comportamiento de pozos
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Comportamiento de Pozos por Gas LiftTRANSCRIPT
AutoresGonzález Tolibia Karina Irlanda
Martiñón Aguilar Yael AldairGuerrero Cornelio Florita
2014
UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DEL CARMEN
Dependencia Académica de Ciencias Química y
Petrolera
Unidad Académica “CAMPUS I”
“FUNCIONAMIENTO Y COMPORTAMENTO DE
POZOS MEDIANTE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR INYECCIÓN DE GAS”
ÍNDICE
Página
INTRODUCCIÓN 5OBJETIVOS 8ANTECEDENTES 9
TEMA 1. SISTEMA DE PRODUCCIÓN 111.1. El Sistema de Producción de Petróleo 111.1.1. Curvas de Afluencia: Aporte del Yacimiento 121.2. Métodos de Producción 121.2.1. Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift 131.3. Análisis Nodal: Optimización del Sistema 141.3.1 Componentes del análisis nodal 141.4. Manejo de la Producción 151.4.1. Separación de fluidos 151.4.2. Múltiple de producción 151.4.3. Separadores de producción 151.5. Comportamiento de la Producción 161.5.1. Comportamiento de los pozos 161.5.2. Comportamiento del yacimiento 171.5.3. Clasificación de las reservas 171.5.4. Producción vigorizada 18
TEMA 2. COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA 202.1 Ecuación de Afluencia 202.1.1 Geometría de Flujo 212.1.2 Flujo Transitorio 272.1.3 Flujo Pseudo- Estacionario 332.2. Comportamiento de Afluencia en Pozos de Gas 332.2.1 Pruebas de Potencial 372.2.2 Pruebas Convencionales 382.2.3 Pruebas Isocronales 392.2.4 Pruebas Isocronales Modificadas 402.2.5 Pruebas Isocronales en Pozos de Aceite 40
TEMA 3. ALTERNATIVAS PARA EXTENDER LA VIDA FLUYENTE DE LOS POZOS
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3.1. Sistema Artificial de Producción 413.2. Procesos para incrementar la Recuperación de Hidrocarburos 42
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 49
BIBLIOGRAFÍA 52
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura PáginaTEMA 1. SISTEMA DE PRODUCCIÓNFigura 1.1 Elementos mecánicos del sistema de producción. 11
TEMA 2. COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIAFigura 2.1 Flujo cilíndrico / radial. 21Figura 2.2 Flujo convergente. 21Figura 2.3 Flujo lineal. 22Figura 2.4 Flujo elíptico. 22Figura 2.5 Flujo hemisférico. 22Figura 2.6 Flujo esférico. 23Figura 2.7 Respuesta típica de la presión cuando se pone a producción un pozo. 24Figura 2.8 Esquema de un yacimiento con empuje de agua. 25Figura 2.9 Distribución de presión y gasto para flujo estacionario. 25Figura 2.10 Distribución y gasto para flujo transitorio con una presión de pozo. 27Figura 2.11 Modelo del yacimiento para flujo transitorio bajo condiciones de frontera cerrada.
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Figura 2.12 Representación gráfica de un yacimiento circular segmentado para flujo transitorio.
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Figura 2.13 Modelo hidráulico de flujo transitorio para fluido ligeramente comprensible.
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Figura 2.14 Distribución de presión y gasto para un sistema bajo condiciones de flujo pseudoestacionario.
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Figura 2.15 Variación de gastos para una prueba de potencial. 34Figura 2.16 Gráfica de una prueba convencional de presión. 35Figura 2.17 Datos de una prueba de potencial. 37Figura 2.18 Diagrama de gasto y de presión para una prueba isocronal de un pozo de gas.
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Figura 2.19 Diagrama de gasto contra presión para una prueba isocronal modificada para un pozo de gas.
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Figura 2.20 Comparación de las curvas. 40
TEMA 3. ALTERNATIVAS PARA EXTENDER LA VIDA FLUYENTE DE LOS POZOS
Figura 3.1 Representación gráfica de un “pozo muerto”. 41Figura 3.2 Métodos de recuperación de hidrocarburos. 43Figura 3.3 Reducción de la viscosidad de aceite y agua con el incremento de la temperatura.
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Figura 3.4 Proceso esquemático de la inyección de vapor continua. 45Figura 3.5 Proceso de combustión indirecta. 46
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LISTADO DE SIMBOLOGÍA
Cte: Constante, la cual en unidades de campo es igual a 0.00708
f(p): Alguna función de presión,h : Espesor de la zona productora,
ka: Permeabilidad absoluta,
pe: Presión en la frontera exterior,
pwfs: Presión de flujo en la pared del pozo,
q Gasto de aceite,
re: Radio de drene,
rw: Radio del pozo,A: Área abierta al flujo,
ka: Permeabilidad absoluta del medio poroso,
q: Gasto volumétrico,
V: Velocidad aparente del fluido,
m: Viscosidad del fluido,
:Gradiente de presión,
qg: Gasto de gas,
: Presión media del yacimiento en el área de drene,
Pwf: Presión de fondo fluyendo,
D: Constante de flujo no Darciano (referido a la turbulencia)
h: Espesor neto de formación
k: Permeabilidad del medio poroso
re: Radio de drene rw: Radio del pozo S: Factor de daño (referido al daño del pozo)
T: Temperatura del yacimiento
: Factor de compresibilidad a la presión
: Viscosidad a la presión
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INTRODUCCIÓN
El Funcionamiento y Comportamiento de Pozos por Levantamiento Artificial por Inyección de Gas (LAG), consiste en inyectar gas, a una presión determinada, en la parte inferior de la columna de fluido en la tubería de producción del pozo.
Un pozo petrolero es una obra de ingeniería encaminada a poner en contacto un yacimiento de hidrocarburos con la superficie. Perforación efectuada en el subsuelo con barrenas de diferentes diámetros y con revestimiento de tuberías, a diversas profundidades, llamadas etapas de perforación, para la prospección o explotación de yacimientos petroleros.
La tasa de inyección para el método de levantamiento artificial por gas es determinado de forma analítica en base a las curvas de rendimiento del pozo. Para ello se toman en cuenta las situaciones de contingencia que se presentan en las plantas compresoras de gas (sistema que suministra a alta presión el gas de inyección al pozo), lo que conlleva a ajustes de las tasas de inyección. Estos ajustes vienen preestablecidos en los manuales de contingencias, pero son una de las tantas combinaciones posibles para la distribución del gas.
Los pozos se pueden clasificar y definir acorde a su objetivo, por su ubicación, por su trayectoria y por su funcionamiento.
El sistema de producción del petróleo está enfocado a establecer una descripción detallada de un sistema integral de producción, desde el yacimiento hasta los tanques de almacenamiento. Se analiza el comportamiento de los fluidos del yacimiento durante su trayectoria del yacimiento hacia la superficie.
El análisis se basa en técnica ecuaciones y correlaciones tanto para flujo multifásico en tuberías horizontales y verticales. Para optimizar la productividad de los pozos se hace necesario el empleo de técnicas o herramientas como el análisis nodal. La aplicación del análisis nodal a un sistema integral de producción asegura realizar un estudio completo de los factores o elementos que afectan en gran medida la producción de los pozos.
En el comportamiento de pozos se estudia el flujo de los fluidos del yacimiento, aplicando criterios de análisis de acuerdo al tipo de yacimiento. Este se definirá diferentes métodos para establecer el comportamiento de afluencia futura, así como para predecir la productividad de los pozos.
La metodología del proceso de supervisión y del modelo de producción empleados actualmente en la industria petrolera, se divide en tres fases las cuales se subdividen en etapas.
Las principales alternativas para prolongar la vida de un pozo fluyente son la aplicación de métodos de recuperación secundaria y mejorada e implementación de algún sistema de producción artificial, como el bombeo mecánico y neumático entre otros.
El funcionamiento y comportamiento de los pozos por Levantamiento Artificial por Inyección de Gas (LAG), utiliza gas comprimido (alta presión) como fuente externa de energía.
En la industria, es fundamental el conocimiento detallado del comportamiento de la producción de hidrocarburo. El comportamiento de los pozos es un escenario esencial en la etapa de producción y en el comportamiento del yacimiento es importante en la etapa de producción de hidrocarburos.
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Existen seis parámetros que se obtendrán a partir de los informes presentados a través del estudio de pozos: geográficos, geológicos, petrofísicos, producción, económicos y de mercado. [1]
Los sistemas de producción de crudo y gas son sistemas complejos debido al número de componentes y las relaciones entre ellos. Sus componentes son: los pozos, los múltiples de gas, las estaciones de flujo. La administración de dichos componentes involucran una intensa labor manual, generando diferentes situaciones, tales como: producción diferida (Potencial vs Cantidad producida por pozos), comportamiento errático del pozo (aumento o disminución repentina de la producción), escenarios operacionales que son determinados tiempo después de ocurridos (taponamiento de la línea de producción, fugas de crudo y/o gas en la tubería de producción.
En la gran mayoría de las completaciones de pozo (tubería más arreglo mecánico) tradicionales están ausente los equipos de supervisión de fondo, debido a que el uso de dicha tecnología es altamente costosa, dando como resultado una cantidad limitada de datos del yacimiento. Esta es la razón principal por la cual una gran cantidad de pozos no cuentan con tecnología de medición de fondo.
La preparación de las curvas de afluencias tanto para pozos de petróleo como de gas es extremadamente importantes en el análisis de sistemas de producción. Cuando no se tiene idea alguna acerca de la capacidad productiva de un pozo, el diseño y optimización del sistema de líneas superficiales es muy difícil de alcanzar.
Al igual que los pozos de petróleo el comportamiento de afluencia para pozos de gas no es más que la capacidad que tiene el yacimiento de aportar fluidos al pozo. La curva de afluencia de gas o “Backpressure Curve” es la representación gráfica de las presiones fluyentes con la cual el
yacimiento entrega en el fondo del pozo distintas tasas de producción. Para cada Pwf (Presión de fondo fluyendo) existe una tasa de producción de fluido.
Se estima que casi el 70% de la producción actual de petróleo proviene de pozos petroleros con más de 30 años de edad [2]. La base mundial de recursos de hidrocarburos es enorme, si se consideran las reservas de recursos no convencionales de petróleo y gas, como las arenas bituminosas, los crudos pesados, y los yacimientos de hidratos de gas.
Un concepto de gran interés en la industria de petróleo es el “Factor de recobro”. Este concepto es la relación entre los volúmenes de petróleo que se pueden llevar a la superficie empleando las capacidades tecnológicas disponibles, con respecto a los volúmenes estimados e identificados en las etapas exploratorias de evaluación de reservas probadas. Se estima que factores de recobro de un 30% a un 35% son razonables, y pueden ser elevados hasta un 60%.
La industria petrolera ha desarrollado distintos enfoques con el fin de lograr mejorar el factor de recobro. Se constituye un área de investigación donde se plantea que el yacimiento y el pozo puedan auto-diagnosticarse, estimar algunas variables del proceso de producción y escenarios de operación y analizar el comportamiento de los mismos.
Los pozos poseen una declinación natural de producción de barriles como consecuencia de su explotación, lo que genera una disminución de su energía (presión) y alteraciones en las condiciones en cómo se encuentra atrapado el petróleo en el medio poroso. El término de “métodos de recuperación primario y secundario de petróleo” define un conjunto de prácticas orientadas hacia la mejora en la producción de petróleo, las cuales se aplican, por lo general, una vez que el pozo no produce satisfactoriamente por flujo (presión) natural. Estas se aplican en el yacimiento para
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aumentar el desplazamiento del petróleo en el reservorio y hacer que fluya en condiciones favorables hacia la superficie, usando para ello técnicas de inyección de gases (gas natural, nitrógeno y CO2), agua, vapor, productos químicos como: solventes, polímeros y álcalis, e inclusive microorganismos (bacterias), al pozo. La aplicación óptima de estas tecnologías dependerá de las condiciones del yacimiento (temperatura, presión, porosidad y permeabilidad), así como de la saturación de agua y viscosidad de los fluidos.
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OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Estudiar el Comportamiento de los Pozos para el área de Producción del Sector Petrolero.
OBJETIVO ESPECÍFICO
Estudiar el comportamiento de los fluidos provenientes de los pozos, durante su trayectoria
desde el yacimiento hacia la superficie.
Razonar el Procedimiento de Afluencia Futura.
Identificar la Productividad de los Pozos.
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ANTECEDENTES
Definiendo que un pozo petrolero: es una obra de ingeniería encaminada a poner en contacto un yacimiento de hidrocarburos con la superficie, siendo una perforación efectuada en el subsuelo con barrenas de diferentes diámetros y con revestimiento de tuberías, a diversas profundidades, llamadas etapas de perforación, para la prospección o explotación de yacimientos petroleros.[3]
La única manera de saber realmente si hay hidrocarburos en el sitio, donde la investigación sísmica y geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un pozo petrolero, así abrimos el tema de cómo han sido los antecedentes en los pozos petroleros.
Regresando un poco a la historia de los pozos, los más antiguos fueron perforados en China, este método se conoce desde el año 347 d.C. La profundidad de estos era aproximadamente de 250 metros, y funcionaban por medio de brocas las cuales eran fijadas a cañas de bambú. El petróleo se quemaba para poder evaporar salmuera teniendo a fin producir sal. Los trozos de bambú servían como conectores de los pozos con las salinas. [4]
El petróleo fue destilado por un alquimista persa llamado Muhammad Zakariya esto sucedió en el Siglo IX, ya produjo queroseno en alambiques, y el principal uso de este funcionar como combustible para lámparas.
Durante mucho tiempo, la Industria Petrolera consideró a la Perforación de Pozos como un “arte” o labor artesanal y no como un área de la ingeniería.
Las bases de la ingeniería petrolera se desarrollaron durante la década de 1890 en California. Allí se contrataron geólogos para correlacionar las zonas productoras de petróleo y las zonas de aguas de pozo en pozo y prevenir que penetre el agua externa en las zonas productoras de petróleo. Así surgió la posibilidad de aplicar la tecnología al desarrollo de los yacimientos petrolíferos.
En los inicios de la perforación esto era justificable; sin embargo a partir de los años 40's se desarrolla la Tecnología de la Perforación de Pozos en forma acelerada en lo que se refiere al desarrollo, investigación, modernización, etc.
La petrofísica, que es la determinación de las características de las rocas y los fluidos, fue introducida a fines de la década de 1930. Para 1940 los registros eléctricos de perforación se habían desarrollado hasta tal punto que se podían realizar cálculos sobre las saturaciones de petróleo y de agua en las rocas de los yacimientos. Después de la Segunda Guerra Mundial, los ingenieros petroleros continuaron perfeccionando la petrofísica y las técnicas de análisis de los yacimientos.
El hecho sobresaliente de la década de 1950 fue el desarrollo de la industria petrolera marítima y toda una nueva tecnología. Al principio se sabía poco sobre temas como la altura de las olas y la fuerza de las mismas. Fue así que los ingenieros navales y los oceanógrafos comenzaron a trabajar junto con los ingenieros petroleros para iniciar los estándares de diseño.
Particularmente es de interés el proceso de perforación y construcción de pozos, tomando en cuenta los diferentes factores y procesos que se requieren para que pueda llevarse a cabo.
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Uno de los factores que resulta de vital importancia, son los esfuerzos que se generan en la estructura del pozo, siendo de interés particular, los generados en el cemento que se encuentra entre la formación y el revestidor (casing), ya que de ello depende que la vida del pozo pueda prolongarse.
Es por eso que resulta necesario plantear un programa de perforación de pozos en la región sur, que sirva de coordinación con las áreas de perforación y producción respectivamente y sirva para definir criterios y requerimientos mínimos que deben de contener dichos programas, además de definir cuáles son los aspectos relevantes para llevarlo a cabo de la mejor manera
Existen técnicas de computación para analizar y conocer acerca del tema de Comportamiento de Pozos, ya sean los grandes avances significativos tal como el reconocimiento de patrones, modelaje y optimización, entre otros muchos existentes. También existe información dirigida mayormente al área de la Industria Petrolera, ya que se han generado ahorros significativos e incrementos en la producción de hidrocarburos.
Existen Sistemas Inteligentes (SI), que están basados en técnicas de control clásico, en tareas de control de pozos por Levantamiento Artificial por Gas. Estos han propuesto métodos de control a través de la medición de variables en la superficie del pozo y así, generan un significante incremento en la producción del mismo producto. Con las redes neuronales se han logrado identificar yacimientos altamente productivos de materia cruda, lo que posteriormente genera oportunidades de buena producción.
Además se muestra la optimización de la Producción del Método de Levantamiento BES (Bombeo Electro sumergible) esto es hecho mediante el Control del ‘Drawdown’ (Cada de Presión de Fondo con respecto a l Presión del Yacimiento), esto se hace por medio de utilización de algoritmos genéticos y lógica difusa, las técnicas de computación inteligente son las que mayormente se utilizan para implementar el algoritmo de control Drawdown. Para poder obtener un mejor resultado en la investigación del comportamiento de los pozos, también se utilizan técnicas de minería de datos la cuales están basadas de otras, para poder identificar mejores y más zonas de producción de un yacimiento, y esto permite poder mejorar el desempeño del yacimiento y también aumentar la producción de estos.
En nuestra propuesta de estudio aquí presentada, se muestran análisis dirigidos tanto al yacimiento como al pozo, es necesario utilizar técnicas inteligentes como sean posibles, en caso contrario a otros trabajos que se pudieron haber presentado en el pasado, en los cuales solo se limitan a hacer estudios a nivel de superficie o en el fondo del pozo.
Los primeros pozos petroleros fueron perforados mediante de percusión, martillando una herramienta sujeta a un cable en su momento fueron muy útiles, pero, poco tiempo después las herramientas de cables fueron substituidas por la perforación rotatoria, que agilizaba el trabajo, ya que permitía perforar a mayor velocidad mayor profundidad.
En 1989 se obtuvo un record en el pozo Kola Borehole ubicado en el norte de Rusia, debido a que alcanzo 12.262 metros de profundidad, y fue por el uso de un motor de perforación no rotatoria en el fango, en 1970 la mayoría de los pozos petroleros se perforaban verticalmente. Sin embargo las tecnologías modernas de perforación direccional permiten perforar pozos marcadamente oblicuos y hasta con tramos horizontales, los que pueden llegar a gran profundidad.
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TEMA 1. SISTEMA DE PRODUCCIÓN
1.1. El Sistema de Producción de Petróleo
Un sistema de producción es aquel que tiene la capacidad de transportar fluido del yacimiento hasta la superficie y separarlo en petróleo, gas y agua. Si es necesario, el petróleo y el gas, son tratados y preparados para la venta o el transporte desde el Campo. Cualquier caudal de agua producido, también es tratado y preparado para su re-inyección en el reservorio. Los elementos mecánicos básicos del sistema de producción son (Figura 1.1):
1. Pozos2. Líneas de Conducción3. Colector de Producción4. Separadores y equipamiento de proceso5. Instrumentos de medición6. Recipientes de Almacenamiento
Figura 1.1. Elementos mecánicos del sistema de producción
Un pozo puede ser definido como un conducto o interfase, entre el petróleo y gas del reservorio y las facilidades de superficie. Esta interfase es necesaria para producir el fluido del reservorio a la superficie. En la presentación (performance) del pozo, el volumen de drenaje del reservorio que fluye hasta el pozo juega un papel muy importante. Un pozo combinado con el drenaje de un reservorio, comúnmente es llamado sistema de producción de petróleo o gas.
Un sistema de producción está compuesto por los siguientes componentes:
• Medio Poroso• Completación (Estimulación, Punzado, y Engravado)• Conducto vertical u horizontal o inclinado con válvulas de seguridad y placas de choque.• Un sistema de levantamiento Artificial, tal como bombas, válvulas de gas-Lift, etc.• Líneas de Conducción horizontales con placas de choque y otros componentes de cañerías como válvulas, codos, etc.
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1.1.1. Curvas de Afluencia: Aporte del Yacimiento
La curva de Comportamiento de Afluencia representa la relación existente entre la tasa de flujo y la caída de presión entre el yacimiento y el pozo productor; es decir, es una medida cualitativa y cuantitativa del potencial productivo de un sistema Pozo-Yacimiento. Por medio de su análisis, se pueden determinar elementos básicos tales como el esquema óptimo de explotación, el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos.
Se enfatizan y analizan los factores que gobiernan el flujo de los fluidos de la formación productora hasta el pozo, considerando flujo laminar. De igual forma, se analiza el comportamiento para pozos de gas, en donde se hace presente el concepto de flujo “No Darciano” o no laminar.
Cabe señalar que el flujo “No Darciano” se presenta exclusivamente en yacimientos de gas. No obstante, este tipo de flujo también puede estar presente cuando se tienen altas velocidades de flujo tanto en pozos de aceite como en pozos de gas, especialmente en las regiones cercanas a los pozos productores.
El análisis está basado en dos procedimientos que permiten evaluar el comportamiento de la formación, que son el índice de productividad y la ecuación de Darcy. Aunque estos procedimientos están relacionados, la variación de la presión sobre una región de la formación drenada por un pozo en particular, hace necesario el uso de parámetros independientes (permeabilidad, espesor de la zona productora, viscosidad, factor de volumen, entre otros), para así lograr una evaluación más fácil del fenómeno aludido.
1.2. Métodos de Producción
La producción de distintos pozos tiene enormes variaciones: algunos aportan unos pocos m3, otros más de un millar por día. Esto se debe a diferentes factores, entre ellos el volumen de petróleo almacenado en el espacio poral de rocas reservorio diferentes, la extensión de las capas productoras, su permeabilidad, etc. El período de surgencia natural resulta lógicamente el de menor costo de producción, dado que toda la energía utilizada para producir el petróleo es aportada por el mismo yacimiento
Los principales mecanismos de producción natural son el empuje de agua, el empuje por gas disuelto y expansión del casquete de gas. Cuando esa energía natural deja de ser suficiente, se impone recurrir a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Hay cinco métodos principales de extracción artificial:
Bombeo con accionamiento mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo.
El 70 % de los pozos de extracción artificial utiliza este medio, y sus limitaciones son la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación (en el caso de pozos dirigidos).
Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 o más pozos desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos.
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Extracción con gas o "Gas Lift" (surgencia artificial): Consiste en inyectar gas a presión en la tubería, para alivianar la columna de petróleo y llevarlo a la superficie. Dos equipos de bombeo mecánico operan simultáneamente en el mismo pozo y extraen petróleo de dos formaciones productivas. La tubería se muestra a través de válvulas reguladas que abren y cierran el paso del fluido automáticamente.
Pistón accionado a gas ("Plunger Lift"): Es un pistón viajero, empujado por gas propio del pozo, y lleva a la superficie el petróleo que se acumula entre el viaje y traslado del pistón.
Bomba centrífuga con motor eléctrico sumergible: Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical, unido directamente a un motor eléctrico. El conjunto se baja con una tubería especial que lleva el cable adosado y se baja simultáneamente o no con los tubos. Permite bombear grandes volúmenes.
1.2.1. Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift
El sistema de levantamiento de gas consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular, dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, con el propósito de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie.
Al inyectar gas la presión ejercida por la columna se reduce y el pozo es capaz de fluir debido a:
• Reducción del gradiente del fluido (la presión de fondo fluyente disminuye).
• Expansión del gas inyectado.
• Arrastre de los fluidos por la expansión del gas comprimido.
El transporte de fluidos del yacimiento a la superficie requiere cierto trabajo, la energía necesaria para realizar este trabajo puede estar contenida en el yacimiento, sin embargo si la energía de yacimiento es insuficiente para obtener el caudal deseado, la energía de yacimiento puede ser complementada de una fuente externa, esto es el principio fundamental de todos los sistemas de levantamiento artificiales. En el levantamiento de gas, el trabajo adicional requerido para aumentar la tasa de producción del pozo se realiza en la superficie por un compresor o contenedor de gas con una corriente de alta presión transportado hacia el pozo en forma de energía.
Principalmente este sistema de levantamiento es implementado si la producción diaria de gas es por lo menor mayor a un 10% de la producción total.
Con el fin de alcanzar la máxima reducción de cabeza hidrostática, el punto de inyección de gas debe estar ubicado a la mayor profundidad disponible. Una excepción para lo anterior mencionado, está en los casos en los que la presión de tubería de producción excede la presión de saturación del gas bajo condiciones de circulación. En estos casos el gas inyectado se disolvería en el líquido producido, y de esta forma, perdería su habilidad para reducir la densidad de la columna de fluido. Los dos sistemas básicos de levantamiento con Gas Lift son levantamiento continuo y levantamiento intermitente.
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Flujo ContinuoSe considera como una extensión del método de producción por flujo natural y consiste en la inyección continua de gas en la columna de fluido del pozo, con el propósito de aligerarla para disminuir la presión fluyente en el fondo y generar el diferencial de presión requerido para que la arena productora aporte la tasa de producción deseada.
Flujo IntermitenteEl gas se inyecta a la tubería reductora en forma intermitente, con el propósito de producir la columna de fluidos en el pozo por etapas. La idea básica del flujo intermitente es permitir una acumulación de líquido en la tubería, al mismo tiempo de almacenar una cantidad de gas en el espacio anular y la línea de gas y periódicamente desplazar el líquido de la tubería con el gas almacenado. [5]
1.3. Análisis Nodal: Optimización del Sistema
El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento.
Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo y presión para diferentes condiciones de operación.
1.3.1 Componentes del análisis nodal
El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción, debido a las necesidades energéticas, y a los incentivos derivados del precio de los hidrocarburos.
En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndole en tres componentes básicos:
1. Flujo a través de un medio poroso en el yacimiento, considerando el daño ocasionado por lodos de perforación y cemento.2. Flujo a través de la tubería vertical en la sarta de producción, considerando cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas de seguridad y estranguladores de fondo.3. Flujo a través de la tubería horizontal en la línea de descarga, considerando el manejo de estranguladores en superficie.Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión en cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en varias de las posiciones claves dentro del sistema
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1.4. Manejo de la Producción
Desde el cabezal de cada pozo arranca la tubería de flujo que, tendida sobre el suelo, llega a una determinada estación de recolección, diseñada para recibir la producción de cierto número de pozos.El número de tuberías de flujo (flujoducto) que tiene cada cabezal depende de la terminación del pozo: sencilla, doble o triple. El diámetro de cada flujoducto corresponde al máximo volumen de producción que se piense manejar, como también las características del crudo, especialmente la viscosidad y la presión del flujo natural en el cabezal. En el caso de pozos que producen por bombeo mediante varillas de succión, la presión en el cabezal es casi nula pero la viscosidad del crudo es factor de consideración especial para seleccionar el diámetro del flujoducto si el crudo es muy pesado o extrapesado. Existe una variada selección de diámetros de tuberías para satisfacer todos los requerimientos. Generalmente, los diámetros nominales más utilizados están entre 50.8 y 101.6 milímetros, 2 a 4 pulgadas, diámetros mayores pueden ser requeridos para manejar altos volúmenes de producción o petróleos muy viscosos.
1.4.1. Separación de fluidos
La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un grupo de instalaciones que facilitan; el recibo, la separación, medición, tratamiento, almacenamiento y despacho del petróleo. El flujo del pozo consiste preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas: relación gas-petróleo (RGP), que se mide en m3 de gas por m3
de petróleo producido o en pies cúbicos de gas por barril de petróleo producido, a condiciones estipuladas en la superficie. Además, el flujo de petróleo y gas puede mostrar la presencia de agua y de sedimentos procedentes del yacimiento productor.
1.4.2. Múltiple de producción
En la estación de flujo y de recolección, el múltiple de producción representa un sistema de recibo al cual llega el flujoducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción. Por medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos.
1.4.3. Separadores de producción
Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y funcionamiento requeridos.
Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo.
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La separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales como la presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la estación, la relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo.
La última etapa de separación ocurre en lo tanques de almacenamiento, donde todavía se desprende gas del petróleo, a una presión levemente mayor o igual a la atmosférica. Además de un proceso tecnológico, la separación procura la mayor obtención de crudo que, significa la mayor extracción de petróleo del yacimiento y el aumento de ingresos.
Cuando la producción está acompañada de cierta cantidad de agua, que además tanto ésta como el petróleo pueden contener elementos corrosivos, entonces la separación involucra otros tipos adicionales de tratamiento como: el calentamiento, aplicación de anticorrosivos, demulsificadores, lavado y desalación del crudo, tanques especiales para asentamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros procesos que finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para satisfacer las especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes.
1.5. Comportamiento de la Producción
1.5.1. Comportamiento de los pozos
La historia de cada pozo contiene una acumulación de datos cronológicos detallados al día. La historia, archivada diligentemente, comienza con la proposición, recomendaciones, autorizaciones, plano de locación, programa de perforación y presupuestos formulados internamente por las dependencias de la empresa y las solicitudes ante los despachos gubernamentales jurisdiccionales correspondientes y las aprobaciones respectivas. Podría decirse que toda esta documentación básica constituye la partida de nacimiento del futuro pozo productor.
La segunda sección de la historia cubre la perforación de la locación, con todos los detalles de las incidencias ocurridas durante las diferentes operaciones realizadas para abrir el hoyo hasta la profundidad deseada y terminar el pozo oficialmente en los intervalos y formaciones finalmente seleccionadas. De aquí en adelante, el pozo adquiere identificación numérica, o cédula de identidad, como descubridor o como un productor más del campo respectivo. La historia queda registrada en el Informe Diario de Perforación y en los escritos complementarios que se anexan al archivo del pozo.
La tercera sección de la historia abarca la vida productiva del pozo. Representa el correr del tiempo, todos los altibajos manifestados por el pozo y las rehabilitaciones y reacondicionamientos practicados al pozo para mantener su productividad económica. Allí, cronológicamente, está escrita su producción de petróleo, gas y/o agua; relación gas-petróleo y agua; gravedad del crudo, porcentaje de sedimentos; producción acumulada de fluidos, medición de presiones en el cabezal; mediciones de presiones y temperatura de fondo; niveles de fluido; productividad; vida productiva del pozo por flujo natural, bombeo mecánico o hidráulico, levantamiento artificial por gas; relación e importancia del pozo como punto de drenaje individual en el yacimiento o en conjunción con otros pozos vecinos; expectativas de su límite económico de productividad.
La cuarta sección de la historia puede ser el abandono definitivo, o partida de defunción, del pozo. Sin embargo, la cuarta sección puede comenzar con una nueva etapa de utilización y cambio de clasificación del pozo, ya que se pueden presentar varias alternativas antes de abandonarlo. Por ejemplo: el pozo puede ser convertido en inyector de gas o de agua.
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Su estado como productor puede continuar por reterminación en un yacimiento superior o inferior, distinto al de la terminación original. El pozo podría ser usado para la perforación más profunda en busca de nuevos yacimientos. O podría ser utilizado como punto de observación y control del comportamiento del yacimiento.
1.5.2. Comportamiento del yacimiento
La sumatoria del comportamiento de todos los pozos sirve de base para apreciar y dilucidar detalles sobre los diferentes sectores y la totalidad del yacimiento. El seguimiento continuo sobre el comportamiento del yacimiento aparece en estudios e informes frecuentes, preparados por los geólogos, ingenieros y demás personal técnico especializado de la empresa.
A la larga, los estudios e informes representan una acumulación cronológica de las incidencias de la historia productiva del yacimiento, y fundamentalmente cubren los siguientes aspectos:
• Geográficos: Ubicación del yacimiento y detalles de identificación y acceso. Relación geográfica con otros campos y/o ciudades y pueblos. Mapa.
•Geológicos: Reseña sobre métodos de exploración que condujeron al delineamiento, interpretaciones y correlaciones: la columna geológica, geología del subsuelo; origen, migración y entrampamiento de los hidrocarburos, características generales y específicas de los estratos productores, secciones y correlaciones, mapas isópacos.
• Petrofísicos: Características de los estratos productores. Profundidad. Espesores. Arena neta. Porosidad. Permeabilidad. Presión. Temperatura. Saturación. Características de los fluidos. Contactos de los fluidos.
• Producción: Correlaciones de análisis de relaciones presión-volumen-temperatura de los fluidos al correr el tiempo. Análisis del comportamiento de extracción primaria de hidrocarburos y posibles aplicaciones futuras de métodos y mecanismos para vigorizar la productividad del yacimiento por la inyección de gas y/o agua u otros fluidos o aplicaciones térmicas.
• Económicos: Consideración de inversión y gastos. Rentabilidad de la producción. Modelos económicos y alternativos para el desarrollo y continuidad de producción del yacimiento en las diferentes etapas de extracción primaria y vigorizada.
• Mercado: Calidad y rendimiento de derivados. Opciones de venta de crudos y/o derivados localmente o al exterior.
1.5.3. Clasificación de las reservas
En la industria petrolera, las posibilidades de hallazgos, descubrimientos ciertos y la continuidad de la producción comercial tienen un nombre: reservas probadas de hidrocarburos. Sin embargo, la práctica y la experiencia aconsejan que las reservas sean clasificadas de acuerdo al grado de certeza de los datos que avalan su existencia o posibilidades. Pero existe una clasificación universalmente aceptada. No obstante, todas las clasificaciones propuestas coinciden en que, con más o menos detalles, las reservas se clasifiquen fundamentalmente como probadas, probables y posibles.
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• Reservas primarias probadas: Son las que pueden extraerse comercialmente y han sido actualmente evaluadas por medio de pozos, equipos y métodos técnicos disponibles que aseguran un régimen continuo de producción.
• Reservas primarias probables: Son aquellas que no han sido probadas directamente por medio de pruebas prolongadas de producción comercial, pero que por encontrarse dentro de los límites geológicos superiores e inferiores conocidos y los límites geográficos de un yacimiento son susceptibles de ser probadas abriendo pozos adicionales y haciendo pruebas de producción.
• Reservas primarias posibles: Son aquellas de posible existencia pero que por falta de información fehaciente no puede dársele una clasificación categórica.
• Reservas secundarias: Son reservas adicionales a las primarias, que pueden ser producidas comercialmente como resultado de la vigorización artificial de la energía natural original del yacimiento; a veces la vigorización puede inducir cambios en las características físicas de los fluidos en el yacimiento.
• Reservas secundarias probadas: Son las que han sido fehacientemente probadas por medio de un comportamiento satisfactorio de producción mediante ensayos pilotos o firmes de vigorización artificial del yacimiento.
• Reservas secundarias probables: Son aquellas cuya factible existencia se deriva del comportamiento satisfactorio de la producción primaria del yacimiento, pero el cual todavía no ha sido sometido cabalmente a operaciones de vigorización.
• Reservas secundarias posibles: Son aquellas que se presume puedan existir en yacimientos factibles de responder satisfactoriamente a operaciones de vigorización, pero la información disponible no avala otra clasificación más concreta.
De la acumulación de datos e historias de producción se ha concluido, desafortunadamente, que ningún yacimiento produce de una sola vez la totalidad de los hidrocarburos que contiene. A semejanza de cosechas, el yacimiento, por la acción de su presión interna original, produce un cierto porcentaje del volumen de hidrocarburos en sitio que se le denomina producción primaria.
Luego de la producción primaria, queda en el yacimiento un apreciable porcentaje o volumen de hidrocarburos factible de extracción. Pero para lograr traer a la superficie un cierto porcentaje adicional de los hidrocarburos remanentes, se vigorizar la energía del yacimiento para esta extracción secundaria.
Llegado el límite económico de la extracción secundaria, queda un cierto volumen de hidrocarburos por producir mediante un tercer esfuerzo. Esto se denomina extracción terciaria. Se inclina el interés y esfuerzos de los investigadores a la extracción cuaternaria, o sea un cuarto esfuerzo para lograr una cosecha más de barriles de petróleo comercial.
1.5.4. Producción vigorizada
Al considerar la extracción de petróleo de las entrañas del yacimiento y las diferentes etapas y
operaciones que pueden realizarse para lograr ese objetivo, merecen atención las definiciones
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empleadas por E.F. Herbeck, R.C. Heinz y J.R. Hastings en su trabajo “Fundamentals of Tertiary Oil
Recovery”, Petroleum Engineer, p. 33, enero 1976.
• Extracción primaria (Primary Recovery): Petróleo y gas producidos por la energía o fuerza
naturales del yacimiento.
• Extracción vigorizada (Enhanced Recovery): Cualquier producción adicional resultante de la
introducción artificial de energía en el yacimiento. La extracción vigorizada comprende la inyección
de agua, la inyección de gas y otros procesos que envuelven la inyección de fluidos o energía para
la extracción secundaria o terciaria del petróleo.
• Extracción secundaria (Secondary Recovery): Cualquier extracción vigorizada aplicada por primera
vez al yacimiento. Generalmente sigue a la extracción primaria pero también puede ser aplicada
simultáneamente durante la extracción primaria. La inyección o inundación de agua es el método
más común de extracción secundaria.
• Extracción terciaria (Tertiary Recovery): Cualquier extracción vigorizada usada luego de la
aplicación de operaciones de extracción secundaria. Ya que generalmente sigue a la inyección de
agua, la extracción terciaria es comúnmente considerada entre los procesos más exóticos de
extracción, como lo son el desplazamiento del petróleo por líquidos miscibles, la extracción por
métodos ter males o la inundación del yacimiento con sustancias químicas. [6]
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TEMA 2. COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA
2.1 Ecuación de afluencia
A saber, el comportamiento de afluencia de un pozo representa la capacidad de un pozo para aportar fluidos. Es decir, el comportamiento de flujo indicará la respuesta de la formación a un abatimiento de presión en el pozo productor. Es por eso que un buen entendimiento de los conceptos, interrelaciones y factores que determinan el comportamiento del flujo en el medio poroso, es primordial para usar apropiadamente los métodos o técnicas que se empleen para obtener el comportamiento presente y futuro de un yacimiento.
Para calcular la caída de presión (abatimiento) en un yacimiento, se requiere una expresión que muestre las pérdidas de energía o presión debido al esfuerzo viscoso o fuerzas de fricción como una función de la velocidad o gasto. Por tanto para poder establecer la ecuación de afluencia para un determinado pozo productor, será necesario aplicar y combinar los siguientes ecuaciones:
a) Ecuación de conservación de la masa.b) Ecuación de movimiento.c) Ecuación de estado.
Como se mencionó anteriormente, el uso de la Ley de Darcy se debe considerar siempre en la predicción de los gastos de flujo desde el yacimiento hasta la cara del pozo. Evinger y Muskat (1943) establecieron la siguiente ecuación que puede ser aplicada para predecir cualquier condición de flujo. [7]
Donde:
Cte: Constante, la cual en unidades de campo es igual a 0.00708f(p): Alguna función de presión,
h : Espesor de la zona productora,
ka: Permeabilidad absoluta,
pe: Presión en la frontera exterior,
pwfs: Presión de flujo en la pared del pozo,
q: Gasto de aceite,
re: Radio de drene,
rw: Radio del pozo,
La ecuación 2.1 es aplicable a todos los sistemas porosos, sin embargo, la solución o forma que adquiera, dependerá de las condiciones iniciales y de frontera (daño, almacenamiento, fracturas, penetración parcial) así como también de la geometría y tipo de flujo establecidas en el sistema.
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2.1.1 Geometrías de Flujo
En el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo se han observado diferentes geometrías de flujo, se indican a continuación:
Flujo cilíndrico / radial (Fig. 2.1). Flujo convergente (Fig. 2.2). Flujo lineal (Fig. 2.3). Flujo elíptico (Fig. 2.4). Flujo hemisférico (Fig. 2.5). Flujo esférico (Fig. 2.6).
Fig. 2.1 Flujo cilíndrico / radial (Golan y Whitson, 1991).
Fig. 2.2 Flujo convergente (Golan y Whitson, 1991).
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Fig. 2.3 Flujo lineal (Golan y Whitson, 1991).
Fig. 2.4 Flujo elíptico (Golan y Whitson, 1991).
Fig. 2.5 Flujo hemisférico (Golan y Whitson, 1991).
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Fig. 2.6 Flujo esférico (Golan y Whitson, 1991).
De acuerdo con Golan y Whitson, los flujos lineal y radial son los más comunes en los pozos productores de aceite y gas. Las ecuaciones que describen este tipo de flujos son soluciones particulares de la Ec. 2.1 considerando las geometrías de flujo y tipo de fluidos producidos por el pozo. [8]
Para el desarrollo de las ecuaciones de flujo, se tomará como base la Ley de Darcy escrita en forma diferencial, es decir:
Donde:
A: Área abierta al flujo,
ka: Permeabilidad absoluta del medio poroso,
q: Gasto volumétrico,
V: Velocidad aparente del fluido,
m : Viscosidad del fluido,
: Gradiente de presión,
PERÍODOS O REGÍMENES DE FLUJO
Antes de proceder a describir los períodos de flujo, se considera pertinente clasificar los diferentes tipos de flujo que se presentan en el medio poroso, de acuerdo a la dimensión, geometría, tiempo y fase. Tal clasificación es la siguiente:
UnidimensionalDimensión Bidimensional
Tridimensional
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LinealGeometría Radial
Esférico
Estacionario,
Tiempo Pseudoestacionario,
Transitorio,
Monofásico, (una sola fase) Fases
Multifásico, (bifásico, trifásico)
En el comportamiento de la presión en un pozo que produce a gasto constante se pueden identificar tres periodos de flujo, los cuales se presentan en la Fig. 2.7
A. FLUJO ESTACIONARIO.B. FLUJO TRANSITORIO.C. FLUJO PSEUDOESTACIONARIO.
Fig. 2.7 Respuesta típica de la presión cuando se pone a producción un pozo.
El flujo estacionario se refiere a la situación en la cual la distribución de presión y de gasto en el yacimiento permanece constante con el tiempo. En contraste, el flujo transitorio es la situación en la cual la presión y/o el gasto varían con el tiempo. El flujo pseudoestacionario es una clase especial de flujo transitorio, el cual se asemeja al flujo estacionario. A continuación se enuncian las principales características de cada uno de los regímenes de flujo presentes en un pozo productor.
FLUJO ESTACIONARIO
A saber, muchos yacimientos producen bajo régimen estacionario. Este tipo de flujo ocurre cuando un yacimiento está produciendo con un fuerte empuje de agua, de tal forma que cada barril de aceite producido es reemplazado por un barril de agua en el yacimiento. La Fig. 2.8 muestra un modelo idealizado de un yacimiento con empuje de agua. Para que la situación de flujo estacionario
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este presente, es condición necesaria que el gasto másico a lo largo del yacimiento sea igual al gasto másico que sale del yacimiento. Estas condiciones son cercanamente aproximadas, como se mencionó anteriormente, cuando un yacimiento presenta un fuerte mecanismo de empuje de agua, un casquete de gas asociado, o bien, se realiza alguna operación de recuperación secundaria.
Fig. 2.8 Esquema de un yacimiento con empuje de agua (Slider, 1983).
La distribución de presión y gasto para tal sistema se muestra en la Fig. 2.9. Esta distribución de presión y gasto permanece igual en el área de drene durante el flujo estacionario.
Fig. 2.9 Distribución de presión y gasto para flujo estacionario (Slider, 1983).
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De acuerdo con la ecuación de Darcy Ec. 2.2 considerando flujo radial, ésta se puede expresar en
términos de gradiente de presión para cualquier radio de drene, esto es:
El signo menos de la Ec. 2.2 ha sido eliminado debido a que la distancia, r, es medida en contra de la dirección de flujo. En consecuencia, la pérdida de presión ocurre con la disminución del radio y
es positivo.
El área de la sección transversal se representa con el subíndice r, para indicar que es una función de radio de drene. De esta forma, el gradiente de presión es también una función del radio y de forma similar se representa con un subíndice r. Para un radio r y un gasto q en particular, la
pendiente de la gráfica de presión contra el radio permanece constante todo el tiempo en el que
no hay cambio en la saturación, la cual podría cambiar la permeabilidad efectiva, ke. En consecuencia, durante el tiempo en que permanece constante el gasto, la distribución de presión también permanece constante.
Esta idea puede ser amplificada para aplicarse a fluidos compresibles, por ejemplo, un gas, si el gasto se establece en unidades convenientes, por ejemplo pies cúbicos estándar. De este modo, el historial de presión y gasto del pozo pueden ser empleados para determinar si un pozo se encuentra en régimen estacionario. Si el gasto es constante y la presión de fondo permanece constante, no hay duda que el área de drene de este pozo se encuentra en régimen de flujo estacionario.
Para que tal situación ocurra, el flujo a través del radio de drene, re, deberá ser igual a el flujo a través del radio del pozo, rw, y el mismo fluido deberá cruzar ambos radios. Esta condición estrictamente no es conocida en un yacimiento. Sin embargo, un fuerte empuje por agua, por medio del cual un gasto de agua es igual al gasto de producción proporciona un historial de presión y gasto casi idéntico al descrito en la Fig. 2.11. Mantener la presión por medio de inyección de agua bajo la estructura almacenadora de hidrocarburos o por medio de inyección de gas por arriba de la estructura, también se aproxima a las condiciones de régimen estacionario. En general, el flujo estacionario ocurre cuando no existe cambio en la densidad del fluido en cualquier posición del yacimiento como función del tiempo. Prácticamente, esto significa que no existirá cambio en la presión en cualquier posición del yacimiento. Es decir, la variación de la presión con respecto al
tiempo será cero .
Las ecuaciones de flujo estacionario son además útiles en el análisis de las condiciones cercanas al pozo. Al igual que en un sistema de flujo transitorio, el gasto cerca del pozo es aproximadamente constante de tal forma que las condiciones alrededor del pozo son casi constantes. Así, las ecuaciones de flujo estacionario pueden ser aplicados a esta porción del yacimiento sin que se presenten errores significativos. Es decir, las ecuaciones de flujo estacionario pueden ser utilizadas para representar períodos cortos de tiempo para el flujo alrededor del pozo.
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2.1.2 Flujo Transitorio
El flujo transitorio es aquel que ocurre mientras el gasto y/o presión cambian con el tiempo
. La Fig. 2.10 muestra la gráfica de presión contra gasto a diferentes tiempos para
un yacimiento bajo condiciones de flujo transitorio.
Fig. 2.10 Distribución de presión y gasto para flujo transitorio con una presión de pozo, pw, constante (Slider, 1983).
Inicialmente, la presión es uniforme a lo largo del yacimiento a la presión inicial, pi, la cual representa el tiempo cero de producción. No existe flujo de agua o movimiento de otros fluidos a través de re, lo cual implica que se tienen condiciones de frontera cerrada.
Las condiciones de frontera cerrada representan una zona donde no existe entrada de fluidos en el área de drene. Generalmente, las condiciones de frontera cerrada se presentan cuando un pozo se pone fuera de producción y/o existen barreras geológicas tales como fallas y discontinuidades geológicas Fig. 2.11.
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Fig. 2.11 Modelo del yacimiento para flujo transitorio bajo condiciones de frontera cerrada (Slider, 1983).
Después de un periodo corto de producción a un determinado gasto (de tal forma que la presión, pw, permanezca constante) se podrá obtener una distribución como se muestra en la Fig. 2.12, es decir, p a t1. A este tiempo sólo una pequeña porción del yacimiento será afectada, lo cual implica que no se tendrá una significativa caída de presión. Se debe tener en cuenta que el flujo de los fluidos es causado por la expansión o compresibilidad de los fluidos. Consecuentemente, si no existe una caída de presión en el yacimiento en un punto en particular o fuera de éste, no podrá llevarse a cabo el flujo de los fluidos en un radio en particular. Esta condición puede ser mostrada por la expresión matemática para la compresibilidad:
La Ec. 2.4 representa la compresibilidad de cualquier material y es simplemente el cambio fraccional en el volumen por unidad de cambio de presión. La expansión del fluido en el yacimiento está representada por Dv, la cual es igual a C v Dp. El fluido no puede llevar a cabo una expansión sin una caída de presión.
Así, como se muestra en la gráfica de q a t1, el gasto en el radio de drene, re, es cero y se incrementa al reducirse éste, hasta un gasto máximo el cual se obtiene en el radio del pozo, rw. La Fig. 2.10 es esquemática y no significa que sea cualitativa. La distribución de presión y gasto en el tiempo t1 representan un instante en el tiempo y se desplazarán a lo largo de estas posiciones conforme la producción continúe afectando mayor parte del yacimiento. Esto es, nuevas áreas experimenten una significativa caída de presión y estén sujetas a fluir hasta que la totalidad del yacimiento esté afectado, como se muestra en la Fig. 2.10, es decir, la presión p en el tiempo t2.
El gasto q en t2 indica que el gasto en este tiempo se extiende a lo largo del yacimiento debido a que ha sido afectado y presenta una significativa caída de presión. Se puede advertir que el gasto ha declinado en parte a partir de t1 a t2 a causa de la misma caída de presión (pi – pw), lo cual implica que un volumen mucho más grande del yacimiento ha sido afectado.
Cuando la presión ha afectado la totalidad del yacimiento, éste experimenta una declinación de presión conforme la producción continua. Por tanto, la distribución de presión tendrá la tendencia mostrada en la Fig. 2.10 para p a t3.
El gasto q habrá declinado en parte durante el tiempo t1 a t2 debido al incremento en el radio en el cual se lleva a cabo el flujo de fluidos. Este gasto continúa declinando desde t2 a t3 debido a la caída de presión total desde re hasta rw (pe – pW). La Fig. 2.10 es un ejemplo de flujo transitorio debido a que tanto el gasto como la presión cambian con el tiempo, excepto para la presión que se mantiene constante artificialmente en el pozo (pw). Esta situación es comparable a un pozo que fluye con un estrangulador de diámetro constante o bien, a un pozo que se mantiene con bombeo subsuperficial. Bajo estas condiciones, en la Fig. 2.10 se puede advertir que a un tiempo de producción pequeño (t1), la presión del yacimiento está afectada significativamente sólo en un radio particular, r1. Dado que el yacimiento produce debido a la expansión de los fluidos contenidos en él, el gasto a cualquier radio mayor que r1 será igual a cero, debido a que no ocurre una caída de presión que afecte la expansión del fluido y en consecuencia, el subsecuente flujo. Sin embargo,
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mientras la producción del pozo continúa, mayor parte del yacimiento se ve afectado, hasta que eventualmente la totalidad del yacimiento experimenta una caída de presión.Lo anterior se puede explicar considerando un yacimiento segmentado tal como se muestra en la Fig. 2.12. La misma presión, pi, existe a lo largo del yacimiento cuando la producción se inicia. Se considera que esto ocurre en el pozo a un tiempo t = 0 cuando la presión en el pozo o el radio interno de Dv1 se abate a pw, debido al desplazamiento del fluido hacia el pozo. Este abatimiento provoca una caída de presión a través de la cara del pozo, lo cual, de acuerdo con la Ley de Darcy, el flujo se produce.
Conforme se realiza el flujo de los fluidos desde Dv1 hasta la cara del pozo, las caídas de presión en Dv1 serán la principal causa de que el fluido remanente se expanda. Esta expansión proporcionará la energía suficiente al fluido para que fluya hacia el interior del pozo. Una vez que mayor cantidad de fluidos sean removidos desde Dv1, provocará una significativa caída de presión, dando origen a una diferencia de presión entre Dv1 y Dv2. De acuerdo con la Ley de Darcy, esta diferencia de presión da como resultado el flujo de Dv2 a Dv1. El flujo de los fluidos desde Dv1 provoca una caída de presión en Dv2 y una correspondiente expansión del fluido remanente en Dv2, la cual proporciona energía al fluido para fluir hacia Dv1. El flujo de fluidos desde Dv2 a Dv1 también tiende a mantener la presión en Dv1.
Cuando suficiente flujo ha tenido lugar desde Dv2, esto provoca una significativa caída de presión en Dv2, dando origen a una diferencia de presión entre Dv3 a Dv2. Esto es, el flujo se lleva a cabo desde Dv3 a Dv2. Este flujo tiende a mantener la presión en Dv2 y eventualmente provoca una caída de presión en Dv3, la cual es lo suficiente para iniciar el flujo desde Dv4 hacia Dv3 debido a la caída de presión existente entre los dos segmentos y así sucesivamente hasta Dvre.
Fig. 2.12 Representación gráfica de un yacimiento circular segmentado para flujo transitorio.
Físicamente, este proceso requiere tiempo para que el efecto de la presión pueda sentirse a lo largo del yacimiento. Adviértase que mientras el efecto de la presión se mueve hacia el centro del yacimiento (el pozo), este continúa teniendo un pequeño efecto sobre la presión de cada segmento subsecuente del yacimiento conforme el radio de drene se incremente. Este incremento en el radio provoca un incremento en el tamaño del segmento, y de este modo, una mayor cantidad de fluido
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desplazable será requerido para obtener la misma caída de presión. También se puede advertir que conforme el radio de drene se incrementa, el área transversal 2p r h o A en la ecuación de Darcy
se incrementa y el gradiente de presión se abate.
Hawkins (1956) explicó los conceptos físicos de este fenómeno empleando un modelo hidráulico análogo. Modeló un yacimiento segmentado tal como se ilustra en la Fig. 2.13, representando el potencial de capacidad de expansión de cada segmento mediante un contenedor con un determinado volumen. Estos contenedores son conectados mediante tuberías las cuales son dimensionadas de acuerdo a la resistencia relativa al flujo entre varios segmentos. La Fig. 2.13 muestra el modelo esquemático del yacimiento de la Fig. 2.12. Nótese que los tamaños relativos de los contenedores representan los diferentes segmentos y los tamaños relativos de las tuberías representan la conexión entre los diferentes segmentos. El único factor que afecta la relativa resistencia al flujo entre los segmentos o tamaño de tubería es el área de sección transversal (A en la ecuación de Darcy), la cual se incrementa en porción a el incremento del radio.
Fig. 2.13 Modelo hidráulico análogo de flujo transitorio para fluido ligeramente compresible (Slider, 1983).
Para operar este modelo, inicialmente todos los contenedores son llenados con agua a un mismo nivel. Aquí, el nivel del agua representa la presión en cada segmento y conforme el nivel del agua se reduce, el potencial de expansión del segmento en cuestión también se ve reducido. De este modo, después de llenar cada contenedor a un mismo nivel, una válvula ubicada en DV1, la cual representa el flujo hacia el pozo, es abierta permitiendo así la descarga. Es entonces fácil ver que el flujo tendrá lugar a partir de DV1 durante un período substancial de tiempo antes de que el flujo de DV2 a DV1 ocurra. De forma similar, el flujo de DV2 a DV3 y de DV4 a DV3 son retardados.
Más adelante se verá un ejemplo, en el cual se puede apreciar la diferencia entre flujo transitorio y pseudo-estacionario, así como también las condiciones para que ocurran.
2.1.3 Flujo Pseudo- Estacionario
Después de un período inicial de producción con presión y gasto no constante, es decir, flujo transitorio, las condiciones de frontera externa (No- flujo y p = cte) comienzan a afectar la producción en el pozo y el flujo estabiliza. Cuando la estabilización en el yacimiento se lleva a cabo, la condición de frontera externa de presión constante da origen al flujo denominado como flujo pseudoestacionario. La condición de frontera externa de presión constante representa la frontera en la cual la presión del yacimiento se mantiene en su valor inicial. La condición de frontera externa de presión constante es usualmente causada ya sea por la entrada de agua de un acuífero asociado o por la inyección de agua o gas a través de pozos inyectores, o bien, la combinación de los tres.
La Fig. 2.16 ilustra la distribución de presión y gasto para el mismo sistema de flujo pseudoestacionario. En este caso en particular el gasto en el pozo, qw, es constante. Esta
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condición es comparable a un pozo que está bombeando a gasto constante. Nuevamente, a un tiempo t = 0 la presión a lo largo del yacimiento es uniforme a p i. Entonces después de un tiempo corto de producción t1, a un gasto constante, sólo una pequeña porción del yacimiento ha experimentado una caída de presión significativa, en consecuencia, el yacimiento está fluyendo sólo fuera del radio r1. Mientras la producción continúa a gasto constante, el yacimiento en su totalidad experimenta una caída de presión significativa, mostrada como p a un tiempo t2 en la Fig.2.14.
Fig. 2.14 Distribución de presión y gasto para un sistema bajo condiciones de flujo pseudoestacionario (Slider, 1983). [9]
Poco después de que la presión del yacimiento en su totalidad ha sido afectada, una situación inesperada surge. El cambio en la presión con respecto al tiempo en todo el radio de drene en el yacimiento llega a ser uniforme. Por consiguiente, la distribución de presión en los subsecuentes tiempos son paralelos, como se ilustra en la Fig. 2.14 a un tiempo t3, t4 y t5. Matemáticamente, esto
es equivalente a que la derivada de p con respecto a t sea constante . Esta
situación continúa con un cambio uniforme en la presión con respecto al tiempo en todo el radio de drene y con una distribución de presión paralela, hasta que el yacimiento no puede mantener un gasto constante en el pozo. Este punto ocurre cuando la presión en el pozo, rw, ha alcanzado su límite inferior físico. Adviértase que durante el tiempo en el cual el cambio de presión con respecto al tiempo a lo largo del yacimiento es constante, la distribución del gasto permanece constante. Esto se puede apreciar examinando la siguiente ecuación, expresada en función del gasto a un
radio en particular (qr):
Como se puede advertir, para un radio en particular, Ar es una constante. Además, a menos que un cambio de saturación ocurra en el yacimiento, la permeabilidad, ka, permanece constante.
Adviértase que en cualquier radio en particular representa la pendiente de la gráfica de presión
contra radio. Todo el tiempo que la distribución de presión permanece constante, la pendiente de la curva en un radio en particular y el gasto en dicho radio será constante.
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Esta situación se presenta después de que el yacimiento ha producido a gasto constante el tiempo suficiente para afectar en su totalidad al yacimiento, provocando un cambio constante en la presión con el tiempo en todo el radio de drene. Esto da como resultado una distribución de presión paralela con su correspondiente distribución de gasto constante. Dado que todos los términos en la ecuación de Darcy Ec. 2.5 permanecen constantes o se hacen constantes, es normal asumir que el flujo estacionario existe.
Craft y Hawkins (1959) se refieren a éste fenómeno como flujo estacionario en un yacimiento limitado. Otros (Slider, 1983), se refieren a este régimen de flujo como flujo semiestacionario debido a que la presión absoluta está cambiando a lo largo del yacimiento con el tiempo.
El período de flujo pseudoestacionario inicia al final del período transitorio cuando la condición de frontera externa de No- flujo más alejada de la pared del pozo es alcanzada por el disturbio de presión y el área total de drene comienza a contribuir a la producción. Así mismo, las condiciones en las cercanías del pozo (gasto y presión) tienden a estabilizarse durante el flujo pseudoestacionario. Un rasgo particular del flujo pseudoestacionario, asumiendo un gasto de producción constante, es que la presión declina al mismo ritmo en cualquier parte del yacimiento. Por tanto, para asegurarse de mantener la presión constante, es decir, que Dp sea constante se deberá reducir el gasto de producción, o sea q a t6 en la Fig. 2.14.
Al inicio de la producción del pozo, éste pasa de un período de flujo transitorio dominado por el flujo a un período de flujo estabilizado dominado por la depleción (agotamiento del yacimiento).
Estos dos períodos pueden ser visualizados tomado como base el ejemplo ilustrado a continuación.
Supóngase que se deja caer una pequeña roca desde cierta altura dentro de un estanque con agua en reposo. El impacto de la roca con el espejo de agua provoca un disturbio que da origen a la formación de ondas, las cuales se propagan radialmente a partir del punto del impacto hasta el límite físico del estanque. De aquí que el flujo transitorio coincida con la propagación de las primeras ondas generadas por el disturbio y el flujo pseudoestacionario de inicio cuando el disturbio (ondas en el agua) alcance el límite del estanque.
Si el borde o límite, en este caso el yacimiento, no es circular el disturbio continuará desplazándose en todas direcciones hasta alcanzar el borde más lejano a partir del impacto inicial
Por otra parte, las condiciones de frontera de flujo son formadas cuando varios pozos están produciendo a partir de un yacimiento limitado en común. Las fronteras de No- flujo son hidrodinámicas y se desarrollan alrededor de los pozos como resultado del gasto de producción y la variación regional en las propiedades de la formación (permeabilidad, espesor de la zona productora, etc). Estas fronteras, junto con las fronteras impermeables (No- flujo) permanentes tales como discontinuidades geológicas y fallas, establecen un volumen de drene para cada pozo.
Si los fluidos originales del yacimiento no son reemplazados por otros fluidos (por ejemplo, a partir de un acuífero o pozos inyectores), la presión declinará continuamente en cada unidad de drene. El ritmo de la declinación de la presión en el yacimiento dependerá de que tan rápido los fluidos sean producidos, la expansión de los fluidos en el yacimiento y de la compactación del volumen de poros. Cuantificar el abatimiento de la presión será uno de los retos del ingeniero de yacimientos, el cual se apoyará en un balance de materia para evaluarla. El efecto más importante del agotamiento del
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yacimiento es la deterioración del comportamiento de afluencia, reflejado en la declinación de la presión media del yacimiento y el incremento en la resistencia al flujo.
Por último, cabe señalar que el flujo pseudoestacionario fundamentalmente forma las bases para la interpretación de pruebas de contrapresión para pozos de gas estabilizado, pruebas tipo, para la determinación del índice de productividad de los pozos, así como también muchos otros problemas importantes relacionados con la ingeniería de yacimientos.
2.2. Comportamiento de Afluencia en Pozos de Gas
El comportamiento de afluencia, tanto de pozos productores de aceite como productores de gas, es una medida de la capacidad de los pozos para fluir bajo condiciones de variación de presión en el pozo. Una cosa es determinar el volumen original de gas en el yacimiento, o bien cuantificar las reservas y otra muy diferente es predecir la productividad de los pozos de gas. Por tanto, el ingeniero de producción debe tener la capacidad de entender, y aplicar los diferentes métodos disponibles para poder predecir, con relativa facilidad, las variaciones de presión existentes en el sistema yacimiento-pozo.
2.2.1 Pruebas de potencial
Las pruebas de potencial en los pozos de gas se realizan para determinar la capacidad productiva teórica de los mismos, bajo condiciones de flujo abierto. Anteriormente se acostumbraba hacer estas pruebas poniendo el pozo en producción con una presión en la cabeza del pozo igual a la atmosférica. Actualmente, con el fin de evitar desperdicios y daño a la formación, la capacidad a flujo abierto de los pozos de gas se obtiene extrapolando los resultados de las pruebas hechas a diferentes gastos moderados de producción, en lugar de abrir los pozos a flujo total.
En este método, un pozo se pone a producción a un gasto constante seleccionado hasta que la presión de fondo fluyendo se estabiliza. El gasto estabilizado y la presión de fondo son registrados, y a continuación se cambia el gasto (usualmente se incrementa). Así, el pozo está fluyendo a un nuevo gasto hasta alcanzar nuevamente el estado pseudo estacionario.
La presión puede ser medida con un registrador de fondo (preferentemente) o bien, a partir del cálculo utilizando valores medidos en superficie. Este proceso es repetido, cada vez que se registra la presión y gasto estabilizados. Se recomienda utilizar cuatro gastos diferentes Fig. 2.15.
Existen fundamentalmente dos métodos diferentes, para analizar tales pruebas:
a) MÉTODO CLÁSICO
Rawlins y Schellharrdt (1936) presentaron la siguiente ecuación:
Donde:
qg: Gasto de gas,
: Presión media del yacimiento en el área de drene,
abs
pglb
2
33
Pwf: Presión de fondo fluyendo,
La Ec. 2.6 representa la Ley de Darcy para un fluido compresible. La constante C involucra términos tales como viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, espesor neto de formación, temperatura de formación, etc. Rawling y Schellhardt (1936) encontraron que la Ec. 2.6 no considera la turbulencia, usualmente presente en pozos productores de gas, así que modificaron la ecuación con un exponente “n” en el lado derecho. [10] Resultando la siguiente expresión:
Además encontraron que el exponente “n” puede variar desde 1.0 para flujo completamente laminar hasta o.5 para flujo completamente turbulento.
Fig. 2.15 Variación de gastos para una prueba de potencial (Lee, 1982).
De acuerdo con Lee (1982), quien denomina a ésta aproximación el “método empírico”, considera que la base teórica para la Ec. 2.7 es algo tenue. Sin embargo, debido a su facilidad y a sus más de cincuenta años de aplicación, los métodos basados en la Ec. 2.7 son más ampliamente utilizados en la industria petrolera.
La Ec. 2.7 puede escribirse en la forma:
La aplicación es que una gráfica log-log contra qg será una línea recta. Como se
muestra en la Fig. 2.16, una gráfica de los cuatro gastos será aproximadamente una línea recta para muchos pozos, con tal de que las condiciones de flujo estabilizado permanezcan.Las Ecs. 2.6, 2.7 y 2.8 están sujetas a las siguientes suposiciones:
1. Prevalecen las condiciones isotérmicas a lo largo del yacimiento.2. Los efectos gravitacionales son despreciables.3. El flujo de fluidos se lleva a cabo en una sola fase.4. El medio es homogéneo e isótropo.
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5. La permeabilidad es independiente de la presión.6. La viscosidad y la compresibilidad del fluido son constantes.7. Los gradientes de presión y la compresibilidad son pequeños.8. El modelo de cilíndrico radial es aplicable.
Estos factores pueden no ser cercanamente aproximados, especialmente en formaciones de gas estrechas.
Por definición, el “potencial absoluto” ocurre cuando la contrapresión se reduce a la presión atmosférica
14.7 . Esto es, el potencial absoluto se define como “el gasto de gas correspondiente a
una presión de fondo fluyendo igual a la atmosférica”. Mediante la gráfica de la curva de capacidad de flujo y la extrapolación de la línea recta se puede obtener este valor, tal como se muestra en la Fig. 2.16. Así mismo, la prueba de contrapresión o la curva de capacidad de flujo permitirá la determinación de la velocidad de flujo de gas. Del mismo modo, la capacidad de flujo o potencial de flujo de un pozo podrá ser leído a partir de la curva de contrapresión.
Mientras que los factores que incluyen “C” en la Ec. 2.7 no cambien apreciablemente, la misma gráfica de potencial de flujo puede ser utilizada. Sin embargo los factores en “C” cambian durante el tiempo de operación del pozo, requiriendo por tanto, volver a realizar la prueba en el pozo de tiempo en tiempo. Los factores que pueden cambiar (afectando a “C”) son el factor de desviación Z, compresibilidad del gas, viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, daño en el pozo, radio de drene y posiblemente el radio del pozo.
El exponente “n”, el cual es relacionado a la naturaleza de la turbulencia alrededor del pozo, también puede cambiar. Así, efectuar nuevamente otra prueba, permitirá determinar una gráfica de potencial de flujo y nuevos valores para “C” y “n”.
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Fig. 2.16 Gráfica de una prueba convencional de presión.
b) MÉTODO TEÓRICO
Para flujo estabilizado, Lee (1982) propone la siguiente expresión:
Donde:
D: Constante de flujo no Darciano (referido a la turbulencia)
díapie 1/miles 3
h: Espesor neto de formación, pie
k: Permeabilidad del medio poroso, mD
re: Radio de drene, pie
rw: Radio del pozo,
S : Factor de daño (referido al daño del pozo)
T: Temperatura del yacimiento,
: Factor de compresibilidad a la presión
: Viscosidad a la presión
La Ec. 2.9, por simplicidad, puede expresarse de la siguiente forma:
Donde:
La Ec. 2.12 sugiere que una gráfica de contra qg resultará en una línea recta con
pendiente “b” y que intercepta a “a” Fig. 2.17. Debe tenerse en cuenta que esta relación será válida sólo para gastos estabilizados. Las constantes “a” y “b” pueden ser determinadas a partir de pruebas de flujo con al menos dos gastos estabilizados. Tales constantes son dependientes de la presión y probablemente también del tiempo. Por lo tanto, será necesario actualizarlas a partir de la realización de nuevas pruebas a intervalos razonables, generalmente, cada año.
De acuerdo con Lee (1982), esta gráfica tiene una fuerte base teórica mejor aún que la gráfica del método clásico (empírico).
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Fig. 2.17 Datos de una prueba de potencial. Método teórico.
Procedimiento de campo. Prueba convencional de contrapresión.
1. Cerrar el pozo hasta estabilizar la presión del fondo del pozo, obtener .
2. Abrir el pozo, utilizando un diámetro pequeño de estrangulador, tal como de 6/64 pg, y dejar estabilizar. Registrar y graficar la presión de fondo fluyendo estabilizada y el gasto estabilizado.3. Cambiar ligeramente el diámetro del estrangulador, tal como 8/64 pg, y dejar que el pozo fluya hasta que se estabilice. Registrar y graficar la presión y el gasto estabilizado.4. Repetir el paso 3. utilizando dos diámetros de estrangulador más amplios, para obtener un total de cuatro gastos.
2.2.2 Pruebas Convencionales
El análisis de un pozo productor de gas puede ser dividido en dos regiones de presión: pozos de baja a mediana presión y pozos con alta presión. Gran cantidad de la teoría básica de las pruebas y análisis de las mismas, fue desarrollado a partir de las pruebas realizadas en pozos con niveles de
presión de yacimiento por abajo de 2500 . Con el advenimiento de la perforación de pozos
profundos, se ha encontrado que los pozos productores de gas presentan una presión de
yacimiento aproximadamente de 10, 000 . En estos casos y todos aquellos que presenten
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presiones por debajo de 2500 , se debe utilizar métodos convencionales de análisis, así como
también la teoría de potencial de gas real para una mejor aproximación.
Las principales pruebas convencionales empleadas en el análisis de comportamiento de afluencia en pozos de gas son, a saber, las siguientes:
Pruebas de potencial (visto anteriormente) Pruebas isocronales. Pruebas isocronales modificadas.
Estas pruebas también pueden ser empleadas en pozos productores de aceite, lo cual se verá más adelante.
El tipo de prueba a seleccionar dependerá del tiempo de estabilización del pozo, el cual es una función de la permeabilidad del yacimiento. Si un pozo se estabiliza medianamente rápido, se podrá efectuar una prueba de potencial. La experiencia en trabajos de campo ha mostrado (según Beggs, 1991) que para pozos con diámetro reducido o estrecho es conveniente emplear una prueba isocronal. Para pozos con tiempos muy grandes de estabilización una prueba isocronal modificada resulta más práctica. [11]
2.2.3 Pruebas Isocronales
Un cambio en el gasto de producción de un pozo de gas, provoca o genera una "presión transitoria" (onda de presión o disturbio), la cual se propaga fuera del pozo (radio de drene del pozo). La distancia recorrida a ésta presión transitoria en un tiempo particular es conocida como el "radio de investigación".
Una prueba convencional de contrapresión utiliza gastos de flujo estabilizado. Por tanto, los tiempos de flujo deberán ser lo suficiente, para permitir que el radio de investigación alcance el límite del yacimiento o el punto de interferencia con pozos cercanos. El radio efectivo de drene es constante.
En yacimientos de baja permeabilidad, frecuentemente resulta impráctico dejar fluir al pozo durante mucho tiempo para alcanzar la estabilización, especialmente si las condiciones de estado pseudo- estacionario se necesitan para más de un gasto.
El objetivo de las pruebas Isocronales, propuesto por Cullender (1955), es obtener datos para establecer una curva de productividad o capacidad estabilizada sin que se deje fluir el pozo tiempo innecesario para alcanzar condiciones estabilizadas a cada gasto. El principio o fundamento es que el radio de investigación alcanzado en un tiempo dado, en una prueba de flujo, es independiente del gasto de flujo. Por lo tanto, si una serie de pruebas de flujo se realizan en un pozo, cada una para el mismo período de tiempo (isocronal), el radio de investigación será el mismo al final de cada prueba. Consecuentemente, la misma porción del yacimiento será drenada en cada gasto. [12]
La Fig. 2.18 ilustra un diagrama de gasto y presión para una prueba de flujo isocronal en un pozo de gas. S e puede advertir que el período de cierre después de cada período de flujo, debe ser lo suficiente para alcanzar la presión estática del yacimiento (o al menos aproximada). Además se debe advertir que es necesario tener un periodo de flujo estabilizado al final de la prueba.
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Fig. 2.18 Diagrama de gasto y presión para una prueba isocronal de un pozo de gas.
2.2.4 Pruebas Isocronales modificadas
El objetivo de las pruebas isocronales modificadas, es obtener la misma información que las pruebas isocronales, sin requerir, en algunas ocasiones, de largos período de cierre. De hecho, las verdaderas pruebas isocronales han probado ser imprácticas como tipo de pruebas para muchos pozos.
Con el propósito de acortar los tiempos de prueba, se propuso desarrollar las pruebas isocronales modificadas, las cuales se realizan empleando períodos de cierre igual a los períodos de flujo, lo cual proporcionó resultados satisfactorios. En este tipo de pruebas se emplean las presiones de cierre inestabilizadas para calcular la diferencia de la relación de presiones para el próximo gasto. La Fig. 2.19 muestra un diagrama de los gastos y presiones resultantes de esta clase de pruebas.
Fig. 2.19 Diagrama de gasto contra presión para una prueba isocronal modificada para un pozo de gas.
Para el primer período de flujo, se deberá emplear ; para el segundo
período, emplear . Como se puede observar, el procedimiento de análisis es el mismo
que se empleó para las pruebas isocronales.
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Las pruebas isocronales modificadas han sido empleadas extensivamente en yacimientos de baja permeabilidad, debido a que permiten "salvar" tiempo y dinero. Además, han probado ser una excelente aproximación de las pruebas isocronales verdaderas.
2.2.5 Pruebas Isocronales en Pozos de Aceite
Fetkovich (1973) presentó un método para analizar el comportamiento de afluencia de un pozo, denominado como pruebas isocronales. Realizó pruebas para un amplio rango de condiciones, incluyendo permeabilidades desde 6 hasta 1000 mD, así como también diferentes tipos de yacimientos. Durante su trabajo, advirtió que no era necesario realizar una prueba a gasto constante. Bastaba con obtener los gastos y presiones al final de cada prueba isocronal. Esto simplificaba el procedimiento de la prueba ya que solo se utilizaba un diámetro de estrangulador constante para cada gasto de flujo. El gasto debería ser checado al final de la prueba durante algunos minutos. [13]
Fetkovich (1973) advirtió también que el qo máx obtenido por Vogel difería considerablemente del que él obtuvo, además de que el qo máx puede ser diferente, dependiendo del gasto y la presión correspondientes a la prueba realizada.
Basándose en el trabajo de Vogel (1968), Fetkovich (1973) observó que los pozos que producían por abajo de la presión de burbujeo deberían tener un comportamiento parecido al de los pozos
productores de gas. Esto significa que el gráfico de contra qo, resultaría en una línea
recta sobre papel log- log con un exponente cercano a la unidad. Se encontró que las curvas de contrapresión para un pozo productor de aceite siguen el esquema general de los pozos productores de gas, esto es:
Donde Jo’: Índice de productividad (coeficiente de curva de contrapresión) en .
En el análisis de 40 pruebas isocronales de un pozo productor de aceite, se encontró que el exponente “n” tenía un valor entre 0.568 y 1.0. Esto verifica los valores encontrados en las pruebas realizadas en pozos productores de gas. Fetkovich (1973) presenta la Fig. 2.20, donde muestra la curva de referencia de Vogel (1968) con la ecuación correspondiente para un flujo isocronal. [14]
Fig. 2.20 Comparación de las curvas, Vogel (1968), Fetkovich (1973).
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TEMA 3. ALTERNATIVAS PARA EXTENDER LA VIDA FLUYENTE DE LOS POZOS
3.1 Sistema Artificial de Producción
Los pozos productores de hidrocarburos pueden ser clasificados de acuerdo al tipo de energía que disponen para aportar fluidos en superficie. Generalmente esta clasificación consiste en:
1. Pozos Fluyentes
Son aquellos que pueden aportar fluidos, desde el fondo del pozo hasta la superficie con tan sólo la energía propia del yacimiento. Esto es, la presión del yacimiento es suficiente para contrarrestar las caídas de presión existentes en el aparejo de producción.
2. Pozos Productores con Sistema Artificial de Producción
Son aquellos que necesitan adicionárseles algún tipo de energía ajena al yacimiento para que puedan aportar fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie.
Con base en el punto 2 de la clasificación anterior, el objetivo de este capítulo será mostrar las diferentes alternativas para prolongar la vida fluyente de un pozo.
Así mismo, cuando un pozo llega al fin de su vida de flujo natural (ver Fig. 3.1), es decir, sí la presión de fondo fluyendo a la cual se está produciendo, llega a ser tan baja de tal forma que el pozo pueda producir a un gasto deseado o peor aún, que no produzca nada, entonces nos veremos en la necesidad de instalar algún método de producción artificial para “revivir” el pozo.
Fig. 3.1 Representación gráfica de un “pozo muerto”.
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Por otra parte, debe tenerse en cuenta que, el que un pozo sea capaz de fluir naturalmente no significa que no deba considerarse algún tipo de producción artificial para un tiempo determinado. La energía puede ser suministrada indirectamente por inyección de agua o gas en el yacimiento para mantener la presión del mismo.
Existe una gran variedad de métodos de producción artificial, sin embargo, todos son variaciones o combinaciones de tres procesos básicos (Donohue, 1986):
1) Aligeramiento de la columna de fluido, mediante inyección de gas (Bombeo neumático).2) Bombeo subsuperficial (Bombas de balancín, bombas hidráulicas, bombas
electrocentrífugas, etc.)3) Desplazamiento con émbolo de baches de líquido (Émbolo viajero). [15]
3.2 Procesos para incrementar la recuperación de hidrocarburos
Debido a la gran demanda de hidrocarburos en el mercado mundial y a las cada vez menores reservas disponibles, se hace indispensable contar con métodos, aunque sofisticados, apropiados para una explotación eficiente del yacimiento.
Actualmente, la industria petrolera cuenta con un proceso denominado como Recuperación Terciarias. Toda recuperación terciaria implica utilizar un método de recuperación mejorada (Enhanced Oil Recovery). La recuperación mejorada es algo más fino que la recuperación secundaria. Cuenta con tecnología más avanzada, la cual está dirigida a una mayor recuperación, de mayor calidad. [16]
CONCEPTO DE RECUPERACIÓN MEJORADA
El objetivo del proceso de Recuperación Mejorada es movilizar el aceite remanente después de la recuperación primaria (hacer móvil el aceite inmóvil). Esto se lleva a cabo mejorando el desplazamiento microscópico del aceite y las eficiencias de barrido volumétricas. La eficiencia de desplazamiento del aceite se incrementa reduciendo la viscosidad del aceite (proceso térmico) o mediante la reducción de fuerzas capilares o tensión interfacial (proceso químico). La eficiencia del barrido volumétrico es mejorada mediante el incremento de la viscosidad del agente desplazante (Polímeros desplazante).
Los métodos de recuperación mejorada usualmente están divididos en tres amplias categorías:
1. Métodos térmicos, los cuales comprenden a su vez: Inyección de vapor continua. Inyección de vapor cíclica. Combustión in-situ.
2. Métodos químicos, los cuales comprenden a su vez: Inyección de surfactantes-polímeros. Inyección de polímeros. Inyección de sustancias cáusticas.
3. Desplazamiento miscible, el cual comprende: Inyección de dióxido de carbono. Desplazamiento de hidrocarburos miscibles. Inyección de gas inerte (CO2, N2).
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La Fig. 3.2 muestra los diferentes métodos de recuperación de hidrocarburos en forma organigrama. En este organigrama se puede observar que está considerado el método microbiano, sin embargo, este método aún está en etapa de investigación y desarrollo, por tanto, no se discutirá en este subcapítulo.
Antes de iniciar un proceso de recuperación mejorada, las propiedades del fluido y del yacimiento así como la historia de producción del pozo deberán ser analizadas. También es importante revisar los procesos de recuperación previamente utilizados en un yacimiento con el objeto de determinar las principales razones que provocaron que el aceite residual quedara atrapado en el yacimiento.
Fig. 3.2 Métodos de recuperación de hidrocarburos
1. MÉTODOS TÉRMICOS
Cuando se suministra energía en forma de calor al aceite, este disminuye su viscosidad y fluye más fácilmente. Debido a esta propiedad del aceite, se han realizado considerables esfuerzos en el desarrollo de técnicas que permitan suministrar energía en forma de calor al yacimiento para mejorar la recuperación de hidrocarburos pesados y viscosos. La Fig. 3.3 muestra la sensibilidad de la viscosidad con la temperatura para aceites con diferentes grados °API. También se puede apreciar como la viscosidad del agua se ve afectada con la temperatura. La viscosidad del aceite se reduce considerablemente con el incremento de temperatura, especialmente para hidrocarburos más pesados. Esto explica ampliamente el porque los procesos térmicos han sido tan populares y exitosos.
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Por otra parte, la inyección de agua caliente ha sido probada, pero su uso es limitado debido a que el agua caliente contiene muy poco calor, por lo tanto, es mínima la cantidad de calor que recibe el aceite en el yacimiento. Esto ha conducido a utilizar vapor, ya que este contiene una cantidad extra de calor, el cual es requerido para una recuperación eficiente. Ha sido ampliamente utilizado en la industria petrolera desde el año 1950 para estimular la producción de aceites viscosos.
Fig. 3.3 Reducción de la viscosidad de aceite y agua con el incremento de la temperatura.
INYECCIÓN DE VAPOR CÍCLICA
La inyección cíclica de vapor es la versión más atractiva desde el punto de vista económico de la inyección de fluidos calientes para la explotación de yacimientos de aceite viscoso y, por tanto, el método que mayor aplicación ha tenido en el campo. Se puede considerar con respecto a los pozos, como una técnica de estimulación ya que, además de incrementarse la recuperación de aceite al reducir la viscosidad, se logra una limpieza en las paredes de la formación al eliminarse algunos bitúmenes o parafinas que se adhieren en el fondo del pozo; con lo que se disminuye, por lo tanto, el factor de daño a la formación.
La inyección cíclica de vapor consta de tres etapas:
1. Inyección.2. Cierre.3. Producción.
La primera corresponde a la fase de inyección, en la cual se inyecta una cantidad predeterminada de vapor.
La segunda es la etapa de condensación de vapor, en la cual se cierra el pozo para permitir que el vapor inyectado se condense y ceda su calor latente al aceite y disminuya su viscosidad.
La tercera es la etapa en que se pone el pozo a producción.
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INYECCIÓN DE VAPOR CONTINUA
La inyección continua es un proceso de desplazamiento de aceite por vapor a alta temperatura (150 – 260°), el cual se inyecta en forma continua a la formación productora por uno o varios pozos inyectores. Esta variante en la inyección de vapor, no es la más usada en la actualidad. Es importante que los espaciamientos entre pozos sean pequeños. En este método por un pozo se inyecta y por otros se produce; generalmente se aplica este método cuando ya se ha tenido un barrido por inyección cíclica de vapor. La Fig. 3.4 muestra esquemáticamente el proceso de inyección de vapor continua.
El vapor inyectado calienta la formación alrededor del pozo y eventualmente forma una zona de vapor que crece con la inyección continua de vapor. El vapor reduce la saturación de aceite en la zona de vapor a valores muy bajos, empujando el aceite móvil (la diferencia entre las saturaciones de aceite inicial y residual) fuera de la zona de vapor. Mientras la zona de vapor crece, mayor cantidad de aceite es removido de la zona de vapor hacia la zona no calentada formando un frente. El aceite calentado con su viscosidad ya reducida se mueve hacia el pozo y de esta forma, está listo para ser producido mediante algún sistema de producción artificial.
Fig. 3.4 Proceso esquemático de la inyección de vapor continua.
COMBUSTIÓN IN-SITU
La combustión in-situ es un método en el que la energía calorífica que se utiliza para aumentar la recuperación de aceite es generada en el seno del yacimiento. Este método de recuperación térmica consiste esencialmente en lograr la combustión del aceite en el medio poroso, ya sea en forma natural o por medio de un calentador de fondo, y desplazar un frente de combustión a través del yacimiento mediante inyección de aire.
En lo que se refiere al sistema empleado existen dos tipos de combustión:
Combustión directa. La combustión va de un pozo hacia otro.Combustión inversa. La combustión va del centro del yacimiento hacia los pozos.
COMBUSTIÓN DIRECTA
En el proceso, el calor de la combustión vaporiza las fracciones ligeras del aceite empujándolas hacia adelante, formando un frente, el cual desplaza el banco de aceite hacia el pozo productor. Simultáneamente, el calor vaporiza el agua en la zona de combustión. La combinación resultante de gas, vapor y agua caliente permite desplazar el aceite hacia el fondo del pozo. La Fig. 3.5 muestra las diferentes zonas resultantes de una combustión directa.
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Fig. 3.5 Proceso de combustión indirecta.
COMBUSTIÓN INDIRECTA
La combustión indirecta es iniciada de la misma forma que la combustión directa, pero la inyección de aire en el pozo inyector es desviada hacia el pozo productor. El banco de aceite es forzado a moverse en la dirección de flujo del aire a través de la zona de combustión mientras el frente de combustión avanza hacia el pozo inyector. La combustión indirecta permite calentar a los crudos pesados por arriba de los 700 °F, permitiendo así, disminuir la viscosidad del aceite. La combustión indirecta se desarrolló para mejorar la recuperación en yacimientos que contienen crudos extremadamente pesados.
YACIMIENTOS CANDIDATOS PARA INYECCIÓN DE VAPOR (CÍCLICA O CONTINUA)
Existen algunos criterios generales que pueden ser útiles en el diseño de un proyecto de estimulación por medio de inyección de vapor; estos son el resultado de la experiencia obtenida por diversas compañías, en un gran número de casos de campo. Algunas características que deben reunir los yacimientos para poder ser considerados como potencialmente adecuados para una inyección de vapor económica:
PERMEABILIDAD.El yacimiento debe tener una permeabilidad lo suficientemente alta, de 100 a 500 md.
SATURACIÓN DE ACEITE.La cantidad de aceite almacenado en la formación debe ser del orden de 0.15 m3 (metros cúbicos) de aceite por cada m3 del yacimiento, o bien, 1200 bl/acre-pie. Esto equivale a considerar que, yacimientos con porosidades medias de 20 y 25%, deben tener, como mínimo, una saturación de aceite de 75 y 60% respectivamente.
DENSIDAD DEL ACEITE.El rango de densidad del aceite considerado adecuado para la estimulación con vapor es de 0.9 a 1.0 gr/cm3, o bien, de 10 a 20 °API.
PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO.La profundidad máxima del yacimiento debe ser, de 900 a 1000 m. Profundidades mayores implican el manejo de vapor a temperaturas y presiones altas que podrían originar fallas en las tuberías de producción y revestimiento. .
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ESPESOR DE FORMACIÓN.El espesor neto de la formación productora debe ser, como mínimo, de 10 a 15 m. Sin embargo, espesores excesivamente grandes pueden originar la segregación de vapor, o bien, que el vapor penetre perfectamente a los estratos más permeables.
VISCOSIDAD DEL ACEITE.Debido a que en este proceso el principal efecto en la recuperación es el proporcionado por la reducción de viscosidad del aceite al incrementarse la temperatura del yacimiento, es preferible aplicar esta técnica de estimulación en yacimientos con aceites cuya viscosidad sobrepasa los 200 cp.
TEMPERATURA Y PRESIÓN DE INYECCIÓN.El rango de temperaturas y presiones es muy amplio. Las temperaturas óptimas de inyección son del orden de 149 a 204 °C (300 a 400 °F). En yacimientos donde para inyectar el vapor se requieren presiones mayores de 70 kg/cm2 será necesario manejarlo a temperaturas que excedan a 290 °C para evitar que se condense.
2. MÉTODOS QUÍMICOS.
INYECCIÓN DE POLÍMEROS.
De las técnicas de recuperación mejorada, las que mejores resultados ha proporcionado en cuanto éxito y número de proyectos es la inyección de agua, pero tiene la desventaja de que en yacimientos de crudos viscosos, su eficiencia deja mucho que desear. Por tal razón se ha investigado sobre yacimientos que presentan ésta característica. Una posible solución es la de aumentar la viscosidad del fluido desplazante (agua); lo anterior se puede lograr mediante la adición de productos químicos al agua de inyección. Los productos químicos con los que se obtuvieron mejores resultados en laboratorio fueron los polímeros.
A través de estudios realizados, se llegó a la conclusión de que la relación de movilidades entre el fluido desplazante y el aceite, es un factor muy importante en la determinación de la eficiencia total de un proyecto de Recuperación Mejorada. Por tal razón la mayoría de los procesos están dirigidos a modificar la relación de movilidades. [17]
La diferencia del agua como medio de desplazamiento, es bastante conocida en yacimientos que tengan crudos viscosos y/o gran variación de permeabilidad, ya que se mueve más fácilmente el agua que el crudo. Se tienen dos posibles soluciones para mejorar la relación de movilidades:
1) Disminuir la viscosidad del aceite. Esto se logra mediante la inyección de vapor o agua caliente.
2) Aumentar la viscosidad del fluido desplazante. Esto se logra mediante la adición de productos químicos, principalmente polímeros.
Al controlar la relación de movilidades entre el agua de inyección y el aceite del yacimiento la eficiencia de desplazamiento se mejora de tres formas diferentes:
a) La relación de movilidades resulta en su mayor cubrimiento del área.b) Una buena relación de movilidades reduce las deficiencias normalmente ocasionadas por la
distribución de permeabilidad heterogénea en el yacimiento.c) Esta eficiencia del desplazamiento, está relacionada con la capacidad del fluido inyectado
para mover el aceite de su estado.
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INYECCIÓN DE SURFACTANTES
Los surfactantes son reductores de tensión interfacial que se usan en un sistema aceite crudo-agua. Aparte del desplazamiento de aceite por mecanismo de reducción tensión interfacial, los surfactantes pueden operar de una manera similar a un detergente típico. Se emplea en una etapa inicial, antes del desplazamiento con agua, como lavador. Esto es, ellos pueden preferentemente mojar la superficie de la roca y disolver gotas de aceite que están adheridas en las partes de un poro. Aunque los yacimientos de aceite están, generalmente mojadas por agua, esto no niega la existencia de aceite atrapado en regiones donde el aceite moja la roca del yacimiento.
3. DESPLAZAMIENTO MISCIBLE: INYECCIÓN DE CO2.
Se han efectuado un gran número de investigaciones con el fin de tratar de evaluar la recuperación de aceite utilizando como agente el CO2. Todos los experimentos se han conducido con un gran número de variantes, lo cual hace complicado un estudio común. Sin embargo, se ha llegado a conclusiones que han mostrado al CO2 como un agente de inyección capaz de recuperar grandes cantidades de aceite, en un menor tiempo y a un costo económicamente atractivo con respecto a un proceso de recuperación secundaria por el método convencional (de inyección de agua).
El aumento considerable de aceite recuperado se explica por los efectos físicos (principalmente reducción de la viscosidad del aceite y expansión volumétrica) causados por el CO2 en el crudo.
La aplicación de campo del CO2 como un agente para mejorar la recuperación de aceite, ha comprobado en gran parte los resultados y conclusiones obtenidas de los resultados experimentales. Las principales razones que hacen posible considerar al CO2 como agente de recuperación son, entre otras, las siguientes:
a) El CO2 afecta físicamente al aceite, principalmente reduciendo su viscosidad y aumentando su volumen. Estos efectos son más acentuados en crudos densos y viscosos, pero no de viscosidad muy elevada.b) El CO2 reacciona, bajo condiciones de yacimiento, con algunos componentes del aceite para formar compuestos polares por ejemplo ácidos orgánicos, los que tienen un efecto marcado en reducir la tensión superficial y evitar o limitar la precipitación de iones particulares, por ejemplo el Fe.c) El CO2 es soluble tanto en agua como en la mayor parte de los aceites, por lo que afecta en solución al fluido que moja la roca, disminuyendo así la tensión interfacial.d) En las partículas de roca, el CO2 tiene la propiedad de limitar materialmente la adsorción de ciertos agentes activos de superficie, aumentando los beneficios de tales agentes.e) El CO2 incrementa la solubilidad del gas natural en el aceite, y parece ser que el gas natural es soluble más rápidamente en el crudo cuando está asociado con CO2.
Por otra parte, se puede citar que el CO2 se ha utilizado:
1) Como proceso de recuperación terciaria en los yacimientos ya agotados por métodos de recuperación primaria y secundaria.
2) Como proceso de recuperación secundaria, combinado con la técnica convencional de inyección de agua.
3) En el proceso de inyección de “gas inerte”.
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En este trabajo se muestra en forma clara, diferentes alternativas que permitan determinar las condiciones de comportamiento de un pozo, con lo cual se logra optimizar, en la medida de lo posible, la productividad del pozo. El conocimiento y análisis de cada uno de los elementos que conforman el sistema de producción, permitirá determinar la capacidad de producción y transporte de crudo en superficie.
También presentamos los factores que controlan el paso de los fluidos desde la formación productora hasta el pozo. Si se considera flujo laminar se podrá aplicar la Ley de Darcy conjuntamente con el índice de productividad para evaluar el comportamiento de afluencia. Para esto, es necesario el conocimiento de conceptos relacionados con el flujo de fluidos en el medio poroso tales como; permeabilidad relativa y absoluta, espesor de la zona productora, presión viscosidad del fluido y factores de volumen. Estos se vieron en el tema 1 de nuestro trabajo para su conocimiento y poder completar nuestro objetivo específico del conocimiento en las diferentes maneras que podemos analizar y concluir un sistema de producción eficiente; y en nuestro tema 2 empezamos a ejemplificar con fórmulas de muchos científicos y diagramas la compresión de la Ley de Darcy para su funcionamiento respectivo de los diferentes tipos estacionarios de flujos.
Un aspecto importante en el estudio del comportamiento de afluencia de pozos, es obtener el comportamiento de afluencia IPR a futuro. Esto permitirá determinar los gastos de producción que se tendrán en un determinado tiempo de producción, lo cual permitirá, a su vez, en caso de que el pozo así lo requiera, la instalación de un sistema artificial de producción. Esta herramienta de producción, por decirlo así, se podrá aplicar tanto a pozos fluyentes como a pozos laborando con algún sistema artificial de producción.
Por otra parte, si un pozo no produce a un determinado gasto de producción esperado, debe suponerse que existe un daño en la formación. Esto implica determinar las condiciones en que se encuentra el intervalo productor, es decir, su permeabilidad. En este trabajo se hace un análisis de cada uno de los componentes que conforman el factor de daño total, así mismo, las posibles causas y soluciones que permitan minimizar, en la manera de lo posible, tal efecto. Esto permitirá la planeación de la estimulación del pozo en un determinado tiempo, con lo cual se incrementará de manera sustancial la productividad del pozo.
Así mismo presentamos diferentes métodos que tienen gran aceptación en la industria Petrolera. No obstante, la aplicación de alguno de ellos dependerá del conocimiento que se tenga de cada uno de ellos, así como también de los requerimientos y necesidades inmediatas.
De igual forma, presentamos las diferentes alternativas que permiten aumentar o extender la vida productiva de un pozo fluyente cuando éste ya no es capaz de producir por si mismo, es decir, mediante la energía propia del yacimiento, no alcanza la presión a llegar a la batería de separación. Al ocurrir esta, es recomendable la implementación de algún sistema artificial de producción o bien aplicar algún método de Recuperación secundaria o Mejorada. Esto podemos verlo en los diferentes métodos que son aplicables en el tema 3, debido a que necesitábamos información de lo susodicho para tener la ejemplificación de la idea que queremos obtener.
Se establece el método de Flujo multifásico en tuberías horizontal vertical e inclinadas para que se comprenda mejor el flujo a través de las tuberías, también se anexa una tabla de conversiones amplia confiable para la comprensión de los sistemas, y la nomenclatura utilizada en la industria petrolera.
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El sistema clasificador propuesto basado en las variables de yacimiento (la presión de fondo), a nivel de cabezal (la presión del revestidor) y el flujo de gas de levantamiento, garantizó la obtención del escenario operacional, ya que están relacionado con la caracterización del pozo a nivel de fondo y superficie (modelo de producción), como también por el bajo costo requerido para su elaboración.
La posibilidad de estimar variables de fondo permite mejorar el proceso de producción, ya que los costos de instalación y mantenimiento de tecnología de fondo son muy elevados, resultando no ser rentable en la producción del pozo. La utilización de técnicas de inteligencia artificial permite estimar variables de fondo y superficie, con errores menores a un 1%, lo cual indica la efectividad de dicho sistema.
La evaluación del comportamiento de afluencia es necesario para poder optimizar todo el sistema que integra la producción, en nuestro caso, el saber aplicar algún método, es muy importante para el buen comportamiento de los pozos. Existen distintos tipos de procedimientos, como lo son: numéricos, analíticos o empíricos, cada corresponde al tipo de fluido que estemos manejando, como los: aceites bajosaturados, aceites saturados y gases, estos se caracterizan por el tipo petrofísico del yacimiento, tipo de pozo y terminación.
La mayoría del porcentaje de los métodos son aplicados a yacimientos homogéneos e isotrópicos produciendo por empuje de gas en solución, en donde un pozo vertical penetra totalmente la formación productora de espesor constante. Un número muy reducido de trabajos se ha enfocado a ciertos problemas y/o específicos, tales como la alta velocidad de flujo, la presencia de agua como fase fluyente, drene gravitacional, y aun en menor número de modelos específicos para evaluar sistemas heterogéneos como lo son los yacimientos naturalmente fracturados y estratificados. Asimismo, es importante señalar que para usar otros procedimientos es importante con una mayor cantidad de información, a veces disponible.
También es muy recomendable hacer el uso de programas especializados, los cuales son utilizados para tener mejores resultados intensivos, en toda nuestra industria del petróleo. Mayormente usamos cuatro procedimientos, los que son más útiles, en ciertos casos. También para tener mejores resultados, es muy recomendable hacer el uso de la literatura, ya que en la internet no siempre se obtiene información confiable, o completa. Para utilizar los programas especializados en el tema, es bueno que a pesar de tener toda la información necesaria, debemos tomar como principio el verificarla y validarla, para ver que estamos en lo correcto, ya que si por alguna razón los datos existentes son modificados, el resultado podría caer en errores de cálculo y diseño.
Terminamos por cumplido nuestro objetivo al querer conocer y analizar el Comportamiento de los Pozos para el área de Producción del Sector Petrolero; dimos criterios a base de afirmaciones en nuestro trabajo e incluso contextos en donde se pueden llegar a ver los diferentes comportamientos, estos contextos son ejemplificados en los distintos métodos que tenemos dichos ya anteriormente en el trabajo.
Los ingenieros petroleros somos los encargados de diseñar y optimizar todo el proceso de producción de los pozos, y esto es posible gracias al apoyo que obtenemos de herramientas y técnicas de análisis, este trabajo se encarga de mostrar a los lectores, y estudiantes de la ingeniería petrolera algunos de los aspectos técnico-prácticos relevantes de nuestra especialidad. Este trabajo puede ser utilizado como base, o manual de procedimientos para los problemas relacionados con el comportamiento de afluencia de pozos.
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GLOSARIO
AFLUENCIA: concurrencia de gran numero a un lugar o sitio.
YACIMIENTOS: una porción de trampa geológica en la cual se almacenan los hidrocarburos.
COMBUSTIÓN: es una reacción química de oxidación, en la cual generalmente se desprende una gran cantidad de puntos en forma de calor y luz, manifestándose visualmente gracias al fuego, u otros.
POZOS: Un pozo es un agujero, excavación o túnel vertical que perfora la tierra, hasta una profundidad suficiente para alcanzar lo que se busca, sea una reserva de agua subterránea de una capa freática o fluidos como el petróleo. Generalmente de forma cilíndrica, se suele tomar la precaución de asegurar sus paredes con ladrillo, piedra, cemento o madera, para evitar su deterioro y derrumbe para que no cause daño masivo o grave que podría causar el taponamiento del pozo.
PRODUCCIÓN: La fabricación transforma las materias primas en productos. Desde una camisa hasta un avión, casi todo lo que usamos está fabricado. Puede hacerse a mano (de forma artesanal) o a base de maquinaria (de forma automática, más o menos informatizada).
HIDROCARBUROS: La fabricación transforma las materias primas en productos. Desde una camisa hasta un avión, casi todo lo que usamos está fabricado. Puede hacerse a mano (de forma artesanal) o a base de maquinaria (de forma automática, más o menos informatizada).
EXPLORACIÓN: Examen de una situación o circunstancia, generalmente para actuar en consecuencia.
PETRÓLEO: es una mezcla homogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua. También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo.
FLUIDO: Que tiene consistencia blanda y fluye, corre o adapta su forma con facilidad.
RESERVORIO: es una mezcla homogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua. También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo.
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