, llamada región de gases, se encuentra fuera de la


7

envolvente de fases y a la derecha de la isoterma crítica; la última, encerrada por la

envolvente de fases, se conoce como región de dos fases; en esta región se

encuentran todas las combinaciones de temperatura-presión en que la mezcla de

hidrocarburos permanece en dos fases en equilibrio, existiendo dentro de ella, las

curvas de calidad que indican el porcentaje total de hidrocarburos que se encuentra

en estado líquido.

Todas estas curvas inciden en el punto crítico. Se distinguen además en el mismo

diagrama, la cricondenterma y a la cricondenbara, que son la temperatura y presión

máximas respectivamente, a las cuales la mezcla de hidrocarburos puede

permanecer en equilibrio.

Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento, tiene un diagrama de

fases característico, el cual permanece constante, mientras lo hace la proporción de

componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altere la proporción

de componentes, debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de

algunos de ellos.

Desde el punto de vista anterior, las diferentes acumulaciones de hidrocarburos

pueden caracterizarse de acuerdo con la posición que toman sus fluidos en el

diagrama de fases y a la línea que describe la evolución de los mismos, desde el

yacimiento hasta la superficie durante la explotación.

Existen diferentes tipos de yacimientos, pero en esta tesis solo se mencionará los

yacimientos de Gas y Condensado, Gas Húmedo y Gas Seco, debido a que son los

que se relacionan con el tema.

1.4 Yacimientos de gas y condensado.

La Figura 1.2, corresponde a la envolvente de fases de los fluidos de un yacimiento

de gas y condensado; caso que se presenta cuando la temperatura del yacimiento se


8

encuentra entre la temperatura crítica y la cricondenterma de la mezcla de

hidrocarburos.

El punto crítico generalmente cae a la izquierda de la cricondenbara y las líneas de

calidad se cargan predominantemente hacia la línea de puntos de burbuja. Si la

presión del yacimiento es superior a la presión de rocío de la mezcla, los fluidos se

encuentran inicialmente en estado gaseoso.

Cricon

dente

rma

PC

4020

10

0

Pi

Pr

A

A´

Tc Ty T

Ps

Ts

B

Cricon

dente

rma

PC

4020

10

0

Pi

Pr

A

A´

Tc Ty T

Ps

Ts

B

Figura 1.2 Diagrama de fases de un Yacimiento de gas y condensado.

Los fluidos que penetran al pozo, en su camino hasta el tanque de almacenamiento,

reciben una fuerte reducción, tanto en temperatura como en presión y penetran

rápidamente en la región de dos fases, para llegar a la superficie con relaciones gas-

aceite que varían, entre 1,000 y 10,000 m3/m3, variando el contenido de licuables en

el gas según las condiciones y el número de etapas de separación, pero siendo

generalmente entre 50 y 70 Bls/MMpcd.


9

El líquido recuperable es en general de coloración ligera, con densidades que varían

entre 0.8 y 0.75 g/cm3.

Cuando en el yacimiento se produce una reducción isotérmica de la presión y se

cruza la presión de rocío, se entra a la región de dos fases, ocurriendo la llamada

condensación retrógrada de las fracciones pesadas e intermedias, que se depositan

como líquido en los poros de la roca; los hidrocarburos así depositados no logran fluir

hacia los pozos, ya que raramente se alcanza la saturación crítica del líquido.

El efecto dañino de permitir la condensación retrógrada, tiene el agravante de que los

que se deposita son las fracciones más pesadas de la mezcla y, por lo tanto, no sólo

se pierde la parte de mayor valor en el yacimiento, sino que el fluido que se continúa

extrayendo se empobrece en cuanto a su contenido de tales fracciones.

1.5 Yacimientos de gas húmedo.

El diagrama de fase correspondiente a un yacimiento de gas húmedo, se presenta en

la Figura 1.3, en la cual puede observarse que la temperatura del yacimiento es

mayor que la cricondenterma de la mezcla, por tal razón nunca se tiene dos fases en

el yacimiento, sino únicamente la fase gaseosa.


10

Figura 1.3. Yacimientos de gas húmedo

Cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran a la región de dos fases,

generando relaciones gas-aceite que varían entre 10,000 y 20,000 m3/m3. El líquido

recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 g/cm3 y el

contenido de licuables en el gas, generalmente es bajo, menos de 30 Bls/MMpcd.

1.6 Yacimientos de gas seco.

Un último tipo de yacimiento, es el que se conoce como yacimiento de gas seco,

cuyo diagrama de fase se presenta en la Figura 1.4. Estos yacimientos contienen

principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano y más pesados.

Pi

20

10

0

Ty

A

Ps

Ts

Cricondenterma

PC

B

Pi

20

10

0

Ty

A

Ps

Ts

Cricondenterma

PC

B


11

10

5 0

PC

Pi

Ps B

Ts Ty T

A

Cricon

dente

rma

10

5 0

PC

Pi

Ps B

Ts Ty T

A

Cricon

dente

rma

Figura 1.4. Yacimientos de gas seco.

En este tipo de yacimientos sus fluidos (desde el yacimiento hasta la superficie),

nunca entran a la región de dos fases, durante la explotación del mismo, por lo que

siempre se encuentran en la región de estado gaseoso.

Teóricamente los yacimientos de gas seco no producen líquidos en la superficie, sin

embargo existen yacimientos considerados como productores de gas seco cuando

producen con relaciones gas-aceite mayores de 20,000 m3/m3.

1.7 Flujo multifásico en un pozo de gas.

Para entender los efectos de los líquidos en un pozo de gas, es necesario conocer la

interacción entre el gas y el líquido cuando existen diferentes condiciones de flujo

durante la vida productiva de un pozo.


12

Es necesario imaginar una condición de presión y temperatura en la que el gas y el

volumen mínimo de líquidos viajan unidos (tratándose de yacimientos de gas),

aunque al disminuir la presión que mantienen ocluidos los líquidos dentro del gas

durante su viaje en el pozo, se inicia un proceso de liberación de dicho líquido y al

continuar el gas su ascenso a la superficie, incrementa su volumen iniciándose el

flujo en dos fases y que en una condición diferente y aún de menor presión se libere

agua, aceite o condensado y gas, existiendo el fenómeno denominado flujo

multifásico.

El flujo multifásico en una tubería vertical se representa por cuatro regímenes de flujo

básicos como se muestran en la Figura 1.5. Un régimen de flujo se determina por la

velocidad de las fases del gas y del líquido y de las cantidades relativas de gas y

líquido en cualquier punto en el flujo.

Burbuja Bache Transicional Niebla

Incremento del gasto del gas

Burbuja Bache Transicional Niebla

Incremento del gasto del gas

Figura 1.5 Tipos de flujo en una tubería vertical.3

Uno o más de estos regímenes están presentes en cualquier tiempo dado en la

historia del pozo.

Flujo burbuja (Bubble): La tubería de producción está casi completamente

llena con líquido. Gas libre está presente como pequeñas burbujas. El líquido

tiene contacto con la pared superficial y las burbujas sólo sirven para reducir la

densidad.

3 Imagen obtenida del libro “Gas Well Deliquefication”, James Lea, Henry V. Nickens y Michael Wells


13

Flujo Bache (Slug): Las burbujas de gas se expanden y forman baches. La

fase líquida es todavía la fase continua. La película líquida alrededor de los

baches puede descender. El gas y el líquido afectan significativamente el

gradiente de presión.

Flujo Transicional (Slug-annular transition): El flujo cambia de fase líquida

continua a fase gaseosa continua. Algo de líquido se puede encontrar como

gotas en el gas. Aunque el gas predomina el gradiente de presión, los efectos

del líquido aún son significativos.

Flujo Niebla (Annular-mist): La fase de gas es continua y la mayoría de los

líquidos son encontrados en el gas como niebla. Aunque en la pared de la

tubería esta cubierta de una pequeña película de líquido, el gradiente de

presión está determinado predominantemente por el flujo de gas.

Durante la vida productiva de un pozo de gas, se presenta algún o todos esos

regimenes de flujo. La Figura 1.6, muestra la progresión típica de un pozo típico de

gas desde su producción inicial hasta el final de su vida.

En esta ilustración, se asume que la tubería de producción posee un empacador a

una profundidad por encima a la zona de disparos, por lo que existe una sección de

tubería de revestimiento (mayor diámetro) desde donde termina la TP hasta la zona

de los disparos.


14

Pozo

muerto

Decremento del gasto del gas Tiempo

Pozo

muerto


Pozo

sin

fluir

Pozo

muerto


Pozo

muerto


Pozo

sin

fluir

Figura 1.6 Vida de un pozo de gas.4

El pozo registra inicialmente un alto gasto de gas así que se tiene un flujo niebla en

la TP; Se puede tener un flujo burbuja, transicional o bache en la sección de la TR

hasta los disparos. Conforme el tiempo pasa la producción declina, el régimen de

flujo desde los disparos hasta la superficie cambia conforme la velocidad del gas

declina.

La producción de líquidos puede incrementar conforme el gasto de gas declina. El

flujo en superficie permanece en flujo niebla hasta que las condiciones cambien

suficientemente para que el flujo se exhiba como flujo transicional. En este punto el

flujo se vuelve un poco errático pasando a flujo bache mientras el gasto de gas

continúe declinando.

Esta transición a menudo esta acompañada por un incremento en la tasa de

declinación. El régimen de flujo en el fondo del pozo puede estar en flujo burbuja o

en bache, aunque la producción en superficie se manifieste en un flujo niebla estable.

4 Imagen obtenida del libro “Gas Well Deliquification”, James Lea, Henry V. Nickens y Michael Wells


15

Eventualmente, el flujo bache inestable en superficie se transforma en flujo bache

estable y estacionario a medida que el caudal de gas decline. Esto ocurre cuando el

gasto del gas resulta demasiado reducido como para transportar los líquidos a

superficie y simplemente burbujea a través de una columna líquida moviéndose a

poca velocidad e incluso se encuentre estática.

Llegado este punto, si no se implementa alguna medida correctiva, la altura de la

columna de líquidos se incrementa y el pozo continúa declinando hasta que

suspenda su aportación de fluidos.

También es posible que el pozo continúe produciendo por largo tiempo con carga de

líquidos, con el gas burbujeando a través de una columna de líquidos y sin arrastrar

parte de esta última a superficie. Esto es posible por la expansión del gas al salir de

la fase líquida y sufrir sólo la presión hidrostática (mucho menor) a la columna

superior de gas.

1.8 Flujo a través de orificios.

Este tipo de flujo ocurre cuando gas y/o líquidos son medidos a través de estos;

fluyen a través de estranguladores superficiales ó subsuperficiales, a través de

válvulas de seguridad o cualquier tipo de válvulas superficiales. También se presenta

a causa de depósitos parafínicos.

La mayoría de los estudios acerca del flujo de dos fases a través de estranguladores

implican el llamado flujo sónico o crítico ya que estos dispositivos operan en esa

condición de flujo. Sin embargo, en el flujo a través de válvulas de tormenta se

presenta el tipo de flujo subcrítico; y la teoría existente para predecir el

comportamiento de presión y gasto resulta inadecuada.


16

El fenómeno de flujo en orificios también ocurre en los dispositivos para la medición

de fluidos como los Venturi y boquillas. Además se manifiestan en estranguladores y

válvulas subsuperficiales que son conocidos como pozos inteligentes.5

Los estranguladores se instalan en los pozos para restringir el gasto o para obtener

volúmenes optimizados de producción.

Un fuerte inconveniente es el diseño de estranguladores largos la que en los

modelos matemáticos desprecian los efectos de fricción y en esos dispositivos puede

ser apreciable.

1.8.1 Flujo crítico.

El flujo crítico es un fenómeno definido por el flujo de gases compresibles en la

sección de estrangulamiento de una restricción cuando su velocidad es sónica

(velocidad del sonido en el fluido) o el número Mach es uno.

Un conjunto de ecuaciones que describen el flujo isoentrópico (adiabático sin fricción)

de condiciones corriente arriba (P1, T1, ρ1) a cualquier otra sección (P, T, ρ) es:

21

2

11 M

k

T

T

1.8.1.1

5 El término pozo inteligente hace referencia a la implantación de procesos de control (estranguladores) en el fondo del pozo. Su

principal diferencia respecto a los convencionales es que permiten monitorear, interpretar y controlar la producción o inyección en un continuo lazo cerrado, proceso que puede realizarse a distancia sin intervención del pozo. Entre las principales ventajas que ofrecen los pozos inteligentes se tiene: - Permiten optimizar la producción conjunta de zonas múltiples. - Monitorear y controlar las condiciones de fondo de pozo en tiempo real, lo que mejora los sistemas de recuperación secundaria y terciaria. - Disminuir el número de pozos necesarios para drenar el yacimiento. - Menos intervenciones costosas y riesgosas. - Mejorar la disminución de producción de agua en caso de que ocurra. Según su clasificación los pozos inteligentes pueden ser: - Eléctricos, que constan de una sola línea para instrumentación y control. - Hidráulicos, consta de una línea eléctrica y dos hidráulicas. - Estos dos tipos poseen sensores integrados e infinito número de posiciones en el estrangulador y son de elevado costo. - Hidráulico.


17

121

2

11

k

k

Mk

P

P

1.8.1.2

11

21

2

11

k

Mk

1.8.1.3

V

p

C

Ck

Para flujo sónico M, número Mach=1

kpgv

144*

Velocidad crítica en la garganta

Para flujo sónico y considerando un gas diatómico (k=1.4) las ecuaciones 1.8.1.1,

1.8.1.2 y 1.8.1.3 se vuelven:

2.12.012

14.11

*

1

T

T

833.01

*

T

T

895.12.12

14.11 5.3

4.0

4.1

1

P

P

528.01

*

P

P

578.12.12.1 5.24.01

1

634.01

*


18

Por lo tanto para aire y otros gases con k=1.4 al pasar a través de un orificio, en

condiciones de flujo sónico:

1. La temperatura absoluta cae alrededor del 17%

2. La presión cae alrededor de 47%

3. La densidad se reduce cerca del 37%

Con base a las consideraciones anteriores se determina si en un caso dado existe

flujo crítico o subcrítico, es decir:

528.01

*

P

P

Se tiene flujo subcrítico.

528.01

*

P

P

Se tiene flujo crítico.

Por otra parte, la ecuación para determinar la velocidad en el estrangulador,

claramente indica que cuando se presenta el flujo crítico, el gasto a través del orificio

de sección fija, es constante.

gPkV

144*

Velocidad del sonido en el fluido.

Se observa que no puede existir flujo supersónico en el estrangulador.

Por otra parte, si existen reducciones posteriores de presión corriente abajo6, de

modo que la relación de presiones corriente abajo a corriente arriba sea menor que

0.528, no causa un incremento en el gasto, puesto que la perturbación alcanzada el

flujo crítico no puede propagarse a través del estrangulador.

6 El término presión corriente abajo es utilizado comúnmente para la presión que se genera después de que algún fluido pasa a

través de un nodo.


19

La teoría anterior se aplica para gases y se hace extensiva a líquidos. Ya que el flujo

sónico para gases y líquidos ocurre a diferentes velocidades, el problema consiste en

determinar a qué velocidad ocurre el flujo sónico en una mezcla de dos fases.

El criterio lógico normalmente aplicado es que existe flujo crítico, cuando al existir

reducciones en la presión corriente abajo el gasto se mantiene estable; no obstante,

la predicción de cuando ocurre esta situación no ha sido posible. Olson7, estableció

que para mezclas gas-líquido la velocidad acústica es menor que para cualquiera de

las fases por sí solas.

Los estranguladores que se instalan en la boca del pozo para controlar la producción

están basados en el principio de flujo crítico.

Si existe flujo crítico a través del estrangulador, la presión corriente arriba es

independiente de la presión que prevalezca en el sistema de recolección (línea de

descarga, separadores, bombeo y tanques de almacenamiento).

Se infiere que el control de la producción se obtiene cuando las fluctuaciones de

presión en el sistema de recolección no se reflejen en la formación productora,

provocando fluctuaciones en la producción. Esta situación prevalece usando un

estrangulador que permita obtener la producción deseada bajo condiciones de flujo

sónico.

1.8.2 Flujo multifásico a través de estranguladores.

Existen numerosos estudios sobre este tema y se han encontrado varias

correlaciones que relacionan el gasto a través del orificio, la presión y temperatura

antes del orificio y el área de estrangulamiento, cuando el flujo es crítico.

7 Essentials of Engineering Fluid Mechanics, Intl. Texbook (1961).


20

Algunas de las correlaciones obtenidas se basan en trabajos experimentales y se

ajustan racionalmente a los rangos probados; sin embargo se desconoce su

precisión fuera de esos límites.

Las correlaciones para flujo multifásico al considerar una relación de presión crítica,

condiciones de flujo crítico ó sónico, a través del estrangulador, en donde el gas se

expande politrópicamente; esto es que sigue la relación:

pVn=constante

La relación de presión para flujo crítico de gas seco es una función de la capacidad

calorífica del gas. Sin embargo, para el caso de flujo multifásico al aumentar la

proporción de líquido (disminuir la relación gas-líquido) se reduce la relación de

presión crítica.

Fortunati estableció, basándose en experiencias de campo, que la relación de

presión crítica para el caso multifásico disminuye conforme decrece la proporción de

volumen de gas.

En el desarrollo de sus correlaciones los autores han supuesto diversas relaciones

de presión crítica. Establecer un valor fijo para dicha relación implica una

simplificación que indudablemente refleja la exactitud de las predicciones que se

obtienen al aplicar las correlaciones citadas.

Por lo anterior es recomendable que al desarrollar una correlación se investiguen las

fronteras del flujo crítico y además que las relaciones se cumplan para los casos

extremos, esto es flujo de gas o de líquido.

1.8.3 Correlaciones.

1.8.3.1 Correlaciones de estranguladores Gilbert, Ros, Baxel y Achong.


21

A partir de datos de producción Gilbert desarrolló una expresión aplicable al flujo

simultáneo gas-líquido a través de estranguladores. Así mismo presentó un

nomograma de su ecuación (Figura 1.7).

En su trabajo hace una descripción detallada del papel del estrangulador en un pozo

y analiza cuál es el efecto sobre la producción de cambios bruscos en el diámetro del

orifico.

Tomando como base la relación entre presiones y después de un orificio para flujo

sónico de una fase, Gilbert recomendó para tener flujo sónico, una relación de 0.588

o menor, entre la presión promedio en el sistema de recolección (después del

estrangulador) y la presión en la boca del pozo (antes del estrangulador).

Utilizando datos adicionales, Baxendell actualizó la ecuación de Gilbert, modificando

los coeficientes.

Figura 1.7 Gráfica del comportamiento del estrangulador (según Gilbert).


22

Ros orientó su trabajo al flujo de mezclas con alta relación Gas-Aceite en las que el

gas fue la fase continua. En su desarrollo llegó a una expresión similar a la de

Gilbert; pero con coeficientes diferentes. Aparentemente su expresión la comprobó

con datos de campo.

Achong también revisó la ecuación de Gilbert y estableció una expresión que validó

comparándola con más de 100 pruebas de campo.

La forma general de las ecuaciones desarrolladas por los investigadores citados es:

Cd

RqAP

C

B

L1

P1= Presión corriente arriba (lb/pg2)

qL= Producción de líquido (bl/día)

R= Relación gas-líquido (p3/bl)

dc= Diámetro del estrangulador (1/64 de pulgada)

A, B, C= Constantes que dependen de la correlación y que toman los valores

siguientes:

Correlación A B C

Gilbert 10.0 0.546 1.89

Ros 17.40 0.500 2.00

Baxendell 9.56 0.546 1.93

Achong 3.82 0.650 1.88


23

1.8.3.2 Correlación de flujo de Gray.

La correlación de flujo de Gray es la más ampliamente usada al momento de hacer el

análisis de las caídas de presión en la tubería de producción para pozos de gas.

La correlación puede se errónea en los siguientes casos:

Velocidades del gas > 50 p/seg

Diámetros de tuberías de producción > 3 ½ “

Relaciones Condensado-Gas > 150 bl/MMpcd

Relaciones Líquido-Gas > 5 bl/MMpcd

1.9 Análisis nodal.

La ingeniería de Producción es el área que se encarga de la planeación, diseño,

instalación, mantenimiento y optimización de los sistemas de producción en los

campos petroleros. Una rama importante de la Ingeniería de Producción es el

Análisis Nodal.

Los análisis nodales que se realizan de un sistema de producción en su conjunto,

permiten predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de

hidrocarburos siempre y cuando no se tenga alguna variación de las fases. Como

resultado de éste análisis, se obtiene (en la mayoría de los casos) una mejoría en la

eficiencia de flujo, o bien un incremento en la producción.

El procedimiento de análisis de sistemas o también conocido como análisis nodal, es

uno de los medios apropiados para el análisis, diseño y evaluación, tanto en pozos

fluyentes, intermitentes o con sistemas artificiales de producción.

El análisis nodal, evalúa un sistema de producción dividido en tres componentes

básicos:


24

Flujo a través de medios porosos

Flujo a través de tubería vertical o de producción (TP)

Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga (LD)

Para la predicción del comportamiento en cada uno de los componentes, se obtiene

la caída de presión en cada uno de ellos.

Para la obtención de las caídas de presión, se deben de asignar nodos en diversos

puntos importantes dentro del sistema de producción, por lo tanto, se varían los

gastos de producción y empleando un método de cálculo adecuado, se determina la

caída de presión entre dos nodos.

Después, se selecciona un nodo de solución y las caídas de presión son adicionadas

o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta alcanzar el nodo de

solución o incógnita.

En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, siendo estas la

presión del separador (PSep) y la presión estática del yacimiento (PWS).

Por lo tanto teniendo la presión en alguno de estos dos nodos, se determinan las

caídas de presión en algún punto intermedio.

La evaluación del sistema de producción por medio del análisis nodal, ayuda a la

solución de problemas; en donde se incluyen caídas de presión a través de:

Estranguladores superficiales y de fondo

Diámetros de aparejos de producción

Válvulas de seguridad, etc.

Los resultados del análisis del sistema, no solamente permiten la definición de la

capacidad de producción de un pozo, para una determinada gama de condiciones,


25

sino también muestran como los cambios en cualquier parámetro afectan su

comportamiento.

Las curvas de capacidad de producción, son una función de los principales

componentes de un sistema, como son: Datos del yacimiento, características del

aparejo de producción, línea de descarga, presión en el nodo inicial y final,

producción de aceite, gas y agua, relación gas-líquido, temperatura, composición del

aceite y gas, topografía del terreno y forma de perforación del pozo, sea vertical,

direccional u horizontal.

Cualquier pozo petrolero perforado ó terminado, es el medio por el cual se mueva el

petróleo y el gas desde su ubicación original en el yacimiento hasta la superficie. El

movimiento o transporte de ese fluido requiere energía para vencer pérdidas por

fricción en el sistema y elevar la producción hacia superficie.

Los fluidos deben viajar a través del yacimiento, continuar en el aparejo de

producción, después a través del separador y continuar al tanque de

almacenamiento o redes de distribución.

El sistema de producción puede ser relativamente simple o incluir componentes

donde ocurren cambios o pérdida de energía.

Un ejemplo de un sistema de producción se ilustra a continuación (Figura 1.8)


26

Figura 1.8 Sistema de producción.

La caída de presión en el sistema en cualquier momento, es la presión inicial menos

la presión final.

nodor PupstreamscomponentepP

Esta caída de presión es la suma de las caídas que ocurren en todos los

componentes del sistema.

Por lo tanto, la caída de presión a través de cualquier componente varía el gasto

producido, por lo que este gasto se controla por los componentes seleccionados del

sistema.


27

La selección y el dimensionamiento individual de cada componente es importante,

debido a que la interacción entre cada componente provoca que cualquier cambio de

presión en uno de ellos, ocasiona un cambio en todo el sistema.

Esto ocurre porque el flujo producido es compresible, por lo tanto la caída de presión

en un componente particular depende no solo del gasto que atraviesa el

componente, sino del promedio de presión.

La cantidad de petróleo y gas que fluye dentro del pozo desde el yacimiento depende

de la caída de presión en el aparejo de producción y la caída en este sistema

depende de la cantidad de fluido que pase a través de ella. Por lo tanto, el sistema

debe ser analizado como una unidad.

El gasto de producción de un pozo puede a menudo estar severamente restringido

por el comportamiento de un solo componente. Si el efecto de cada una de ellas

sobre el comportamiento total del sistema puede ser aislado, el sistema se optimiza

de una manera más económica.

Experiencias pasadas demuestran que grandes cantidades de dinero han sido

gastadas en operaciones de estimulación de formaciones, donde realmente la

capacidad de producción estaba restringida debido al diámetro reducido del aparejo

a las líneas de producción.

Otro error durante la etapa de terminación es la instalación de tubería de producción

de diámetros muy grandes, esto ocurre a menudo en pozos donde se espera

producir altos gastos.

Esto no solo lleva a un gasto mayor en materiales al sobredimensionar una

instalación, sino que también a una disminución en la producción del pozo.


28

Por ejemplo, en el caso de pozos de alta relación gas-líquido, al tener diámetros

mayores de tubería de producción se reduce la velocidad del fluido provocando la

carga de líquido (load up) en el fondo del pozo y llevando muchas veces a igualar el

pozo.

Esta situación lleva a instalar algún sistema de levantamiento artificial o compresores

de gas en superficie.

El método para analizar un pozo, para determinar la capacidad de producción para

cualquier combinación de componentes es descrito a continuación:

El método puede ser utilizado para determinar la ubicación de zonas con excesiva

resistencia al paso de fluido o caídas de presión en cualquier parte del sistema. El

efecto de los cambios de cualquier componente sobre el comportamiento total del

pozo es fácilmente determinado.

El análisis del sistema llamado a menudo análisis nodal, ha sido aplicado por varios

años para analizar el comportamiento de la interacción de cada uno de sus

componentes.

Circuitos eléctricos, complejas redes de ductos y sistemas de bombeo centrífugo

analizados utilizando éste método. El análisis de los sistemas de producción de

pozos fue propuesta por Gilbert en 1954 y discutida por Nind en 1964 y Brown en

1978.

El procedimiento consiste en seleccionar un punto de división o nodo en el pozo y

dividir el sistema en ese punto. Las ubicaciones más comunes usadas para los

nodos se muestran a continuación.


29

Figura 1.10Figura 1.10FIGURA 1.9Figura 1.10Figura 1.10FIGURA 1.9

Figura 1.9 Ubicaciones de los nodos más comunes en un sistema.

Todos los componentes corriente arriba del nodo (Upstream) comprende la sección

de entrada (Inflow section), mientras que la sección de salida (outflow section)

consiste todos los componentes que se encuentran corriente abajo del nodo

(Downstream).

Una relación entre el gasto y la caída de presión debe estar disponible para cada

componente del sistema. El flujo a través del sistema puede ser determinado una vez

que los siguientes requerimientos son satisfechos:

El flujo a la entrada del nodo es igual al flujo de salida del mismo.

Una sola presión existe en el nodo.

En un momento particular de la vida del pozo, hay dos presiones que permanecen

fijas y no son función del gasto. Una de esas presiones es la presión promedio del

yacimiento (Pr) y la otra es la presión de salida del sistema.


30

La presión de salida es la presión del separador PSep, pero si la presión del pozo se

controla con un estrangulador, la presión en el nodo se calcula en ambas

direcciones, comenzando desde las fijas.

Entrada al Nodo (inflow)

nodoR PupstreamscomponentepP

Salida del Nodo (outflow)

nodoSep PdownstreamscomponentepP

La caída de presión ∆p, en cualquier componente varía con el gasto (q). Por lo tanto,

un gráfico de la presión en el nodo versus gasto produce dos curvas, las cuales se

interceptan satisfaciendo las condiciones antes mencionadas.

El procedimiento es ilustrado en la Figura 1.10.

Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.10Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.11Gasto, q

Figura 1.10

Figura 1.10 Gráfica de la presión en el nodo analizado vs. Gasto medido.


31

El efecto del cambio en cualquier componente se analiza recalculando la presión en

el nodo versus gasto, usando las nuevas características del componente que fue

cambiado. Si el cambio fue realizado en un componente corriente arriba (upstream),

la curva de salida (outflow) no tiene cambios.

Por lo tanto, cualquier cambio, la intersección también lo efectúa, y existe una nueva

capacidad de flujo y presión en el nodo.

Las curvas se desplazan si cambia cualquiera de las condiciones fijas, por ejemplo

una caída en la presión del yacimiento o un cambio en las condiciones del separador

o instalaciones receptoras en superficie. El procedimiento se ilustrada considerando

un sistema simple de producción, y eligiendo la presión de cabeza del pozo como

nodo, el cual se representa con el punto 3 en la Figura 1.9.


whtubingyacR PppP


whflowlineSep PpP

El efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del diámetro de tubería de

producción se ilustra en la Figura 1.11.


32

Figura 1.12 Gasto, qFigura 1.12 Gasto, qFigura 1.12 Gasto, qFigura 1.11Figura 1.12 Gasto, qFigura 1.12 Gasto, qFigura 1.12 Gasto, qFigura 1.11

Figura 1.11 Efecto sobre la capacidad de flujo debido al cambio del diámetro de tubería de producción.

El efecto del cambio del diámetro de tubería de producción por uno de mayor

diámetro, siempre y cuando no sea grande, provoca un incremento del gasto y

consecuentemente en la presión de cabeza de pozo.

El análisis usado más frecuente es el de seleccionar el nodo entre el yacimiento y el

sistema de conducción. Este punto se observa en la posición 6 de la Figura 1.9, y la

presión del nodo es Pwf.

Seleccionando el nodo en este punto divide al pozo en dos componentes, el

yacimiento y el sistema de conducción a través de tubería. Las expresiones para la

entrada (inflow) y salida (outflow) son las siguientes:


wfyacR PpP


33


wftubingflowlineSep PppP

El efecto del cambio en los diámetros de tubería de producción sobre la capacidad

de flujo del sistema se ilustra en la Figura 1.12

Gasto, qFigura 1.13 Gasto, qFigura 1.13 Gasto, qFigura 1.13Figura 1.12 Gasto, qFigura 1.13 Gasto, qFigura 1.13 Gasto, qFigura 1.13Figura 1.12

Figura 1.12 Efecto del cambio en los diámetros de la tubería de producción sobre la capacidad de flujo

del sistema.

Un sistema de producción se optimiza al selecciona una combinación de

componentes que permitan lograr la máxima producción al menor costo posible.

Aunque la caída de presión global del sistema, PR – PSep, se fija en un momento

particular, la capacidad de producción del sistema depende en donde ocurre la caída

de presión.

Si es mucha la presión que cae en un componente o módulo, hay insuficiente presión

remanente para un comportamiento eficiente de los otros módulos.


34

La Figura 1.13, muestra el ejemplo donde un diámetro reducido de tubería de

producción restringe la capacidad de flujo del pozo, mientras que la Figura 1.14,

indica que el comportamiento del pozo se controla por el comportamiento de entrada

(inflow performance) donde una gran caída de presión disminuye debido al daño

ocasionado a la formación o a disparos ineficientes.

Gasto, q Gasto, q

Figura 1.14 Figura 1.15

Gasto, q Gasto, q

Figura 1.14 Figura 1.15Figura 1.13 Figura 1.14

Gasto, q Gasto, q

Figura 1.14 Figura 1.15

Gasto, q Gasto, q

Figura 1.14 Figura 1.15Figura 1.13 Figura 1.14

Figura 1.13 y 1.14 Ejemplos donde el diámetro reducido de la tubería de producción restringe la

capacidad de flujo del pozo y en donde el comportamiento del pozo se ve controlada por el la fluencia del yacimiento.

El análisis nodal de sistemas de producción se utiliza para investigar problemas en

pozos de petróleo y gas.

Este procedimiento también se utiliza para razonar el comportamiento de pozos

inyectores a partir de la modificación de las ecuaciones de entrada (inflow) y salida

(outflow). Una lista parcial de aplicaciones se presenta a continuación:

Selección de diámetros de tuberías de producción.

Selección de líneas de conducción.

Dimensionamiento de estranguladores.

Análisis de problemas en restricciones al flujo.

Diseño de sistemas de levantamiento artificial.

Evaluación de estimulación de pozos.


35

Analizar el efecto de comprimir gas en boca de pozo.

Analizar el comportamiento de la densidad de los disparos.

Predecir los efectos de la declinación de los yacimientos


36


2.1 ¿Qué es carga de líquidos?

Cuando el gas fluye a superficie, tiene la capacidad de transportar los líquidos si su

velocidad es suficientemente alta. Una velocidad de gas alta, tiene como resultado

un patrón de flujo niebla en el que los líquidos están finamente dispersados en el

gas. Esto resulta en un bajo porcentaje de volumen de líquidos presente en la tubería

de producción, resultando en una baja caída de presión causada por los

componentes gravitacionales del flujo fluyendo.

Un pozo fluyendo con una velocidad alta del gas puede tener una alta caída de

presión causada por la fricción, sin embargo, para gastos de gas más altos, la caída

de presión causada por los líquidos acumulados en el tubo es menor.

Conforme la velocidad del gas en la tubería de producción cae con el tiempo, la

velocidad de los líquidos transportados por el gas declina aún más rápidamente.

Como resultado, los patrones de flujo en las paredes de la tubería ocasionan baches

en el tubo, y eventualmente ocurre acumulación de éstos en el fondo del pozo. Este

fenómeno incrementa el porcentaje de líquidos en la tubería mientras el pozo está

fluyendo.

La presencia de más líquidos acumulándose en la tubería de producción (mientras el

pozo está fluyendo), puede reducir ó parar la producción de gas.

Una realidad referente a pozos de gas, es que pocos pozos producen

exclusivamente este hidrocarburo. Bajo algunas condiciones de presión y

temperatura, los pozos de gas producen líquidos directamente dentro del pozo.

Dichos fuidos (hidrocarburos y agua) pueden condensarse desde el flujo de gas

mientras la presión y temperatura cambian durante el viaje hasta la superficie.


37

En algunos casos, como el que se observa con la explotación en altos gastos de

producción, los fluidos ingresan dentro del aparejo de producción del pozo, como

resultado de la conificación del agua, proveniente de yacimientos con empuje

hidráulico o de una zona subyacente o de otra fuente, en ocasiones por

cementaciones defectuosas en las tuberías de explotación.

La mayoría de los métodos usados para remover líquidos de pozos de gas no

dependen de donde provienen los líquidos. Sin embargo, si un método de

remediación es considerado para referirse a condensación solamente, entonces se

debe estar seguro que este es el lugar del cual proviene la carga de los líquidos. Si

no, el método de remediación no es exitoso.

2.2 Problemas causados por la carga de los líquidos durante la

explotación de pozos productores de gas.

El pozo puede eventualmente morir si los líquidos no son removidos continuamente,

o el pozo puede producir con su gasto más bajo al óptimo posible. Si el gasto de gas

es suficientemente alto para producir continuamente la mayoría o todos los líquidos,

la presión de la formación y el gasto de producción alcanzan un equilibrio en un

punto de operación. El pozo produce a un gasto que puede se predicho por la curva

IPR (Inflow Perfomance Relationship).

Si el gasto de gas es bajo a tal grado que permita el resbalamiento de los líquidos, el

gradiente de presión de la tubería de producción se incrementa por la acumulación

de estos líquidos, resultando en un incremento de presión de la formación.

Conforme la contrapresión de la formación incrementa, el gasto producido desde el

yacimiento declina y puede caer por debajo de lo que es llamado “gasto crítico del

gas” requerido para remover continuamente los líquidos. Más líquidos se acumulan


38

en el fondo del pozo, y el incremento de presión de fondo reduce la producción ó

dejar de producir el pozo.

Tarde en la vida del pozo, el líquido permanece sobre los disparos con el gas

burbujeando a través del líquido hasta superficie. El gas es producido a una baja

presión pero a gasto constante, y los líquidos no se transportan a superficie. Si esto

se observa sin conocimiento de la historia de producción del pozo, uno asume que el

pozo es de baja producción, no con problemas de carga de líquidos.

Todos los pozos de gas que producen líquidos (ya sean de alta o baja permeabilidad)

experimentan eventualmente carga de líquidos conforme la presión del yacimiento

decline.

Aunque los pozos con relación líquido-gas (RLG) alta y pequeño gasto de gas

pueden tener carga de líquidos si la velocidad del gas es bajo. Esta condición es

típica en pozos de gas con formaciones muy estrechas (baja permeabilidad) que

producen bajos gastos y tiene baja velocidad de gas en la tubería de producción.

2.3 Fuentes de aportación de los líquidos en un pozo productor de gas.

Muchos pozos de gas no sólo producen gas también producen condensado y agua.

Si la presión de yacimiento ha declinado debajo de la presión de rocío, el

condensado es producido con el gas como un líquido. Si la presión de yacimiento

está por arriba del punto de rocío, el condensado entra al pozo en fase gaseosa con

el gas y se condensa como líquido en la tubería de producción ó en el separador.

El agua producida puede tener varias fuentes:


39

El agua puede estar conificada en una zona acuosa por arriba o por debajo de

la zona productora.

Si el yacimiento tiene suporte de un acuífero, la invasión de agua alcanzará

eventualmente el pozo.

El agua puede entrar al pozo de otra zona productora, que se separa a alguna

distancia de la zona de gas.

Agua de formación producida con gas.

Agua y/o condensado que entran al pozo en fase gaseosa con el gas y

condensarse como líquido en la tubería de producción.

2.3.1 Conificación de agua.

Si el gasto de gas es alto, el gas puede encontrar producción de agua en una zona

subyacente, aún si el pozo no se dispara en la zona de agua. Un pozo horizontal

reduce satisfactoriamente el gradiente entre la zona de gas y de agua subyacente,

sin embargo, el mismo fenómeno ocurre con gastos altos.

2.3.2 Acuífero.

La presión ejercida por un acuífero eventualmente permite a la producción de agua

llegar al pozo, dando altos problemas de carga de líquidos.

2.3.3 Agua producida de otra zona.

Otra zona puede producir dentro del pozo en agujero descubierto o con un pozo con

varios intervalos disparados. La situación contraria que toma ventaja de esta

situación es tener una zona de agua debajo de la de gas al usar bombas ó gravedad,

inyectar agua dentro de una zona subyacente y permitir al gas fluir a superficie sin

problemas de carga de líquidos.


40

2.3.4 Agua de formación.

De donde sea la fuente, es posible que el agua venga con el gas de los disparos.

Esta situación es causada por varias formaciones de gas y líquidos o por otras

razones.

2.3.5 Condensación del agua.

Si gas saturado ó parcialmente saturado entra al pozo como consecuencia de los

disparos sin tienen líquidos, pero la condensación ocurre más arriba en el pozo. Esta

situación causa un alto gradiente en la tubería en donde la condensación se presenta

y depende de las velocidades, los líquidos caen y se acumulan sobre los disparos.

Todos hemos experimentado el fenómeno de la condensación del agua de la

atmósfera (la lluvia). En cualquier presión y temperatura dada una cierta de cantidad

de vapor de agua esta en equilibrio con los gases de la atmósfera. Conforme la

temperatura disminuye o la presión incrementa, cualquier exceso de vapor de agua

se condensará a fase líquida para mantener el equilibrio.

Si la temperatura se incrementa o la presión disminuye, el agua (si existe) se

evapora para mantener el equilibrio.

Un fenómeno similar ocurre con el gas; para una presión y temperatura dada en un

yacimiento, el gas producido contiene una cierta cantidad de vapor de agua. La

Figura 2.1, muestra un ejemplo de la solubilidad del agua en el gas natural en

Bls/MMpcd.

El agua permanece en fase gaseosa hasta que las condiciones de temperatura y

presión disminuyan por debajo de la presión de rocío. Cuando esto ocurre, algo del

vapor de agua se condensa a fase líquida.

Si la condensación ocurre en el pozo y si la velocidad del gas está por abajo del

gasto crítico requerido para transportar el agua a superficie, entonces los líquidos se

acumulan en el pozo y la carga de estos se presenta.


41

Presión del yacimiento (psia)

Bls

/MM

pcd

Ag

ua p

rod

ucid

a c

on

el

gas

Contenido de agua mientras la presión declina


Bls

/MM

pcd

Ag

ua p

rod

ucid

a c

on

el

gas



Bls

/MM

pcd

Ag

ua p

rod

ucid

a c

on

el

gas



Bls

/MM

pcd

Ag

ua p

rod

ucid

a c

on

el

gas


Fig. 2.1 Solubilidad del agua en gas natural

1.

2.3.6 Condensación de hidrocarburos.

Los hidrocarburos entran al pozo con el gas en la producción en fase gaseosa. Si la

temperatura del yacimiento está arriba de la cricondenterma, entonces no hay

líquidos en el yacimiento, pero caen al fondo del pozo conforme la condensación del

agua se presente.

Aún si la velocidad del gas es suficiente para remover el agua condensada, los

problemas de corrosión ocurren en un punto del pozo en donde la condensación

ocurra primero. El agua condensada se identifica porque debe tener un contenido

bajo o casi nulo de sal comparado con el agua del yacimiento. Normalmente, se

asume agua pura en la fase gaseosa antes de la condensación.

1 Imagen obtenida del libro “Gas Well Deliquification”, James Lea, Henry V. Nickens y Michael Wells


42

2.4 Reconociendo la carga de líquidos en los pozos de gas

Durante la vida de un pozo de gas es probable que el volumen de líquidos que están

siendo producidos se incremente mientras el volumen de gas producido disminuya.

Esta situación usualmente es el resultado de la acumulación de los líquidos en el

fondo del pozo, continuando con un incremento en su volumen hasta que el pozo

eventualmente muere o fluye erráticamente con muy bajo gasto. Si se diagnostica

oportunamente, las pérdidas en la producción de gas se minimizan por la

implementación de algún Sistema Artificial de Producción.

Por otra parte, si el colgamiento de los líquidos no es notado, estos se acumulan en

el fondo del pozo. Es vital por lo tanto que los efectos causados por la carga de

líquidos sean detectados tempranamente para prevenir pérdidas en la producción.

Los síntomas que indican cuando un pozo de gas tiene problemas con la carga de

los líquidos son:

Presencia de saltos registrados en una gráfica mediante un sistema de

medición.

Producción errática de gas e incremento en el ritmo de declinación.

Cambios pronunciados en el gradiente dinámico de un pozo.

Cese en la producción de líquidos.

2.4.1 Presencia de saltos registrados en una gráfica mediante un sistema

de medición.

Uno de los métodos más comúnmente utilizados para detectar la carga de los

líquidos es la grabación de los datos de medición en un sistema de recolección de

datos automatizado ó por dos plumas que registran presiones. Estos dispositivos

graban la medición del gasto de gas a través de un orificio.


43

Cuando un pozo produce líquidos pero no tiene problemas de carga de líquidos,

estos se producen con el flujo de gas como pequeñas gotas (flujo niebla) y tienen un

pequeño efecto en la caída de presión en el estrangulador.

Cuando un bache de líquido pasa a través del estrangulador, la densidad

relativamente mayor del líquido causa un salto en la presión. En la gráfica de caída

de presión de orificio usualmente indica que los líquidos están empezando a

acumularse en el fondo del pozo y/o tubería y si producen erráticamente ya que

algunos líquidos llegan a superficie como baches.

Este fenómeno se representa en la Figura 2.2 en un registrador de dos plumas

mostrando a la izquierda un pozo que produce líquidos en flujo niebla y a la derecha

un pozo que empieza a experimentar problemas de carga de líquidos al producirlos

en forma de baches.

Pluma diferencial

Patrón de

Flujo

Pluma diferencial

Patrón de

Flujo

Figura 2.2. Efecto del régimen de flujo por la caída de presión a través de un orificio. Flujo niebla

(Izquierda) vs. Flujo bache (Derecha).


44

Cuando los líquidos empiezan a acumularse en el pozo, los saltos en la presión

comienzan a hacerse más frecuentes.

Eventualmente la presión en superficie de la tubería de producción empieza a

disminuir porque los líquidos retienen la presión del yacimiento. En adición, el flujo de

gas empieza a disminuir a un ritmo mayor que el ritmo de declinación de la

producción anterior.

Esta rápida caída en la producción y en la presión superficial de la tubería de

producción, acompañado por el desordenado registro de las plumas, es una

indicación segura del inicio de la carga de los líquidos.

La gráfica del pozo mostrada en la figura 2.3, indica severa carga de líquidos, se

observa que los baches de líquidos se forman cada dos horas y por eso la diferencial

de presión aumenta, una vez descargado el bache la diferencial baja y el bache se

vuelve a formar.

Figura 2.3 Gráfica mostrando severo problemas de carga de líquidos notado por los baches de líquido.


45

La figura 2.4, muestra un pozo donde la situación de la carga de líquidos ha sido

mejorada pero no completamente resuelta como se nota por los pequeños saltos

más consistentes; cabe mencionar que también se registra la variación en el sistema

corriente arriba y la figura 2.5, muestra un pozo sin problemas de carga de líquidos

debido a que el gas en este pozo cuenta con la velocidad necesaria para desplazar

los líquidos sin que éstos afecten el sistema.

Figura 2.4 Gráfica mostrando menos indicación de carga de líquidos.


46

Figura 2.5 Gráfica mostrando que el pozo no tiene problemas de carga de líquidos.

2.4.2 Producción errática e incremento en el ritmo de declinación.

La forma de la curva de declinación de un pozo indica problemas de carga de

líquidos en el fondo del pozo.

La curva de declinación debe ser analizada sobre el tiempo, buscando cambios en la

tendencia general. La Figura 2.6, muestra dos curvas de declinación. La curva con

una declinación exponencial suave es de una producción normal de gas

considerando el abatimiento normal de la presión del yacimiento. La curva con

fluctuaciones fuertes es indicativa de un pozo de gas con alta producción de líquidos

sin tener un comportamiento estable, por lo que en este caso se muestra que el pozo

se abate más temprano que las consideraciones del yacimiento pueden indicar

siempre y cuando no se intervenga oportunamente.

Cuando la tendencia de declinación de la curva se analiza por periodos largos, los

pozos experimentan carga de líquidos indicando una repentina salida de la curva


47

existente a una nueva, con una pendiente mas pronunciada. La nueva curva indica

un abatimiento mayor que la curva original, proporcionando un método para

determinar la pérdida de reservas debido al resultado de la carga de líquidos.

ALBA 408

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

01/01/2009 06/01/2009 11/01/2009 16/01/2009 21/01/2009 26/01/2009 31/01/2009 05/02/2009 10/02/2009 15/02/2009 20/02/2009 25/02/2009

GA

STO

(M

MP

CD

)

Los problemas de carga de líquidos son

indicados por el comportamiento

errático de la curva de declinación y

baja producción

Figura 2.6 Análisis de la declinación de la curva.

2.4.3 Cambios pronunciados en el gradiente dinámico de un pozo.

La toma de los gradientes de presión de los pozos cerrados ó fluyendo son quizás

los métodos más aproximados existentes para determinar el nivel de fluidos en un

pozo de gas y saber si el pozo tiene líquidos acumulados. Los gradientes miden la

presión con la profundidad de los pozos mientras se encuentran cerrados ó fluyendo.

La medición del gradiente de presión está en función directa de la densidad del fluido

y la profundidad; para un fluido estático, la presión con la profundidad debe ser casi

lineal.

Porque la densidad del gas es mas baja que la densidad del agua o del condensado,

la curva del gradiente medida exhibe un cambio de pendiente cuando la herramienta

encuentra el nivel del líquido en la tubería. Así la medición del gradiente proporciona

un método exacto para determinar el nivel de los líquidos existentes en el pozo. Es

importante recalcar que el perfil de presiones debe de ser analizado en profundidad


48

vertical y no en profundidad desarrollada, debido a que se genera una confusión en

el momento de su estudio.

La Figura 2.7, ilustra los principios básicos asociados con el gradiente de la presión.

El ritmo de producción de líquido y gas y acumulaciones pueden cambiar las

pendientes medidas, dando un gradiente de gas mayor debido a la presencia de

algunos líquidos dispersos y un gradiente de líquido menor debido a la presencia de

gas en el líquido. El nivel del líquido en un pozo cerrado también puede ser medido

acústicamente.

El fluido en el tubo en un pozo que produce líquido y gas exhibe un régimen de flujo

multifásico complejo que depende en el gasto y la cantidad de cada fase presente. El

gradiente de presión obtenido en un régimen de flujo de dos fases no es

necesariamente lineal como se indica (Figuras 2.8 y 2.9).

Profundidad

Gradiente del gas arriba del nivel del líquido

Nivel de líquido

Gradiente del líquido

Algunas burbujas de gas podrían

pasar a través de la columna de líquido

Profundidad

Gradiente del gas arriba del nivel del líquido

Nivel de líquido

Gradiente del líquido

Algunas burbujas de gas podrían

pasar a través de la columna de líquido

Figura 2.7. Gradiente de presión esquemático.

Cuando la medición del gradiente de presión no es lineal, pero indica un continuo

incremento de presión con la profundidad, el gradiente de presión, no es suficiente

para determinar si la carga de líquidos empieza a ser un problema.


49

0

500

1000

1500

2000

2500

1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800

Presión, psi

Pro

fun

did

ad

, m

v

Bajando Subiendo

2765 md

0.057 gr/cm3

0.415 gr/cm3

Hasta 1300 mv son

llevados los líquidos

1500 md

2.8 Gradiente de un pozo con problema de carga de líquidos.

A menudo la deflexión en el gradiente de presión por la carga de líquidos se provoca

por altos gastos en las tuberías de producción pequeñas. La caída de presión

ocasionada por la fricción en esos casos puede aparentar el punto de inflexión

causada por el líquido.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 1550 1600 1650

Presión (psi)

Pro

fun

did

ad

(m

)

Bajando Subiendo

2.9 Gradiente de un pozo sin problema de carga de líquidos.


50

Cuando se utilizan tuberías de producción de mayor diámetro, usualmente una caída

de presión menor (depende del gasto) y como resultado, se produce una deflexión en

la curva del gradiente de presión.

Algunos pozos tienen alguna restricción en su conjunto de tuberías. En este caso, un

cambio en el área de flujo transversal de la tubería ocasiona un cambio en el régimen

de flujo en el punto en donde el área de flujo cambia, y se refleja en el gradiente de

presión.

Esta situación aparece en el gradiente de presión como un cambio en la pendiente

en la gráfica presión-profundidad en donde el área de la tubería cambia y no debe

confundirse con la profundidad del nivel del líquido.

Una estimación de la producción de volumen de líquidos puede ser hecha al

comparar la caída de presión en la tubería de producción de un pozo que produce

líquidos con otro pozo cerca que genera solamente gas.

En un pozo que fluye su la presión de fondo (Pwf) es igual a la caída de presión en la

tubería de producción (ó espacio anular, si está fluyendo por éste), mas la presión en

la cabeza del pozo. La presencia de líquidos en una corriente de producción

incrementa el gradiente de presión en la tubería.

Para bajos gastos, el incremento proporcional de la caída de presión en la tubería de

producción causada por líquidos es mayor que con altos gastos. La variación

permite, que la de productividad para flujo de gas desde el yacimiento, ver cuánta

producción más es posible si la presión se incrementa causado por eliminar el

problema de la carga de los líquidos.


51

2.4.4 Cese en la producción de líquidos.

Algunos pozos de alto gasto de gas fácilmente producen líquidos por un tiempo y

entonces disminuye a ritmos más bajos. Conforme la producción de gas declina, la

producción de líquidos puede cesar. En esos casos, el pozo está produciendo gas a

gastos menores que el “gasto crítico” que puede transportar los líquidos a superficie.

El resultado es que los líquidos continúan acumulándose en el pozo, y las burbujas

de gas atraviesan el líquido acumulado.

Dependiendo de la acumulación de líquidos y presión del pozo, éste deja de fluir ó el

gas burbujea a través del líquido. Como sea el caso, el gasto de gas ha caído a un

valor en el cual los líquidos no pueden ser transportados a través de la tubería a

superficie.

El mejor método para analizar este tipo de pozos con bajo gasto, es calcular una

velocidad crítica en la tubería de producción (velocidad mínima del gas requerida

para acarrear los líquidos a superficie). Si el gasto del pozo es menor que el

necesario para transportar los líquidos entonces la posibilidad de que el gas

atraviese la columna de líquidos acumulada debe ser investigado. Bombeando los

lí

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL · 2016. 12. 8. · Francisco Garaicochea P., Ing. Tomas Limón H....

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