Produccion I Cap. 1

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PRODUCCION PETROLERA I

CAPÍTULO I CONCEPTOS GENERALES DE LOS MÉTODOS DE PRODUCCIÓN DE CAMPOS PRODUCTORES PETROLÍFEROS Y GASÍFEROS En los campos de petróleo de Bolivia se tiene todo los tipos de yacimiento incluidos en la clasificación y estos están ubicados en las siguientes 5 zonas petrolíferas.

1. CUENCA ALTIPLÁNICA.- Que abarca sectores de La Paz, Oruro y Potosí, donde se ha efectuado algunos trabajos exploratorios con ubicación de indicios de acumulaciones petrolíferas.

2. BLOQUE PALEOZÓICO.-Ubicada en la parte norte de Cochabamba (yacimientos de Carrasco) y el sudoeste de Santa Cruz, donde se ha desarrollado unas estructuras petrolíferas en actual producción.

3. CUENCA SUBANDINA DEL NORTE.- Ubicada casi en su integridad en el distrito de Santa Cruz con los campos productores de petróleo y gas tales como: Río Grande, La Peña, El Palmar ( que produce parte de los yacimientos de Carrasco), Enconada, Humberto Suarez, Caranda y otros.

4. CUENCA SUBANDINA DEL SUR.- Donde se ubican los mayores campos productores de gas y condensado, entre estos se tiene el campo de San Roque, Margarita, parte de Vuelta Grande, La Vertiente, San Alberto, Porvenir, Camiri, Tarareada, Monteagudo y otros.

5. LLANURA PANDO – BENIANO.- Que actualmente se realiza trabajos de exploración. Los tipos de yacimientos de Hidrocarburos de acuerdo a su potencial de acumulación de reservas que es función del espesor de las arenas productoras, la permeabilidad, la porosidad y los porcentajes de saturación de fluidos, se clasifican también en los siguientes tipos:

a) Yacimientos lenticulares.- Que se caracterizan debido a que el espesor de las arenas productoras son menores a 10 m. Donde puede encontrarse los siguientes tipos de trampas petrolíferas.

b) Yacimientos espesos.- Que se caracterizan debido a que los espesores de las arenas son mayores a 10 m y existen ejemplos de arenas productoras con espesores de 30, 40 m, y donde pueden encontrarse los siguientes tipos de trampas.

Docente: Ing. Raúl Maldonado

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Para la explotación de los diferentes tipos de yacimientos indicados, se aplica métodos y técnicas de producción diseñando programas específicos para cada caso tomando en cuenta todos los factores técnicos que permiten definir el método de producción más adecuado para un pozo o para un grupo de pozos perforados en el campo. Considerando los siguientes parámetros: • Profundidad de los pozos productores. • Relación gas petróleo y relación agua petróleo, RGP y RAP. • Identificación de problemas que se presenta en el pozo.  Problemas de arenas.  Presencia de parafinas.  Emulsiones. • Geometría del pozo, si el pozo es derecho (0.5°), vertical (1 – 3°) inclinado (>3°) u horizontal (90°). • Presiones del reservorio, presión de formación PFo, presión de fondo de pozo PFP, presión fluyente PW y presión de boca de pozo PbP.

•

Diámetro de cañerías y tuberías, profundidad de asentamiento de la cañería de revestimiento.

•

Características del fluido de producción o de formación, que es una mezcla de gas, petróleo y agua. Sistema de producción que se diseña para el pozo.

• 2

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Los mayores rendimientos de producción en campo se obtienen en aquellos yacimientos que tienen las siguientes características morfológicas: a) Yacimientos ubicados en trampas estructurales, clasificados en el grupo de yacimientos espesor con valores de permeabilidad entre buenas e intermedias que proporcionan coeficientes de conductividad mayores e iguales a 50%. Las trampas estratigráficas son de menor rendimiento b) Tener valores de saturación de fluidos mayores a 50% c) Dentro del rango de la porosidad, se aplica la siguiente escala universal que establece los siguientes rangos para verificar en principio la capacidad de las arenas productoras por tanto: • Arenas con porosidades de 0 – 5%, malas acumuladoras de reservas. • Arenas con porosidades de 5 – 10%, pobres acumuladoras de reservas. • Arenas con porosidades de 10 – 15%, medianamente buenas acumuladoras de reservas. • Arenas con porosidades de 15 – 20%, buenas acumuladoras de reservas. • Arenas con porosidades de 20 – 25%, excelentes acumuladoras de reservas. En Bolivia las porosidades están entre 15 a 20% en campos de petróleo, gas y condensado, y las capas de gas en el sur esta en 25%. 6. DEFINICIÓN DE PRODUCCIÓN El proceso de producción de pozos petrolíferos y gasíferos se define como el flujo controlado de la mezcla de fluidos sea gas – petróleo – agua, gas – petróleo, gas natural seco, gas natural húmedo o condensado, que se originan desde las formaciones acumuladoras al fondo de pozo y de este hasta la superficie pasando por el árbol de navidad y de este por las líneas de flujo, las líneas de descarga hasta el sistema de separación gas petróleo, que esta generalmente constituido por una batería de separadores, originando recorrido un régimen de flujo multifásico en la columna de El proceso de producciónenseeste origina producción por la liberación de presiones desde el momento en que la formación productora es puesta en comunicación con el fondo de pozo a través de los baleos, permitiendo el ingreso y se posterior circulación por el tubing o tubería de producción. El objetivo principal de la producción es el de recuperar el máximo porcentaje de reservas contenidas en las arenas productoras, aplicando métodos adecuados y controlando constantemente la siguiente relación de presiones que actúan en todo el sistema de circulación (figura): En base a la magnitud de estas presiones que son variables en función al tipo de yacimiento, los valores de los factores de recuperación que es también variable y específico para cada pozo y que durante el flujo de los fluidos son controlados de acuerdo con el programa que se ha diseñado para cada pozo. Durante todo este proceso en los pozos se originan importantes pérdidas de presión en todo el material tubular que deben ser cuantificados para el Docente: Ing. Raúl Maldonado diseño y selección de todos los equipos de producción sobre todo los referidos a las tuberías, al packer y a los choques que serán instalados en el árbol de

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• • • • 100%

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Durante el recorrido de la formación (Fo) a fondo pozo (rozamiento), 11% En los baleos y la tubería (Tb) hasta la base del árbol de navidad (A.N.), 64 % En los choques (Cks) o estranguladores del árbol de navidad, 10% En las líneas de flujo y de descarga superficiales hasta los separadores gas – petróleo, 15% Sumados

De esta relación se observa que el mayor porcentaje de pérdidas se origina en la tunería de producción, por lo que en los programas de producción es necesario diseñar y seleccionar adecuadamente los tipos y grados de tubería para los caudales de producción a fin de reducir al máximo las caídas de presión durante el flujo como un medio de maximizar los factores de recuperación. La circulación completa de los fluidos que salen del reservorio se muestra en la figura de la siguiente página.

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En este recorrido la eficiencia del flujo de fluidos y el control de los volúmenes es también función de los sistemas de terminación de pozos que se programa para explotar el campo. 7. MECANISMOS DE FLUJO DE FLUIDOS EN POZOS PRODUCTORES Concluida la perforación se procede a su terminación, su arreglo y adecuación para ponerlo en producción, realizando una serie de operaciones para verificar parámetros de comportamiento al flujo que se obtengan durante la circulación de la mezcla de fluidos desde el fondo por la tubería hasta la superficie de acuerdo al tipo de terminación programada para cada uno de los pozos. En ingeniería de producción existen básicamente los siguientes sistemas de terminación y que pueden ser seleccionados para cada campo en función a sus condiciones estructurales y los tipos de arenas productoras: a) Terminaciones a pozo abierto

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P r o y e c t o s r e i n y e c c i ó n e g a s P

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Z O

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Que consiste en instalar y cementar la cañería de revestimiento encima del nivel superior de la zona productora dejando libre a la arena para que fluya a través de la cañería (no se instala tubing), este es un sistema que en algunos casos puede utilizarse en yacimientos de formaciones duras y compactas con buenas acumulaciones de reservas de hidrocarburos líquidos donde no se va a presentar problemas de producción de arenas. Es una terminación recomendable en algunos casos especiales.

b) Terminación a pozo entubado Es el tipo de terminación convencional, que consiste en abarcar con la cañería de revestimiento hasta el tope inferior de la arena productora donde descansa el zapato de la cañería, que en pozos exploratorios es cementado en toda su longitud y en pozos de desarrollo puede estar cementada por niveles y etapas. Cuando se termina de bajar y cementar la cañería de revestimiento que es denominada también cañería de producción se procede a su baleo utilizando un programa específico de baleos y controlando estrictamente el equilibrio de presiones para tener en todo momento la siguiente igualdad: “que la presión hidrostática del fluido de terminación contenido en la cañería debe ser igual a la presión de formación”, o sea: PH = PFo. A través de los baleos se obtiene la comunicación entre la formación y el fondo de pozo para luego proceder a la instalación de la columna de producción que esta básicamente constituido por la tubería. Este es el tipo de terminación recomendada en todo tipo de pozos, y su ventaja radica en el hecho de que se mantiene durante todo el trabajo de producción del pozo las presiones

d baleos =

N °de baleos 1 pie de Altura de FO

c) Terminación con empaque de grava Que se utiliza en pozos cuyas arenas productoras son estructuralmente débiles, que ofrecen poca resistencia a la fuerza originada por los fluidos que arrastran arena desde en interior de la formación al fondo de pozo, taponando los baleos y los componentes del arreglo de fondo como los filtros y las válvulas, con la consiguiente obstrucción final del flujo de la mezcla de hidrocarburos. Para evitar este problema en algunos casos el método de control consiste en colocar empaques de grava en el fondo de pozo utilizando una granulometría determinada mezclando arenas, por ejemplo con resinas para formar una pared permeable artificial con porosidad adecuada para no obstruir el flujo de los fluidos en algunos

Entre otros tipos de terminación se mencionan los siguientes: • Terminación con Packers simples. • Terminación con Packers múltiples. • Terminación para Gas lift, para bombeo hidráulico (BH), para bombeo mecánico (BM).

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8. OPERACIONES DE TERMINACIÓN EN POZOS PRODUCTORES Para completar la terminación de pozos se realiza previamente los siguientes trabajos de campo: • Toma de registros a pozo abierto, utilizando fluido adecuado de terminación (sin cañería de revestimiento). • Instalación y cementación de la cañería de revestimiento, este de acuerdo a programa especial de cañería. • Toma de registros a pozo entubado, para verificar la calidad de la cementación. • Si la cementación es exitosa, balear la formación. • Instalación de la herramienta o columna de producción. • Desmontar el preventor de reventones e instalar el árbol de navidad, realizar pruebas de producción, para poner definitivamente el pozo en producción con apertura de las válvulas del árbol de navidad. Para la selección de la tubería se debe calcular las tensiones, grado geotérmico (contracciones y dilataciones), que debe soportar los packers. Después de concluir con los trabajos de terminación antes de poner en funcionamiento el pozo se realizan las pruebas de producción utilizando los choques o estranguladores de flujo, que forman parte o están instalados en la tubería de salida del árbol de navidad. 9. CLASIFICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE PRODUCCIÓN Los métodos de producción utilizados para la explotación de los campos son los siguientes: a)

Métodos de recuperación primaria

Es el período comprendido desde el descubrimiento de un yacimiento con la perforación de pozos exploratorios y de desarrollo, la puesta en producción de los pozos perforados hasta el agotamiento de la energía natural de los yacimientos. En este período se aplica el método de producción natural y posteriormente los métodos artificiales de producción. Entre los métodos artificiales de producción se tienen los siguientes: • • • • • b)

Bombeo Mecánico (BM) Bombeo Neumático o Gas lift. Bombeo hidráulico (BH). Bombeo electrocentrífugo (BEC). Otros métodos especiales de producción artificial. Métodos de recuperación mejorada.

Que se aplica en la segunda y tercera etapas de explotación, cuando los pozos han dejado de producir por flujo natural y luego por los métodos artificiales. Entre los métodos de recuperación mejorada se tiene los siguientes:

•

Recuperación secundaria, a través de:  Inyección de Agua (H2O)  Inyección de Gas.  Inyección combinada de agua y gas. Docente: Ing. Raúl Maldonado

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•

•

10.

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Recuperación Tercearia, que se aplica cuando ha cesado la recuperación secundaria en algunos tipos de yacimiento, y que consiste básicamente en la inyección de algunos tipos de fluidos que están clasificadas como:  Fluidos miscibles, tales como el CO2, alcohol, GLP y solventes..  Fluidos inmiscibles, como los polímeros seleccionados, alquenos, tipos emulsionados y otros productos.  Inyección de otros fluidos especiales.  Recuperación térmica de hidrocarburos. Recuperación cuarteria, aplicada después de la recuperación tercearia si las reservas remanentes justifican económicamente la aplicación de los proyectos correspondientes. ESTUDIO DEL MÉTODO DE PRODUCCIÓN POR FLUJO NATURAL

El flujo natural se origina debido a que la energía de los yacimientos tienen presiones de formación de suficiente magnitud y para expulsar a los fluidos, desde las arenas que los contiene hasta el fondo de pozo, y de este hasta la superficie y los sistemas de separación gas – petróleo. La eficiencia de recuperación en esta etapa es función de las presiones del yacimiento, permeabilidad de las formaciones, las porosidades, las saturaciones y el porcentaje o volumen de reservas existentes. El período de duración del flujo natural varía con los tipos de yacimientos, el consumo racional de la energía, el índice de productividad, la relación gas petróleo y las presiones fluyente y de boca de pozo que se ha establecido para producir los caudales calculados en forma específica para cada pozo. Cuando el flujo natural llega a su límite, las arenas han alcanzado el período final de la energía natural y la presión estática de fondo deja de originar alturas estáticas iguales a la altura total de pozo. En esta situación la relación de las alturas es la siguiente:

H = He + h

Si : He = H ⇒ existe flujo natural Si : He < H ⇒ He = H − h ⇒ cesa flujo natural En la última situación cesa el flujo natural y es el momento en que se inicia a aplicar los métodos de producción, para seguir explotando las arenas en la etapa primaria, calculando valores de energía artificial en una magnitud igual a h.

10.1

CLASIFICACIÓN DE POZOS QUE PRODUCEN POR FLUJO NATURAL (FN)

Se clasifican en los siguientes tipos de flujo natural.

a) Flujo natural continuo Que se caracteriza porque el flujo de fluidos de pozo es continuo y constante, debido a que las presiones de formación y las presiones de fondo son también constantes, que tienen suficiente fuerza para expulsar a los fluidos de maneras continua, y que es controlada en boca de pozo de acuerdo al índice de productividad establecida para recuperar un caudal (q) constante.

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Este tipo de flujo se caracteriza cuando los pozos están perforados en yacimientos donde la distribución de fluidos en el anticlinal es homogénea con empujes constantes y niveles de contacto gas petróleo agua bien definidos. Este es una característica más común en yacimientos con empuje hidráulico luego seguido por yacimientos por empuje de gas disuelto y con menor frecuencia en yacimientos con casquete de gas. b) Flujo intermitente Se caracterizan debido a que la producción de los fluidos no es continuo ni constante. Se establece que este tipo de flujo es una característica de yacimientos de petróleo y gas, donde la distribución de la mezcla de fluidos en el anticlinal no es homogénea y se presenta sectores volumétricos sin contenido, que interrumpen el flujo normal en los canales permeables y los mismos que se activan cuando la mezcla llena esos espacios vacíos en períodos determinados, se vacía por efecto de la producción en un tiempo t, se vuelve a llenar, se vacía y así sucesivamente originando flujo interrumpido en boca de pozo por períodos que son registrados en las planillas de control de producción, donde se cuantifica los períodos o tiempos de intermitencia, por tanto se dice en este caso que el pozo esta produciendo en forma intermitente o por cabeceos (solo segundos, máximo 30 segundos). c) Flujo inducido (pistoneo) Es el tipo de flujo que se origina en algunos pozos artificialmente, mediante una operación de pistoneo cuando las presiones de fondo y de formación no tienen una reacción espontánea para iniciar la producción por flujo natural. En este caso se puede programar operaciones de pistoneo para alivianar la carga hidrostática del fluido y provocar la reacción de las presiones y originar flujo continuo o en algunos casos flujo intermitente. 11.

ESTUDIO DE LOS PARÁMETROS DE PRODUCCIÓN

Son dos los parámetros principales que intervienen en los procesos de producción que determinan el comportamiento del flujo de fluidos y los regímenes de recuperación, estos parámetros son: a) La relación de los caudales de producción en función a los tipos de flujo. b) Las variaciones del índice de productividad (IP), que son función de las presiones del yacimiento.

11.1 CALCULO DE LOS CAUDALES DE PRODUCCIÓN La relación de los volúmenes de producción que se recupera de los yacimientos esta en función de las fuerzas naturales de los reservorios que actúan sobre los fluidos para originar su desplazamiento hacia los pozos productores y en los que la magnitud de los caudales depende principalmente de los siguientes factores: • Tipo de estructuras petrolíferas o gasíferas . • Propiedades de las rocas. • Compresibilidad de los fluidos. • Tipo de empuje o energía (Mecanismos de empuje). En este proceso el movimiento de los fluidos en medios porosos y permeables están regidos por ecuaciones basadas principalmente en las leyes de Darcy que toman diferentes formas según el tipo de fluido, o sea, sea agua, petróleo o gas. Dando como resultado los dos tipos de flujo básicos, o sea flujo lineal o flujo radial. a) Para flujo lineal

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Las leyes de Darcy consideran que la trayectoria del flujo en una roca porosa y permeable se asemeja a líneas o lenguas de fluido que van paralelas entre sí a través de una sección transversal constante.

Donde: q v P1 P2 L

= = = = =

Caudal de circulación Velocidad de circulación Presión de ingreso Presión de salida Longitud de la formación productora

Bbl cm/seg psi psi

Cuando el flujo de fluidos incompresibles como el agua es continua la velocidad de circulación dentro la formación va a ser igual al caudal q sobre su viscosidad, por el gradiente de presión a través de su longitud.

v=

q ∆P ⋅ µ (o) L

∆P = P1 − P2

Para que se origine flujo P1 siempre tiene que ser mayor a P2. Para el caso del flujo lineal de fluidos distintos al agua como el petróleo y gas, las ecuaciones del cálculo de los caudales de circulación son las siguientes: Para flujo de petróleo:

q ( o ) = 1.127

k abs ⋅ A( P1 − P2 )  Bbl  → [ BPD ] µ ( o ) ⋅ L ⋅ β ( o )  día 

Donde: Kabs = Permeabilidad absoluta A = Área de la arena productora P1 - P2 = ΔP

psi

µ (o )

= Viscosidad del petróleo

L

= Longitud de la formación productora

β (o )

md m^2 cp pies

= Factor Volumétrico del petróleo

Para flujo lineal de gas Si el fluido que se produce es gas las ecuaciones de Darcy están ya en función a la compresibilidad del gas y las variaciones de presión y temperatura de las formaciones y la ecuación de cálculo que se utiliza es la siguiente:

q ( g ) = 3.164 Donde: Ts Ps

10

(

2

k abs ⋅ A ⋅ Ts P1 − P2 µ ( g ) ⋅ Ps ⋅ L ⋅ z

2

)

 ft 3     día 

= Temperatura estándar, 60°F + 460= 520°R = Presión estándar, 14.7 psi

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z

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= Factor de compresibilidad del gas

El área de drenaje es el área que delimita el área contenido de fluidos. b) Flujo radial Es el tipo de flujo común que se presenta en yacimientos petrolíferos, debido a las condiciones estructurales de las arenas productoras, que están ubicadas generalmente ubicadas en anticlinales. Las ecuaciones de cálculo de los caudales de producción para este caso son las siguientes: Para flujo de petróleo: El caudal se calcula con la siguiente ecuación:

q ( o ) = 2π

Donde: Kabs h re rw

µ (o )

Ps Pw

= = = =

(

2

k abs ⋅ h Ps − Pw r  µ ( o ) ⋅ ln e   rw 

2

)

Permeabilidad absoluta de la arena productora md Espesor de la arena productora ft Radio de drenaje de la arena ft Radio de pozo ft

= Viscosidad del petróleo

cp

= Presión estática (Presión De fondo) = Presión fluyente

psi

psi

Para flujo y calulo del caudal de producción de gas Las ecuaciones de cálculo son las siguientes:

q( g ) Donde: Ts Ps Ty z

= = = =

(

2

2

)

T ⋅ h ⋅ k abs Ps − Pw = 18.8 s r  Ps ⋅ µ ( g ) ⋅ T y ⋅ z ⋅ ln e   rw 

Temperatura estándar, 60°F + 460= 520°R Presión estándar, 14.7 psi Temperatura de yacimiento Factor de compresibilidad

También puede aplicarse la siguiente ecuación práctica de campo:

q( g )

(

2

2

)

k ⋅ h Ps − Pw = 703 abs r  µ ( g ) ⋅ T y ⋅ ln e   rw 

11.2 CALCULO DE LAS ECUACIONES DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP).

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El índice de productividad es la relación entre el caudal producido (q) y la caída de presión que se origina para recuperar dicho caudal se calcula con la siguiente ecuación general:

IP =

 BD m 3 D  q ,   Ps − Pw  psi psi 

El comportamiento del índice de productividad varía con el método de producción que se aplique y los regímenes de flujo sea flujo natural o artificial, así por ejemplo:

1. En pozos con flujo natural y artificial que producen gas y petróleo con poco porcentaje de agua El IP se calcula con la siguiente ecuación:

IP =

q ( o ) + q ( g )  Caudal total producido BPD BPD  ,   Ps − Pw  psi psi 

2. Para pozos que producen petróleo y agua con poco porcentaje de gas El índice de productividad se calcula con la siguiente ecuación:

IP = 0.00708

k r ( w) h  k r ( o ) +  µ ( w) ⋅ β ( w )  r  µ ⋅β ln e   ( o ) ( o )  rw 

  BD      psi  

3. Para pozos netamente petrolíferos con poco porcentaje de gas y agua El IP se reduce a:

IP = 0.00708

h  k r ( o )  r µ ⋅β ln e   ( o ) ( o )  rw 

   

El factor volumétrico es la relación del volumen de petróleo o agua a condiciones de yacimiento respecto al volumen de petróleo o agua a condiciones de superficie, o sea:

β (o) =

Vol. de petróleo medido a condiciones de yacimiento Vol. de petróleo medido a condiciones de sup erficie

4. Para yacimientos netamente gasíferos Sea de gas seco o gas condensado el IP se puede calcular con las siguientes ecuaciones:

IP =

q( g ) 2

Ps − Pw

2

Esta es una ecuación práctica que da valores no muy exactos por esta razón se recomienda utilizar la siguiente ecuación:

IP = 703

12

kr(g) ⋅ h

r  ln e  ⋅ z ⋅ T y ⋅ µ ( g )  rw 

 ft 3 D   m3 D    ⇒ Factor de conversión    psi   psi 

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De la interpretación y análisis de estas ecuaciones se deduce que en yacimientos productores de hidrocarburos el índice de productividad (IP) varía con el tipo de energía y el tiempo de explotación, o sea que a medida que el tiempo de producción aumenta el valor del IP baja. Respecto al tipo de energía se establece que en yacimientos con empuje hidráulico las presiones se mantienen casi constantes y las relaciones gas petróleo y el IP, presentan también variaciones constantes con grados de declinación constantes. En yacimientos con casquete de gas se presenta una rápida declinación de la presión, lo que origina que el gas contenido se libere rápidamente originando como consecuencia un incremento temporal en el caudal de producción disminuyendo la relación gas petróleo y el IP, cuyos valores bajan mas aceleradamente en relación al empuje hidráulico. En el caso de yacimientos con gas en solución la presión declina también rápidamente, en algunos pozos esta declinación es excesiva por cuyo efecto se liberan mayores volúmenes de gas, se incrementa el volumen de gas que ingresa al fondo de pozo, y se incrementa los valores de la permeabilidad relativa de gas en el interior de los yacimientos, disminuye la permeabilidad relativa respecto al petróleo, baja la relación gas petróleo, baja el IP, originando la interrupción del flujo natural en menos tiempo que los otros tipos de energía. Estas condiciones técnicas que se presenta en el proceso de producción establecen de que el IP es uno de los parámetros mas importantes que debe ser controlada porque debido a su cuantificación se calcula la capacidad productiva y el período de duración del flujo natural para cada pozo, con fines de planificar la aplicación de los métodos de producción artificial y posteriormente los métodos de recuperación secundaria. 12. ECUACIONES DE CALCULO DEL COMPORTAMIENTO DEL FLUJO DE FLUIDOS EN FLUJO NATURAL Cuando se obtiene flujo definitivo de fluidos de formación al fondo de pozo se origina simultáneamente el fenómeno de las saturaciones de fluidos en el interior de las formaciones que afectan momentáneamente a las presiones de fondo, hasta que se presenta la circulación normal a través de la tubería a la superficie, donde empiezan a separarse los componentes y cuyos porcentajes son calculados y determinados en base a la determinación de las relaciones gas petróleo y relación agua petróleo.

a) Cálculo de la relación gas petróleo (RGP) La RGP se define como el volumen de gas producido por unidad de volumen de petróleo recuperado en boca de pozo, o sea:

RGP =

 ft 3 ( g ) ft 3 ( g ) m 3 ( g ) m 3 ( g )  * 100 % , 3 , , 3   1Bbl o m 3 de petróleo recuperado 1Bl ( o ) ft ( o ) 1Bl ( o ) m ( o )  Vol. gas producido

Cuando se abre el pozo para iniciar la producción por flujo natural, la mezcla gas petróleo agua fluye al fondo de pozo atravesando una sección porosa longitudinal con un caudal inicial que es función de la RGP y que debe ser calculada para controlar los caudales de medición en boca de pozo. El cálculo en estas condiciones se realiza con las siguientes ecuaciones:

q( g ) =

k r ( g )  ∆P    µ ( g )  ∆L 

(1)

q(o) =

k r ( o )  ∆P    µ ( o )  ∆L 

(2)

∆P = P1 − P2 : psi diferencial de longitud de arena productora ∆L :Docente: Ing. Raúl Maldonado

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Dividiendo 1 entre 2:

q( g )

=

q(o )

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kr(g) µ(g) k r (o ) µ (o )

=

k r ( g ) ⋅ µ (o)

(3)

k r (o) ⋅ µ ( g )

La ecuación 3 es la relación de los caudales de los componentes en fondo de pozo y que dan el valor de la relación gas petróleo. Cuando se abre en forma definitiva para iniciar la producción y los fluidos alcanzan la boca de pozo, la relación de los caudales fluyentes puede calcularse con las siguientes ecuaciones:

q( g ) =

q1( g )

q(o) =

(4)

β(g)

q1( o )

(5)

β (o)

Donde:

q1 : Son los valores de los caudales obtenidos en pozo abierto, en superficie. Dividiendo 4 entre 5, se tiene:

q( g )

=

q(o)

q1( g ) / β ( g ) q1( o ) / β ( o )

=

q1( g ) ⋅ β ( o ) q1( o ) ⋅ β ( g )

(6)

Reemplazando en el primer término de la ecuación 3 se tiene:

q1( g ) ⋅ β ( o ) q1( o ) ⋅ β ( g ) q1( g ) q1( o )

=

=

k r ( g ) ⋅ µ (o) k r (o) ⋅ µ ( g )

k r ( g ) ⋅ µ (o) ⋅ β ( g ) k r (o ) ⋅ µ ( g ) ⋅ β (o )

Despejando

(7)

Donde por definición:

q1( g ) q1( o )

* 100% = RGP a pozo fluyente

Por tanto:

RGP =

14

k r ( g ) ⋅ µ (o) ⋅ β ( g ) k r (o) ⋅ µ ( g ) ⋅ β (o)

* 100%

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(8)

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En conclusión el valor final de la relación gas petroleo a pozo fluyente, cuando la mezcla de fluido llega a pozo boca de pozo, se calcula con la ecuación final 8. b) Cálculo de la relación agua petróleo (RAP) La RAP es el volumen de agua producido por unidad de volumen de petróleo.

RAP =

 Bbl ( H 2O ) m 3 ( H 2O )  * 100%  ,  3 Unidad de Vol. de petróleo recuperado  1Bl ( o ) 1m ( o )  Vol. de H 2 O

No se mide en fondo de pozo, sólo en superficie, en boca de pozo. c)

Presiones de formación (Fo)

Se define como la presión originada por el peso de los fluidos contenidos en las arenas productoras por unidad de profundidad se denomina también presión de reservorio y se calcula con la siguiente ecuación:

PFo = G F ⋅ H

Donde: H GF

= La profundidad de ubicación de la arena productora [ft o m] = Gradiente de presión de la formación productora [psi/pie]

La gradiente de formación se define como la presión ejercida por los fluidos, por unidad de profundidad. Por ejemplo, ¿Cuál será la presión de formación de una arena productora ubicada a 15.000 ft de profundidad si su gradiente de presión de formación es igual a 0.46 psi/ft.? H = 15.000 ft GF = 0.46 psi/ft

 psi  PFo = 0.46   ⋅ 15.000[ ft ]  ft  PFo = 6900 psi Las presiones en las formaciones productoras pueden ser por males cuando sus gradientes fluctúan entre 0.433 a 0.465 psi/ft. Las presiones anormales son aquellas cuyas gradientes son mayores a 0.465 psi/ft y ≤ 1 psi/ft. d)

Presiones hidrostáticas

Es la presión que ejerce el peso de una columna de fluido sobre un punto determinado de la formación, y durante los tratamientos de pozo es la presión que ejercerá el fluido en las tuberías y cañerías a una profundidad X, por tanto su valor varía con la altura y la densidad de los fluidos y se calcula con la siguiente ecuación general:

PH = d F ⋅ H

Donde: dF H

lb , gr  cc   gal = Profundidad de las arenas ft o m = Densidad del fluido

[

]

El cálculo de los valores de las presiones hidrostáticas de acuerdo a las unidades que se utiliza.

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dF ⇒

Para:

lb gal

y

H ⇒ ft , la ecuación será igual a:

PH = 0.052 ⋅ d F ⋅ H Para:

dF ⇒

gr cc

y

H ⇒ m , la ecuación será igual a: PH = 1.41 ⋅ d F ⋅ H

e)

psi

psi

Presión de fondo fluyente (Pw)

Es la presión que impulsa al fluido desde el fondo de pozo a la superficie. Si la energía del yacimiento es suficiente para vencer la resistencia encontrada durante la trayectoria del flujo, se dice que el pozo esta produciendo por surgencia natural o flujo natural en caso de ser insuficiente el pozo debe ser sometido a métodos artificiales de producción con el objeto de obtener el flujo de compresión suficiente para llegar a boca de pozo. Ambos casos, la presión de fondo fluyente, es la suma de la presión en boca de pozo y las pérdidas de presión por fricción que se presenta en todo el sistema de circulación. 13. ANALISIS DE LAS PRESIONES EN TUBERIAS PARA POZOS QUE PRODUCEN POR FLUJO NATURAL Cuando los pozos son puestas en producción el flujo de fluidos que sube por la tubería a la superficie esta basada por un flujo multifásico que puede ser en algunos casos bifásico (gas petróleo), en otros trifásicos (gas petróleo agua), que son los tres componentes de los fluidos de formación en ambos casos la eficiencia de flujo es función de las caídas de presión que se originan en la tubería de producción por tanto para calcular los caudales por flujo natural es necesario evaluar las pérdidas de presión en el sistema de circulación para fijar los parámetros de control de producción y mantener en forma constante la explotación racional en cada uno de los pozos, en este proceso el comportamiento de los pozos gasíferos es distinto al de los petrolíferos y se puede calcular utilizando ecuaciones deducidas por diferentes autores, siendo el método más comúnmente aplicado el establecido por los autores Peetman – Carpenter. 13.1

CALCULO DE LAS CAÍDAS DE PRESIÓN EN TUBERÍAS

El método que ha sido desarrollado por Peetman – Carpenter para calcular las caídas de presión en tuberías verticales instaladas en pozos productores para flujo multifásico es el siguiente:

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El cálculo parte de la ecuación de balance de energía entre 2 puntos en este caso entre la punta de tubería colgada en el árbol de navidad. O sea:

f (q (o ) ⋅ M ) 2 ∆P 1  = δM + ∆h 144  7.413 × 10 5 ⋅ d 5 ⋅ δ M Donde:

∆P ∆h

  ⇒ Ecuación Gral. de Carpenter (1)  

= Gradiente de las caídas de presión en la tubería (psi)

Para algunos cálculos de la gradiente consideran que:

(q ( o ) ⋅ M ) 2 = W 2 Con lo que la ecuación general que puede ser utilizada para el cálculo será:

Donde:

∆P 1  fW 2  δ M + = ∆h 144  7.413 × 10 5 ⋅ d 5 ⋅ δ M

δM

  

(2)

= Densidad de la mezcla (g+o+w) lb/ft3 = Factor de fricción que es función del tipo de fluido, o sea laminar o

f turbulento. q(o) = Caudal de petróleo que circula por la tubería vertical Bl/día. M = Masa de la mezcla, o sea (g + o + w) lb/Bl d = Diámetro interno del tubing en pulgadas. Para desarrollar la ecuación 1 o 2, es necesario cuantificar cada uno de los términos, por ejemplo:

a) Densidad de la mezcla, δ M , se utiliza las siguientes ecuaciones:

δ M = C L ⋅ d (o) + C g ⋅ d ( g )

(3)

Donde:

CL Cg

= Es el factor de ascenso de la fase líquida por la tubería. = Es el factor de ascenso de la fase gaseosa por la tubería.

d ( o ) y d ( g ) = densidad del petróleo y del gas. Los valores de los factores de ascenso se calculan con la siguiente ecuación:

CL =

vC L

(4)

vCL + vC g

;

Cg = 1 − CL

(5)

Donde:

vCL y vC g , son las velocidades de circulación del petróleo y gas en la tubería (ft/seg), y se calculan con las siguientes ecuaciones:

vCL =

q ( o )⋅ β ( o ) + q ( w )⋅ β ( w ) 12096 ⋅ d 2

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(6)

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Donde:

q (o )

= Bbl de petróleo que sube por la tubería.

q (w)

= Bbl de agua que sube por la tubería.

d

= Diámetro de la tubería en plg.

vC g =

Y Donde: RGP Rs

β(g)

d

q ( o )⋅ ( RGP − Rs ) β ( g ) 6757 ⋅ d 2

(6)

= Relación gas petróleo = Relación de solubilidad del gas. = Factor volumétrico del gas. = Diámetro del tubing.

Reemplazando 6 y 7 en las ecuaciones 4 y 5 se tiene el valor de los factores de ascenso, con estos valores se calcula la densidad de la mezcla con la ecuación 3 para reemplazar finalmente en la ecuación 1. En caso de no disponer en tablas los valores de los factores volumétricos puede calcularse con las siguientes ecuaciones:

β(g) = b)

z ⋅ T y ⋅ Ps Ts ⋅ Py

= 0.0269

z ⋅ Ty

β (o) =

Py

R( s ) ⋅ d r ( g ) d r (o)

+ 1.25 ⋅ Ts

Cálculo de la masa de la mezcla

La masa de la mezcla es igual a: MT = M(o) + M(g) + M(w) a:

Reemplazando sus valores constantes se tiene que la masa total de la mezcla es igual

M To = 5.615 ⋅ 64.4 ⋅ d ( o ) + 0.0764 ⋅ RGP ⋅ d ( g ) + 5.615 ⋅ 64.4 ⋅ d ( w) También pueden calcularse el peso de la mezcla:

WM = ( q ( o ) ⋅ M ) 2 c)

El caudal de petróleo q(o), se mide directamente en el árbol de navidad o boca de pozo en Bl. d)

Factor de fricción

Esta en función del número de Reynolds y puede calcularse con las siguientes ecuaciones:

q ⋅M  f = 1.473 × 10 −5  o   d  O también con la siguiente ecuación:

W  f = 1.473 × 10 −5   d 

En conclusión la gradiente de las caídas de presión en tuberías verticales durante el flujo natural es función de la densidad de la mezcla y del caudal de producción, y para su cálculo se aplica igualmente los conceptos del número de Reynolds.

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N < 2000 N > 2000

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Flujo laminar Flujo turbulento

Para este caso se usará directamente las tablas de los factores de fricción que señalan los fabricantes de tuberías-

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