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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS

ANÁLISIS DEL SISTEMA DE SEPARACIÓN DE ALTA Y BAJA PRESIÓN DEL BLOQUE V LAMAR DEL LAGO DE MARACAIBO

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de:

MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS

Autor: Ing. Mirla Yamileth Martins Murillo Tutor: Msc. Jorge Velásquez Jara

Maracaibo, noviembre de 2011

Martins Murillo, Mirla Yamileth. Análisis del Sistema de Separación de Alta y Baja Presión

del Bloque V Lamar del Lago de Maracaibo (2011). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 120 p. Tutor: Prof. Jorge Velásquez.

RESUMEN

El mantenimiento de los niveles de producción en campos maduros, como la segregación Lagocinco, requiere diseñar estrategias orientadas a reducir las restricciones al flujo de los hidrocarburos (contrapresión de los sistemas de recolección) y la optimización de los procesos de superficie. Las presiones a nivel de cabezal de pozo en la segregación Lagocinco están directamente ligadas a las presiones de succión de las plantas de compresión de gas; puesto que todo el gas separado en las estaciones de flujo es transferido a las plantas compresoras (complejo Lamargas y Portacompresor VII); en la medida en que menor sea la presión de succión de los compresores, menor será la presión a nivel de cabezal de pozos y menor restricción al flujo de hidrocarburos habrá. Actualmente, operan en la U.P Lagocinco compresores con dos niveles de presión de succión distintos; un nivel de baja presión (45-125 lpc) y un nivel de alta presión (185-220 lpc) dando origen a dos niveles distintos de operación de las Estaciones de Flujo de Bloque V Lamar (EF 1-5, 9-5, 16-5 y 22-5). La limitada capacidad de succión en baja presión del sistema de compresión de gas de la U.P Lagocinco obliga a mantener la producción de gas alineada por alta presión. Esta situación es totalmente desfavorable pues genera una contrapresión adicional al flujo de hidrocarburos desde los pozos; lo cual aunado a bajas presiones de yacimiento del campo Lagocinco, se traduce en considerables pérdidas de producción. Con el fin de analizar el sistema separación de alta a baja presión de Bloque V Lamar Lago Maracaibo”, el cual comprende la instalación de facilidades de superficie que permitirán incrementar la capacidad de manejo de producción por baja presión; a la vez de racionalizar la distribución de equipos a nivel de las estaciones de flujo de Bloque V Lamar y optimizar de esta forma los procesos de distribución, separación y depuración de crudo y gas. Evaluar un conjunto de facilidades mecánicas que permitan el cambio de alineación de alta a baja presión mediante la desincorporaración del porta compresor VII cual que es una unidad portátil tipo Jack-Up que maneja un volumen de 90 MMPC que aumenta la presión de 50 lpc a 1850 lpc.

Palabras clave: análisis, recolección, distribución, separación, producción, optimizar. Correo electrónico: [email protected]

Martins Murillo, Mirla Yamileth. Separation System Analysis High and Low Pressure V Block Lamar. Lake Maracaibo. (2011). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 120p. Tutor: Prof. Jorge Velásquez.

ABSTRACT

Maintaining production levels in mature fields, such as segregation Lagocinco requires designing strategies to reduce restrictions on the flow of hydrocarbons (back of the collection systems) and optimization of surface processes. The pressures at the wellhead in the segregation Lagocinco are directly linked to the pressures of suction of the gas compression plants, since all the separate gas flow stations is transferred to the compressor plants (complex and Portacompresor Lamargas VII) to the extent that lower the suction pressure compressor, the lower the pressure at the wellhead and less restriction to the flow of oil there. Currently operating in the UP Lagocinco compressor with two levels of different suction pressure, a level low pressure (45-125 psi) and a high level of pressure (185-220 psi) giving rise to two different levels of operation Flow Stations Block V Lamar (EF 1-5, 9-5, 16-5 and 22-5). The limited capacity of low-pressure suction of gas compression system Lagocinco UP agrees to maintain the production of high pressure gas in line. This situation is quite unfavorable as it generates an additional counter to the flow of oil from wells, which, coupled with low reservoir pressures Lagocinco field, resulting in considerable production losses. In order to analyze the system apart from high to low pressure Lamar Lake Maracaibo Block V, "which includes the installation of surface facilities that will increase the handling capacity of low-pressure production, while streamlining the distribution equipment at stations V Lamar block flow and optimize in this way the processes of distribution, separation and purification of oil and gas. Evaluate a set of facilities that allow mechanical alignment change from high to low pressure by compressor VII desincorporaración holder which is a portable unit that Jack-Up type which handles a volume of 90 MMCF increasing pressure of 50 psi to 1850 psi. Key words: analysis, collection, distribution, separation, production, optimization. Autor’s mail: [email protected]

DEDICATORIA

Al final del camino, cuando se cumple una meta alcanzada de forma exitosa, es

importante no olvidar quienes fueron los seres queridos que nos inspiraron, motivaron y

apoyaron en el logro de nuestros propósitos, sueños y anhelos. Es por ello, que hoy en

la culminación de esta tesis le doy gracias al señor por esta gran bendición por

otorgarme el permiso de estar en esta vida ser lo que soy ahora.

A mis padres bellos Carlos y Lucinda, quienes incondicionalmente me han brindado

todo su amor y confianza para lograr esta meta. Ustedes han sido el ejemplo de trabajo

y dedicación los amo.

A mis hermanos Blanca y Dicksón, quienes están siempre a mi lado, por guiarme en

mis estudios gracias.

A mis sobrinos Isabella, Juan, Sebastian, Lucas por ser los niños de mis ojos los

quiero mucho.

A mis abuelos, María Murillo y Alberto Martins por su compresión.

A mis grandes amigos Yuranis, Terry, Anuar, Claudia y Nestor por depositarme su

confianza y apoyo incondicional.

AGRADECIMIENTO

A Dios todopoderoso que me guías mis pasos para llegar hasta meta.

Al Ingeniero José Alexis Moreno, por ser excelente apoyo.

Al Ingeniero Jorge Velásquez Jara, por ser tutor académico.

A los ingenieros Carla López, Orlando Zambrano, Ignacio Romero, por aceptar ser

mi jurado.

A la Ilustre Universidad del Zulia por ser la institución que me permitió seguir la

meta que hoy he alcanzado.

PDVSA E&P y PDVSA Gas, por haberme brindado la oportunidad de usar sus

instalaciones para desarrollar este Trabajo de Grado.

Gracias a todas las personas que me apoyaron en esta gran meta.

Mirla …

TABLA DE CONTENIDO Página

RESUMEN……………………………………………………………………………. 3

ABSTRACT……………………………………………………………………………. 4

DEDICATORIA………………………………………………………………………… 5

AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………... 6

TABLA DE CONTENIDO…………………………………………………………….. 7

LISTA DE FIGURAS…………………………………………………………………. 11

LISTA DE GRÁFICOS………………………………………………………………. 13

LISTA DE TABLA……………………………………………………………………… 14

INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………

15

CAPÌTILO I: EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento y Formulación del Problema………………………………. 19

1. 2 Objetivos de la investigación………………………………………………… 20

1.2.1 Objetivo General de la Investigación………………………………….. 20

1.2.2 Objetivos Específicos de la Investigación……………………………. 20

1.3 Justificación de la Investigación…………………………………………….. 20

1.4 Delimitación de la Investigación……………………………………………..

21

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

2.1 Antecedentes de la Investigación…………………………………………… 23

2.2 Bases teóricas…………………………………………………………………. 25

2.2.1 Gas Natural……………………………………………………………….. 25

2.2.1.1 Comportamiento y manejo del yacimiento y pozos…………. 26

2.2.1.2. El flujo del gas: del fondo del pozo a la superficie…………… 27

2.2.1.3. Características y propiedad del gas natural…………………. 28

2.2.1.4. Factor de compresibilidad del gas……………………………. 30

2.2.1.5. Propiedades de los componentes del gas natural………….. 31

2.2.1.6. Redes de gas…………………………………………………… 33

2.2.1.7. El Sistema de Producción………………………………………. 33

2.2.1.8.Recorrido de los fluidos en el sistema………………………….. 34

2.2.1.9. Métodos de producción: Flujo natural y Levantamiento

artificial ……………………………………………………………

37

2.2.1.10. Análisis Nodal: Optimización del Sistema…………………… 38

2.3. Generalidades del LAG………………………………………………….. 41

2.3.1. Levantamiento artificial por gas continuo………………………. 43

2.3.2. Mecanismo de levantamiento…………………………………… 43

2.3.3. Eficiencia del LAG continuo…………………………………….. 44

2.3.4. Máxima profundidad de inyección……………………………… 44

2.3.5. Tasas de inyección de gas adecuada…………………………. 45

2.3.6. Uso de tuberías enrolladas (“Coiled tubing”)…………………. 47

2.3.7. Levantamiento artificial por gas intermitente………………….. 47

2.4. Balance de gas…………………………………………………………… 50

2.4.1. Comportamiento de afluencia de formaciones productoras…. 51

2.4.2. Comportamiento del flujo multifásico en tuberías…………….. 58

2.4.3. Flujo de fluidos en el pozo y en la línea de flujo………………. 58

2.4.4. Construcción de Cura de Demanda de energía……………… 61

2.4.5. Gradientes de gas en el anular…………………………………. 61

2.4.6. Flujo de gas a través de orificios……………………………….. 64

2.4.7. Mecánica de válvulas…………………………………………….. 65

2.4.8. Fuerzas que actúan sobre las Válvulas de Levantamiento

artificial por gas……………………………………………………

66

2.5. Optimización del pozo…………………………………………………… 70

2.6. Definición de términos básicos………………………………………… 73

CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO

3.1 Estudio del sistema de recolección de gas LAGOCINCO……………….. 76

3.2 Análisis cronomatográficos…………………………………………………… 77

3.3 Caudales y presiones manejadas en las estaciones de flujo…………….. 79

3.4 Simulación del sistema de recolección del gas…………………………… 80

3.5 Proyecciones del sistema de recolección………………………………….. 80

3.6 Información de pozos…………………………………………………………. 80

3.7 Análisis de sensibilidades del caudal con los cambios de presión…….. 81

3.8 Evaluación de alimentación de gas combustibles en las Plantas de

Inyección de Agua (PIA)……………………………………………………..

82

3.9 Evaluación económica con la herramienta SEEPLUS…………………

83

CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

4. Presión manejada por estación de flujo……………………………………. 85

4.1 Estación de flujo VLE-22-05…………………………………………… 85






4.7 Estación de flujo LRF-02-06…………………………………………… 88


4.9 Caudal de gas manejado por estación flujo……………………………… 89







4.16 Estación de flujo LRF-02-06 y LRF-05-06……………………………. 93

4.17 Producción de Gas Total………………………………………………… 95

4.18 Simulaciones del sistema de recolección del gas actual…………… 96

4.19 Simulaciones del sistema de alta a baja (caso 1)…………………… 98

4.20 Simulaciones del sistema en baja y desincorporación el

portacompresor VII (caso 2)…………………………………………………

100

4.21 Análisis nodales con Pipesim………………………………………… 103

4.22 Estación de flujo VLE-09-05……………………………………… 103






4.28 Alimentación de gas combustible a las plantas de inyección de

agua……………………………………………………………………….

109

4.29 Evaluación económica con la herramienta SEEPLUS……………… 109

4.30 Comportamiento de producción de la Unidad de Producción

Lagocinco

111

4.31 Cálculo del flujo neto y flujo acumulado………………………………

111

CONCLUSIONES…………………………………………………………………….. 115

RECOMENDACIONES……………………………………………………………… 117

BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………………………. 119

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

1 Usos del gas natural……………………………………………………… 26

2 Flujo de gas del fondo del pozo a la superficie……………………….. 27

3 Comportamiento de un determinado volumen de gas a temperatura

constante, bajo presiones diferentes…………………………………….

28

4 Poder calorífico del gas natural………………………………………….. 29

5 Capacidad de producción del sistema…………………………………. 34

6 Dos tipos básicos de LAG………………………………………………... 42

7 Deslizamiento de las fases líquidas…………………………………….. 43

8 Expansión del gas inyectado, la cual empuja a la fase líquida…….. 44

9 Determinación de la curva de rendimiento del pozo de LAG continuo 46

10 Tipos LAG continuo……………………………………………………….. 47

11 El ciclo de levantamiento con gas en flujo intermitente……………… 48

12 Un sistema típico de LAG, las flecas indican el recorrido del gas en

el sistema………………………………………………………………….

49

13 Grafico típico de dicho cociente vs presión……………………………. 13

14 La curva IPR………………………………………………………………. 55

15 El modelo de temperaturas con perfiles de temperaturas dinámicas

obtenidos con registros fluyentes……………………………………….

57

16 Curva de la demanda de energía 61

17 Gradiente de presión de gas 63

18 Válvula de Levantamiento Artificial por Gas………………………….. 65

19 Calibración de las válvulas en el taller…………………………………. 69

20 Modelo para el comportamiento de afluencia de “Test Point Data” a

“BLACK OIL”………………………………………………………………..

70

21 Skin Análisis……………………………………………………………… 71

22 Operating Point de Análisis……………………………………………… 72

23 Análisis nodal para disminuir la demanda de energía en el fondo… 72

24 Sistema de recolección de gas Lagocinco……………………………... 76

25 Sistema de Compresión Lagocinco……………………………………. 77

26 Ejemplo de cronomatografías utilizadas……………………………….. 78

27 Software Pipephase……………………………………………………… 80

28 Software Pipesim…………………………………………………………. 81

29 Estilo de Análisis Nodal Pipesim ……………………………………….. 82

30 Alternativa planteada para alimentación de las PIAs………………… 82

31 Evaluación Económica…………………………………………………. 83

32 Sistema de Recolección de Gas Lagocinco………………………….. 96

33 Simulación en Pipefhase del Sistema de Recolección de Gas Actual 97

34 Sistema de Recolección por Baja……………………………………….. 98

35 Simulación en Pipefhase del Sistema de Recolección de Alta a Baja

(caso 1)……………………………………………………………………..

99

36 Sistema de Recolección de Gas Desincorporando el Portacompresor

VII………………………………………………………..

100

37 Simulación en Pipefhase del Sistema con la Desincorporación del

Portacompresor VII……………………………………………………….

101

38 Sistema de Compresión Propuesto…………………………………….. 102

39 Simulación de Pipefhase de la Alimentación de Gas a las PIAs…… 109

40 Análisis de Declinación de la Unidad de Producción Lagocinco…… 110

41 Simulación en Pipefhase de la Alimentación de Gas a las PIAs….. 111

42 Flujo Acumulado y Flujo Neto………………………………………….. 113

43 Evaluación mediante SEEPLUS……………………………………….. 113

44 Diagrama de Araña………………………………………………………. 114

LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico Página

1 Ejemplo de producción de gas…………………………………………. 79

2 Ejemplo de comportamiento de presiones……………………………. 79

3 Comportamiento de presión de la Estación VLE-22-05……………… 85

4 Comportamiento de Presión de la Estación VLE-01-05………………. 86

5 Comportamiento de Presión de la Estación VLE-09-05……………… 86




9 Comportamiento de Presión de la Estación LRF-02-06……………… 88

10 Comportamiento de Presión de la Estación LRF-05-06………………. 89

11 Comportamiento de Caudal de Gas de la Estación VLE-22-05……… 90




15 Comportamiento de Caudal de Gas de la Estación VLE-21-05…….. 92


17 Comportamiento de Caudal de Gas de las Estaciones LRF-02-06 y

LRF-05-06………………………………………………………………….

93

18 Comportamiento de Caudal de Gas Total Lagocinco………………... 95

LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1 Propiedades de los componentes del gas natural……………………. 32

2 Contaminantes del gas natural………………………………………….. 32

3 Información de pozos……………………………………………………..

4 Producción de Gas de los Pozos de las Estaciones LRF-02-06 y

LRF-05-06…………………………………………………………………..

94

5 Discretización de Gas de las Estaciones VLE-02-06 y VLE-05-06….. 95

6 Formalización de la Producción de Gas………………………………... 96

7 Resultados Simulación Pipefhase Condiciones Actuales………….. 97

8 Resultados del Sistema de Alta a Baja…………………………………. 99

9 Resultados del Sistema con la Desincorporación del Portacompresor

VII………………………………………………………..

102

10 Resultados de Análisis Nodales de la Estación de Flujo VLE-09-05. 103

11 Resultados de Análisis Nodales de la Estación de Flujo VLE-16-05.. 104

12 Resultados de Análisis Nodales de la Estación de Flujo VLE-23-05.. 105


14 Resultados de Análisis Nodales de la Estación de Flujo VLE-02-06 107


16 Resultado Total de los Análisis Nodales………………………………. 108

17 Velocidades de erosión………………………………………………….. 110

18 Costos del proyecto……………………………………………………… 111

19 Evaluación Económica………………………………………………….. 112

20 Indicadores Económicos SEEPLUS…………………………………. 114

INTRODUCCIÓN

El mantenimiento de los niveles de producción en campos maduros, como la

segregación Lagocinco, requiere diseñar estrategias orientadas a reducir las

restricciones al flujo de los hidrocarburos (contrapresión de los sistemas de recolección)

y la optimización de los procesos de superficie.

Las presiones a nivel de cabezal de pozo en la segregación Lagocinco están

directamente ligadas a las presiones de succión de las plantas de compresión de gas;

puesto que todo el gas separado en las estaciones de flujo es transferido a las plantas

compresoras (complejo Lamargas y Portacompresor VII); en la medida en que menor sea

la presión de succión de los compresores, menor será la presión a nivel de cabezal de

pozos y menor restricción al flujo de hidrocarburos habrá.

Actualmente, operan en la U.P Lagocinco compresores con dos niveles de presión de

succión distintos; un nivel de baja presión (45-125 lpc) y un nivel de alta presión (185-220

lpc). Estos dos niveles de presión de succión dan origen a dos niveles distintos de

operación de las Estaciones de Flujo de Bloque V Lamar (EF 1-5, 9-5, 16-5 y 22-5).

La limitada capacidad de succión en baja presión del sistema de compresión de gas

de la U.P Lagocinco obliga a mantener la producción de gas alineada por alta presión.

Esta situación es totalmente desfavorable pues genera una contrapresión adicional al flujo

de hidrocarburos desde los pozos; lo cual, aunado a bajas presiones de yacimiento del

campo Lagocinco, se traduce en considerables pérdidas de producción. Con el fin de

evaluar el sistema Separación de Alta a Baja Presión de Bloque V Lamar”, el cual

comprende la instalación de facilidades de superficie que permitirán incrementar la

capacidad de manejo de producción por baja presión; a la vez de racionalizar la

distribución de equipos a nivel de las estaciones de flujo de Bloque V Lamar y optimizar de

esta forma los procesos de distribución, separación y depuración de crudo y gas.

El objetivo principal es diseñar un conjunto de facilidades mecánicas que permitan el

cambio de alineación de alta a baja presión mediante la desincorporaración del porta

compresor VII, unidad portátil tipo Jack-Up, que maneja un volumen de 90 MMPC y

aumentar la presión de 50 lpc a 1850 lpc. Esta investigación se estructuró en cuatro (4)

capítulos:

Capítulo I, denominado El Problema, incluye el planteamiento, la formulación de

interrogantes, los objetivos de la investigación (general y específicos), justificación del

estudio y por último se agota el capítulo con la delimitación de la misma.

Capítulo II, titulado Marco Teórico Conceptual, en el cual se revisaron las

investigaciones que manejan las variables objeto de estudio, se incluye además, las

bases teóricas que fundamentan la misma, y definición términos básicos.

Capítulo III, Marco Metodológico, da a conocer el estudio del sistema de recolección

de gas LAGOCINCO, análisis cromatográficos, caudales y presiones manejadas en las

estaciones flujo, simulación del sistema de recolección del gas, proyecciones del

sistema de recolección. Información de pozos, análisis de sensibilidades del caudal con

los cambios de presión, además de la evaluación económica con la herramienta

SEEPLUS.

El capítulo IV, contiene el Análisis y Discusión de los resultados, los cuales se

muestran en tablas de frecuencia relativa, derivadas del procesamiento, desarrollado a

través del análisis por objetivos.

Por último, se presentan las conclusiones y recomendaciones generadas en la

investigación, la bibliografía consultada, además de los anexos.

1. CAPITULO I

EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento y Formulación del Problema

Venezuela esta considerado como unos de los principales países con reservas de

petróleo y gas en el mundo, este último es utilizado como fuente de energía de

levantamiento en la producción de pozos de petróleo, Bloque V Lamar, Centro y VI

Lamar del lago de Maracaibo, pertenece al Distrito Lago Sur División de Occidente,

Exploración y Producción de petróleos de Venezuela (PDVSA), se consideró un

universo de 150 pozos activos distribuidos en 8 estaciones de flujo de las cuales el 99%

producen a través del método de levantamiento artificial por gas (LAG).

Actualmente el sistema de Compresión que opera en la Unidad de Producción

Lagocinco está conformado por Lamargas la cual es una plataforma fija en la que se

encuentran 2 unidades semejantes 5-GAS-4 y 5-GAS-5, cada una tiene una capacidad

de 120 MMPCN comprimiendo desde 200 lpc a 1850 lpc, es importante mencionar que

la presión del gas de recolección es 50 lpc por lo que existen 4 compresores (Boosters)

los cuales pueden manejar 30 MMPCN cada uno incrementando la presión hasta 200

lpc, por esta razón en condiciones normales solo puede estar en funcionamiento un solo

compresor.

Existen aplicaciones especializadas capaces de simular el comportamiento de un

campo. Simulador y Optimizador integrados de campos de petróleo y de gas capaz de

modelar toda la red de producción desde el yacimiento hasta las plantas compresoras

con el fin de analizar el sistema de Separación de alta y baja Presión del Bloque V

Lamar del Lago de Maracaibo.

Actualmente las presiones de yacimiento han disminuido considerablemente, razón

por la cual se requiere utilizar una sola etapa de separación obteniendo un ganancial

de barriles adicionales por la disminución de la contrapresión en los pozos y así bajar la

presión de fondo fluyente, adicionalmente existe una reducción de la fricción en las

tuberías ya que se utilizarán las líneas de presión de alta para manejar volumen por

baja y de esta forma aumentar el área de flujo y disminuir las velocidades del gas. Así

mismo se debe modificar el abastecimiento de las turbinas de las plantas de inyección

de agua utilizando el gas a la salida de los compresores (Boosters).

1.2 Objetivos de la investigación

1.3 Objetivo General de la Investigación

Analizar el sistema de separación de alta y baja presión de las facilidades

mecánicas que permitan el cambio de alineación de alta a baja presión de cada uno de

los equipos de separación y depuración de las estaciones de flujos de bloque V Lamar,

así como la utilización de los gasoductos de recolección de gas por alta presión para la

distribución de gas en baja presión.

1.4 Objetivo Específicos de la Investigación

Describir las características del sistema de separación de alta y baja

presión del bloque V Lamar del lago de Maracaibo.

Describir las características de los fluidos manejados en el bloque V Lamar

del lago de Maracaibo.

Analizar la factibilidad técnica de direccionamiento de pozos de alta

presión al sistema de separación de baja.

Determinar la factibilidad económica de los cambios propuestos en el

sistema de separación.

1.5 Justificación de la Investigación

El desarrollo de esta investigación se justifica, por la necesidad de evaluar la

separación de alta y baja presión de las facilidades mecánicas que permiten el cambio

de la alineación de producción por alta presión, la cual causa una merma en la

producción de los pozos. Esto se debe a que los mismos se ven sometidos a una

presión de cabezal mayor a la que están sometidos cuando son alineados por baja

presión; lo cual, aunado a las bajas presiones de Yacimiento del área, conlleva a la

reducción de la producción antes mencionada.

Los volúmenes de producción alineados por alta presión varían en función de la

disponibilidad de compresión por baja presión; sin embargo, las estaciones de flujo que

operan bajo este esquema no cuentan con facilidades operacionales que permitan

modificar el número de separadores alineados por alta en un momento determinado.

Esta facilidad es particularmente importante, pues una distribución optimizada de

los equipos de separación y depuración se traduciría en mejoras notables a los

procesos asociados a estos equipos y reduciría el diferencial de presión salida-entrada

de las estaciones de flujo, permitiendo de esta forma aumentar el recobro de los pozos,

producto de la reducción del efecto de contrapresión del sistema sobre los yacimientos.

1.6 Delimitación de la investigación

Espacial: El estudio propuesto se realizará en las instalaciones de PDVSA

Exploración y Producción en el edificio El Menito, U.P. Lagocinco, el cual estará

sustentado con información proveniente de pozos ubicados en Bloque V Campo Lamar

en el Lago de Maracaibo, estará enfocado básicamente en las ochos estaciones de

flujo: VLE-21-5 (9 Pozos), VLE-01-05 (15 Pozos), VLE-09-05 (16 Pozos), VLE-16-05 (23

Pozos), VLE-21-05 (35 Pozos), VLE-23-05 (9 Pozos), VLE-02-06 (21 Pozos) y VLE-05-

06 (22 Pozos).

Temporal: El tiempo estimado para la ejecución de este proyecto se estima en un

lapso de seis meses comprendido entre Octubre de 2010 y Abril de 2011.

5. CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

El marco teórico es la etapa donde se recopila la información documental para

confeccionar el diseño metodológico de la investigación, es decir, el momento en que se

establece cómo y qué información se recogerá. Simultáneamente, la información

recogida para el marco teórico proporcionará un conocimiento profundo de la teoría que

le da significado a la investigación. Es a partir de las teorías existentes sobre el objeto

de estudio, como pueden generarse nuevos conocimientos .

2.1 Antecedentes de la investigación

A continuación se presentan una serie de investigaciones, las cuales fueron

revisadas y sirvieron de referencia para esta investigación en el aspecto teórico y en

cuanto a la metodología utilizada para el desarrollo de la mismas.

Millano, J. (2009), elaboró una investigación en la Universidad del Zulia.

denominado “Evaluación de las Redes de Recolección y Distribución de Gas del Área

Bachaquero Lago”.

Se evaluó la posibilidad de manejar el gas del área de Bachaquero Lago,

garantizando disponibilidad operacional de las unidades de compresión, considerando

un manejo de gas total de 480 MMPCN y una capacidad real de compresión de 540

MMPCN. Para ello, fue necesario evaluar las redes de recolección de gas del Área

Bachaquero, así como también la Red de alta presión de PDVSA Occidente, a fin de

garantizar el suministro de gas desde el sistema de distribución de gas de alta presión,

utilizando el programa PipePhase, bajo la licencia corporativa de SIMSCI. Este nuevo

esquema operacional permite disponer de las unidades de compresión de la planta

convencional PLBA-01, sin afectar la producción de crudo en las estaciones de flujo

asociados y de esta forma mantener o incrementar en función de la disminución de

presión de separación en el campo.

Fernández, G. (2007) en su trabajo de grado, presentado en la Universidad del

Zulia, titulado “Estudio del Sistema de Recolección de Gas perteneciente a la Unidad de

Explotación Tía Juana Lago”.

En la Unidad de Explotación Tía Juana Lago perteneciente a la División de

Occidente las metas de producción del distrito se vieron afectadas, por la baja presión

de succión presentes en las plantas compresores, que origina problemas operacionales

a las mismas, tales como: Consecuente apertura y cierre de las válvulas de

recirculación en las etapas de compresión, baja eficiencia en la extracción de líquidos y

baja eficiencia en la recuperación de glicol no lográndose la recuperación del

mismo.

Por tal situación el objetivo del trabajo fue evaluar el sistema de recolección de gas

perteneciente a la Unidad de Explotación Tía Juana Lago aguas arribas de la succión

en las plantas compresoras de gas (Estaciones de Flujo Múltiples de Gas), el cual

permitirá mantener la presión y caudal de suministro de gas a las instalaciones en

condiciones optimas, a fin de distribuir la demanda de gas entre los clientes de una

manera estable, garantizando la integridad mecánica de la red al determinar presiones

de succión en condiciones normales y ante eventos que impactan la disponibilidad de

gas.

En este orden de ideas, Vidal, R. (2005) presentó su trabajo de grado en la

Universidad del Zulia, denominado “Evaluación, Diagnóstico y Optimización de la Red

de Distribución y Recolección de Gas de la Unidad de Explotación Lagomar”.

En el mismo, se expone que actualmente la red de distribución y recolección de gas

de la Unidad de Explotación Lagomar presenta una serie de problemas operacionales

debido a cambios en el comportamiento normal en la presión y el volumen manejado

del sistema, producto principalmente del paro de plantas que comprime el gas utilizado

como método de Levantamiento artificial por gas. La producción diferida por el cierre de

los pozos durante la contingencia y la formación de líquidos en las tuberías constituyen

un problema operacional importante que requiere una solución en el menor tiempo

posible para minimizar el impacto cuando cualquier de estos escenarios puedan

presentarse.

El objetivo de la investigación fue evaluar el comportamiento de la red de

distribución y recolección de gas de las Ef. 1-2, 1-12 y 2-12 pertenecientes al Bloque II y

XII de la Unidad de Explotación Lagomar del Distrito Maracaibo de la estatal Petróleo de

Venezuela (PDVSA), mediante la aplicación comercial ReO DGO de manera de

optimizar el gas inyectado a los múltiples de gas correspondientes a cada estación y

utilizar el gas remanente para exportarlo a terceros; así mismo evitar sobre inyección en

los pozos obteniendo un ganancial en la producción de hidrocarburos. Igualmente se

esperan detectar cuellos de botella que disminuyen líquidos en las líneas del sistema; la

posibilidad de contar con una plataforma integral capaz de simular en forma dinámica

los diferentes escenarios que puedan presentarse en las redes del sistema permite

minimizar la producción diferida ante cualquier contingencia y en condiciones normales

diagnosticar y optimizar la inyección de gas de levantamiento para aumentar la

producción de los pozos y maximizar la utilización del gas natural.

2.2 Bases teóricas

2.2.1 Gas Natural

El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de

gases que se encuentran en yacimientos de petróleo, de gas asociado, de gas no-

asociado, de gas condensado o en depósitos de carbón. Como fuentes adicionales de

este recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano que,

según estimaciones, pueden suponer una reserva energética muy superiores a las

actuales de gas natural.

Algunos de los gases que forman parte del gas natural extraído se separan de la

mezcla porque no tienen capacidad energética (nitrógeno o CO2) o porque pueden

depositarse en las tuberías usadas para su distribución, debido a su alto punto de

ebullición. El propano, butano e hidrocarburos más pesados son extraídos, puesto que

su presencia puede causar accidentes durante la combustión del gas natural. El vapor

de agua también se elimina por estos motivos y porque a temperaturas cercanas a la

temperatura ambiente y presiones altas forma hidratos de metano que pueden obstruir

los gasoductos. Los compuestos de azufre son eliminados hasta niveles muy bajos para

evitar corrosión y olores perniciosos, así como para reducir las emisiones de

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas

http://es.wikipedia.org/wiki/Carb%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Hidrato_de_metano

http://es.wikipedia.org/wiki/Nitr%C3%B3geno

http://es.wikipedia.org/wiki/Vapor_de_agua

http://es.wikipedia.org/wiki/Vapor_de_agua

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Hidratos_de_metano&action=edit&redlink=1

compuestos contaminantes y tóxicos.

El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, el comercio, la generación

eléctrica, el sector residencial y el transporte de pasajeros. Ofrece grandes ventajas en

procesos industriales donde se requiere de ambientes limpios, procesos controlados y

combustibles de alta confiabilidad y eficiencia. En la Figura 1, se presentan algunas de

las aplicaciones más comunes de gas natural:

2.2.1.1 Comportamiento y manejo del yacimiento y pozos.

El comportamiento y el manejo del yacimiento y de los pozos de gas influyen en la

GAS

NATURAL

METANO

ETANO

PROPANO

BUTANO

GASOLINA

NATURAL

AMONIACO / ÚREA

COMBUSTIBLE

METANOL

REDUCCIÓN MINERAL DE

HIERRO

OLEFINAS

COMBUSTIBLE

MTBE

COMBUSTIBLE

FERTILIZANTES

AGRICULTURA

ALCOHOLES

PLÁSTICOS ALCOHOLES

CAUCHO

FIBRAS

ALIMENTOS

INDUSTRIA

MANUFACTURERA

Figura 1. Usos del gas natural. (Fuente: Pozos productores de gas, 2010)

eficiencia de la producción y en el aprovechamiento óptimo de las posibilidades de la

mayor extracción de líquidos del gas natural.

Los líquidos que puede contener el gas, como pentanos, hexanos y heptanos, se

extraen en la superficie por medio de instalaciones de separación, absorción,

refrigeración y plantas diseñadas específicamente para tales fines. Además,

componentes del gas, como el metano, el etano, el propano y los butanos pueden ser

licuados mediante tratamientos apropiados.

2.2.1.2. El flujo del gas: del fondo del pozo a la superficie.

Del yacimiento al fondo del pozo y de allí hasta el cabezal y luego a través de las

instalaciones en la superficie, el comportamiento del flujo de gas y sus componentes se

rige por las relaciones antes mencionadas: presión, volumen, temperatura (P-V-T) ver

Figura 2. Lo importante es mantener estas relaciones adecuadamente en el yacimiento

y en el pozo, de manera que en esos dos sitios no haya condensación de líquidos para

que en la superficie se obtenga la mayor extracción posible de líquidos por medio de:

Etapas de separación y control de amplios rangos de temperatura.

Estabilización de los líquidos por procesos adecuados.

Obtención de líquidos en separadores de alta presión.

Estabilidad de los líquidos en las instalaciones de almacenamiento.

Si el gas contiene agua, ésta tiene que ser removida para lograr gas seco

Figura 2. Flujo de Gas del fondo del pozo a la Superficie. (Fuente: Schlumberger, 2008)

deshidratado que va a los mercados, donde se utiliza como combustible en las

industrias y hogares. De igual manera, el gas tiene que ser desprovisto de arena y/o

sedimentos que se desprendan de la formación durante el flujo. Para lograr la limpieza

del gas, éste se pasa por instalaciones de depuración específica diseñadas para tales

fines. Moléculas de los componentes del gas (metano, etano, propano o butano) se

mezclan con el agua en ciertas proporciones, bajo la acción de la presión y la

temperatura, para formar sólidos que afectan la eficiencia de las operaciones de

tratamiento y transporte.

Cuando el gas contiene sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, nitrógeno, helio,

mercaptanos u otros compuestos, es necesario someterlo a tratamientos de extracción

para depurarlo adecuadamente. Estos tratamientos o procesos requieren equipos o

plantas adicionales, de diseño y funcionamiento específico, además de substancias que

se añaden al gas para lograr la depuración deseada. Por tanto, este aspecto de las

operaciones representa aumentos en inversiones y costos que deben ser amortizados

mediante la rentabilidad de las operaciones.

2.2.1.3. Características y propiedades del gas natural

Relaciones P-V-T. La magnitud de estas relaciones, conjuntamente con otras, sirve

para planificar la cadena de operaciones referentes a la producción, separación,

tratamiento, acondicionamiento, manejo, distribución, procesos ulteriores, mediciones, y

rendimiento de gases y/o líquidos o sólidos comerciales.

Presión-volumen. Las observaciones de Robert Boyle, en sus experimentos con

aire, mediante la relación presión-volumen, lo condujeron a enunciar: “El producto de la

presión por el volumen específico de un gas a temperatura constante, es constante”.

(Figura 3). De allí:

P1V1 = P2V2 (a temperatura constante) Ecuación 2.1

Temperatura-volumen. Años después de establecida la relación PV = constante (a

temperatura constante), los investigadores Charles y Gay-Lussac independientemente

llegaron a la conclusión: “El volumen de una masa de gas dada a presión constante,

varía directamente en relación a su temperatura absoluta”. De la relación T-V se

desprende que aumentar o disminuir la temperatura a una masa de gas, a presión

constante, aumenta o disminuye su volumen. De allí:

V2/V1 = T2/T1 Ecuación 2.2

La compresibilidad de los gases. El físico Van Der Waals, estudió la atracción

molecular y el tamaño de las moléculas de los gases e introdujo el factor de corrección,

para que en su forma final la ecuación general de los gases reales quedase así:

PV = ZnRT Ecuación 2.3

Poder calorífico del gas natural. El poder calorífico del gas se considera para

determinar su calidad como combustible y, por ende, su precio. La caloría es una de las

varias unidades térmicas empleadas en los procesos industriales. Representa la

cantidad de calor requerida, a una atmósfera de presión, para aumentar la temperatura

de un gramo de agua a un grado centígrado, específicamente de 15 °C a 16 °C.

Figura 3. Comportamiento de un determinado volumen de gas a temperatura constante, bajo presiones diferentes. (Fuente: Barberii, 1998).

En el sistema angloamericano se le llama Unidad Térmica Británica (BTU) y se

define como la cantidad de calor requerida para aumentar la temperatura de 1 libra

(453,592 gramos) de agua a un grado Fahrenheit hasta la temperatura de su máxima

densidad que es 39,2 °F (ver Figura 4).

Existen dos tipos de poder caloríficos los cuales son:

a.- Poder calorífico Inferior (PCI) o Poder Calorífico Neto: Se denomina así al

poder calorífico cuando el agua resultante de la combustión se supone en estado de

vapor con los demás productos de la combustión.

b.- Poder Calorífico Superior (PCS) o Poder Calorífico Bruto: Se denomina así

al poder calorífico cuando el agua resultante de la combustión se supone líquida

(condensada) en los productos de combustión.

Viscosidad del gas natural. La viscosidad del gas natural es expresión de su

resistencia al flujo y tiene aplicaciones importantes en la producción, procesos de

acondicionamiento y mercadeo. Debido a los incrementos de temperatura a que puede

ser sometido el gas natural, su viscosidad tiende a aumentar como resultado del

incremento de la actividad molecular, si se mantiene a bajas presiones.

Punto de rocío del gas natural. El punto de rocío de hidrocarburo es la

temperatura a la cual los hidrocarburos comienzan a condensarse cuando el gas natural

es enfriado a presión constante y en consecuencia deja de ser totalmente gaseoso. El

punto de rocío del gas natural, es un parámetro importante, debido a que su monitoreo

permitirá un control sobre la red de suministro, desde productores hasta consumidores

finales, pasando por empresas transportadoras y distribuidoras, para evitar la

condensación de líquidos, los cuales dificultarían el manejo y procesamiento del gas

Figura 4. Poder Calorífico del Gas Natural. (Fuente: Barberii, 2009)

natural.

2.2.1.4 Factor de compresibilidad del gas.

Llamado de compresibilidad, desviación, o simplemente “Z”, es un factor de

corrección con respecto al comportamiento ideal de los gases determinado por la

ecuación general de los gases reales a altas presiones y temperaturas. Este valor

adimensional es afectado por la presión, temperatura y composición del gas, variando

por lo general entre 0,70 y 1,20, representando 1,00 el comportamiento ideal.

Gravedad Específica del Gas: La gravedad específica del gas (γg) se define como

la razón de la densidad del gas a la densidad del aire, ambas medidas a las mismas

condiciones de presión y temperatura. Como la gravedad del gas se mide

generalmente a condiciones normales (14,7 lpca y 60 ºF), tanto el gas como el aire se

comportan como gases ideales y puede afirmarse que:

Donde:

γg : gravedad específica del gas, (aire = 1)

ρGAS : densidad del gas a condiciones normales, gr/cc.

ΡAIRE : densidad del aire a condiciones normales, gr/cc.

MGAS : peso molecular del gas, lb/lb-mol.

MAIRE : peso molecular del Aire (28,96), lb/lb-mol.

Presión y Temperatura Seudocrítica del Gas: La presión seudocrítica de un gas

natural se define como el campo en el que éste puede transformarse en vapor en

presencia del líquido correspondiente. Se denomina temperatura seudocrítica, a la

temperatura límite a la cual el gas no puede pasar a la fase líquida aunque se aumente

la presión. Por encima de esta temperatura es imposible condensar un gas aumentando

la presión.

A estos términos se les adjunta el prefijo “seudo” ya que no se puede determinar a

96,28g

GAS

AIRE

GAS

AIRE

GAS M

M

M

Ecuación 2.4

ciencia cierta las propiedades críticas, debido a la naturaleza del gas natural, de ser una

mezcla de muchos compuestos hidrocarburos y no hidrocarburos, solo es posible

determinar una aproximación a la misma.

2.2.1.5 Propiedades de los componentes del gas natural

Los diferentes hidrocarburos que forman el gas natural pueden ser identificados, a

través de un análisis cromatográfico, conociendo sus propiedades físicas (peso,

temperatura de ebullición, presión de vaporización, entre otras). En función de su

contenido en componentes pesados, el gas es considerado como rico (cinco o seis

galones o más de hidrocarburos extraíbles por pie cúbico) o pobre (menos de un galón

de hidrocarburo extraíble por pie cúbico), en la tabla 1, se detalla:

Tabla 1. Propiedades de los componentes del gas natural.

Hidrocarburo Formula

molecular

Peso molecular

(g/mol)

Densidad (Kg/m3)

Temperatura de fusión (ºC)

Metano CH4 16,043 Gas -182

Etano C2H6 30,070 Gas -183

Propano C3H8 44,097 Gas -190

Butano C4H10 58,123 Gas -138

Pentano C5H12 72,150 0,63 -130

Hexano C6H14 86,170 0,66 -95

Heptano C7H16 100,204 0,68 -91

Octano C8H18 114,231 0,70 -57

Nonano C9H20 128,258 0,72 -52

Decano C10H22 142,285 0,73 -30

Undecano C11H24 156,000 0,74 -25

Fuente: Nelo, O. 2010

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos ligeros compuesto principalmente de

metano, etano, propano, butanos y pentanos. Otros componentes tales como el CO2, el

helio, el sulfuro de hidrógeno y el nitrógeno se encuentran también en el gas natural

como agentes contaminantes, tal como se detalla en la Tabla 2.

Tabla 2. Contaminantes del Gas Natural.

Fuente: Nelo, O. 2010

El gas natural comercializable se compone casi exclusivamente de metano y de

etano, excluyendo las impurezas que como la humedad, deben ser removidas. En

cualquier caso, el gas natural debe ser tratado con el fin de eliminar el vapor de agua,

ya que cuando el agua está en forma líquida y en presencia de sulfuro de hidrógeno

(H2S), forma ácidos que corroen las instalaciones, de igual forma se deben remover los

sólidos y los otros contaminantes; y separarlo de ciertos hidrocarburos cuyo valor es

más elevado como producto separado que como producto mezclado.

2.2.1.6 Redes de gas

Son el conjunto de vías constituidas por redes de tuberías o líneas mediante las

cuales se distribuye el gas a los destinos de interés, tomando en cuenta las

regulaciones existentes al respecto.

Los gasoductos son tendidos de líneas que conducen en su interior gas; estos

pueden ser de diferentes diámetros (en el caso de las redes del Transcaribeño los

diámetros son 12”, 20” y 26”), series y rangos de presión y temperatura de operación.

Existen ciertas características que se deben tener en cuenta para la operación,

mantenimiento y tendido, tales como: diámetro nominal, longitud, Schedule, espesor,

rugosidad, entre otras.

Componentes Formula molecular

Sulfuro de Hidrógeno H2S

Monóxido de Carbono CO

Dióxido de Carbono CO2

Sulfuro de Carbonilo COS

Disulfuro de Carbono CS2

Mercaptanos RSH

Nitrógeno N2

Agua H2O

Oxígeno O2

Mercurio Hg

2.2.1.7 El Sistema de Producción

El Sistema de producción y el proceso de producción. El sistema de producción

está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de superficie.

El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas

por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las

facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción,

control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los

yacimientos.

Proceso de producción. El proceso de producción en un pozo de petróleo,

comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento

hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la Figura 5, se muestra el

sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento,

Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial.

Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión

estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del

separador en la estación de flujo, Psep.

Presión de salida:

Pseparador (psep)

Figura 5. Capacidad de producción del sistema

2.2.1.8 Recorrido de los fluidos en el sistema

Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el

yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del

medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es

Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja

capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el

fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras más grande sea el hoyo mayor será el

área de comunicación entre el yacimiento y el pozo mejorando el índice de

productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente

el índice de productividad del pozo.

Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento

atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y

perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con

grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de

arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre-compactación o

trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la

perforación; en el segundo caso la pérdida de energía se debe a la poca área expuesta

a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión

Pwf.

Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la

tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes

internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor

de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente

del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión

de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador

en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde

se separa la mayor parte del gas del petróleo. El resto del gas se termina de separar en

el tanque de almacenamiento.

La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende

de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo

transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un

balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de

energía de la instalación.

La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es

igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la

presión final, Psep:

Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl Ecuación 2.5

Donde:

∆Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR).

∆Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze).

∆Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).

∆Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la

disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer

dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción:

cabezal del pozo, separador, etc.

Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias

tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento

entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para

transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a

Psep. Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ∆Py – ∆Pc Ecuación 2.6

Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ∆PI + ∆Pp Ecuación 2.7

En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo:

Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – ∆py – ∆pc - ∆Pp Ecuación 2.8

Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl Ecuación 2.9

Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR.

(VLP: Vertical Lift Performance e IPR: Inflow Performance Relationships)

La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función

del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía o de fluidos

del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la

salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda

de energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo

como el nodo, la curva de oferta es la IPR y la de demanda es la VLP

¿Cómo realizar el balance de energía?

El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o

gráficamente.

Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y

calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas

presiones se igualen, el ensayo y error es necesario, ya que no se puede resolver

analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el cálculo de las ∆P’s

en función del caudal de producción. Para obtener gráficamente la solución, se dibujan

ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan.

Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un

modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena

productora, ello permitirá computar ∆Py y adicionalmente se requiere un modelo

matemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (∆Pc)

y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de

correlaciones de flujo multifasico en tuberías que permitan predecir aceptablemente ∆Pl

y ∆Pp. Las ecuaciones que rigen el comportamiento de afluencia a través del

yacimiento – completación y el flujo multifasico en tuberías.

2.2.1.9 Métodos de producción: Flujo natural y Levantamiento artificial

Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento

oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación

(separador y conjunto de tuberías: línea y reductor), se dice entonces que el pozo es

capaz de producir por Flujo Natural. Cuando la demanda de energía de la instalación,

en el nodo, es siempre mayor que la oferta del yacimiento para cualquier tasa de flujo,

entonces se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la

oferta con la demanda; la utilización de esta fuente externa de energía con fines de

levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina

método de Levantamiento Artificial.

Entre los métodos de Levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria

Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico

(B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo Electro-Centrifugo Sumergible (B.E.S),

Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico Reciprocante (BH.R) y el

Bombeo Hidráulico tipo Jet ( B.H.J).

El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial, es minimizar los

requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar

el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor

afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción: migración de finos,

arenamiento, conificación de agua ó gas, etc.

2.2.1.10. Análisis Nodal: Optimización del sistema

Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción

es optimizar el sistema, lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo

tanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesario la realización de múltiples

balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el

proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad

de producción del sistema. La técnica puede usarse para optimizar la completación de

pozos que aún no han sido perforados, o en pozos que actualmente producen quizás en

forma ineficiente.

Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante,

ya que a pesar de que la misma no modifica, obviamente, la capacidad de producción

del sistema, si interviene tanto en el tiempo de ejecución del simulador como en la

visualización gráfica de los resultados. El nodo debe colocarse justamente antes

(extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se

modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de

la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el

cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica puede usarse para

optimizar pozos que producen por flujo natural o por Levantamiento Artificial.

En la siguiente sección se presenta, a través de un ejemplo, la descripción del uso

de uno de los simuladores más completos del proceso de producción: el “Pipesim” el

cual permite determinar la capacidad de producción del sistema y optimizarlo mediante

la técnica del Análisis NodalTM.

Ejemplo con el Simulador “PIPESIM” (SCHLUMBERGER)

Ejercicio para calcular la capacidad de producción

Determine la capacidad de producción del siguiente pozo capaz de producir por

flujo natural:

Psep = 100 lpcm Pb= 1800 lpcm

RAP = 0 unidades; L = 3000 pies de 2” (sin reductor)

RGP = 400 PCN/BN γg = 0,65

API = 35 T = 140°F (promedio de flujo en el pozo)

Øtub = 2-3/8" OD; Pws = 2200 lpc

Prof.= 5000 pies; J = 1,0 bpd / lpc

Se recomienda utilizar un simulador para análisis nodal: NAPS, WELLFLO,

PIPESIM o PROSPER. (La solución dada por K. Brown es aproximadamente 870 bpd

utilizando las curvas de gradiente del. Tomo IV de la serie “The Technology of Artificial

Lift Methods”)

Este ejercicio se resolverá con el Pipesim. Abra el simulador Pipesim con el icono

que se encuentra en el escritorio ó ejecute programas desde el inicio, luego siga los

pasos que se dan a continuación: (las palabras en negritas son en inglés por lo que no

llevaran el acento ortográfico).

Pasos:

1. Seleccionar el Sistema de Unidades (Unidades de Campo)

Configure Units Oilfield Units (psig) – locked

2. Ingresar datos de identificación

Data Preparation General Data

3. Definir nivel de referencia de las profundidades

Darle doble click al icono del árbol de navidad (Xmas Tree) para indicar el nivel de

referencia de las profundidades. Si no desea considerar la elevación de la mesa rotaria

con respecto al “flange” ingrese cero en las elevaciones requeridas en la ventana.

4. Ingrese datos de desviación del pozo.

Data Preparation Deviation Data Well Data

Aquí se ingresan las profundidades obtenidas en el “survey” de desviación del pozo

(MD y TVD) hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones.

6. Definir el tipo de pozo y el tipo de flujo:

Data Preparation Well and Flow Type

7. Flow Type: Tubular Well Type: Production

6. Ingresar datos del Yacimiento y sus fluidos

Data Preparation Reservoir Control

Definir el tipo de fluido (Black Oil), el Modelo para la IPR, la Orientación del Pozo

(Vertical), las propiedades del fluido y del yacimiento o capa(s) productoras.

(a) Fluid Parameters. Aquí se ingresan los datos del fluido producido tales como

°API, Gravedad específica del gas, salinidad del agua. En Layer Data (ventana de Oil

Fluid Parameters) se debe ingresar el GOR o RGP de formación y el corte de agua.

Cuando aparecen las correlaciones con asterisco (*) quiere decir que esos parámetros

(Pb, Rs, Bo, etc.), ya han sido ajustados.

Luego hacer “clic” al botón “Check” para reproducir los datos del PVT. Si no

reproduce la Pb con el valor de Rs, a la temperatura del PVT se debe ajustar la mejor

correlación en la sección “Match”.

Al accionar el botón “Match” se observa si existe similitud entre los valores del PVT

introducido, y los valores calculados por el simulador a través de las distintas

correlaciones. Se puede hacer un mejor ajuste con el botón “Best Fit” el programa

determinará unos parámetros de ajuste para la correlación seleccionada (Tuning

Parameters).

En caso de que se tenga una tabla con valores de viscosidad obtenidos a través de

una prueba de laboratorio en la cual se haya medido la viscosidad de una emulsión con

distintos cortes de agua; se puede editar la misma con el botón “Emulsión Viscosity”,

activando la casilla “Use emulsión corrections”; y luego se entra a la tabla para ingresar

los valores de viscosidad de la emulsión. Con esto se obtienen cálculos de flujo

multifásico para crudo emulsionado más cercano a la realidad.

(b) Test Point Data Edit Layer . Aquí se coloca la presión registrada

por el sensor en la cara de la arena (Pwf) y la tasa para ese momento; suministrados

por una prueba dinámica de P y T ó “Flowing”. También se coloca la Presión Estática

(Pws), temperatura y el punto medio de las perforaciones.

AOF

Luego: Calculate J

Para graficar la IPR: Choose IPR PLOT

(c) Layer Parameters Edit Layer. Aquí se introduce la K efectiva al petróleo a la

saturación de agua irreducible, tomado de un “Build Up” interpretado a condiciones

iniciales (cuando aún no se ha liberado gas), el espesor de ANP (dado por el

Petrofísico) y el radio del pozo. Geometría del Área de Drenaje: Pseudo-radial flow

(default)

Configure Circular Ok Se introduce el radio de drenaje.

(d) Ingrese el índice de productividad.

Manual Edit Layer

Esta opción se utiliza cuando se conoce el Indice de Productividad (J).

(e) Skin Analisis: Se activa cuando se desea calcular el daño. En caso contrario

se ingresa el daño total obtenido de la interpretación de un “Build-Up” reciente.

7. Data Preparation Equipment Data Well Data 8. Data Preparation Equipment Data Surface Data

9. Data Preparation Gas Lift Data

10. Cálculos:

- Curvas de gradiente: Analisis Pressure Drop

- Análisis Nodal: Analisis Operating Point

2.3 Generalidades del LAG

Concepto. Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la

columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie.

Tipos de LAG. Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas:

LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido

para levantarla bajo condiciones de flujo continuo.

LAG Intermitente: donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido

para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de líquido.

En la Figura 6, los dos tipos básicos de LAG:

Figura 6. Dos tipos básicos de LAG

Rangos de aplicación. El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente

en pozos que producen crudo liviano - mediano. En la Figura 7, se muestran los rangos

de aplicación en el método de levantamiento artificial por gas continuo e intermitente.

LAG Continuo. Se utiliza en pozos con alta a mediana energía (presiones estáticas

mayores a 150 lpc/1000 pies) y de alta a mediana productividad (preferentemente

índices de productividad mayores a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas tasas de

producción (mayores de 200 bpd). La profundidad de inyección dependerá de la presión

de gas disponible a nivel de pozo.

LAG Intermitente. Se aplica en pozos de mediana a baja energía (presiones

estáticas menores a 150 lpc/1000 pies) y de mediana a baja productividad (índices de

productividad menores a 0,3 bpd/lpc) que no son capaces de aportar altas tasas de

producción (menores de 100 bpd).

Para tasas mayores a la máxima se perderá mucha energía por fricción y menores

a la mínima se desestabilizarán el flujo continuo por deslizamiento de la fase líquida, ver

Figura 7.

Figura 7. Deslizamiento de la fase líquida

2.3.1. Levantamiento artificial por gas continuo

En este tipo de levantamiento artificial se inyecta una tasa diaria de gas en forma

continua lo más profundo posible en la columna de fluido a través de una válvula en el

subsuelo, con el propósito de disminuir la presión fluyente en el fondo del pozo

aumentando el diferencial de presión a través del área de drenaje para que la formación

productora aumente la tasa de producción que entrega al pozo.

2.3.2. Mecanismos de levantamiento

En el levantamiento artificial por gas continuo los mecanismos de levantamiento

involucrados son:

Reducción de la densidad del fluido y del peso de la columna lo que aumenta el

diferencial de presión aplicado al área de drenaje del yacimiento.

Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase líquida, ver Figura 8.

Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas.

Figura 8. Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase líquida.

2.3.3. Eficiencia del LAG continúo

La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el consumo de gas

requerido para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta en la

medida que se inyecta por el punto más profundo posible la tasa de gas adecuada, de

acuerdo al comportamiento de producción del pozo.

2.3.4. Máxima profundidad de inyección

La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente

posible, la cual está a dos ó tres tubos por encima de la empacadura superior.

Cuando se dispone de suficiente presión en el sistema para vencer el peso de la

columna estática de presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática

de líquido que se encuentra inicialmente sobre la válvula operadora se coloca una

válvula a la mencionada profundidad, sin necesidad de utilizar válvulas que descarguen

previamente el líquido utilizado para controlar al pozo. En caso contrario se deben

utilizar varias válvulas por encima de la operadora conocidas con el nombre de válvulas

de descarga, ya que ellas descargaran por etapas el líquido que se encuentra por

encima de la válvula operadora. Un espaciamiento correcto de estas válvulas y

adecuada selección de las mismas permitirán descubrir la válvula operadora para

inyectar así el gas por el punto más profundo posible.

2.3.5. Tasas de inyección de gas adecuada Tal como se observa en la figura anterior la tasa de inyección de gas dependerá de

la tasa de producción, del aporte de gas de la formación y de la RGL total requerida por

encima del punto de inyección. Estimar la RGL total adecuada dependerá de si se

conoce o no el comportamiento de afluencia de la formación productora.

qiny = (RGLt - RGLf) ql / 1000. Ecuación 2.10

donde:

qiny = Tasa de inyección de gas requerida, MPCN / BN.

RGLt = Relación Gas-Líquido total, PCN / BN.

RGLf = Relación Gas-Líquido de formación, PCN / BN.

ql = Tasa de producción de líquido (bruta), BN / D.

Qiny para pozos con IPR desconocida. La RGL total será la correspondiente a

gradiente mínimo para aquellos pozos donde no se conoce el comportamiento de

afluencia de la formación productora. La ecuación de W. Zimmerman presentada a

continuación permite estimar valores conservadores de la RGL correspondiente a

gradiente mínimo

RGLgrad.min = [a + (b.Dv/1000)] * cotgh(c.ql/1000)

donde:

a = (25.81+13.92 w)ID2 –145

b = 139.2-(2.7766+7.4257 w)ID2

c = [(1-0.3 w)(3-0.7 ID)] + [(0.06-0.015 w-0.03 w ID)Dv/1000]

Con:

w = Fracción de agua y sedimento, adimensional. Rango de w < 0.65

ID = Diámetro interno de la tubería de producción, pulg. Rango de 2, 2,5 y 3"

Dv = Profundidad del punto de inyección, pies. Rango de 2000 < Dv < 10000

ql = Tasa de producción de líquido, b/d. Rango de ql > 50

RGLgrad.min = RGL cercana a gradiente mínimo, PCN / BN.

cotgh (x) = Cotangente hiperbólica de x = (e2x+1) / (e2x-1)

Qiny para pozos con IPR conocida. Cuando se conoce el comportamiento de

afluencia de la formación productora se debe utilizar un simulador de análisis nodal que

permita cuantificar el impacto de la tasa de inyección de gas sobre la tasa de

producción del pozo. La representación gráfica de la tasa de producción en función de

la tasa de inyección de gas recibe el nombre de Curva de Rendimiento del pozo de LAG

continuo.

Las siguientes gráficas, presentadas en la Figura 9, ilustran la determinación de la

curva de rendimiento del pozo de LAG continuo.

Figura 9. Determinación de la curva de rendimiento del pozo de LAG continuo.

Control de la inyección. Para el LAG continuo la tasa de inyección diaria de gas

se controla con una válvula ajustable en la superficie, la presión aguas arriba será la

presión del sistema ó múltiple, mientras que la presión aguas abajo dependerá del tipo

de válvulas utilizadas como operadora en el pozo y de la tasa de inyección de gas

suministrada al pozo.

Subtipos de LAG continuo. Existen dos subtipos de LAG continuo: tubular y

anular (ver Figura 10).

LAG continuo tubular. En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el

espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, y

se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a través de la

tubería de producción.

LAG continuo anular. En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la tubería

de producción y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a

través del espacio anular antes mencionado.

Figura 10. Tipos LAG continuo

2.3.6. Uso de tuberías enrolladas (“Coiled tubing”)

Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde se inyecta el gas por una

tubería enrollable introducida en la tubería de producción y se produce por el espacio

anular existente entre la tubería de producción y el “Coiled tubing”. Esta variante se

utiliza cuando se desea reducir el área expuesta a flujo y producir en forma continua sin

deslizamiento, o cuando por una razón operacional no se pueden usar las válvulas de

levantamiento instaladas en la tubería de producción.

2.3.7. Levantamiento artificial por gas intermitente

El Levantamiento artificial por gas intermitente consiste en inyectar cíclica e

instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción con

el propósito de desplazar, hasta la superficie, el tapón de líquido que aporta el

yacimiento por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa la

inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello el

aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de inyección.

La Figura 11, ilustra el ciclo de levantamiento con gas en flujo intermitente.

Figura 11. El ciclo de levantamiento con gas en flujo intermitente

Eficiencia del LAG intermitente. La eficiencia de levantamiento intermitente al

igual que en el continuo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada

barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta en la medida que se elige una

frecuencia de ciclos que maximice la producción diaria de petróleo y se utilice la

cantidad de gas por ciclo necesaria para un levantamiento eficiente del tapón de líquido.

Máxima profundidad de inyección. La válvula operadora se debe colocar a la

máxima profundidad operacionalmente posible la cual está a dos ó tres tubos por

encima de la empacadura superior. Por lo general en este tipo de LAG no se requieren

válvulas de descarga, ya que la energía del yacimiento es baja y el nivel estático se

encuentra cerca del fondo del pozo.

El volumen de gas de levantamiento que se suministra a la tubería de producción

durante el período de inyección es aproximadamente el requerido para llenar dicha

tubería con el gas comprimido proveniente del anular. El consumo diario será el

volumen anterior multiplicado por el número de tapones que serán levantados al día.

Las restricciones en la superficie juegan un papel muy importante en el volumen de gas

requerido por ciclo.

Control de la inyección. Para el LAG intermitente la tasa de inyección diaria de

gas se controla con una válvula ajustable en la superficie conjuntamente con una

válvula especial (piloto) en el subsuelo o con un controlador de ciclos de inyección en la

superficie.

El Sistema de LAG. El sistema de LAG está formado por un sistema de

compresión, una red de distribución de gas a alta presión, equipos de medición y

control del gas comprimido, los pozos conjuntamente con sus mandriles, válvulas de

descarga y válvula operadora, y la red de recolección del gas a baja presión.

Recorrido del gas. El gas a alta presión proviene del sistema de compresión de

donde se envía a los pozos a través de una red de distribución, luego el gas de

levantamiento conjuntamente con los fluidos producidos a través de los pozos, es

recolectado por las estaciones de flujo donde el gas separado es enviado al sistema de

compresión a través de un sistema de recolección de gas a baja presión.

Usos del gas comprimido. Una fracción del gas comprimido es utilizado

nuevamente con fines de levantamiento mientras que el resto es destinado a otros

usos: compromisos con terceros, combustible, inyección en los yacimientos,

transferencia a otros sistemas, etc.

En la figura 12, se presenta un sistema típico de LAG, las flechas indican el

recorrido del gas en el sistema.

Figura 12. Un sistema típico de LAG, las flechas indican el recorrido del gas en el sistema.

2.4. Balance de gas

El volumen diario de gas utilizado con fines de levantamiento utiliza parcialmente la

capacidad del sistema de compresión. La capacidad de compresión restante, es

utilizada por el gas proveniente de los yacimientos y recolectado, a través del sistema

de baja presión. Para mantener controlado el uso eficiente de la capacidad de

compresión de gas es necesario realizar balances de los volúmenes de gas utilizado

tanto a nivel de pozo como a nivel de sistema.

En el pozo: La tasa de gas de levantamiento medido en el registrador de flujo de

cada pozo, debe ser aproximadamente igual al la tasa de gas que deja pasar la válvula

operadora de subsuelo bajo condiciones dinámicas de operación, es decir, bajo el

diferencial de presión existente entre la presión del gas de inyección y la presión en la

columna de fluido frente a la válvula. El gas aportado por la formación no se puede

medir pero se determina por la diferencia entre el total medido en la estación durante la

prueba del pozo y el gas de levantamiento inyectado simultáneamente al pozo. En los

próximos capítulos se detallará el uso del medidor de orificio para calcular la tasa diaria

de gas.

En el sistema: El volumen diario de gas recolectado de las estaciones menos el

quemado ó venteado, menos el extraído del sistema de baja presión para otros usos,

debe ser igual al que entra al sistema de compresión.

El volumen diario de gas que entra al sistema de compresión menos el extraído

inter-etapas debe ser igual al descargado por el sistema, y este a su vez debe ser igual

a la suma del volumen diario enviado a los diferentes usos: Transferencia a otros

sistemas, inyectado al yacimiento, combustible, levantamiento artificial por gas,

entregado a terceros, recirculación, entre otros.

Finalmente el volumen diario enviado a los múltiples de LAG o Sistema de “Gas-lift”

debe ser igual a la sumatoria de los caudales diarios de gas inyectado a los pozos

asociados al sistema. Para el control y seguimiento de estos balances se colocan

facilidades de medición en puntos estratégicos del sistema de gas con registradores de

flujo debidamente codificados y reportados en sistemas corporativos de información y

control. La calibración periódica de los instrumentos de medición y el mantenimiento

operacional de las condiciones exigidas por la normativa de medición de gas, son

claves para minimizar los errores obtenidos en estos balances.

2.4.1. Comportamiento de afluencia de formaciones productoras

A continuación se definen algunas relaciones importantes muy utilizadas en

Ingeniería de Producción, para representar la capacidad de aporte de fluidos del

yacimiento:

Índice de productividad. Se define índice de productividad (J) a la relación

existente entre la tasa de producción, qo, y el diferencial entre la presión del yacimiento

y la presión fluyente en el fondo del pozo, (Pws- Pwf). Para el caso de completaciones a

hoyo desnudo, la Pwf es igual a Pwfs, luego (Pws- Pwf)= (Pws- Pwfs) De las

ecuaciones 2.11 y 2.12, se puede obtener el índice de productividad, despejando la

relación que define al J, es decir:

Para flujo continuo:

Ecuación 2.11

Para flujo semi-continuo:

Ecuación 2.12

En las relaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había asumido

flujo solo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la de líquido, ql,

conocida también como tasa bruta ya que incluye el agua producida.

Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc:

Baja productividad: J < 0,5

Productividad media: 0,5 < J < 1,0

Alta Productividad: 1,0 < J < 2,0

Excelente productividad: J > 2,0

Eficiencia de flujo (EF). Cuando no existe daño (S=0) el índice J reflejará la

verdadera productividad del pozo y recibe el nombre de Jideal y en lo sucesivo se

denotara J’ para diferenciarlo del índice real J. Se define eficiencia de flujo a la relación

existente entre el índice de productividad real y el ideal, matemáticamente:

EF= J/ J’ Ecuación 2.13

IPR (Inflow Performance Relationships). La curva IPR es la representación

gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el

yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para

cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido ql, que se puede obtener de la

definición del índice de productividad:

ql= J.(Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws - ql/ J Ecuación 2.14

La representación gráfica de Pwfs en función de ql es una línea recta en papel

cartesiano. La IPR representa una foto instantánea de la capacidad de aporte del

yacimiento hacia el pozo en un momento dado de su vida productiva y es normal que

dicha capacidad disminuya a través del tiempo por reducción de la permeabilidad en la

cercanías del pozo y por el aumento de la viscosidad del crudo en la medida en que se

vaporizan sus fracciones livianas.

Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados. En yacimientos petrolíferos

donde la presión estática, Pws, es menor que la presión de burbuja, Pb existe flujo de

dos fases: una liquida (petróleo) y otra gaseosa (gas libre que se vaporizó del petróleo).

El flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petróleo disminuyendo la

permeabilidad efectiva Ko, a continuación se describen las ecuaciones utilizadas para

obtener la IPR en caso de tener flujo bifásico en el yacimiento.

La ecuación general de Darcy establece que:

Ecuación 2.15

Asumiendo que se conoce Pws, S=0, el límite exterior es cerrado y Pws <Pb, la

ecuación general quedaría (Flujo semicontinuo):

Ecuación 2.16

: Es una función de presión y adicionalmente Kro es una función de la

saturación de gas. Un gráfico típico de dicho cociente vs presión se observa en la figura

13, que se muestra a continuación.

Figura 13. Gráfico típico de dicho cociente vs presión

Trabajo de Vogel. Dado un yacimiento con K, h, re, rw, curvas de permeabilidades

relativas y análisis PVT conocidos, se podrían calcular para cada valor Pwfs el área

bajo la curva de Kro/µoBo desde Pwfs hasta Pws y estimar la tasa de producción qo

con la ecuación 2.16. De esta forma, en un momento de la vida productiva del

yacimiento se puede calcular la IPR para yacimientos saturados. Inclusive a través del

tiempo se podría estimar como varía la forma de la curva IPR a consecuencia de la

disminución de la permeabilidad efectiva al petróleo por el aumento progresivo de la

saturación de gas, en el área de drenaje, en la medida que se agota la energía del

yacimiento.

Para obtener la relación entre la presión del yacimiento y el cambio de saturación

de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones de balance de materiales. Este trabajo

de estimar curvas IPR a distintos estados de agotamiento del yacimiento fue realizado

por Vogel en 1967 basándose en las ecuaciones presentadas por Weller para

yacimiento que producen por gas en solución, lo más importante de su trabajo fue que

obtuvo una curva adimensional válida para cualquier estado de agotamiento después

que el yacimiento se encontraba saturado sin usar información de la saturación de gas y

Krg.

Construcción de la IPR para Yacimientos Saturados. Para construir la IPR para

yacimientos saturados se deben calcular con la ecuación de Vogel varias qo asumiendo

distintas Pwfs y luego graficar Pwfs v.s. qo. Si se desea asumir valores de qo y obtener

las correspondientes Pwfs se debe utilizar el despeje de Pwfs de la ecuación de Vogel,

el cual quedaría:

Ecuación 2.17

Esta curva representa la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento hacia el

pozo en un momento dado.

Flujo de gas y petróleo en yacimientos sub-saturados. En yacimientos

subsaturados existirá flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwfs > Pb y flujo bifásico

para Pwfs < Pb. En estos casos la IPR tendrá un comportamiento lineal para Pwfs

mayores o iguales a Pb y un comportamiento tipo Vogel para Pwfs menores a Pb tal

como se muestra en la figura 14.

Nótese que la tasa a Pwfs = Pb se denomina qb

Ecuación de Vogel para yacimientos subsaturados

Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen

ecuaciones particulares:

En la parte recta de la IPR, q ≤ qb ó Pwfs ≥ Pb, se cumple:

Jq Ecuación 2.18

de donde, J se puede determinar de dos maneras:

1) Si se conoce una prueba de flujo (Pwfs, ql) donde la Pwfs > Pb.

Ecuación 2.19

2) Si se dispone de suficiente información se puede utilizar la ecuación de Darcy:

Ecuación 2.20

En la sección curva de la IPR, q < qb ó Pwfs < Pb, se cumple:

Ecuación 2.21

Ecuación 2.22

Ecuación 2.23

La primera de las ecuaciones es la de Vogel trasladada en el eje X una distancia

qb, la segunda es la ecuación de la recta evaluada en el último punto de la misma, y la

tercera se obtiene igualando el índice de productividad al valor absoluto del inverso de

la derivada de la ecuación de Vogel, en el punto (qb, Pb).

Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a resolver para

obtener las incógnitas J, qb y qmax. Introduciendo las dos últimas ecuaciones 2.22 y

2.23 y en la primera 2.21 y despejando J se obtiene:

Ecuación 2.24

El valor de J, se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs esté por debajo de la

presión de burbuja, una vez conocido J, se puede determinar qb y qmax quedando

completamente definida la ecuación de q la cual permitirá construir la curva IPR

completa (ver Figura 14)

Figura 14. La curva IPR

Para cada tasa producción, q, existe una caída de presión en el yacimiento

representada por ∆Py = Pws-Pwfs

Para cada presión fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena) el área de

drenaje del yacimiento quedará sometida a un diferencial de presión que dependerá de

la energía del yacimiento (Pws-Pwfs), este diferencial provocará el flujo de fluidos del

yacimiento hacia el pozo y la mayor o menor tasa de producción aportada dependerá

fundamentalmente del índice de productividad del pozo.

La IPR se considerará en lo sucesivo como una curva de oferta de energía o

afluencia de fluidos que el yacimiento entrega al pozo (Pwfs v.s. q).

Las válvulas de levantamiento artificial por gas cuyo elemento de cierre es un domo

con fuelle cargado con gas N2 a presión, exige la determinación de valores confiables

de la temperatura dinámica a la profundidad donde se instalará cada válvula. Una de

las primeras correlaciones utilizadas para estimar gradientes dinámicos de temperatura

es la correlación de Kirpatrick–Winkler. En el Occidente de Venezuela se utiliza

ampliamente la correlación de Zimmerman obtenida mediante análisis de regresión

basado en registros fluyentes de P y T en pozos del Lago de Maracaibo. Actualmente

los simuladores utilizan ecuaciones de transferencia de calor considerando coeficientes

totales que incluyen conducción, convección y radiación. Es importante en este último

caso calibrar o ajustar el modelo de temperaturas con perfiles de temperaturas

dinámicas obtenidos con registros fluyentes en los pozos del área de interés (ver figuras

15 ).

Figura 15. El modelo de temperaturas con perfiles de temperaturas dinámicas

obtenidos con registros fluyentes

2.4.2. Comportamiento del flujo multifásico en tuberías

El comportamiento del flujo multifásico en tuberías se considera a través de

correlaciones de flujo multifásico tanto horizontales como verticales que permiten

estimar las pérdidas de energía a lo largo de la tubería que transporta el caudal de

producción. A continuación se presenta un resumen de las ecuaciones generales

utilizadas para obtener el perfil de presiones tanto en la línea de flujo en superficie como

en la tubería de producción en el pozo.

2.4.3. Flujo de fluidos en el pozo y en la línea de flujo

Durante el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador en la

estación de flujo existen pérdidas de energía tanto en el pozo como en la línea de flujo

en la superficie. Las fuentes de pérdidas de energía provienen de los efectos

gravitacionales, fricción y cambios de energía cinética.

Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido. Para computar las

pérdidas de energía en flujo simultáneo de petróleo, gas y agua, se debe dividir tanto la

línea de flujo como la tubería de producción en secciones, para luego aplicar las

correlaciones de flujo multifásico en tuberías las cuales permiten calcular el gradiente

de presión dinámica (∆P/∆Z) en cada sección de la tubería.

Matemáticamente:

∆P en la línea de flujo= ∆Pl = Ecuación 2.25

∆P en el pozo = ∆Pp = Ecuación 2.26

Donde “n” representa el número de secciones de la línea de flujo y “m” representa

el número de secciones de la tubería en el pozo.

Ecuación general del gradiente de presión dinámica

La ecuación general de gradiente de presión en forma de diferencias y en unidades

prácticas, puede escribirse de la siguiente manera:

Grad.total (lpc/pie) = Ecuación 2.27

Siendo:

= gradiente de presión por gravedad o elevación.

= gradiente de presión por fricción.

= gradiente de presión por cambio de energía cinética ó

aceleración.

Donde:

( =0º para flujo horizontal e =90º en flujo vertical)

ρ = Densidad de la mezcla multifásica, lbm/pie3

V = Velocidad de la mezcla multifásica, pie/seg.

g = Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2

g/gc= Constante para convertir lbm a lbf

fm = Factor de fricción de Moody, adimensional.

d = Diámetro interno de la tubería, pulg.

Es indispensable la disponibilidad de un simulador de flujo multifásico en tuberías

en el computador ya que el cálculo es iterativo en presión.

Correlaciones de flujo multifásico más utilizadas en tuberías horizontales.

Entre las correlaciones para flujo multifásico para flujo horizontal que cubren un amplio

rango de tasa de producción y todos los tamaños típicos de tuberías se encuentran:

Beegs & Brill, Duckler y colaboradores, Eaton y colaboradores, otros.

Correlaciones de flujo multifásico más utilizadas en tuberías verticales. Entre

las correlaciones para flujo multifásico para flujo vertical que cubren amplio rango de

tasa de producción y todos los tamaños típicos de tuberías se encuentran: Hagedorn &

Brown, Duns & Ros, Orkiszewski, Beegs & Brill, Ansari, Choksy, otros.

Cálculo de la presión requerida en el cabezal del pozo. Una vez conocida para

una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en la línea de flujo, ∆Pl, se

puede obtener la presión requerida en el cabezal, Pwh, de la siguiente manera:

Pwh = Psep + ∆Pl Ecuación 2.28

Cálculo de la presión requerida en el fondo del pozo. Similarmente, una vez

conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en el pozo,

∆Pp, se puede obtener la presión requerida en el fondo, Pwf, de la siguiente manera:

Pwf = Pwh + ∆Pp Ecuación 2.29

Ejercicio propuesto para calcular ∆Pl y ∆Pc

Dada la siguiente información de un pozo que produce por flujo natural

Psep = 100 1pcm Línea de flujo: ØL = 4"

RAP = 0 L = 6000 pies (sin reductor)

RGP = 1000 pcn/bn γg = 0.65

API = 35 T = 140°F (promedio de flujo en el pozo)

Øtub = 2-7/8" OD Pws = 2200 1pc

Prof.= 7000 pies ql= 600. b/d

Determine: 1. Pwh y ∆Pl

Pwf y ∆Pc Ecuación 2.30

Use el simulador Pipesim con las correlaciones de Beggs & Brill para la línea y

Hagedorn & Brown para el pozo

Si se evalúan las Pwh y las Pwf requeridas para distintas tasas de producción y se

grafican v.s. la tasa de producción q, se obtienen las curvas de demanda de energía

en el cabezal y fondo del pozo respectivamente. La siguiente figura muestra las curvas

de demanda de energía mencionadas, observe para un dado caudal la representación

de las pérdidas de presión en la línea, ∆Pl, y en el pozo, ∆Pp.

2.4.4. Construcción de Curva de Demanda de energía

Figura 16. Curva de Demanda de energía

Rangos característicos de la curva de demanda. Para un tamaño fijo de tubería

vertical existe un rango óptimo de tasas de flujo que puede transportar eficientemente,

para tasas menores a las del rango óptimo se originará un deslizamiento de la fase

líquida (baja velocidad) lo que cargará al pozo de líquido aumentando la demanda de

energía en el fondo del pozo, y para tasas de flujo mayores a las del rango óptimo

aumentará las pérdidas de energía por fricción (alta velocidad) aumentando

sustancialmente los requerimientos de energía en el fondo del pozo.

2.4.5. Gradiente de gas en el anular

Normalmente el gas se inyecta por el espacio anular entre la tubería de

revestimiento y la tubería de producción, por tratarse de un área lo suficientemente

grande para las tasas típicas de inyección (0,3 a 0,8 MMpcnd) el efecto de la fricción

no se considera. En caso de inyección de gas a través de tuberías flexibles de 1.25

pulgadas será necesario considerar los efectos de fricción. A continuación se presenta

la fórmula de gradiente estático de gas que se debe utilizar para determinar la presión

de inyección de gas frente a la válvula conocida la presión de inyección en superficie.

Propiedades del gas natural

Gravedad especifica del gas (γg): La gravedad específica del gas es la relación

que existe entre la densidad del gas y la densidad del aire a condiciones normales.

(14.7 lpca y 60 oF). Dado que 1 mol de un gas a condiciones normales ocupa un

volumen de 379.6 pcn, entonces la γg puede expresarse como la relación entre los

pesos moleculares del gas (Mg) y el aire (Maire):

γg = [ρg / ρaire]c.n. = Mg / Maire = Mg / 28.96 lbmol Ecuación 2.31

Densidad del gas (ρg): La densidad del gas a condiciones de P y T distintas a

las normales puede obtenerse a partir de la ecuación de los gases reales:

P.V = n.R.Z.T = (m/Mg).R.Z.T Ecuación 2.32

De donde m/V = Mg.P/ (R.Z.T) = ρg (lbm/pie3)

sustituyendo R y ec. 3.6

ρg (lbm/pie3) = (28.96 γg.P) / (10.73 Z.T)

simplificando ρg (lbm/pie3) = (2.7 γg.P) / (Z.T) Ecuación 2.33

Gradiente de presión de gas (Gg)

Representa el incremento de la presión por unidad de longitud de una columna

de gas. Por lo general su valor no se considera debido a su baja densidad pero cuando

se encuentra comprimido se debe tomar en consideración. El gradiente de presión de

gas en una columna de gas comprimido en un pozo varía con profundidad debido al

incremento de presión y temperatura. Por lo general se expresa en (lb/pulg2)/pie o de

una forma más simplificada lpc/pie.

Gg (lpc/pie) = [g/gc]. ρg (lbm/pie3) / (144 pulg2/pie2) Ecuación 2.34

Sustituyendo g/gc = 1.0 (lbf/lbm) y la ec. 3.7 se tiene

Gg (lpc/pie) = [(2.7 γg.P) / (Z.T)] / 144

Gg (lpc/pie) = γg.P / (53.35 Z.T) Ecuación 2.35

Para considerar la variación continua de la densidad y del gradiente del gas con

profundidad en el anular de un pozo se debe plantear la siguiente ecuación diferencial:

Gg = dP/dh Sustituyendo (3.8) y separando variables se tiene:

γg. dh /(53.35 Z.T) = dp/P Ecuación 2.36

integrando entre superficie y fondo y sustituyendo T en función de h, se tiene:

Figura 17.Gradiente de Presión de gas

T= Tsup + Ggeot. h Ecuación 2.37

γg..dh / {53.35 Z.(Tsup+Ggeot. h)} =dp/P Ecuación 2.38

Resolviendo para Piod se tiene.........

Piod = Pio.[1+Ggeot.Dv/Tsup] (γg./( 53.35 Ggeot.Z))

con Ggeot = (Tfondo – Tsup) / Dv

Resumiendo

Piod = Pio. FG Ecuación 2.39

Con FG = [1+Ggeot.Dv/Tsup] (γg./( 53.35 Ggeot.Z)) Ecuación 2.40

La ecuación anterior ha sido resuelta para distintas gravedades específicas de gas

variando la presión de inyección en superficie (Pio) y perfiles típicos de temperatura.

Obtenido el FG se puede calcular Piod y luego el gradiente de gas promedio. El tomo

4 de la serie de K. Brown presenta curvas de gradiente de gas en función de la presión

en superficie para varias gravedades específicas de gas.

2.4.6. Flujo de gas a través de orificios

Winkler, indicó que el área del orificio de la válvula expuesta al flujo de gas aumenta

en la medida que se incrementa la presión de gas por encima de la presión de apertura

inicial de dicha válvula.

Dicha área estará dada por el área lateral del cono truncado generado entre la bola

del vástago y el asiento, en la figura 16 se visualiza el mencionado cono. El

desplazamiento requerido por el vástago para considerar la válvula completamente

abierta (comportamiento tipo orificio), la presión adicional requerida dependerá de la

resistencia que ofrezca el fuelle a ser comprimido (load rate): valores típicos están

alrededor de 400 lpc/pulg y 1200 lpc/pulg para válvulas de 1 1/2" y 1" respectivamente,

sin embargo estos valores varían dependiendo del fabricante. Dada una determinada

área expuesta a flujo, la tasa que circulará a través del orificio dependerá entre otras

variables, de la relación existente entre la presión aguas abajo y la presión aguas arriba

(Pp/Pg) y se puede estimar utilizando la ecuación de Thornhill-Craver:

155.5 Cd . A . Pg √ 2g (k/(k-1) ) [(Ppd/Pg)(2/k) - (Ppd/Pg)(k+1)/k] Ecuación 2.41

Donde:

Qgas: Flujo de gas, Mpcnd.

Cd: Coeficiente de descarga, adimensional. (empíricamente Cd= 0.865)

A: Area expuesta a flujo, pulg2.

Pg: Presión de gas (aguas arriba), lpca

g: Aceleración de la gravedad, 32.17 pie/seg2

k: Relación del calor específico del gas a presión constante al

calor específico a volumen constante. (empíricamente Cp/Cv= k= 1.27)

Ppd: Presión de producción (aguas abajo), lpca

γg: Gravedad específica del gas inyectado, adimensional.

Tv: Temperatura de flujo, º F.

Si (Ppd/Pg) < [ 2 / (k+1)] k/(k-1) = Ro existe flujo crítico y se debe hacer

(Ppd/Pg) = Ro (aprox. 0.55)

La ecuación 2.41, se encuentra programada en Excel en la hoja “Thornhill Craver”.

Ejemplo: Determine la tasa de gas que pasa a través de un orificio de 3/16" cuando la

Pg= 1000 lpca,

Pp= 800 lpca, Tv= 160 ºF y γg= 0.7 (Sol.= Mpcnd) Ecuación 2.42

√ γg (Tv + 460)

Qgas =

2.4.7. Mecánica de válvulas

La válvula de Levantamiento Artificial por Gas es básicamente un regulador de

presión (ver Figura 18).

Figura 18. Válvula de Levantamiento Artificial por Gas

En la válvula el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas a presión (aunque

algunas utilizan un resorte al igual que el regulador); las fuerzas de apertura provienen

de la acción de la presión del gas (corriente arriba) y de la presión del fluido ó presión

de producción (corriente abajo) sobre el área del fuelle y el área del asiento

respectivamente o viceversa dependiendo del tipo de válvula.

Clasificación de las Válvulas para Levantamiento artificial por gas De acuerdo a la presión que predominantemente abre a la válvula estas se

clasifican en:

Válvulas Operadas por Presión de Gas: son aquellas donde la presión de gas

actúa sobre el área del fuelle por lo que abren predominantemente por dicha presión.

Válvulas Operadas por Presión de Fluido: son aquellas donde la presión del

fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle por lo que abre predominantemente por

dicha presión.

2.4.8. Fuerzas que actúan sobre las Válvulas de Levantamiento artificial por

gas

Para una válvula operada por presión de gas en posición cerrada, se puede

establecer el siguiente balance de fuerzas en un instante antes de que abra:

Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura ............ Ecuación 2.43

Con:

Fuerza de cierre = Pb . Ab ............ Ecuación 2.44

Fuerzas de apertura = Pg (Ab - Ap) + Ppd . Ap ............ Ecuación 2.45

Donde:

Pb = Presión del N2 en el fuelle o sencillamente presión de fuelle, en lpcm.

Pg = Presión de gas, en lpcm.

Ppd = Presión del fluido o presión de producción en lpcm

Ab = Área efectiva del fuelle, en pulg2.

(Aprox. 0.77 y 0.31 pulg2 para válvulas de 1 1/2" y 1" respectivamente.)

Ap = Área de la puerta (port) o asiento, en pulg2

Sustituyendo (3.14) y (3.15) en (3.13) se obtiene: Pb Ab = Pg (Ab - Ap) + Ppd Ap ............ Ecuación 2.46

En vista de que los valores de Ap y Ab son pequeños se ha simplificado la

expresión anterior dividiéndola entre Ab, por lo que la expresión (2.46) puede escribirse:

Pb = Pg (1 - R) + Ppd R Ecuación 2.47

Donde: R = Ap/Ab se denomina relación de áreas entre la puerta o asiento y el

fuelle, su valor debe ser suministrado por el fabricante de las válvulas.

La presión de gas requerida para abrir la válvula (Pod) bajo condiciones de

operación se obtiene resolviendo la ecuación (2.47) para Pg, es decir:

Pod = Pg = (Pb - Ppd R) / (1 - R) .......... Ecuación 2.48

Cuando la válvula está en posición abierta, asumiendo que la presión por debajo del

vástago es la presión Pg se puede establecer el siguiente balance un instante antes de

que cierre:

Pb Ab = Pg (Ab - Ap) + Pg Ap ............. Ecuación 2.49

El valor de Pg para que la válvula cierre (Pvcd) se obtiene resolviendo la ecuación

(2.49) para Pg, es decir:

Pvcd = Pg = Pb .............. Ecuación 2.50

Luego para que la válvula cierre es necesario que la presión del gas disminuya

hasta la presión del nitrógeno en el fuelle. Para el caso de válvulas operadas por fluido

se puede realizar un balance similar obteniéndose las siguientes ecuaciones:

Pod = Presión de apertura

Pod = Pp = (Pb - Pg R) / (1 - R) .............. Ecuación 2.51

Pvcd = Presión de cierre

Pvcd = Pp = Pb ............... Ecuación 2.52

En la mayoría de los casos se recomienda utilizar válvulas operadas por presión de

gas ya que ayudan a mantener estable la presión de inyección en el pozo y además,

conociendo dicha presión en la superficie es relativamente fácil diagnosticar cual de las

válvulas está operando.

Calibración en el taller: En la fase de diseño se fija la presión de gas (Pg) con la

que debe abrir la válvula de acuerdo a la presión de inyección disponible, de tal manera

que con la presión del fluido en la tubería (Ppd) se puede calcular la presión del fuelle

(Pb) aplicando la ecuación 2.47.

Para lograr obtener la presión de Nitrógeno (Pb) a la temperatura de operación de

la válvula (Tv) es necesario cargar el fuelle en el taller, donde por lo general se realiza a

una temperatura de 60 grados F, de allí que se requiere corregir por temperatura la

presión Pb, la corrección se obtiene aplicando la ley de los gases reales.

Variación de la presión del N2 vs temperatura. Para obtener P vs T en un

volumen confinado de gas N2 es necesario aplicar la ley de los gases reales:

P.V = n.R.Z.T

es decir… P1/Z1.T1 = P2/Z2.T2 = n.R/V = constante

Luego P2 = P1 . [(Z2.T2) / (Z1.T1) ]

ó también P2 = P1 . Ct

El valor de Ct ha sido publicado tanto en fórmulas como en tablas:

Ct = 1 / { 1 + 0.00215 (Tv - 60)} .............. Ecuación 2.53

La Tv se obtiene con

Tv (ºF) = Tfondo - Gt (D - Dv)

De esta manera

Pb @ 60 F = Pb Ct .............. Ecuación 2.54

Gt: es el gradiente de temperatura en el pozo, si el yacimiento no se encuentra

aportando fluido (Pfondo≥Pws) se debe usar el gradiente geotérmico (Ggeot≅ 0.015

ºF/pie), pero si se encuentra aportando un determinado caudal se debe utilizar el

gradiente dinámico de temperatura (Gtd) para luego calcular una temperatura promedia

entre la dinámica y la geotérmica.Esta corrección no se realiza cuando el elemento de

cierre es un resorte. Ejemplo:

Determine la temperatura dinámica en una válvula instalada a 5000 pies en un pozo

de 7000 pies de profundidad que produce 640 bpd con una tubería de 2 7/8”, asuma

Ggeot= 15 °F/Mpies y una Tsup= 95 °F.

(Sol.: Tfondo= °F, Gtd= 1.1 °F/100 pies y Tv= °F)

La presión de apertura en el taller se obtiene con el mismo balance de fuerzas

realizado en el pozo, con la diferencia que Pp es cero.

Luego la ecuación (3.21) quedará:

Pvo (taller) = Pb @ 60 F / (1 - R) ............... Ecuación 2.55

Sustituyendo la ecuación (3.24) en esta última expresión se obtiene finalmente la

llamada Presión de Calibración (apertura) en el Taller, PTRO (Pressure Test Rack

Opening), el API la denomina Pvo:

Pvo = PTRO = Pb . Ct / (1 - R) ................ Ecuación 2.56

Ecuación 2.56 En la figura 19, se muestra un esquema del equipo utilizado para la

calibración de las válvulas en el taller.

Figura 19. Calibración de las válvulas en el taller

2.5. Optimización del pozo.

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 o 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 “BLACK OIL” (ver Figura 20).

Figura 20. Modelo para el comportamiento de afluencia de “Test Point Data” a “BLACK OIL”.

En el caso mostrado en la figura 21, 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”.

Figura 21. Skin Análisis

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”

(Figura 22) 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 más

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 más 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).

Figura 22. “Operating Point” de “Análisis”

Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda de energía para

levantar fluidos del yacimiento (figura 23)

Figura 23. Análisis nodal para disminuir la demanda de energía en el fondo. 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 o de rendimiento del pozo de LAG, 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” .

2.6 Definición de términos básicos

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 más profundo la tasa de gas adecuada

de acuerdo al comportamiento de producción del pozo

Espaciamiento de mandriles: determinación de las profundidades donde serán

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 o

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 o 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 o 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.

1.1.1. CAPÍTULO III

MARCO TEÓRICO

3. Estudio del sistema de recolección de gas LAGOCINCO.

La Unidad Producción Lagocinco, está conformada por 8 estaciones de flujo, tres

plataformas de recolección y distribución (EM-1, EM-2, PA-5), es importante destacar

que las estaciones VLE-16-05, VLE-09-05, VLE-01-05 y VLE-22-05 tienen factibilidad

para dos etapas de separación (Ver línea de trazos cortos en la 04).

Ciento veinte millones de pies cúbicos (120 MMPC) de gas recolectado es

entregado al complejo LAMARGAS a una presión de 50 lpc, este gas es manejado por

4 busters con una capacidad de 30 MMPC cada uno, los cuales incrementan la presión

de 50 lpc a 200 lpc, para de esta forma cumplir con especificaciones de entrada de las

unidades principales Cincogas-4 ó Cincogas-5 las cuales tienen una capacidad de 120

MMPC, descargando con una presión de 1850 lpc.

Figura 24. Sistema de recolección de gas Lagocinco.

En vista de lo antes mencionado es importante acotar que por la presencia de solo

4 busters en condiciones normales solo puede estar activa una sola unidad.

Por otra parte 90 MMPC adicionales de gas son entregados al Portacompresor VII

a una presión de aproximadamente 60 lpc, lo que suman en total 210 MMPC de gas

manejado, el resto es transferido a la Unidad de Explotación Centro Sur Lago a través

de la estación de flujo VLE-21-05 (ver figura 25).

EF 21-5

EF 22-5

EF 1-5

EF 16-5

EF 2-6EF 5-6

EF 9-5

LAGOMEDIOLAMAR II

PE EM-1

PE 8-3

PE PA-5PE EM-2

COMPLEJO

LAMARGAS Gas a Alta Presión

Gas a Baja Presión

PC-7 EF 23-5

MG-CL-3

CENTRO SUR LAGO

PE 3-6

EF 5-9

30”

16”16”

20”

20”

24”

24”

30”16” 16”

30”

30”

30”30”

16”

16”

14”

20”

20” 20”

24”

30”16”

0,5 Km

4 Km1,5 Km

1 Km4,5 Km

24”

4,5 Km3 Km

1,5 Km

12,5 Km

5 Km

7,5 Km

0,5 Km

3,5 Km

3,5 Km20” 0,5 Km

12,5 Km

1,5 Km

5 Km3,5 Km

4 Km

0,3 Km19 Km

BLOQUE V LAMAR

BLOQUE V CENTRO

BLOQUE VI

EF 21-5

EF 22-5

EF 1-5

EF 16-5

EF 2-6EF 5-6

EF 9-5

LAGOMEDIOLAMAR II

PE EM-1

PE 8-3

PE PA-5PE EM-2

COMPLEJO


Gas a Baja Presión

PC-7 EF 23-5

MG-CL-3

CENTRO SUR LAGO

PE 3-6

EF 5-9

30”

16”16”

20”

20”

24”

24”

30”16” 16”

30”

30”

30”30”

16”

16”

14”

20”

20” 20”

24”

30”16”

0,5 Km

4 Km1,5 Km

1 Km4,5 Km

24”

4,5 Km3 Km

1,5 Km

12,5 Km

5 Km

7,5 Km

0,5 Km

3,5 Km

3,5 Km20” 0,5 Km

12,5 Km

1,5 Km

5 Km3,5 Km

4 Km

0,3 Km19 Km

BLOQUE V LAMAR

BLOQUE V CENTRO

BLOQUE VI

Figura 25 Sistema de Compresión Lagocinco.

3.1 Análisis cromatográficos.

Una vez conocido el sistema de recolección de gas de la unidad de explotación

Lagocinco se buscaron las propiedades del gas producido en cada una de la estaciones

mediante análisis cromatográficos, ver figura 26.

BOOSTGAS (120

MMPCND)

60 / 1850

CINCOGAS IV, V (120 MMPCND)

GAS PARA LAG

SISTEMA DE GAS POR Ó N

SISTEMA DE GAS POR Ó N

BOOSTGAS (120 MMPCND) 50 / 200

PC VII

(90 MMPCND)

CINCOGAS IV, V (120 MMPCND)

185 / 180

GAS PARA LAG

SISTEMA DE GAS POR BAJA PRESÓNI Ó N

SISTEMA DE GAS POR ALTA PRESIÓN

Ó

Figura 26. Ejemplo de Cromatografías Utilizadas.

3.2 Caudales y presiones manejadas en las estaciones flujo.

Se realizaron graficas (1 y 2)del comportamiento producción de gas y presiones

durante 10 meses para cada estación de flujo y de esta forma tomar un comportamiento

estable y representativo para la simulación.

Gráfico 1. Ejemplo de Producción de Gas.

Gráfico 2. Ejemplo de Comportamiento de Presiones.

Volumen

0

3

5

8

10

13

15

18

20

23

25

28

30

33

35

38

40

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Alta

Baja

Presión

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

3.3 Simulación del sistema de recolección del gas.

Una vez obtenida toda la información necesaria del sistema se procedió a realizar

simulación en Pipephase de las condiciones actuales que se ilustra en la figura 27.

Figura 27. Software Pipephase

3.4 Proyecciones del sistema de recolección.

En base a las condiciones actuales se realizó proyección en la disminución de las

presiones a nivel de las estaciones de flujo. Esto se realizó anexando el sistema de

recolección de alta al de baja y de esta manera aumentar el área de flujo y disminuir las

fricciones y en su defecto las presiones.

3.5 Información de pozos.

Para realizar los análisis nodales se busco y organizó mediante una tabla de Excel

toda información de los pozos activos de las estaciones de flujo: producción, corte de

agua, gas producido, presión de yacimiento, presión de fondo fluyente, relación gas

petróleo, gas de inyección, reductor, válvulas de gas lift, diámetro y longitud de tuberías

y revestidor, profundidad de los perforados.Ver tabla 3.

Tabla 3. Información de Pozos.

3.6 Análisis de sensibilidades del caudal con los cambios de presión.

Se realizó análisis nodal para cada pozo obteniendo la condición actual, luego se

cambio la presión del separador obteniendo un incremento del caudal producto de la

disminución de la Pwf. Ver figura 28 y 29.

EF POZO FECHA BB BN %AyS GT YACIMIENTO Py Pwf RGP GL CHOQUE MANDRIL Dim Tub

LPG-22-5 LPG1118 26/12/10 842 539 36 1271 C-2 VLE0305

LPG-22-5 LPG1458 18/12/10 1182 756 36 2043 C-2 VLE0305

LPG-22-5 LPG1462 28/12/10 290 116 60 1244 C-2 VLE0305

LPG-22-5 LPG1465 22/12/10 191 96 50 883 ICOTEA VLE0339

LPG-22-5 LPG1466 27/12/10 136 73 46 908 C-2 LPG1324

LPG-22-5 LPG1609 25/12/10 1977 435 78 2041 C-2 VLE0305

LPG-22-5 VLE1583 13/12/10 578 566 2 1392 C-3 VLE0370

LPG-22-5 VLE1586 26/12/10 616 246 60 431 C-3 VLE0370

LPG-22-5 VLE1590 27/12/10 897 718 20 1442 C-3 VLE0370

LRF-2-6 LRF0003 21/12/10 357 71 80 1952 C-5S LRF0003 1800 2700 950 12282 2,875

LRF-2-6 LRF0013 15/12/10 337 51 85 1952 C-4 LRF0013 2000 3500 1900 11674 2,875

LRF-2-6 LRF0060 26/12/10 847 169 80 574 B-INF LRF-0049 4000 700 500 3/8'' 10166 3,5

LRF-2-6 LRF0088 24/12/10 140 63 55 1521 B-INF LRF-0049 2500 3000 500 3/8'' 10070 2,875

LRF-2-6 LRF0089 27/12/10 610 61 90 1521 C-5S LRF0049 2500 3000 1300 11201 3,5

LRF-2-6 LRF0101 27/12/10 678 190 72 831 B-INF LRF-0049 3000 1300 600 1/2'' 9983 3,5

LRF-2-6 LRF0106 26/12/10 710 71 90 2571 B-INF LRF-0049 2500 1300 700 3/4'' 10041 3,5

LRF-2-6 LRF0108 24/12/10 179 143 20 1420 C-3 LRF0060 1700 1300 800 11341 3,5

LRF-2-6 LRF0118 14/12/10 126 123 2 1566 C-3 LRF0060 1700 1800 1200 11147 2,875

LRF-2-6 LRF0120 17/12/10 643 141 78 846 B-INF LRF-0049 3000 500 800 3/8'' 10086 2,875

LRF-2-6 LRF0122 25/12/10 553 55 90 672 B-INF LRF-0049 2500 1100 600 10038 2,875

LRF-2-6 LRF0143 27/12/10 424 420 1 794 C-5S LRF0049 2200 300 700 11689 2,875

LRF-2-6 LRF0148 19/12/10 685 82 88 1428 C-5S LRF0132 3500 3000 1100 3/8'' 12738 2,875

LRF-2-6 LRF0150 07/12/10 434 87 80 1428 C-5S LRF0049 2200 350 1200 11526 2,785

LRF-2-6 LRF0151 26/12/10 161 129 20 1428 C-5S LRF0040 1700 2500 1000 10501 2,875

LRF-2-6 LRF0152 27/12/10 266 239 10 1101 C-3 LRF0060 2200 900 1100 3/4'' 11341 3,5

LRF-2-6 LRF0154 28/12/10 311 249 20 927 C-4 LRF0049 2500 1100 1000 11648 3,5

LRF-2-6 LRF0156 18/12/10 232 162 30 1960 C-5S LRF0049 2000 600 1500 11553 3,5

LRF-2-6 LRF0158 28/12/10 630 328 48 1155 C-5I LRF0052 3600 1300 1000 7/8'' 11878 3,5

LRF-2-6 LRF0160 18/12/10 285 254 11 1860 C-5I LRF0052 2000 1600 1300 11440 3,5

LRF-2-6 LRF0163 22/12/10 539 270 50 2424 C-4 LRF0049 2700 800 2000 3/4'' 11991 3,5

LRF-5-6 LRF0016 18/12/10 188 117 38 998 C-3 LRF0016 * 1500 1700 800 12024 2,875

LRF-5-6 LRF0020 19/12/10 552 386 30 1973 C-3 LRF0020 2200 900 1500 1'' 11807 3,5

LRF-5-6 LRF0026ST 22/12/10 625 375 40 2163 C-3 LRF0016 * 3000 600 1700 11669 2,875

LRF-5-6 LRF0029 27/12/10 466 196 58 1910 C-3 LRF0020 2200 3000 1200 11698 3,5

LRF-5-6 LRF0080 26/12/10 810 324 60 2325 C-3 LRF0016 * 3000 750 1900 1'' 11361 3,5

LRF-5-6 LRF0081 ST 24/12/10 266 146 45 1412 C-3 LRF0020 2000 1400 1300 10145 3,5

LRF-5-6 LRF0094A 07/12/10 295 277 6 1064 C-3 LRF0016 * 2200 750 1900 11608 3,5

LRF-5-6 LRF0112 28/12/10 536 107 80 1368 C-4 LRF0005 * 2800 1100 1200 10782 2,875

LRF-5-6 LRF0117 29/11/10 681 586 14 1198 C-3 LRF0016 * 3000 550 1150 5/8'' 11009 2,875

Figu

ra

29. Estilo de Análisis Nodal Pipesim.

3.7 Evaluación de alimentación de gas combustibles en las Plantas de Inyección

de Agua (PIA) .

Se busco la alternativa más factible para alimentación de las PIAs.Ver figura 30.

Flujo Acumulado Vs Flujo Neto

-5

0

5

10

15

20

25

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

VPN = 19.03

EF 9-5

COMPLEJO

LAMARGAS

6”

4”

4”

3,3 Km

4”

2,7 Km

BLOQUE V LAMAR

EF 1-5

PIA 2-5PIA 4-5

PIA 9-5

BOOSTERS

CINCOGAS IV. V

1,25 Km

PIA 1-5

2,1 Km

3”

EF 9-5

COMPLEJO

LAMARGAS

6”

4”

4”

3,3 Km

4”

2,7 Km

BLOQUE V LAMAR

EF 1-5

PIA 2-5PIA 4-5

PIA 9-5

BOOSTERS

CINCOGAS IV. V

1,25 Km

PIA 1-5

2,1 Km

3”

Figura 30. Alternativa Planteada para Alimentación de las PIAs.

3.8 Evaluación económica con la herramienta SEEPLUS

A continuación se presenta en la figura 31, la grafica que arroja como resultado el

software en cuanto al flujo Acumulado vs Flujo Neto en Lagocinco.

Figura 31. Evaluación Económica

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

4. Presión manejada por estación de flujo.

Se realizaron gráficos de comportamiento de presiones de separación del sistema

de recolección de gas de la Unidad de Producción Lagocinco la cual está conformada

por 8 estaciones de flujo: VLE-21-5 (9 Pozos), VLE-01-05 (15 Pozos), VLE-09-05 (16

Pozos), VLE-16-05 (23 Pozos), VLE-21-05 (35 Pozos), VLE-23-05 (9 Pozos), VLE-02-

06 (21 Pozos) y VLE-05-06 (22 Pozos), las cuales suman un total de 150 pozos activos

por un lapso de diez (10) meses con el fin de obtener una presión de separación

promedio para la simulación.

Promedio de la presión de separación conformada por ocho estaciones de flujo por

un lapso de diez meses:

4.1. Estación de flujo VLE-22-05

El siguiente análisis muestra el comportamiento de presiones de separación en la

estación de flujo VLE-22-05 en un lapso de diez meses (10) obtenido una presión de

separación promedio de 55 lpca, ver Gráfico 3.

Presión

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Presión 55

Presión

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Presión 58

Gráfico 3. Comportamiento de Presión de la Estación VLE-22-05.




separación promedio de 58 lpc, ver Gráfico 4.

Gráfico 4. Comportamiento de Presión de la Estación VLE-01-05

Presión

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Presión

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Presión 65

Presión 68










Gráfico 6. Comportamiento de Presión de la Estación VLE-16-05

Presión

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Presión 88

Presión

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Presión 90



estación de flujo VLE-21-05 en un lapso de diez (10) meses obtenido una presión de






separación promedio de 90 lpca, ver Gráfico8.


Presión 02-06

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Presión 90

4.7. Estación de flujo LRF-02-06




Gráfico 9. Comportamiento de Presión de la Estación LRF-02-06.

4.8. Estación de flujo LRF-05-06


estación de flujo VLE-05-06 en un lapso de diez (10) meses obtenido una presión de


Presión 05-06

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Presión 92

Gráfico 10. Comportamiento de Presión de la Estación LRF-05-06.

4.9 Caudal de gas manejado por estación de flujo.

Se realizaron graficas del comportamiento producción de gas por un lapso de diez

(10) meses para cada estación de flujo con el fin de obtener un caudal de gas total

promedio estable y representativo para la simulación.

4.10 Estación de flujo VLE-22-05

El siguiente análisis muestra el comportamiento de producción de gas total en la

estación de flujo VLE-22-05 en un lapso de diez (10) meses obtenido un caudal de gas

total promedio de 10,459 MMPCND, ver Gráfico 11.

Volumen

0

3

5

8

10

13

15

18

20

23

25

28

30

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Baja

Caudal 10459

Volumen

0

3

5

8

10

13

15

18

20

23

25

28

30

33

35

38

40

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Baja

Caudal 24200

Gráfico 11. Comportamiento de Caudal de Gas de la Estación VLE-22-05.



estación de flujo VLE-01-05 en un lapso de diez meses (10) obtenido un caudal de gas



Volumen

0

3

5

8

1013

15

18

20

23

25

28

30

33

3538

40

43

45

48

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Baja

Caudal 32500

Volumen

0

3

5

8

10

13

15

18

20

23

25

28

30

33

35

38

40

43

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Baja

Caudal 31120











Volumen

0

3

5

8

10

13

15

18

20

23

25

28

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Baja

Caudal 17692

Volumen

30

33

35

38

40

43

45

48

50

53

55

58

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Baja Caudal 47219











Volumen EF 02-06 Y 05-06

05

10152025

303540

455055

606570

75808590

95100

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

BajaCaudal 66920

4.16 Estación de flujo LRF-02-06 y LRF-05-06

El siguiente análisis muestra el comportamiento de producción de gas total en

conjunto en las estaciones de flujos VLE-02-06 y VLE-05-06 en un lapso de diez meses

(10) obtenido un caudal de gas total promedio de 66,920 MMPCND, ver Gráfico 17.

Gráfico 17. Comportamiento de Caudal de Gas de las Estaciónes LRF-02-06 y LRF-05-

06.

Por esta razón se realizó una discretización de la producción, se buscó pruebas

representativas de cada pozo activo de ambas estaciones, tomando como referencia el

gas producido, tal como se presentan en las Tablas 4 y 5.

Estación Pozos Fecha de Prueba BB BN GT

LRF-2-6 LRF0003 26-Nov-10 469 92 1470

LRF-2-6 LRF0013 24-Nov-10 486 57 2529

LRF-5-6 LRF0016 27-Nov-10 175 110 998

LRF-5-6 LRF0020 28-Nov-10 653 520 2012

LRF-5-6 LRF0026 28-Nov-10 647 477 2216

LRF-5-6 LRF0029 11-Nov-10 491 193 1948

LRF-2-6 LRF0060 29-Nov-10 809 159 684

LRF-5-6 LRF0080 03-Nov-10 1137 447 2382

LRF-5-6 LRF0081 06-Nov-10 351 186 1441

LRF-2-6 LRF0088 30-Nov-10 127 50 2202

LRF-2-6 LRF0089 25-Nov-10 51 5 2066

LRF-5-6 LRF0094A 22-Nov-10 268 248 1085

LRF-2-6 LRF0101 26-Nov-10 791 218 775

LRF-2-6 LRF0106 27-Nov-10 766 75 2431

LRF-2-6 LRF0108 27-Nov-10 208 156 2217

LRF-5-6 LRF0112 17-Nov-10 451 71 1391

LRF-5-6 LRF0117 29-Nov-10 681 576 1222

LRF-2-6 LRF0118 27-Nov-10 216 212 1666

LRF-2-6 LRF0120 13-Nov-10 369 218 826

LRF-2-6 LRF0122 14-Nov-10 460 45 734

LRF-5-6 LRF0123 29-Nov-10 676 200 917

LRF-5-6 LRF0125 16-Nov-10 631 124 977

LRF-2-6 LRF0126 28-Nov-10 759 164 362

LRF-5-6 LRF0128A 06-Nov-10 528 52 1450

LRF-5-6 LRF0130 18-Nov-10 398 368 1421

LRF-5-6 LRF0131 18-Nov-10 312 68 1278

LRF-5-6 LRF0132 05-Nov-10 800 142 1572

LRF-5-6 LRF0133 28-Oct-10 506 189 2792

LRF-5-6 LRF0137 25-Nov-10 417 103 1265

LRF-5-6 LRF0138 19-Nov-10 1075 275 1527

LRF-5-6 LRF0139 30-Nov-10 561 177 630

LRF-2-6 LRF0143 27-Nov-10 546 532 813

LRF-5-6 LRF0146 27-Nov-10 103 100 514

LRF-2-6 LRF0148 11-Nov-10 623 86 1640

LRF-2-6 LRF0150 16-Nov-10 478 94 1258

LRF-2-6 LRF0151 29-Nov-10 155 119 1473

LRF-2-6 LRF0152 12-Nov-10 390 192 1454

LRF-2-6 LRF0154 11-Nov-10 236 190 1292

LRF-5-6 LRF0155 23-Nov-10 751 709 336

LRF-2-6 LRF0156 28-Nov-10 232 160 1948

LRF-2-6 LRF0158 17-Nov-10 593 350 1329

LRF-2-6 LRF0159 14-Nov-10 239 42 2057

LRF-2-6 LRF0160 16-Nov-10 264 234 2281

LRF-2-6 LRF0163 03-Nov-10 787 434 2637

LRF-5-6 VLE1508 25-Nov-10 1490 220 944

LRF-5-6 VLE1519 21-Nov-10 1368 565 1796

68258

Tabla 4. Producción de Gas de los Pozos de las Estaciones LRF-02-06 y LRF-05-06.

Volumen

180

185

190

195

200

205

210

215

220

225

230

235

240

245

250

255

260

265

270

01-01 31-01 02-03 01-04 01-05 31-05 30-06 30-07 29-08 28-09 28-10 27-11 27-12

Caudal 223000

Tabla 5. Discretización de Gas de las Estaciones VLE-02-06 y VLE-05-06.

4.17 Producción de Gas Total

En el Gráfico 18, se presenta el comportamiento de producción de gas total

conformada por 8 estaciones de flujo obteniendo un caudal de gas total 223,

000MMPCND.

Gráfico 18. Comportamiento de Caudal de Gas Total Lagocinco.

En vista que la producción total no coteja de manera exacta con la producción

promedio de cada una de las estaciones se realizó una normalización la cual se

muestra en la tabla No 6

Gas Promedio 66920

Estación GT PRUEBAS Factor (%)

LRF-2-6 36143,7 52,95 35435

LRF-5-6 32114,7 47,05 31485

Total 68258,4 100 66920

EF 21-5

EF 22-5

EF 1-5

EF 16-5

EF 2-6EF 5-6

EF 9-5

LAGOMEDIOLAMAR II

PE EM-1

PE 8-3

PE PA-5PE EM-2

COMPLEJO


Gas a Baja Presión

PC-7 EF 23-5

MG-CL-3

CENTRO SUR LAGO

PE 3-6

EF 5-9

30”

16”16”

20”

20”

24”

24”

30”16” 16”

30”

30”

30”30”

16”

16”

14”

20”

20” 20”

24”

30”16”

0,5 Km

4 Km1,5 Km

1 Km4,5 Km

24”

4,5 Km3 Km

1,5 Km

12,5 Km

5 Km

7,5 Km

0,5 Km

3,5 Km

3,5 Km20” 0,5 Km

12,5 Km

1,5 Km

5 Km3,5 Km

4 Km

0,3 Km19 Km

BLOQUE V LAMAR

BLOQUE V CENTRO

BLOQUE VI

EF 21-5

EF 22-5

EF 1-5

EF 16-5

EF 2-6EF 5-6

EF 9-5

LAGOMEDIOLAMAR II

PE EM-1

PE 8-3

PE PA-5PE EM-2

COMPLEJO


Gas a Baja Presión

PC-7 EF 23-5

MG-CL-3

CENTRO SUR LAGO

PE 3-6

EF 5-9

30”

16”16”

20”

20”

24”

24”

30”16” 16”

30”

30”

30”30”

16”

16”

14”

20”

20” 20”

24”

30”16”

0,5 Km

4 Km1,5 Km

1 Km4,5 Km

24”

4,5 Km3 Km

1,5 Km

12,5 Km

5 Km

7,5 Km

0,5 Km

3,5 Km

3,5 Km20” 0,5 Km

12,5 Km

1,5 Km

5 Km3,5 Km

4 Km

0,3 Km19 Km

BLOQUE V LAMAR

BLOQUE V CENTRO

BLOQUE VI

Tabla 6. Normalización de la Producción de Gas.

4.18 Simulaciones del sistema de recolección del gas actual

El sistema de recolección de gas actual de la unidad de producción Lagocinco está

conformada por 8 estaciones de flujo, tres plataformas de recolección y distribución

(EM-1, EM-2, PA-5), es importante destacar que las estaciones VLE-16-05, VLE-09-05,

VLE-01-05 y VLE-22-05 tienen factibilidad para dos etapas de separación ( Ver línea de

trazos cortos en la figura 32).

Figura 32. Sistema de Recolección de Gas Lagocinco.

Promedio 223000

Estaciones Flujo Q gas Promedio Factor % Q i Pi Ti P Caso base

VLE-22-05 10459 0,05 4,55 10136 55 88 52,17

VLE-01-05 24200 0,11 10,52 23452 58 86 54,85

VLE-09-05 32500 0,14 14,12 31496 65 85 63,58

VLE-16-05 31120 0,14 13,52 30158 68 82 70,01

VLE-02-06 35435 0,15 15,40 34340 90 89 88,11

VLE-05-06 31485 0,14 13,68 30512 92 89 90,70

VLE-21-05 47219 0,21 20,52 45760 88 100 90,32

VLE-23-05 17692 0,08 7,69 17145 90 90 91,16

Sumatoria 230110 1 100 223000

Figura 33. Simulación en Pipephase del Sistema de Recolección de Gas Actual.

Se realizó simulación en Pipephase del sistema de recolección de gas actual (figura

33) obteniendo como resultado lo siguiente presiones de separación para cada estación

de flujo, ver Tabla 7.

Tabla 7. Resultados Simulación Pipephase Condiciones Actuales.

Estaciones Flujo Q i Pi P Simulación

VLE-22-05 10136 55 52,17

VLE-01-05 23452 58 54,85

VLE-09-05 31496 65 63,58

VLE-16-05 30158 68 70,01

VLE-02-06 34340 90 88,11

VLE-05-06 30512 92 90,70

VLE-21-05 45760 88 90,32

VLE-23-05 17145 90 91,16

Sumatoria 223000

4.19 Simulaciones del sistema de alta a baja (caso 1).

La simulación con Pipephase para el sistema de recolección de gas actual a baja

presión de separación de la unidad de producción Lagocinco está conformada por

cuatro (4) estaciones de flujo VLE-16-05, VLE-09-05, VLE-01-05 y VLE-22-05 tienen

factibilidad para dos etapas de separación y las otras estaciones de flujo (4) son

manejadas por gas de baja presión (Ver línea de trazos cortos en la figura 34).

Figura 34. Sistema de Recolección por Baja.

EF 21-5

EF 22-5

EF 1-5

EF 16-5

EF 2-6EF 5-6

EF 9-5

LAGOMEDIOLAMAR II

PE EM-1

PE 8-3

PE PA-5PE EM-2

COMPLEJO


Gas a Baja Presión

Cambio de Alta a Baja

PC-7 EF 23-5

MG-CL-3

CENTRO SUR LAGO

PE 3-6

EF 5-9

30”

16”16”

20”

20”

24”

24”

30”16” 16”

30”

30”

30”30”

16”

16”

14”

20”

20” 20”

24”

30”16”

0,5 Km

4 Km1,5 Km

1 Km4,5 Km

24”

4,5 Km3 Km

1,5 Km

12,5 Km

5 Km

7,5 Km

0,5 Km

3,5 Km

3,5 Km20” 0,5 Km

12,5 Km

1,5 Km

5 Km3,5 Km

4 Km

0,3 Km19 Km

BLOQUE V LAMAR

BLOQUE V CENTRO

BLOQUE VI

EF 21-5

EF 22-5

EF 1-5

EF 16-5

EF 2-6EF 5-6

EF 9-5

LAGOMEDIOLAMAR II

PE EM-1

PE 8-3

PE PA-5PE EM-2

COMPLEJO


Gas a Baja Presión


PC-7 EF 23-5

MG-CL-3

CENTRO SUR LAGO

PE 3-6

EF 5-9

30”

16”16”

20”

20”

24”

24”

30”16” 16”

30”

30”

30”30”

16”

16”

14”

20”

20” 20”

24”

30”16”

0,5 Km

4 Km1,5 Km

1 Km4,5 Km

24”

4,5 Km3 Km

1,5 Km

12,5 Km

5 Km

7,5 Km

0,5 Km

3,5 Km

3,5 Km20” 0,5 Km

12,5 Km

1,5 Km

5 Km3,5 Km

4 Km

0,3 Km19 Km

BLOQUE V LAMAR

BLOQUE V CENTRO

BLOQUE VI

EF 21-5

EF 22-5

EF 1-5

EF 16-5

EF 2-6EF 5-6

EF 9-5

LAGOMEDIOLAMAR II

PE EM-1

PE 8-3

PE PA-5PE EM-2

COMPLEJO


Gas a Baja Presión


PC-7 EF 23-5

MG-CL-3

CENTRO SUR LAGO

PE 3-6

EF 5-9

30”

16”16”

20”

20”

24”

24”

30”16” 16”

30”

30”

30”30”

16”

16”

14”

20”

20” 20”

24”

30”16”

0,5 Km

4 Km1,5 Km

1 Km4,5 Km

24”

4,5 Km3 Km

1,5 Km

12,5 Km

5 Km

7,5 Km

0,5 Km

3,5 Km

3,5 Km20” 0,5 Km

12,5 Km

1,5 Km

5 Km3,5 Km

4 Km

0,3 Km19 Km

BLOQUE V LAMAR

BLOQUE V CENTRO

BLOQUE VI

EF 21-5

EF 22-5

EF 1-5

EF 16-5

EF 2-6EF 5-6

EF 9-5

LAGOMEDIOLAMAR II

PE EM-1

PE 8-3

PE PA-5PE EM-2

COMPLEJO


Gas a Baja Presión


PC-7 EF 23-5

MG-CL-3

CENTRO SUR LAGO

PE 3-6

EF 5-9

30”

16”16”

20”

20”

24”

24”

30”16” 16”

30”

30”

30”30”

16”

16”

14”

20”

20” 20”

24”

30”16”

0,5 Km

4 Km1,5 Km

1 Km4,5 Km

24”

4,5 Km3 Km

1,5 Km

12,5 Km

5 Km

7,5 Km

0,5 Km

3,5 Km

3,5 Km20” 0,5 Km

12,5 Km

1,5 Km

5 Km3,5 Km

4 Km

0,3 Km19 Km

BLOQUE V LAMAR

BLOQUE V CENTRO

BLOQUE VI

Estaciones Flujo Q i Pi P Simulación P Baja Caso 1 ∆ P

VLE-22-05 10136 55 52,17 50,43 1,74

VLE-01-05 23452 58 54,85 51,22 3,63

VLE-09-05 31496 65 63,58 53,47 10,11

VLE-16-05 30158 68 70,01 60,27 9,74

VLE-02-06 34340 90 88,11 80,08 8,03

VLE-05-06 30512 92 90,70 82,89 7,81

VLE-21-05 45760 88 90,32 78,11 12,21

VLE-23-05 17145 90 91,16 79,06 12,10

Sumatoria 223000

Figura 35. Simulación en Pipephase del Sistema de Recoleción de Alta a Baja(Caso 1).

Se realizó la simulación con pipephase para las ochos (8) estaciones de flujo

(figura 35) donde se tomaron en cuenta las presiones de separación y el caudal de gas

total promedio por estación de flujo y resulto que las presiones de separación

disminuyen hasta 12,2 lpc como se muestra en la Tabla 8.

Tabla 8. Resultados del Sistema de Alta a Baja.

EF 21-5

EF 22-5

EF 1-5

EF 16-5

EF 2-6EF 5-6

EF 9-5

LAGOMEDIOLAMAR II

PE EM-1

PE 8-3

PE PA-5PE EM-2

COMPLEJO


Gas a Baja Presión


EF 23-5

MG-CL-3

CENTRO SUR LAGO

PE 3-6

EF 5-9

30”

16”16”

20”

20”

24”

24”

30”16” 16”

30”

30”30”

16”

16”

14”

20”

20” 20”

24”

30”16”

4 Km1,5 Km

1 Km4,5 Km

24”

4,5 Km3 Km

1,5 Km

12,5 Km

5 Km

7,5 Km

0,5 Km

3,5 Km

3,5 Km20” 0,5 Km

12,5 Km

1,5 Km

5 Km3,5 Km

4 Km

0,3 Km19 Km

BLOQUE V LAMAR

BLOQUE V CENTRO

BLOQUE VI

EF 21-5

EF 22-5

EF 1-5

EF 16-5

EF 2-6EF 5-6

EF 9-5

LAGOMEDIOLAMAR II

PE EM-1

PE 8-3

PE PA-5PE EM-2

COMPLEJO


Gas a Baja Presión


EF 23-5

MG-CL-3

CENTRO SUR LAGO

PE 3-6

EF 5-9

30”

16”16”

20”

20”

24”

24”

30”16” 16”

30”

30”30”

16”

16”

14”

20”

20” 20”

24”

30”16”

4 Km1,5 Km

1 Km4,5 Km

24”

4,5 Km3 Km

1,5 Km

12,5 Km

5 Km

7,5 Km

0,5 Km

3,5 Km

3,5 Km20” 0,5 Km

12,5 Km

1,5 Km

5 Km3,5 Km

4 Km

0,3 Km19 Km

BLOQUE V LAMAR

BLOQUE V CENTRO

BLOQUE VI

4.20 Simulaciones del sistema en baja y desincorporando el portacompresor VII

(caso 2).

La simulación con Pipephase para el sistema de recolección de baja presión de

separación de la unidad de producción Lagocinco está conformada por (4) estaciones

de flujo VLE-16-05, VLE-09-05, VLE-01-05 y VLE-22-05 tienen factibilidad para dos

etapas de separación y las otras estaciones de flujo (4) son manejadas por gas de baja

presión y desincorporando el portacompresor VII (ver Gráfico 36)

Figura 36. Sistema de Recolección de Gas Desincorporando el Portaconpresor VII.

Figura 37. Simulación en Pipephase del Sistema con la Desincorporación del

Portacompresor VII.

Se realizó la simulación con pipephase para las ochos (8) estaciones de flujo y

desincorporando el portacompresor VII (Figura 37) donde se tomaron en cuenta las

presiones de separación y el caudal de gas total promedio por estación de flujo y resulto

que no tiene un impacto significativo como se puede observar las presiones de

simulación con el sistema de recolección de gas a baja presión (P simulación) y las

presión desincorporando el porta VII (Pbaja caso 2) son muy parecidas como se

muestra en la tabla 9:

Estaciones Flujo Q i Pi P Simulación P Baja Caso 2 ? P

VLE-22-05 10136 55 52,17 50,43 1,74VLE-01-05 23452 58 54,85 51,22 3,63

VLE-09-05 31496 65 63,58 53,47 10,11VLE-16-05 30158 68 70,01 60,27 9,74

VLE-02-06 34340 90 88,11 80,08 8,03VLE-05-06 30512 92 90,70 82,89 7,81

VLE-21-05 45760 88 90,32 78,11 12,21VLE-23-05 17145 90 91,16 79,06 12,10

Sumatoria 223000

Tabla 9. Resultados del Sistema con la Desincorporación del Portacompresor VII.

Según los resultados obtenidos se observa que no existe un impacto significativo en

las presiones, lo cual hace factible la desincorporación del Portacompresor VII. Es

importante tener en cuenta para poder realizar lo antes mencionado se tienen que

adicionar 4 boosters a nivel de Lamargas, además acondicionar 5-GAS-3 utilizando la

prataforma ya existente, esto tendría como ganancial la disponibilidad de una planta de

compresión portátil, la cual puede ser utilizada en áreas no tradicionales donde no

existan facilidades disponibles (ver Figura 38)

Figura 38. Sistema de Compresión Propuesto.

SISTEMA DE GAS POR BAJA PRESI Ó N

ANTIGUO SISTEMA DE GAS POR ALTA PRESI Ó N

BOOSTGAS (120 MMPCND)

50 / 200 lpc

CINCOGAS IV (120 MMPCND) 185 / 2100 lpc

GAS PARA LAG

NUEVOS BOOSTERS (90 MMPCND) 50 / 200 lpc

CINCOGAS V (120 MMPCND) 185 / 2100 lpc

SISTEMA DE GAS POR BAJA PRESI Ó N

ANTIGUO SISTEMA DE GAS POR ALTA PRESI Ó N

BOOSTGAS (120 MMPCND)

50 / 200 l

CINCOGAS IV (120 MMPCND) 185 / 2100

GAS PARA LAG

NUEVOS BOOSTERS (90 MMPCND) 50 / 200

CINCOGAS V (120 MMPCND) 185 / 2100

POZO Psep 0 Psep 1 Psep 2 Q 0 Q 1 Q 2 Δ Q 1 Δ Q 2

VLE0094 63,58 53,47 64,15 165,75 166,93 165,5 1,062 -0,225

VLE0098 63,58 53,47 64,15 196,78 198,43 196,43 1,155 -0,245

VLE0455 63,58 53,47 64,15 117,34 117,34 117,34 0 0

VLE554 63,58 53,47 64,15 448 448 448 0 0

VLE0599 185 53,47 64,15 1325,75 1484,2 1477,2 39,6125 37,8625

VLE0779 63,58 53,47 64,15 153,47 165,16 151,37 11,5731 -2,079

VLE0792 63,58 53,47 64,15 534,07 540,46 533,48 1,278 -0,118

VLE0855 63,58 53,47 64,15 291,21 296,7 289,47 3,843 -1,218

VLE0970 63,58 53,47 64,15 159,55 165,66 158,68 5,9878 -0,8526

VLE1281 63,58 53,47 64,15 557,95 560,22 557,27 0,908 -0,272

VLE1438 63,58 53,47 64,15 155,86 164,24 154,26 3,352 -0,64

VLE1505 63,58 53,47 64,15 706,84 708,14 706,65 1,235 -0,1805

VLE1537 63,58 53,47 64,15 139,6 142,54 139,1 2,9106 -0,495

VLE1540 63,58 53,47 64,15 947,46 951,04 946,76 1,074 -0,21

VLE1572 63,58 53,47 64,15 180,3 185,94 179,01 3,384 -0,774

VLE1580 63,58 53,47 64,15 1229 1229 1229 0 0

Q= 77,37 30,55

4.21 Análisis nodales con Pipesim.

Como se observa en la Tabla 4 y 6 la disminución en la presiones de las estaciones

VLE-22-05 y VLE-01-05, son entre 1 y 3 lpc respectivamente motivo por lo cual no fue

tomado en cuenta en la simulación.



cambió la presión del separador obteniendo un incremento del caudal, producto de la

disminución de la Pwf tomando en cuenta la estación de flujo VLE-09-05 (16 pozos

activos) y las presión separación actual (Psep 0 lpc), y simulando el primer caso con

presión de separación con la red de gas a baja presión (Psep 1 lpc) y el segundo caso

la presión de separación con la desincorporación del porta VII (Psep 2 lpc) y obteniendo

los diferentes caudales de crudo para el primer caso un incremento adicional de 77,37

BNPD y para el segundo caso un incremento de 30,55 BNPD. Ver Tabla 10.

Tabla 10. Resultados de Análisis Nodales de la Estación de Flujo VLE-09-05.


LRF0162 70,01 60,27 70,06 822,00 822,00 822,00 0 0

VLE0394 70,01 60,27 70,06 111,26 112,29 111,15 1,0197 -0,1089

VLE0510 70,01 60,27 70,06 152,63 155,49 152,34 2,8028 -0,2842

VLE0647 70,01 60,27 70,06 434,26 447,31 434,16 8,4825 -0,065

VLE0675 70,01 60,27 70,06 385,46 391,40 385,25 1,188 -0,042

VLE0973 70,01 60,27 70,06 178,55 190,45 178,30 11,543 -0,2425

VLE0987 70,01 60,27 70,06 456,00 456,00 456,00 0 0

VLE0992 70,01 60,27 70,06 138,32 141,31 138,18 2,3322 -0,1092

VLE1005 70,01 60,27 70,06 66,19 67,28 66,12 1,08108 -0,06732

VLE1006 70,01 60,27 70,06 57,30 59,32 57,18 2,00079 -0,11781

VLE1046 70,01 60,27 70,06 72,52 74,42 72,28 1,88298 -0,23562

VLE1127 70,01 60,27 70,06 85,33 87,34 85,19 1,98792 -0,14058

VLE1139 70,01 60,27 70,06 678,95 683,15 679,00 1,6824 0,0224

VLE1155 70,01 60,27 70,06 91,12 92,23 91,08 0,9435 -0,034

VLE1288 70,01 60,27 70,06 49,13 52,24 49,09 3,0789 -0,0396

VLE1330 70,01 60,27 70,06 778,00 778,00 778,00 0 0

VLE1336 70,01 60,27 70,06 730,00 730,00 730,00 0 0

VLE1500 70,01 60,27 70,06 938,00 938,00 938,00 0 0

VLE1524 70,01 60,27 70,06 190,30 200,30 190,17 6 -0,078

VLE1543 70,01 60,27 70,06 136,23 138,30 136,14 1,6974 -0,0738

VLE1564 70,01 60,27 70,06 50,58 52,46 50,32 1,8612 -0,2574

VLE1582 70,01 60,27 70,06 845,00 845,00 845,00 0 0

VLE1593 70,01 60,27 70,06 561,32 579,22 561,18 5,37 -0,042

Q= 54,95 -1,92



cambió la presión del separador obteniendo un incremento del caudal producto de la


activos) y la presión separación actual (Psep 0 lpc), y simulando el primer caso con




BNPD y para el segundo caso una disminución de -1,92 BNPD. Ver Tabla 11.







VLE1003 91,16 79,06 87,03 77,12 79,44 78,02 1,624 0,63

VLE1022 91,16 79,06 87,03 184,01 204,55 190,29 4,108 1,256

VLE1071 91,16 79,06 87,03 205,77 212,47 208,08 4,288 1,4784

VLE1154 91,16 79,06 87,03 199,23 201,47 200,24 1,5232 0,6868

VLE1274 91,16 79,06 87,03 76,67 77,62 76,95 0,931 0,2744

VLE1279 91,16 79,06 87,03 158,5 170,23 162,68 6,0996 2,1736

VLE1311A 91,16 79,06 87,03 421,24 431,59 424,6 2,07 0,672

VLE1400 91,16 79,06 87,03 85,66 93,28 88,13 7,3914 2,3959

VLE1424 91,16 79,06 87,03 104,32 119,41 109,78 6,036 2,184

Q= 34,07 11,75

activos) y las presión separación actual (Psep 0 lpc), y simulando el primer caso con




BNPD y para el segundo caso un incremento de 11,75 BNPD, Ver Tabla 12.




cambió la presión del separador obteniendo un incremento el caudal producto de la






BNPD y para el segundo caso un incremento de 47,81 BNPD. Ver Tabla 13.

POZO Psep 0 Psep 1 Psep 2 Q 0 Q 1 Q 2 Δ Q1 Δ Q2

LSG0008 90,32 78,11 86,15 159,72 163,29 159,78 1,071 0,018

LSG0013 90,32 78,11 86,15 301,17 306,05 302,85 3,66 1,26LSG1269 90,32 78,11 86,15 86,92 94,08 89,28 7,0884 2,3364

VLE0198 90,32 78,11 86,15 222,28 226,23 223,69 2,5675 0,9165

VLE0344 90,32 78,11 86,15 181,2 183,75 182,06 1,275 0,43

VLE0380 90,32 78,11 86,15 132,57 134,45 133,83 1,786 1,197

VLE0390 90,32 78,11 86,15 128,86 131,69 129,66 2,1225 0,6

VLE0415 90,32 78,11 86,15 114,64 123,78 117,8 5,027 1,738VLE0797 90,32 78,11 86,15 61,8 64,85 62,86 2,44 0,848

VLE0850 90,32 78,11 86,15 562,44 570,68 565,55 1,648 0,622

VLE0920 90,32 78,11 86,15 260,5 265,86 262,22 2,68 0,86VLE0971 90,32 78,11 86,15 158,32 161,42 159,17 0,93 0,255

VLE0979 90,32 78,11 86,15 179,13 192,96 183,64 11,064 3,608

VLE0980 90,32 78,11 86,15 187,29 190,62 188,88 2,7972 1,3356VLE0983 90,32 78,11 86,15 442,26 448,45 444,6 4,952 1,872

VLE1000 90,32 78,11 86,15 250,71 262,03 253,86 11,2068 3,1185

VLE1013 90,32 78,11 86,15 229,13 237,82 232,99 6,7782 3,0108VLE1036 90,32 78,11 86,15 246,57 258,76 251,07 4,2665 1,575

VLE1045 90,32 78,11 86,15 68,18 75,76 70,82 7,5042 2,6136

VLE1064 90,32 78,11 86,15 262,91 273,41 266,34 8,4 2,744VLE1077ST 90,32 78,11 86,15 143,03 146,47 144,25 1,72 0,61

VLE1088 90,32 78,11 86,15 396,52 404,31 399,05 5,8425 1,8975

VLE1096 90,32 78,11 86,15 145,3 151,7 147,56 4,352 1,5368VLE1099 90,32 78,11 86,15 137,42 144,94 139,96 2,256 0,762

VLE1100 90,32 78,11 86,15 390,92 396,24 392,73 4,256 1,448

VLE1104 90,32 78,11 86,15 441,46 448,88 444,1 3,339 1,188VLE1119 90,32 78,11 86,15 375,58 395,69 382,47 6,033 2,067

VLE1136 90,32 78,11 86,15 103,07 106,59 104,28 3,2384 1,1132

VLE1143 90,32 78,11 86,15 277,57 283,71 279,69 3,684 1,272VLE1156 90,32 78,11 86,15 575,55 578,22 575,55 1,068 0

VLE1169 90,32 78,11 86,15 160,71 165,48 162,37 2,4804 0,8632

VLE1276 90,32 78,11 86,15 471,53 490,19 477,15 1,866 0,562

VLE1298 90,32 78,11 86,15 337,38 341,94 338,95 4,5144 1,5543

VLE1558 90,32 78,11 86,15 148,46 150,55 149,19 2,0273 0,7081

VLE1560 90,32 78,11 86,15 165,3 168,98 166,58 3,6432 1,2672

Q= 139,58 47,81


4.26 Estación de flujo LRF-02-06



disminución de la Pwf tomando en cuenta la estación de flujo LRF-02-06 (21 pozos





BNPD y para el segundo caso una disminución de crudo 0,21 BNPD. Ver Tabla 14.


LRF0003 88,11 80,08 88,14 358,62 360,49 358,61 0,374 -0,002

LRF0013 88,11 80,08 88,14 333,47 333,47 333,47 0 0

LRF0060 88,11 80,08 88,14 847 847 847 0 0

LRF0088 88,11 80,08 88,14 140 140 140 0 0

LRF0089 88,11 80,08 88,14 617,58 622,6 617,56 0,502 -0,002

LRF0101 88,11 80,08 88,14 678 678 678 0 0

LRF0106 88,11 80,08 88,14 710 710 710 0 0

LRF0108 88,11 80,08 88,14 179,55 186,56 179,52 5,608 -0,024

LRF0118 88,11 80,08 88,14 130,51 132,35 130,5 1,8032 -0,0098

LRF0120 88,11 80,08 88,14 643 643 643 0 0

LRF0122 88,11 80,08 88,14 558,16 563,54 558,14 0,538 -0,002

LRF0143 88,11 80,08 88,14 426,58 431,43 426,57 4,8015 -0,0099

LRF0148 88,11 80,08 88,14 685 685 685 0 0

LRF0150 88,11 80,08 88,14 437,28 442,13 437,26 0,97 -0,004

LRF0151 88,11 80,08 88,14 161,22 165,54 161,2 3,456 -0,016

LRF0152 88,11 80,08 88,14 266 266 266 0 0

LRF0154 88,11 80,08 88,14 314,48 328,79 314,43 11,448 -0,04LRF0156 88,11 80,08 88,14 231,5 241,28 231,4 6,846 -0,07

LRF0158 88,11 80,08 88,14 630 630 630 0 0

LRF0160 88,11 80,08 88,14 287,82 298,44 287,79 9,4518 -0,0267

LRF0163 88,11 80,08 88,14 539 539 539 0 0

Q= 45,80 -0,21


4.27 Estación de flujo LRF-05-06


cambió la presión del separador obteniendo un incremento el caudal producto de la

disminución de la Pwf tomando en cuenta la estación de flujo LRF-05-06 (22 pozos





BNPD y para el segundo caso una disminución de crudo 0,08 BNPD. Ver Tabla 15

Estaciones Flujo Pozos Q Baja Caso 1 Q Baja Caso 2

VLE-22-05 8 0,00 0,00

VLE-01-05 15 0,00 0,00

VLE-09-05 16 77,37 30,55

VLE-16-05 23 54,95 -1,91

VLE-02-06 21 45,79 -0,20VLE-05-06 22 25,86 -0,08

VLE-21-05 35 139,58 47,80

VLE-23-05 9 34,07 11,75

Sumatoria 149 378 88


LRF0016 90,7 82,89 90,73 183,76 188,8 183,74 3,1248 -0,0124

LRF0020 90,7 82,89 90,73 552 552 552 0 0

LRF0026ST 90,7 82,89 90,73 628,18 630,98 628,17 1,68 -0,006

LRF0029 90,7 82,89 90,73 462,55 472,72 462,52 4,2714 -0,0126

LRF0080 90,7 82,89 90,73 810 810 810 0 0

LRF0081 ST 90,7 82,89 90,73 266,12 276,36 266,08 5,632 -0,022

LRF0094A 90,7 82,89 90,73 298,69 302,68 298,68 3,7506 -0,0094

LRF0112 90,7 82,89 90,73 531,4 534,14 531,46 0,548 0,012

LRF0117 90,7 82,89 90,73 681 681 681 0 0

LRF0123 90,7 82,89 90,73 711 711 711 0 0

LRF0125 90,7 82,89 90,73 421 421 421 0 0

LRF0128A 90,7 82,89 90,73 1801,6 1804,25 1801,59 0,265 -0,001

LRF0131 90,7 82,89 90,73 275,65 282,69 275,62 1,408 -0,006

LRF0132 90,7 82,89 90,73 971,02 973,62 971 0,26 -0,002

LRF0133 90,7 82,89 90,73 495,64 500,76 495,61 2,048 -0,012

LRF0137 90,7 82,89 90,73 467,39 473,45 467,37 2,121 -0,007

LRF0138 90,7 82,89 90,73 857,21 861 857,2 0,758 -0,002

LRF0139 90,7 82,89 90,73 630 630 630 0 0

LRF0146 90,7 82,89 90,73 105 105 105 0 0

LRF0155 90,7 82,89 90,73 705 705 705 0 0

VLE1508 90,7 82,89 90,73 1510 1510 1510 0 0

VLE1519 90,7 82,89 90,73 1352 1352 1352 0 0

Q= 25,87 -0,08


A continuación, en la Tabla 16 se presenta los resultados de las simulaciones con

Pipesim de cada estación de flujo arrojando para el primer caso a la presión de

separación 1 lpc, con la red de gas a baja presión un incremento total de producción de

378 BNPD y el segundo caso, a la presión de separación de 2 lpc, con la

desincorporacion del porta VII un ganancial total de 88 BNPD (Barriles Neto por Día).

Tabla 16. Resultado Total de los Análisis Nodales.

EF 9-5

COMPLEJO

LAMARGAS

6”

4”

4”

3,3 Km

4”

2,7 Km

BLOQUE V LAMAR

EF 1-5

PIA 2-5PIA 4-5

PIA 9-5

BOOSTERS

CINCOGAS IV. V

1,25 Km

PIA 1-5

2,1 Km

3”

EF 9-5

COMPLEJO

LAMARGAS

6”

4”

4”

3,3 Km

4”

2,7 Km

BLOQUE V LAMAR

EF 1-5

PIA 2-5PIA 4-5

PIA 9-5

BOOSTERS

CINCOGAS IV. V

1,25 Km

PIA 1-5

2,1 Km

3”

4.28 Alimentación de gas combustible a las plantas de inyección de agua

Actualmente las plantas de inyección de agua son alimentadas con el gas de alta de

las estaciones VLE-09-05 y VLE-01-05. En vista de la situación se muestra una

alternativa para que la misma sea sustentada por el gas a la salida de los boosters

(Figura 39). Esto trae como beneficio tener independencia del abastecimiento de gas

combustible, y la confiabilidad cuando los yacimientos disminuyan sus presiones.

Figura 39. Diagrama Propuesto de Alimentación de Gas Combustible a las PIAs.

4”

6”

Figura 40. Simulación en Pipephase de la Alimentación de Gas a las PIAs.

Originalmente se adicionó una línea desde los boosters en Lamargas hasta las

PIAS-01-05 y 09-05, la misma se optimizó para una manejo de gas de 5 MMPC,

obteniendo como resultado un diámetro óptimo de 6’’. La segunda tiene el mismo origen

pero esta se enlaza con la estación de flujo VLE-01-05 manejando 1,8 MMPC. Es

importante mencionar que en la simulación (Figura 40) ambas velocidades del gas son

inferiores a las velocidades de Erosión de las líneas como se muestra en la siguiente

Tabla 17.

Longitud (ft) Origen Destino Costo Aprox BsF.

TOTAL 1.065.212,73

249.873,93

INTERCONEXIÓN ENTRE LAS PIAS 1-5 Y 9-5 120.000,00

BOOSTER

LAMARGASPIA 9-5 695.338,80

EF 1-5BOOSTER

LAMARGAS

TENDIDO 6" SCH 40 X 2,1 KM GAS 6890

TENDIDO 4" SCH 40 X 1,25 KM GAS 4101

DESCRIPCIÓN

Tabla 17. Velocidades de Erosión.

Boosters-PIAS 01-05 y 09-05 Boosters-EF VLE-01-05

4.29 Evaluación económica con la herramienta SEEPLUS

Tabla 18. Costos del proyecto.

4.30 Comportamiento de producción de la unidad de producción LAGOCINCO.

Para la Evaluación del proyecto se tomó en cuenta el comportamiento de

producción del campo; ello se realizó mediante un análisis de declinación que se

muestra en la Figura 41, cual dio como resultado una disminución en la producción de

5,57% por año.

Pipe P008, Link L003Base Case

Sequence Distance (ft)Erosional

Velocity (ft/sec)Gas Velocity

(ft/sec)

Inlet 0.0000 0.0000 0.0000Outlet 41010522 1149636 76383

4101,0522 114,9636 7,6383

Pipe P003, Link L001Base Case

Sequence Distance (ft)Gas Velocity

(ft/sec)Erosional

Velocity (ft/sec)

Inlet 0.0000 0.0000 0.0000Outlet 68897676 902434 1558450

6889,7676 90,2434 155,845

1958 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 2000 02 04 06 08 10 12 14 16 18 2010

2

103

104

105

106

Tasa R

eal de P

etr

ole

o,

bls

/d

FECHA

Working Forecast Parameters

Phase : Oil

Case Name : Case1

b : 0

Di : 0.055775 A.e.

Figura 41. Análisis de Declinación de la Unidad de Producción Lagocinco. 4.31 Cálculo del flujo neto y flujo acumulado.

Para realizar el cálculo del valor presente neto (VPN), se tomaron en cuenta los

siguiente parámetros: Ganancial de 378 BN (0) con una declinación de 5,57% por año

(0), costo del barril de 78 $/Bl, regalías del 30%, impuestos sobre la renta de 50%, tasa

de descuento de 10%, inflación de 12 %, costos operacionales (OPEX) 6,52 $/Bl y

Costos iniciales (CAPEX) de 1065212 Bs. Ver Tabla 19 y Figura 42.

ADECUACIÓN DEL SISTEMA DE ALTA A BAJA PRESIÓN DE LA UNIDAD DE EXPLOTACIÓN LAGOCINCO

Technical Data Years 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Investment (M$) 0,248 1 0,248

Production (Bls/d) 378 357,2 337,6 319,0 301,5 284,9 269,2 254,4 240,4 227,2 214,7 202,9 191,7 181,2 171,213

Production (MMb/yr) 365 0,138 0,130 0,123 0,116 0,110 0,104 0,098 0,093 0,088 0,083 0,078 0,074 0,070 0,066 0,062

Total Opex (M$) 6,52 0,90 0,85 0,80 0,76 0,72 0,68 0,64 0,61 0,57 0,54 0,51 0,48 0,46 0,43 0,41

Economic Assumptions

Selling Price 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78 78

Inflation rate 12% 1,00 1,12 1,25 1,40 1,57 1,76 1,97 2,21 2,48 2,77 3,11 3,48 3,90 4,36 4,89 5,47

Discount rate (constant money) 10% 1,00 1,10 1,21 1,33 1,46 1,61 1,77 1,95 2,14 2,36 2,59 2,85 3,14 3,45 3,80 4,18

Income Tax Rate 50%

Royalty rate 30%

Cash Flow Schedule MoD (M$) S 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Revenues 277 12,05 12,76 13,50 14,29 15,13 16,01 16,94 17,93 18,98 20,09 21,26 22,50 23,82 25,21 26,68

Royalties 3,62 3,83 4,05 4,29 4,54 4,80 5,08 5,38 5,69 6,03 6,38 6,75 7,15 7,56 8,00

Capex develoment 0,25 0,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Depreciation period years 5

Depreciation charges 0 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total Opex 23 1,01 1,07 1,13 1,19 1,26 1,34 1,42 1,50 1,59 1,68 1,78 1,88 1,99 2,11 2,23

Deductible Charges 107 4,67 4,94 5,23 5,53 5,85 6,14 6,50 6,88 7,28 7,71 8,16 8,63 9,14 9,67 10,23

Taxable Income 171 7,38 7,81 8,27 8,76 9,27 9,87 10,44 11,05 11,70 12,38 13,11 13,87 14,68 15,54 16,45

Income Tax 85 3,69 3,91 4,14 4,38 4,64 4,93 5,22 5,53 5,85 6,19 6,55 6,94 7,34 7,77 8,22

Cash Flows 85 -0,25 3,74 3,96 4,19 4,43 4,69 4,93 5,22 5,53 5,85 6,19 6,55 6,94 7,34 7,77 8,22

Cash Flows (M$ Constant) 34 -0,25 3,34 3,15 2,98 2,81 2,66 2,50 2,36 2,23 2,11 1,99 1,88 1,78 1,68 1,59 1,50

Accumulated Cash Flows NPV@0% -0,25 3,09 6,25 9,22 12,04 14,70 17,20 19,56 21,79 23,90 25,90 27,78 29,56 31,24 32,83 34,33

Internal Rate of Return 1342%

Discounted Cash Flows 19,03 -0,25 3,04 2,61 2,24 1,92 1,65 1,41 1,21 1,04 0,89 0,77 0,66 0,57 0,49 0,42 0,36

Accumulated DCF NPV@12% -0,25 2,79 5,39 7,63 9,56 11,21 12,62 13,83 14,87 15,77 16,53 17,19 17,76 18,25 18,67 19,03

0

0,1 0,00 0,082 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Financial Exposure (M$)

Pay-Out Time (years)

Tabla 19. Evaluación Económica.

Flujo Acumulado Vs Flujo Neto

-5

0

5

10

15

20

25

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

VPN = 19.03

Figura 42. Flujo Acumulado y Flujo Neto.

De igual manera, se realizó la Evaluación pero con la herramienta SEEPLUS, la

cual es utilizada en los proyectos PDVSA, ver Figura 43.

Figura 43. Evaluación mediante SEE PLUS.

En la tabla 20, se evidencia los niveles de evaluación, los indicadores económicos y

los resultados económicos de costo total, para una proyección de 15 años, resultando

Nivel de Evaluación Proyecto Pdvsa Nación Unidad

Cantidad de Años 15 15 15 AÑOS

Tasa de Descuento 10 10 10 %

Gravedad Promedio Del Crudo 31 31 31 API

Precio Promedio Crudo Horizonte 103 103 103 $/Bl

Costos Unitarios No Descont./ Bls Eqv.

Inversión 0,50 0,50 0,50 $/Bl

Operación 6,34 6,34 6,34 $/Bl

Regalías 27,63 27,63 0,00 $/Bl

Costo A/ISLR 34,48 34,48 6,84 $/Bl

ISLR (CRUDO) 31,65 31,65 0,00 $/Bl

Costo D/ISLR 66,13 66,13 6,84 $/Bl

% Legal PDVSA 0,00 0,00 0,00 $/Bl

Participación Fiscal 59,29 59,29 0,00 $/Bl

Indicadores Económicos

Inversión Pozos Productores (Loc.+Perf.+Compl.+Línea de Flujo) 0,00 0,00 0,00 M$

Inversión Total 615,80 615,80 615,80 M$

Producción Crudo 1,16 1,16 1,16 MMBls

Producción Neta de Gas Natural 460,19 460,19 460,19 MMPC

Resultados Económicos SUNK COST

Flujo Neto Descontado (VPN) 20891,27 20891,27 60535,69 M$

Tasa Interna de Retorno (TIR) 7092,11 7092,11 20919,89 %

Tasa Interna de Retorno Modificada (TIRM ) 63,06 63,06 75,02 %

Eficiencia de la Inversión Tradicional (EI) 57,68 57,68 165,24 $/$

Tiempo de Pago Dinámico (TPd) 0,02 0,02 0,01 AÑOS

Resultados Económicos COSTO TOTAL

Flujo Neto Descontado (VPN) 20891,27 20891,27 60535,69 M$

Tasa Interna de Retorno (TIR ) 7092,11 7092,11 20919,89 %

Tasa Interna de Retorno Modificada (TIRM ) 63,06 63,06 75,02 %

Eficiencia de la Inversión Tradicional (EI) 57,68 57,68 165,24 $/$

Tiempo de Pago Dinámico (TPd) 0,02 0,02 0,01 AÑOS

V.P.N. vs Desviaciones de las Variables

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100

Desviaciones de las Variables de Impacto (%)

Valo

r Pre

sene

Net

o (V

PN)

Inversion Produccion Precios Gastos

un VPN de 20.891,27 m$.

Tabla 20. Indicadores Económicos SEEPLUS.

En la Figura 44, se indica el diagrama de araña, un VPN de 20.891,27, sin ningún

el impacto en las Desviaciones de las Variables.

Figura 44. Diagrama de Araña.

CONCLUSIONES

Con base en los resultados arrojados, se concluye que se lograron los objetivos

planteados en la investigación. Siguiendo el orden de los referidos objetivos, las

deducciones de la investigadora son:

Al alinear todo el sistema de recolección de gas de alta a baja presión de la U.P

Lagocinco se tienen disminuciones de las presiones en las estaciones de flujo

alrededor de 10 y 12 lpc a excepción de las estaciones VLE-22-05 y VLE-01-05, en

las cuales no se observan cambios significativos.

En los análisis nodales se aprecia impactos de 2 a 10 barriles por pozo, sin

embargo la rentabilidad se observa en la sumatoria total.

El ganancial en barriles netos que se obtiene en la alineación del sistema a baja

presión es de 378 BN.

La desincorporación del portacompresor VII es altamente factible desde el punto

de vista de presiones y producción, teniendo como premisa la implantación de boosters

adicionales en Lamargas y sea estudiada la propuesta de implementación de la unidad

5-gas3.

Bajo el escenario económico actual la implantación del proyecto de alta a baja

presión es altamente rentable, obteniendo un valor presente neto de 20,89 MM$.

RECOMENDACIONES

Considerando las evidencias encontradas a lo largo del estudio, se recomienda a la

empresa PDVSA, lo siguiente:

Independizar la alimentación de gas combustible a las plantas de inyección de

agua, con la incorporación de los cuatro booster a nivel de Lamargas.

Durante la evaluación se observó mucha variabilidad en los volúmenes de gas

producido, producto de las fallas constantes en las plantas de compresión, por lo que es

recomendable la evaluación de un mantenimiento mayor en las distintas unidades.

En PDVSA existen áreas de crecimiento las cuales requieren sistemas de

compresión por lo que el Portacompresor VII es una excelente alternativa para una

solución rápida y efectiva con la aplicación de su respectivo mantenimiento.

1.

BIBLIOGRAFIAS

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