UNIVERSIDAD
DE AQUINO BOLIVIA
FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA
Carrera: Ingeniería
Ingeniería En Gas y Petróleo.
ESTUDIO TECNICO DE LA IMPLEMENTACION DEL
DEL
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR
INYECCION DE GAS LIFT MEDIANTE COILED TUBING
APLICADO Al POZO LPÑ-59, DEL CAMPO LA PEÑA
“
MODALIDAD: PROYECTO DE GRADO:
POSTULANTE: WILLIAM
TUTOR
CARLOS QUIROZ SERRANO
:ING. CARLOS ROJAS
Santa Cruz-Bolivia.
2014
Universidad de Aquino Bolivia
Dedicatoria
El presente proyecto de grado es dedicado a mis padres Calixto Quiroz García y Flora
Serrano Calvimontes, también es dedicada a mi esposa Deisy Rivero Cort y mi hija
Claudia Bayolet Quiroz Rivero.
William Carlos Quiroz Serrano
3
Universidad de Aquino Bolivia
Resumen
El presente proyecto de grado desarrolla una metodología de cálculo de ingeniería de
producción para la optimización del producción del pozo LPÑLPÑ -59 del campo La Peña.
Mediante la adaptación del sistema
sistema de Gas Lift mediante coiled tubing (tubería flexible).
Gran cantidad de herramientas asociadas al uso de tubería flexible (CT) han sido
desarrolladas para optimizar la producción del sistema levantamiento artificial por gas lift
convencional. En este tipo de aplicaciones, la tubería flexible (C.T), se cuelga dentro de
los tubulares existentes para reducir las aéreas de flujo ttransversal
ransversal de esta manera se
logra reducir el consumo de gas de inyección.
Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing consiste en modificar el sistema
convencional de gas lift utilizando una tubería de menor diámetro, Coiled tubing, como
línea de inyección y la línea de producción antigua utilizarlo como anular. De esta
manera se aísla la cañería de revestimiento, se baja Coiled
Coiled tubing con válvulas ciegas
dentro de la nueva línea de producción, utilizándolo para inyectar gas y producir por el
espacio anular.
El objetivo de la operación mediante este sistema es profundizar el punto de inyección
de gas; mediante la fundamentación teórica de las variables que afecta la producción de
flujo multifásico en tuberías verticales donde las velocidades del gas y el líquido son
diferentes, el área de flujo juega un papel importante en el caudal de producción, es decir
a menor área transversal de tubería, mayor es la velocidad de flujo, al producir por el
espacio anular se disminuye notablemente el fenómeno de deslizamiento y por lo tanto
mayor caudal de producción.
William Carlos Quiroz Serrano
4
Universidad de Aquino Bolivia
CAPITULO I.
INTRODUCION
1.1 Introducción
9
1.2 Antecedentes
10
1.3 Delimitación
11
1.3.1 Límite Geográfico
11
1.3.2 Límite Temporal
12
1.3.3 Límite Sustantivo
12
1.4 Planteamiento del problema
12
1.5 Formulación del problema
13
1.6 Sistematización del problema
13
1.6.1 Causas
13
1.6.2 Efectos
13
1.6.3 Acciones,
13
1.6.4 Fines,
14
1.7 Esquematizacion de proyecto,
14
1.8 Objetivos,
14
1.8.1 Objetivo general,
15
1.8.2 Objetivos Específicos,
15
1.9 Justificación
William Carlos Quiroz Serrano
15
5
Universidad de Aquino Bolivia
1.9.1 Justificación Científica,
15
1.9.2 Justificación Social,
16
1.9.3 Justificación Económica,
16
1.9.4 Justificación Personal,
16
1.10 Metodología,
16
1.10.1 Tipo de Estudio,
16
1.10.2 Método de Investigación,
17
1.10.3 Procedimientos para la Recolección y Tratamiento de Información,
17
1.10.3.1 Fuente primaria,
17
1.10.3.2 Fuente secundaria,
17
CAPITULO II.
MARCO TEÓRICO
2.1 Marco teorico conceptual
18
2.1.1 Definición de yacimiento,
18
2.1.2 Clasificación de los yacimientos,
18
Yacimiento de gas seco
18
Yacimiento de gas húmedo
18
Yacimiento de gas condensado
18
Yacimiento de petróleo de alta volatilidad
19
Yacimiento de petróleo negro
19
2.2 Mecanismo de empuje,
William Carlos Quiroz Serrano
19
6
Universidad de Aquino Bolivia
2.2.1 Por gas en solución,
19
2.2.2 Por empuje hidrostático o de agua,
20
2.2.3 Por empuje combinado,
21
2.3 Factores del reservorio que afectan al flujo de los hidrocarburos
22
2.3.1 Porosidad,
22
2.3.2 Permeabilidad,
22
2.3.3 Saturación de agua,
23
2.3.4 Presión capilar,
23
2.3.5 Interfaces en el reservorio,
23
2.4 Propiedad de los fluidos
23
2.4.1 Propiedades físicas del petróleo,
24
a) viscosidad del petróleo
24
b) factor volumétrico
24
c) compresibilidad de petróleo
24
2.4.2 Propiedades físicas del Gas,
25
2.5 Índice de Productividad,
26
2.5.1 Ley de Darcy
27
2.5.2 Método de Vogel,
29
2.5.3 Método de Fetckovick,
29
2.6 Curva del IPR,
William Carlos Quiroz Serrano
30
7
Universidad de Aquino Bolivia
2.6.1 Factores que afectan la curva IPR,
31
2.7 Análisis Nodal,
31
2.7.1 Sistema de producción y sus componentes,
32
2.7.2 Recorrido del flujo en el sistema
33
2.8 Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo
35
2.9 Flujos multifásico en tuberías
36
2.9.1 Flujos de fluidos en el pozo y en la línea de flujo,
36
Presión requerida en el cabezal
36
Presión requerida en el fondo del pozo
36
Gradiente de presión dinámica
36
2.9.2 Patrones para flujos verticales,
37
Flujo burbuja
38
Flujo tapón
38
Flujo transición
38
Flujo neblina
38
2.10 Variables que afectan la producción de flujo multifásico en tubería vertical,
39
La fracción de líquido, Hold-Up
39
La fracción de líquido sin deslizamiento
40
Densidad
40
Velocidad
40
Viscosidad
41
Tensión superficial
41
William Carlos Quiroz Serrano
8
Universidad de Aquino Bolivia
2.11 Descripción de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías,
42
Correlaciones de tipo A
42
Correlaciones de tipo B
42
Correlaciones de tipo C
42
2.12 Optimización del sistema de producción,
43
2.13 Sistemas de levantamiento artificial,
43
2.14 Tipos de levantamiento artificial
44
2.14.1 Levantamiento por bombeo mecánico,
44
2.14.2 Levantamiento por bombeo hidráulico,
45
2.14.3 Levantamiento por bombeo Electrosumergible,
46
2.15 Sistema de levantamiento artificial por Gas Lift,
48
2.15.1 Aplicaciones del Levantamiento artificial por Gas lift,
49
2.15.2 Tipos de levantamiento artificial por inyección de Gas lift,
49
2.15.2.1 Levantamiento artificial por inyección de gas lift continúo,
50
2.15.2.2 Levantamiento artificial por inyección de gas lift intermitente,
51
2.15.3 Tasa de inyección de gas adecuada,
52
2.16 Unidad de Coiled tubing (tubería flexible),
54
2.16.1 Componente de equipo de tubería flexible
54
2.16.2 Dimensiones y características de la tubería flexible,
56
2.16.3 Ventajas y desventajas de la unidad de Coiled tubing,
57
William Carlos Quiroz Serrano
5
Universidad de Aquino Bolivia
2.17 Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing,
58
2.17.1 Equipamiento de sistema de gas lift mediante Coiled tubing.,
59
2.17.2 Operación,
62
2.18 MARCO TEORICO REFERENCIAL,
66
2.19 MARCO TEORICO JURÍDICO,
66
2.20 MARCO TEORICO HISTÓRICO,
67
CAPITULO III.
RELEVAMIENTO DE DATOS
DATOS DEL POZO
3.1 Introducción
68
3.2 Ubicación Geográfica
69
3.3 Información general del Pozo.
70
3.3 Coordenadas geográficas de la localización
70
3.4 Geología
70
3.4.1 Marco regional
70
3.4.2 Estratigrafía
70
3.5 Descripción de formaciones
71
3.6 Estructura
73
3.7 Arreglo sub-superficial del pozo LPÑ-59
75
3.8 Producción actual del pozo
76
3.9 Declinación de la producción
76
William Carlos Quiroz Serrano
6
Universidad de Aquino Bolivia
CAPITULO IV.
INGENIERIA APLICADA AL POZO LPÑ-59
4.1 Introducción.
77
4.2 Diseño y selección del sistema de inyección de Gas Lift mediante Coiled tubing. 78
4.2.1 Datos del pozo LPÑ-59
78
4.3 Diseño para la aplicación del sistema inyección de gas lift mediante Coiled tubing
en el pozo Lpñ-59.
80
4.3.1 Parámetros a considerar.
80
Calculo del índice de productividad
80
Calculo de AOF
80
Área de flujo de líquido
81
Nivel Estático
81
Nivel Dinámico
82
Punto de inyección
83
Calculo de la relación gas líquido mínimo
86
Calculo del caudal de inyección
87
Caudal del petróleo (100%)
88
CAPITULO V.
EVALUACION ECONOMICA
5.1 Introducción.
92
5.2 Costos de Equipos y Materiales
92
William Carlos Quiroz Serrano
7
Universidad de Aquino Bolivia
5.2.1 Costos de transporte
93
5.2.2 Costos de Equipos y materiales Superficiales
94
5.2.3 Costos de equipos y materiales SubSub -Superficiales
94
5.2.4 Costos de Operación e instalación de equipos
95
5.2.5 Costo de Operación
96
5.2.6 Costo de mantenimiento
96
5.3 Precio del petróleo
96
5.4 Pecio del Gas Natural
97
5.5 Costo directo de producción ($us/BOE)
97
5.6 Costo de transporte de hidrocarburo
97
5.7 Costo tratamiento e inyección de agua
97
5.8 Análisis Económico
98
5.9 Pronostico de Declinación Mensual de la Producción
99
5.10 Resultados del flujo de caja.
101
CAPÍTULO VI.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 Conclusiones
101
6.2 Recomendaciones
102
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
William Carlos Quiroz Serrano
8
Universidad de Aquino Bolivia
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
1.1
Introducción
La producción de un campo petrolero puede mejorase por medio de
diferentes métodos, que incluyen, las terminaciones óptimas del pozo y
sistemas de extracción más eficientes, como ser las siguientes técnicas de
levantamiento artificial:
Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico.
Levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible.
Levantamiento artificial por Bombeo Hidráulico.
Levantamiento artificial por Gas lift.
Esta investigación se desarrollará en el estudio de un sistema de Gas lift
mediante Coiled Tubing en el Pozo LPÑ-59
El levantamiento artificial
artificial por gas lift es uno de llos
os métodos más utilizados en
pozos petroleros de todo el mundo. Es el más eficiente para levantar crudos
medianos y livianos los cuales pueden provenir de profundidades
considerables. El levantamiento artificial
artificial por gas lift consiste en inyectar gas a
alta presión dentro del pozo en el espacio entre la tubería de producción y la
cañería de revestimiento para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar
a la superficie.
El Coiled Tubing usualmente se define como una cadena continua de tubería
de diámetro pequeño, que conecta una serie de equipos en superficie y asocia
trabajos de perforación, reparación, completación y reacondicionamiento de
pozo. Esta tubería generalmente es construida de una aleación especial de
William Carlos Quiroz Serrano
9
Universidad de Aquino Bolivia
carbón – acero, lo que permite se le maneje como a las tuberías PVC (Cloruro
de Polivinilo) algunos casos, entre otras.
En Bolivia la mayor parte de los pozos petroleros producen por levantamiento
artificial de gas lift.
Una alternativa factible es adaptar los sistema de gas lift convencionales con
instalaciones de Coiled tubing, que cconsiste
onsiste en utilizar una ttubería
ubería de menor
diámetro como línea de inyección y la línea de producción utilizarlo como
anular.
1.2
Antecedentes
En febrero de 2008 se realizó un diseño de Coiled tubing gas lift para pozos
de crudos pesados con hueco en el revestidor de producción en el pozo PM02 campo Pilón, ubicado en la faja de Orinoco en el de país Venezuela.
Logrando aislar la zona colapsada se puso el pozo en producción con la
nueva completación con un Coiled tubing de inyección de gas lift de 1.9”y la
línea de producción con una tubería 4 ½”.
La producción del pozo PM-02 era: petróleo 350 BPD y consumo de gas
6198.5 PCD después de la implementación del sistema Coiled tubing gas lift la
producción incremento en: petróleo 754 BPD y consumo de gas 1487,86 PCD
el ahorro de gas de levantamiento fue de 4233,39 PCD
En Bolivia se realizo un diseño de Coiled tubing gas lift con un proyecto piloto
en el pozo SRB-C3, campo Surubí ubicado en el bloque Mamoré. La
completación utilizada en este pozo fue de un Coiled tubing de inyección de
gas lift 1 ¼¨ dentro de la tubería de producción de 2 7/8¨ utiliz
utilizado
ado para
producir por el espacio anular tubería-Coiled tubing.
Este sistema de Coiled tubing gas lift demostró ser una alternativa válida y
económica en la reactivación de pozos que han sufrido colapso en la cañería
de revestimiento.
William Carlos Quiroz Serrano
10
Universidad de Aquino Bolivia
Este sistema puede incrementar de manera considerable la producción de un
pozo.
El campo La Peña se encuentra ubicada en la provincia Andrés Ibáñez,
departamento de Santa Cruz.
Los reservorios pertenecientes a las Formaciones Chorro y Tarija del
Carbonífero medio-inferior, solamente fueron atravesados por los primeros 4
pozos perforados en el campo (LPÑ-1; LPÑ-2; LPÑ-3; LPÑ-4) los mismos que
están ubicados en la parte SW de la estructura.
Las pruebas de producción efectuadas en algunos de estos pozos, probaron
la presencia de gas y condensado en niveles considerados lenticulares y
nunca puestos en producción.
Los reservorios más importantes pertenecen a los niveles más someros del
Carbonífero es decir a las Formaciones San Telmo y Escarpment y son
conocidos como Arenisca La Peña y Arenisca Bolívar ambos productores de
petróleo negro de 44°- 45° API.
1.3
Delimitación
1.3.1
Límite Geográfico
El trabajo de inyección de gas lift mediante Coiled tubing se realizara:
Departamento:
Santa Cruz
Província:
Andrés Ibañez
Campo:
La Peña
Pozo:
LPÑ-59
Titular:
YPFB-Andina S.A.
William Carlos Quiroz Serrano
11
Universidad de Aquino Bolivia
1.3.2
Límite Temporal¡Error! Marcador no definido.
El tiempo estimado para la realización del proyecto abarcará desde el 2º
semestre del año 2011. Hasta 1º semestre 2013
1.3.3
Límite Sustantivo
El trabajo estará sustentado en los conocimientos
adquiridos en la
universidad, en la área de producción de hidrocarburos e investigación sobre
el métodos de levanta
levantamiento
miento artificial mediante Coiled ttubing
ubing Gas Lift.
1.4
Planteamiento del problema
En Bolivia, con el transcurrir del tiempo de explotación de hidrocarburos ha
ocasionado una disminución de las presiones de fondo fluyente en los
principales campos productores de petróleo, lo que ha hecho necesario el uso
intensivo de métodos de producción alternativos, como el levantamiento
artificial por gas, con el fin de mantener o aumentar la presión de flujo del
pozo. La disminución de la presión de flujo del pozo, afecta directamente la
rentabilidad de explotación del campo, ya que la implementación de un
sistema de levantamiento artificial, trae consigo un incremento en el costo de
producción del campo.
En la actualidad, los pozos del campo La Peña producen con un sistema de
gas lift convencional, una alternativa que podría optimizar el sistema de
levantamiento artificial por gas lift, es utilizar una tubería de menor diámetro
como línea de inyección de gas y la línea de producción actual utilizarla como
anular, es decir, gas lift utilizando Coiled tubing.
De acuerdo a las condiciones mecánicas de los diferentes pozos del campo
La Peña, se podría seleccionar aquellos que reúnan las condiciones para ser
optimizados mediante la aplicación del sistema de gas lift utilizando Coiled
tubing, ya que este sistema permite profundizar el punto de inyección y
William Carlos Quiroz Serrano
12
Universidad de Aquino Bolivia
optimizar los volúmenes de gas de inyección, incrementando el caudal de
producción y reduciendo el costo del barril de petróleo producido.
1.5
Formulación del problema
¿Será técnica y económicamente factible la implementación de un sistema de
gas lift utilizando Coiled Tubing en el campo La Peña, pozo LPÑ-59?, De tal
manera, que se pueda incrementar los caudales de producción y reducir los
costos de producción.
1.6
Sistematización del problema
El problema de la perdida de presión en pozos petroleros, concurre en una
pérdida económica, haciendo que la explotación de los hidrocarburos no sea
una actividad rentable, es por ello que una nueva alternativa para dar solución
es la técnica de inyección de Gas Lift mediante Coiled Tubing.
1.6.1
Causas
Causa 1.1.- Agotamiento natural del yacimiento.
1.6.2
Efectos
Efecto 1.1.- Bajo caudal de producción de petróleo.
Efecto 2.2.- Corta vida productiva del pozo y un corto tiempo de explotación de
sus hidrocarburos.
1.6.3
Acciones
Acción 1.1.- Optimizar la producción del pozo mediante el sistema de elevación
artificial Gas Lift utilizando Coiled tubing para un mejor aprovechamiento del
gas.
William Carlos Quiroz Serrano
13
Universidad de Aquino Bolivia
1.6.4
Fines
Fin 1.1.- Incremento del caudal de producción de petróleo
Fin 2.2.- Prolongación de la vida productiva del pozo
1.7
Esquematización del problema
E1
E2
Bajo caudal
de
producción
del pozo
Corta vida
productiva del
pozo y un
corto tiempo
de
explotación
de sus
hidrocarburos
F1
Incremento del
caudal de
producción de
petróleo
F2
Implementación de
un nuevo sistema
alternativo para el
levantamiento
artificial de
producción de
hidrocarburos en
Bolivia
PROBLEMA
SOLUCIÓN
Declinación de la producción
por pérdida de presión en el
yacimiento e inestabilidad de
producción del pozo
Utilizar el sistema de Gas lift
mediante Coiled tubing
dentro de la tubería de
producción.
C1
Agotamiento
Agotamiento
natural del
yacimiento
A1
Optimizar la producción del
pozo mediante el sistema de
elevación artificial Gas Lift
utilizando Coiled tubing.
William Carlos Quiroz Serrano
14
Universidad de Aquino Bolivia
1.8
Objetivos
1.8.1
Objetivo general
Elaborar una propuesta para optimizar la producción de hidrocarburos
aplicando el sistema de elevación
elevación artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing
en el pozo LPÑ-59.
1.8.2
Objetivos Específicos
1. Evaluar el potencial de producción del pozo LPÑLPÑ -59. Para determinar la
capacidad de producción.
2. Diseñar el arreglo de producción con Gas lift mediante Coiled tubing para el
pozo LPÑLPÑ-59. Para determinar los parámetros de diseño del sistema como:
el área óptima de flujo, el caudal de inyección de gas, el punto de inyección
y el RGLt total necesario.
3. Realizar un pronóstico de producción mediante un Análisis Nodal con el
Sistema Gas Lift. mediante Coiled tubing para determinar el incremento de
la producción mediante este nuevo sistema de inyección de gas
4. Realizar una estructura de costos y servicios para determinar la inversión
del proyecto.
5. Realizar una evaluación económica para determinar la rentabilidad del
proyecto.
1.9
Justificación
1.9.1
Justificación Científica
Es una técnica que ha sido probada en nuestro país en el pozo SRB-3,
además se han obtenidos buenos resultados en su aplicación, obteniendo
altos caudales de producción y una estabilización de la presión de fondo
William Carlos Quiroz Serrano
15
Universidad de Aquino Bolivia
fluyente y de esta manera alargando la vida del yacimiento. Para cumplir los
objetivos propuesto de la investigación se recurrirá a los métodos de diseño
de Gas Lift aplicando Coiled Tubing, evaluación y optimización del sistema de
producción.
1.9.2
Justificación Social
El desarrollo de presente proyecto dar una posible solución al problema de
pozo petroleros con bajo caudales e inestabilidad en su producción.
Además al aumentar la tasa de producción se percibirán mayores ganancias,
permitiendo aportar con más recurso para el IDH y así contribuirá al desarrollo
de las poblaciones beneficiadas y por lo tanto mayores ingresos para el país.
Capacitación y dar a conocer un nuevo método para la extracción de
hidrocarburos en el país.
1.9.3
Justificación Económica
Esté proyecto traerá beneficios económicos debido al incremento de la
producción y aumentando los ingresos de la empresa operadora del pozo.
1.9.4
Justificación Personal
A través del desarrollo de este proyecto se pondrá en práctica todos los
conocimientos adquiridos en la carrera de Ingeniería en Gas y Petróleo, para
postular al título de Lic. En Ingeniería Gas y Petróleo.
1.10
Metodología
1.10.1
Tipo de Estudio
El tipo de estudio no experimental porque no se manipula ninguna variable la
investigación que se realiza es algo concreto que es aumentar la producción
de hidrocarburos.
William Carlos Quiroz Serrano
16
Universidad de Aquino Bolivia
Es descriptivo por que se aplica los conceptos y conocimientos que ya se
tienen acerca de las características del pozo y también se tienen
conocimientos de las características de las herramientas a aplicar. Es de tipo
transaccionales transversal porque los datos que se recolectan son en un solo
tiempo.
1.10.2
Método de Investigación
Deductivo- Se investigara todo lo referente del gas lift para llegar a aplicarlo
en uno solo que es gas lift mediante Coiled tubing.
Explicativo.- Debido a que tiene un aporte del conocimiento de la fuente de
estudio en la rama de ing
ingeniería
eniería en Gas y Petróleo.
1.10.3
Procedimientos para la Recolección y Tratamiento de Información
1.10.3.1 Fuente primaria
Entrevistas, Consultas, Observaciones y Encuestas.
1.10.3.2
Fuente secundaria

Instituciones petroleras. Entidades que aportaran con el desarrollo de la
investigación.

Documentales y/o manuales: Son correlaciones, casos de pozos en el
cual se realizo la técnica.

Fuentes bibliográficas: Aportación científica, bibliografía a ser tomada
durante la investigación.

Fuentes Informáticos: Consultas a realizar a paginas de interés dentro de
la red Internet.
William Carlos Quiroz Serrano
17
Universidad de Aquino Bolivia
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1
MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL
2.1.1
Definición de yacimiento
Un yacimiento o reservorio petrolífero, es una acumulación natural de
hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas,
permeables y están retenidas por rocas de baja permeabilidad que forman un
sello.
2.1.2
Clasificación de los yacimientos

Yacimiento
Yacimiento de gas seco:
La temperatura de yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.
Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento y en
superficie, es decir que al disminuir la presión no se condensa es gas.

Yacimiento
Yacimiento de gas húmedo:
La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica
.los hidrocarburos en fase gaseosa en el yacimiento, pero una vez en
superficie se cae en la región bifásica. El hidrocarburos producido es incoloro
y de ºAPI mayor a 60º. En comparación con los gases secos, hay una mayor
acumulación de componentes intermedios. La relación gas petróleo se
encuentra entre 60 y 100 (MPC/BN).

Yacimiento
Yacimiento de gas condensado:
Se puede definir como un gas con líquido disuelto. La temperatura del
yacimiento se encuentra entre la temperatura crí
crítica
tica
William Carlos Quiroz Serrano
y la temperatura
18
Universidad de Aquino Bolivia
cricondentérmica. Los hidrocarburos se encuentran en fase gaseosa o en el
punto de roció a condiciones iniciales de yacimiento. Al disminuir la presión a
temperatura constante entramos en la zona de condensación retrograda. La
reducción de presión y temperatura en el sistema de producción hace que se
entre en la región bifásica y origina en superficie un condensado de incoloro a
amarillo y una gravedad ºAPI entre 40 y 60 y una relación gas petróleo de
5000 a100000 (PCN/ BN)

Yacimiento
Yacimiento de petróleo de alta vol
volatilidad:
atilidad:
La temperatura del yacimiento es ligeramente menor que la temperatura
critica. A condiciones iniciales, los hidrocarburos se encuentran en estado
líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase tiene poca estabilidad. Se
presenta un alto encogimiento del crudo cuando la presión de yacimiento cae
por debajo de la presión de burbuja.
El liquido que se produce en este tipo de yacimientos es de color amarillo
oscuro a negro, con ºAPI mayor a los 40º, la relación gas petróleo se ubica
entre 2000 y 5000 (PCN/BN)

Yacimiento
Yacimiento de petróleo negro:
La temperatura del yacimiento es mucho menor que la temperatura critica. El
porcentaje de c7 es mayor al 40%.El liquido que produce este tipo de
yacimientos es de color negro o verde oscuro, su ºAPI es menor a 40º, la
relación gas-petróleo es menor de 2000 (PCN/ BN) y el factor volumétrico de
formación del petróleo es menor a 1.5 (BY/BN).
2.2
Mecanismo de empuje
2.2.1
Por gas en solución: También llamado empuje por gas interno, empuje por
gas disuelto. Este es el principal mecanismo de empuje para un tercio de
todos los reservorios de petróleo del mundo.
William Carlos Quiroz Serrano
19
Universidad de Aquino Bolivia
En este tipo de mecanismo de empuje no existe capa de gas o empuje por
agua.
Tabla 2.1 mecanismo de empuje por gas en solución
CAR
CARAC
ACTER
TER STI
STICAS
CAS
Presión del
TENDENCIA
Declina rápida y continuamente
Reservorio
GOR de superficie
Primero es bajo, luego se eleva hasta un
máximo y después cae
Producción de agua
Ninguna
Comportamiento del
Requiere bombeo desde etapa inicial
pozo
Recuperación
5 al 30 % del OOIP
esperada
Fuente: http://www.oilpr
http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.html
oduction.net/01reservorios-mecanismos.html
2.2.2
Por empuje hidrostático o de agua:
En este tipo de reservorio no existe capas de gas, por lo tanto la presión inicial
es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce
debido a la producción de fluidos, se crea una diferencial de presión a través
del contacto agua-petróleo, provocando que el acuífero invada al reservorio de
petróleo originando intrusión o influjo lo cual no solo ayuda a mantener la
presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se
encuentra en la parte invadida.
Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los
reservorios por empuje de agua se denominan: reservorio por empuje de
fondo y reservorio por empuje lateral.
William Carlos Quiroz Serrano
20
Universidad de Aquino Bolivia
Tabla 2.2 mecanismo de empuje hidrostático
CARAC
TER STI
STICAS
CAS
CARACTER
TENDENCIA
Presión del Reservorio
Permanece alta
GOR de superficie
Permanece bajo.
Producción de agua
Inicia muy temprano e incrementa a
cantidades apreciables.
Comportamiento
del
Fluye hasta que la producción de
pozo
agua es excesiva.
Recuperación esperada
10 al 70 % del OOIP
Fuente: http://www.oilpr
http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm
oduction.net/01reservorios-mecanismos.htm
Por empuje de capa de gas: en este tipo de mecanismo se considera que la
presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de
burbuja. Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la máxima cantidad
de gas en solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por
efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un
desplazamiento inmiscible del petróleo.
2.2.3
Por empuje combinado:
En muchos casos un reservorio de petróleo pude estar saturado con gas y en
contacto con un acuífero. En este caso, los tres mecanismos pueden
contribuir al empuje del reservorio.
Como el petróleo es producido, ambos, la capa de gas y el acuífero se
expandirán y el conecto GAS-Petróleo caerá, así como el contacto Agua –
Petróleo subirá, lo cual puede causar problemas en la producción.
William Carlos Quiroz Serrano
21
Universidad de Aquino Bolivia
2.3
Factores del reservorio que afectan al flujo de los hidrocarburos
2.3.1
Porosidad
La porosidad es una medida de los espacios intersticiales contenidos en la
roca, la cual representa la relación entre el volumen poroso y el volumen total
de la roca. Su fórmula es la siguiente:
Ø
 
Ecuación 2.1
Donde:
Ø = Porosidad
Vp= Volumen de poros
Vt= Volumen total de la roca
2.3.2
Permeabilidad
La permeabilidad es una propiedad que está directamente ligada al tema de la
producción, ya que se puede definir como la capacidad que tiene la roca para
permitir que un fluido lo atraviese a través de sus poros interconectados con
facilidad sin alterar su estructura interna del yacimiento, mediante un gradiente
de presión.
La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso se determina
mediante la fórmula de Darcy:
    
Ecuación 2.2
Donde:
K = Permeabilidad intrínseca [L²].
C = Constante a dimensional relacionada con la configuración del fluido.
D = Diámetro promedio de los poros del material [L].
William Carlos Quiroz Serrano
22
Universidad de Aquino Bolivia
2.3.3
Saturación de agua
La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el
yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el
remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que
debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por
los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. 1
2.3.4
Presión capilar
La roca reservorio contiene fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) y las
fuerzas que mantienen a estos fluidos en equilibrio (entre sí y con la roca) son
expresiones de fuerzas capilares.la presión capilar es la diferencia de presión
que existe a lo largo de
de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles
2.3.5
Interfaces en el reservorio
Se pueden considerar las siguientes interfaces:
Contacto Gas-Petróleo (GOC), que se define como la superficie que separa la
capa de gas de la zona de petróleo. Debajo de GOC, el gas puede estar
presente solo disuelto dentro del petróleo. Contacto Petróleo-Agua (WOC),
que se define como la superficie que separa la zona de petróleo de la zona de
agua.
2.4
Propiedad de los fluidos
2.4.1
Propiedades físicas del petróleo
a) Viscosidad del Petróleo
La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, que es el
resultados de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia todos los
fluidos presentan viscosidad tanto líquidos como gases (en los gases suele
1http://
www.lacomunidadpetrolera.c
www
.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades
om/cursos/propiedades--de
de--lala-roca
roca--yacimiento/definicion
yacimiento/definicion--de
de--saturacion.php.
William Carlos Quiroz Serrano
23
Universidad de Aquino Bolivia
ser despreciable). La unidad en sistema CGS para la viscosidad dinámica es
el poise (p). El efecto de la temperatura sobre la viscosidad del petróleo; al
aumentar la temperatura disminuye la viscosidad debido al incremento de la
velocidad de sus moléculas.
El efecto de la presión sobre la viscosidad del petróleo; el incremento de la
presión se efectúa por medios mecánicos, sin adición de gas, resultando un
aumento de la viscosidad debido a que se reduce la distancia entre la
molécula y en consecuencia se aumenta la resistencia de las moléculas a
desplazarse.2
b) Factor volumétrico del Petróleo
Se define como un factor que representa el volumen de petróleo saturado con
gas, a la presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de
petróleo a condiciones normales. También se le denomina factor monográfico,
ya que en el yacimiento, lo que en la superficie sería petróleo y gas, se
encuentra en una sola fase líquida.3
C) Compresibilidad del Petróleo
Se define como el cambio en volumen por unida volumétrica por cambio
unitario de presión. Cuando se aplica presión al sistema de fluidos del
reservorio por encima del punto de saturación que contiene gas en solución se
produce una disminución no lineal en el volumen que depende de la
temperatura y composición del fluido.
Esa pequeña variación en el volumen es lo que se conoce como factor de
compresibilidad del petróleo, que es muy significativa en cálculos de
Ingeniería de Yacimientos,
2
Http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad, Texto: Yacimientos de Hidrocarburos (Martín Essenfeld y Efraín E.
Barberii)
3
http://ingenieriade--petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/04/factor -volumetrico
volumetrico--de
de--formacion
formacion-http://ingenieria -de
o.html
William Carlos Quiroz Serrano
24
Universidad de Aquino Bolivia
d) Razón de solubilidad del gas en el petróleo
La razón de solubilidad en el petróleo es una función de la presión y
temperatura del reservorio, así como de la composición del gas y del petróleo.
Para un petróleo y gas de condiciones conocidas, a temperatura constante, la
razón de solubilidad se define como
c omo “la razón de volumen de gas disuelto a la
presión y temperatura del reservorio y medido a las condiciones estándar, al
volumen de petróleo residual medido también a las condiciones estándar” esto
es:

  
  
Ecuación 2.3
Donde:
Rs = Razón e solubilidad del g
gas
as en el petróleo
Vgd = Volumen de gas disuelto
Vp = volumen de poros
2.4.2
Propiedades físicas del Gas
a) Viscosidad del Gas
Para los gases ideales, al incrementar la temperatura la viscosidad se
incrementa. Debido al incremento de la energía cinética del gas. Los gases
reales a altas presiones tienden a comportarse como liquido. La variación de
viscosidad con la presión y temperatura en esta región es la misma que para
los líquidos.
b) Factor volumétrico del Gas
Es una razón que permite comparar el volumen unitario por el gas en la
superficie con el volumen que ocuparía a condiciones del reservorio.
William Carlos Quiroz Serrano
25
Universidad de Aquino Bolivia
La expresión que proporciona los valores de factor volumétrico se obtiene
aplicando la ecuación de los gases reales a las condiciones de reservorio y las
condiciones de superficie en la forma siguiente:



Donde:
Ecuación 2.4
 = Factor volumétrico del gas
 = Presión de superficie
 = Factor de compresibilidad del gas
 = Temperatura del reservorio
 = Temperatura de superficie
 = Presión de reservorio
c) Factor de compresibilidad del Gas
Se define al factor volumétrico del gas como la razón de volumen real
ocupado por un gas a determinada presión y temperatura, al volumen que
ocuparía si fuese un gas ideal.
El factor de compresibilidad del gas está representada por la letra Z.
2.5
Índice de Productividad
El Índice de productividad (IP), se define como el volumen de un fluido
producido, por unidad de caída de presión entre el yacimiento y el pozo. Este
concepto fue desarrollado como un indicador de capacidad de producción de
los pozos a nivel de yacimiento. El índice d
de
e productividad es una medida del
potencial del pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad de los
William Carlos Quiroz Serrano
26
Universidad de Aquino Bolivia
pozos comúnmente medida. Después de un período de cierre del pozo
suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión del yacimiento,
empleando un medidor de presión de fondo se determina la presión estática
(pe), y luego que el pozo haya producido a una tasa estabilizada por un
tiempo determinado se mide la presión fluyente en el fondo, (pwf) empleando
el mismo medidor. La diferencia (pe - Pwf) se denomina presión diferencial o
caída de presión.
Su fórmula es la siguiente:

  
Ecuación 2.5
Donde:
IP
= Índice de productividad
Qsc = Caudal de producción
Pe = Presión en estática
Pwf = Presión dinámica de fondo fluyente
2.5.1
La ley de Darcy
La ley de Darcy representa una relación entre caudal de flujo y la caída de
presión por medio de la comunicación de los poros. Que permite estimar la
tasa de producción de petróleo que será capaz de aportar un área de drenaje
de forma circular hacia el pozo productor bajo condiciones de flujo continuo.
Para flujos radiales de una sola fase, ya sea petróleo o líquido en general 4.
4
Nota Técnica Conceptos de Well Performance oilproduction.net
William Carlos Quiroz Serrano
27
Universidad de Aquino Bolivia
Está dada por la siguiente ecuación:
Figura 2.1: Ecuación ley de Darcy
Fuente: http://es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL
=



**

+
+
Ecuación 2.6
Donde:
qo = Caudal de petróleo que ingresa al pozo, (STD Barril/dia).
Bo
= Factor Volumétrico del petróleo, (bbl/std bbl).
μo
= Viscosidad del petróleo, cp.
ko
= Permeabilidad de la formación, md.
h
= Espesor neto de la formación, ft.
Pr
= Presión promedio de reservorio, psia.
Pwf
= Presión dinámica de fondo, psia.
re
= Radio de drenaje, ft.
St
= Skin Total.
Dqo
= pseudo skin debido a la turbulencia.
William Carlos Quiroz Serrano
28
Universidad de Aquino Bolivia
2.5.2
Método de Vogel
En el caso del flujo bifásico, donde reservorio la presión promedio del mismo
(pr) está por debajo de la presión del punto de burbuja, es recomendado el
IPR de Vogel.
La ecuación es:

 


  
    
2.5.3
Ecuación 2.7
Método de Fetckovick
Ha desarrollado un método que de varias formas combina la aproximación de
Vogel con la consideración Log.
El método tiene como punto de partida la ecuación de Evinger y Muskat para
un flujo bifásico, con un único radio (rw ) que esta drenando un yacimiento
horizontal homogéneo de radio ( re )esta ecuación es:
 
  
∫

 
Ecuación 2.8
Fetkovich demostró que los pozos de petróleo, produciendo por debajo de la
presión del punto de burbuja, y los pozos de gas exhiben curvas de índices de
performance de influjo similares. La ecuación general del desarrollo de un
pozo de gas, también puede ser aplicada a un pozo de petróleo:
 
Ecuación 2.9
Los coeficientes C y n son encontrados generalmente por la utilización de la
curva de ensayo de pozo “fitting of multipoint”. La ev
evaluación
aluación de los ensayos
de pozo y especialmente ensayos isocronales son la mayor aplicación para el
método de Fetkovich.
William Carlos Quiroz Serrano
29
Universidad de Aquino Bolivia
El exponente “n” fue encontrado que existen casos de entre 0.5 a 1.0,
1 .0, tanto
para pozos de gas como petróleo. Una “n” menor que uno es casi siempre
debido a los efectos de un flujo no Darcy. El coeficiente “C” representa el
índice de productividad del reservorio. Consecuentemente este coeficiente se
incrementa cuando k y h se incrementa.
2.6
Curva del IPR
Grafica # 1
Fuente: http://es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL
Para planificar el desarrollo y el potencial de producción de un yacimiento con
respecto al sistema de producción y a los requerimientos de instalaciones de
equipos de levantamiento artificial, así como su evaluación económica será
necesario predecir el comportamiento del yacimiento e IPR de sus pozos
productores. El cálculo de la productividad de los pozos petroleros pueden ser
usada para determinar un método de producción optimo, diseño de
levantamiento artificial, de estimulación, tratamiento y de desempeño de
producción.
William Carlos Quiroz Serrano
30
Universidad de Aquino Bolivia
Las curvas de IPR son usadas parar optimizar los parámetros de producción
y para determinar el IPR para un tiempo dado se realizan procedimientos para
calcular primero el estado de agotamiento.
Las curvas analíticas de IPR pueden ser desarrolladas para cualquier estado
de agotamiento si las permeabilidades relativas y propiedades de PVT de los
fluidos son conocidas. La curva IPR es la representación grafica de las
presiones fluyentes, Pwf, y las tasas de producción de líquido que el
yacimiento puede aportar al pozo.
2.6.1
Factores que afectan la curva IPR

Mecanismo de producción del yacimiento.

Reducción de la permeabilidad relativa al petróleo al incrementar la
saturación de agua.

Incremento de la viscosidad del petrolero por la disminución de la presión y
del gas en solución.
2.7
Análisis Nodal
Análisis Nodal es unas de las mejores alternativas para incrementar la
producción de los campos, es asegurarse que los pozos estén operando a su
máximo potencial. Una técnica reconocida y confiable que permite analizar las
condiciones en las cuales está operando un pozo y luego evaluar diferentes
alternativas para mejorar su productividad. También permite estimar algunos
parámetros desconocidos del pozo (permeabilidad, factor de daño, presión de
yacimiento, área de drenaje, etc.) al comparar y ajustar valores calculados de
presión y caudal con valores medidos.
El procedimiento básico consiste en dividir el pozo en cuatro componentes
básicos: yacimiento, completación, tubería de pozo y tubería de superficie
para encontrar las pérdidas de presión que se presentar en cada uno en
William Carlos Quiroz Serrano
31
Universidad de Aquino Bolivia
función del caudal total.
total. El punto más común para ubicar el nodo es el fondo
del pozo. Durante el análisis se calcula y se grafica la caída
caída de presión desde
el yacimiento hasta el nodo (curva Inflow), y desde la superficie hasta el
nodo (curva Outlow), para diferentes caudales. Al realizar un análisis nodal se
pueden comparar diferentes alternativas para mejorar la producción, ya sea
en el yacimiento, en completaciones, en la tubería y accesorios del pozo, la
superficie o en los equipos de levantamiento artificial utilizado.
2.7.1
Sistema de producción y sus componentes
El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el
pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de
flujo del subsuelo, la completación son perforaciones o cañoneo, el pozo y las
facilidades de superficie es infraestructura construida para la extracción,
control, medición y trasporte de los fluidos extraídos de los yacimientos.
Figura 2.2 Proceso de producción
F
u
e
n
t
e
:
h
t
t
p
:
Fuente:: es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL
Fuente
5
Análisis NODAL y flujo multifásico por Ing. Ricardo Maggiolo
William Carlos Quiroz Serrano
32
5
Universidad de Aquino Bolivia
El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de
los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el
separador de producción en la
la estación de flujo. Existe una presión de partida
de los fluíos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, y una
presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de
flujo.
2.7.2
Recorrido de los fluidos en el sistema

Transporte en el yacimiento:
El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia, re, del
pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a
la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este
modulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja
capacidad de flujo, presente restricciones en las cercanías del hoyo y el fluido
ofrezca resistencia al flujo.
Mientras más grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el
yacimiento y el hoyo mejorando el índice de productividad del pozo.

Transporte en las perforaciones:
Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede
ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado
en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado
en formaciones poco consolidadas para el control de arena. El primer perdida
de energía se debe a la sobre compactación o trituración de la zona alrededor
del hoyo perforado y a la longitud de penetración
de la perforación; el
segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo.
Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una
presión Pwf.
William Carlos Quiroz Serrano
33
Universidad de Aquino Bolivia

Transporte en el pozo:
Dentro del pozo los fluidos ascienden a través de tuberías de producción
venciendo la fuerza de gravedad y lla
a fricción con llas
as paredes internas de la
tubería, llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

Transporte en la línea de flujo superficial:
Al salir del pozo del pozo ocurre una caída de energía que dependerá del
diámetro del orifico del reductor, a la descarga del reductor la presión es la
presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial
llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la
presión del separador Psep. La perdida de energía en forma de presión a
través de cada componente, depende de las características de los fluidos
producidos y especialmente del caudal de flujo transportado.
La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada
componente es igual a la pérdida total, es decir a la diferencia entre la presión
de partida y la presión final.

Ecuación 2.10
Donde:
ΔPy= Pws - Pwfs
= Caída de presión en el yacimiento.
ΔPc= Pwfs - Pwf
= Caída de presión en la completación.
ΔPp= Pwf - Pwh
= Caída de presión en el pozo
ΔPl= Pwh – Psep
= Caída de presión en la línea de flujo.
William Carlos Quiroz Serrano
34
Universidad de Aquino Bolivia
2.8
Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo
Figura 2.3: Curva de oferta y demanda
T
Fuente: http://es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL
http://es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS-NODAL
Tradicionalmente el balance de energía se realizaba en el fondo del pozo,
pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción
permite establecer dicho balance en puntos o nodos. Para realizar el balance
de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y
para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento
entrega dicho caudal de flujo al nodo.
La representación grafica de la
la presión de llegada de los fluidos al nodo en
función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de oferta de
energía o de fluidos del yacimiento, Inflow Curve. La representación grafica de
la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción
se denomina Curva de demanda de energía o de fluidos de la instalación,
Outflow Curve.
William Carlos Quiroz Serrano
35
Universidad de Aquino Bolivia
2.9
Flujos multifásico en tuberías
El estudio del flujo multifásico en tuberías permite estimar la presión requerida
en el fondo del pozo para transportar un determinado caudal de producción
hasta la estación de flujo en la superficie.
2.9.1
Flujos de fluidos en el pozo y en la línea de flujo
Durante el transporte de los fluíos desde el fondo del pozo hasta el separador
en la estación de flujo existen perdida de energía tanto en el pozo como en la
línea de flujo en la superficie. Las fuentes de pérdidas de energía provienen
de los efectos gravitacionales, fricción y cambios de energía cinética.

Presión requerida en el cabezal
Unas ves conocidas la perdida de energía en la línea de flujo, para una
determinada tasa de producción, se puede obtener la presión requerida en el
cabezal, Pwh, de la siguiente manera:
ℎ

Ecuación 2.11
Presión requerida en el fondo del pozo
Una vez conocida las pérdidas de energía en el pozo, ΔPp para una
determinada tasa de producción, se puede obtener la presión requerida en el
fondo Pwf, de la siguiente manera:
  ℎ  

Ecuación 2.12
Gradiente de presión dinámica
El puno de partida de las diferentes correlaciones de flujos multifásico en la
tubería es la ecuación general del gradiente de presión la cual puede
escribirse de la siguiente manera:
William Carlos Quiroz Serrano
36
Universidad de Aquino Bolivia
Ecuación 2.13
   in  ℱ  Δ 
 
 44 
Siendo:
  = s




∫
  = 

  = 
= gradiente de presión por gravedad.
= gradiente de presión por fricción.
= gradiente de presión por cambio de energía
cinética o aceleración.
Donde:

ℱ

= aceleración de la gravedad.32.2 pie/

= factor de fricción de Moody, a dimensional
= velocidad de la mezcla multifásica pie/ seg
= Angulo que forma la dirección de flujo con la horizontal


2.9.2
= densidad de la mezcla multifásica lb/

= diámetro interno de la tubería, pie
Patrones para flujos verticales
Por lo general estos flujos son más simétricos alrededor de la dirección axial,
y menos dominados por la gravedad. Los patrones de flujo existentes son
flujo burbuja, slug flow, churn flow y flujo anular.
William Carlos Quiroz Serrano
37
Universidad de Aquino Bolivia

Flujo burbuja
La fase gaseosa es dispersa en pequeñas burbujas discretas en una fase
liquida continua, siendo la distribución aproximadamente homogénea a través
de la sección transversal de la tubería. Este patrón es divido en flujo Bubbly
que ocurre a tasas relativamente bajas de liquido, y es caracterizado por
deslizamiento entre fases de gas y liquido. El flujo de burbuja dispersa en
cambio, ocurre a tasas relativamente altas de líquido, logrando esta fase
arrastrar las burbujas de gas de tal forma que no exista deslizamiento entre
las fases.

Flujo tapón
Este patrón de flujo en tuberías verticales es simétrico alrededor del eje de la
tubería. La mayoría de la fase gaseosa está localizada en bolsillos de gas en
forma de una gran bala denominada “Taylor Bubble ” con un diámetro casi
igual al de la tubería.

Flujo de transición
Este patrón de flujo es caracterizado por un movimiento oscilatorio, este tipo
de flujo es similar al flujo tapón Flow, los limites no están bien claros entre las
fases. Ocurre a mayores tasas de flujo de gas, donde el tapón de liquido en la
tubería llega a ser corto y espumoso.

Flujo neblina
En un fluido vertical, debido a la simetría de flujo el espesor de la película
liquida alrededor de la pared de la tubería es aproximadamente uniforme. El
flujo es caracterizado por un rápido movimiento de gas en el centro. La fase
liquida se mueve más lenta como una película alrededor de la pared de la
tubería y como gotas arrastradas por el gas. La interfase es altamente
ondeada, resultando en un alto esfuerzo de corte interfacial.
William Carlos Quiroz Serrano
38
Universidad de Aquino Bolivia
Figura 2.4: Patrones para flujos verticales
Flujo tapón
Flujo burbuja
flujo de transición
Flujo neblina
Fuente: http://es.scribd.com/doc/33609120/Manualhttp://es.scribd.com/doc/33609120/Manual-ANALISIS
ANALISIS--NODAL
2.10
Variables que afectan la producción de flujo multifásico en tubería
vertical

La fracción de liquido, HoldHold-Up.
Up.--
Es definido como la razón del volumen de un segmento de la tubería ocupado
por líquido al volumen total de segmento de tubería.
Ecuación 214
      
  
   
El hold up es una fracción que varía a partir de cero para flujo monofásico de
gas a uno para flujo de líquido únicamente.
William Carlos Quiroz Serrano
39
Universidad de Aquino Bolivia
El remanente del segmento de tubería es ocupado por gas, el cual es referido
como un hold up de gas o fracción ocupada por gas.


Ecuación 2.15
Fracción de líquido sin deslizamiento.deslizamiento. -
También llamado contenido de líquido de entrada, es definido como la razón
del volumen de líquido en un segmento de tubería, considerando que el gas y
el líquido viajaran a la misma velocidad.

Densidad de líquidos.líquidos.-
La densidad total de líquido puede calcularse usando un promedio ponderado
por volumen entre las densidades del petróleo del agua, las cuales pueden ser
obtenidas de correlaciones matemáticas, para ello se requiere del cálculo de
la fracción de agua y de petróleo a través de las tasas de flujo en sitio.
        

Ecuación 2.16
Velocidad.-Velocidad.
Muchas de las correlaciones de flujos bifásicos están basadas en una variable
llamada velocidad superficial. La velocidad superficial de una fase fluida está
definida como la velocidad que esta fase exhibiría si fluyera solo ella a través
de toda la sección transversal de la tubería.
La velocidad superficial del gas viene dada por:
 
Ecuación 2.17
La velocidad real del gas es calculada con:

 
William Carlos Quiroz Serrano
Ecuación 2.18
40
Universidad de Aquino Bolivia
La velocidad superficial del líquido viene dada por:
 
Ecuación 2.19
La velocidad superficial bifásica viene dada por:

Ecuación 2.20
Donde:


= Caudal de gas
= Caudal de petróleo (STD Barril/día)
A
= Área transversal de la tubería

Viscosidad.-Viscosidad.


Es usada para calcular el número de Reynolds y otros números a
dimensionales usados como parámetros de correlación. El concepto de una
viscosidad bifásica es además incierto.
La viscosidad de una mezcla de aguaagua-petróleo es generalmente calculada
usando la fracción de agua y del petróleo como un factor de peso:

Ecuación 2.21
La siguiente ecuación es usada para calcular la viscosidad bifásica:
 (Sin deslizamiento)
  
William Carlos Quiroz Serrano
(Con deslizamiento)
41
Universidad de Aquino Bolivia

Tensión superficial.
superficial.--
Cuando la fase liquida contiene agua y petróleo
pe tróleo se utiliza:
 
Ecuación 2.22
Donde:
,  =
 =
 =
2.11
Tensión en la superficie de petróleo y agua
Factor de peso del petróleo.
Factor de peso del agua.
Descripción de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías
Existen muchas correlaciones empíricas generalizadas para predecir los
gradientes de presión. Dichas correlaciones se clasifican en:

Correlaciones de Tipo A,
Que consideran que no existe deslizamiento éntrelas fases y no establecen
patrones de flujo, entre ellas: Poettman & Carpenter, Thomas & Baxendel.

Correlaciones de tipo B
Que consideran que existe deslizamiento entre las fases pero no toman en
cuenta los patrones de flujo, dentro de esta categoría la Hagedorn & Brown.

Las correlaciones de tipo C
Que consideran que existe deslizamiento entre fases y los patrones de
flujo, entre ellas: Duns & Ros, Orkiszwski, Aziz & colaboradores y Beggs &
Brill.
William Carlos Quiroz Serrano
42
Universidad de Aquino Bolivia
2.12
Optimización del sistema de producción
Consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en la oferta
como en la demanda, para ello es necesaria la realización de múltiples
balances con diferentes valores de las variables más importantes que
intervienen en el proceso de producción para luego, cuantificar el impacto que
dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. La técnica
puede usarse para optimar pozos que actualmente producen quizás en forma
ineficiente.
La selección de la posición del nodo es importante, el nodo debe colocarse
justo antes o después del componente don
donde
de se modifica la variable. En esta
investigación es necesario estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea
de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en
el cabezal o en el separador.
2.13
Sistemas de levantamiento artificial
La presión de reservorio y el gas de formación proporcionan la energía
suficiente para que el petróleo fluya de manera natural hasta la superficie. A
medida que el pozo va produciendo esta energía se consume en un
determinado tiempo. Cuando la energía del reservorio es demasiado baja para
que el pozo fluya, o la taza de producción deseada es mayor que la energía
que pueda entregar el reservorio, es necesario utilizar métodos de
levantamiento artificiales que proporcionen energía adicional al reservorio.
El objetivo de los sistemas de levantamiento artificial es minimizar los
requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de
maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta
manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de
producción.6
6
Análisis NODAL y flujo multifásico por Ing. Ricardo Maggiolo
William Carlos Quiroz Serrano
43
Universidad de Aquino Bolivia
2.14
Tipos de levantamiento artificial
En Bolivia, además del sistema de levantamiento artificial por gas existen
también otros métodos de levantamiento que son:
Levantamiento por bombeo mecánico.
Levantamiento por bombeo hidráulico.
Levantamiento por bombeo Electrosumergible.
Levantamiento por gas lift.
Esta investigación se desarrollara el sistema de levantamiento artificial por
gas lift mediante Coiled tubing.
2.14.1
Levantamiento por bombeo mecánico
El método de levantamiento por bombeo mecánico es el más usado dentro de
la industria petrolera. Tiene su mayor aplicación mundial en la producción de
crudos pesados y extras pesados, aunque también se utiliza en la
producción de crudos medianos y livianos como es el caso de los petróleos
que se tienen en Bolivia. El bombeo mecánico no es más que un
procedimiento de succión y transferencia casi continúa del petróleo del
fondo hacia la superficie. El balancín situado en la superficie ejecuta un
movimiento de sube y baja por medio de la biela y manivela lo que se
accionan a través de una caja reductora movida por un motor.
a) Ventajas

Es de diseño sencillo , fácil de estudio y conocimiento para su operación
por técnicos

Baja inversión para extraer someros volúmenes de petróleo desde
profundidades.
William Carlos Quiroz Serrano
44
Universidad de Aquino Bolivia

Se adapta a pozos con problemas de corrosión.

Es adaptable para sistemas automatizados.

Por su versatilidad es usualmente el más empleado en yacimiento de
menores rendimientos.
b) Limitaciones

Requiere muy alta inversión para extraer altos volúmenes de petróleo de
pozos de mediana a alta profundidad

Las limitaciones del uso de varillas limitan la profundidad para extraer
apreciables volúmenes de petróleo

2.14.2
Presenta problemas en pozos desviados o con ciertas irregularidades
Levantamiento por bombeo hidráulico
El bombeo hidráulico es unos de los métodos usados como levantamiento
artificial dentro de la industria petrolera en Bolivia. Se basa en un principio
sencillo:” la presión ejercida sobre la superficie
s uperficie de un fluido se transmite con
igual intensidad en todas sus direcciones“. Aplicando este principio es
posible inyectar desde la superficie un fluido a alta presión que va operar el
pistón motor de la unidad de subsuelo en el fondo.
Los fluidos de potencia más utilizados son el agua y crudo livianos que
pueden provenir del mismo pozo.
a) Ventajas

Se adapta a cambios en la producción (caudales y presiones).

Permite el uso de iinstalaciones
nstalaciones ya em
empleadas
pleadas en proyectos de inyección
de agua, bajando los costos operativos e inversiones.
William Carlos Quiroz Serrano
45
Universidad de Aquino Bolivia



Se adapta a pozos desviados o con ciertas irregularidades.
Se adapta a la aplicación de sistemas automatizados
El equipo puede ser centralizado con el cabezal de producción y sistema de
control superficial.
b) Limitaciones

Requiere un mantenimiento más laborioso y costoso.

Está sujeto a riesgos emergentes del manipuleo a altas presiones de fluidos
en base a petróleo.
2.14.3

Puede generar derrames o pérdida de petróleo en por fallas de equipo.

Requiere un arreglo múltiple de tubería.

Tiene problemas con corrosión, arena y gas.
Levantamiento por bombeo Electrosumergible
Es un sistema de levantamiento artificial que consiste en una bomba
centrifuga multietapas con un motor eléctrico de fondo acoplado, capaz de
levantar grandes volúmenes de fluidos desde profundidades considerables
y en una variedad de condiciones de pozo.
a) Ventajas

Capacidad de producir altos volúmenes de petróleo de profundidades
considerables.

Baja inversión para proyectos someros.

Adaptable a la implementación automatizada.
William Carlos Quiroz Serrano
46
Universidad de Aquino Bolivia

La dimensión de la cañería no es limitación para la producción de altos
caudales.
b) Limitaciones


El sistema de cable electico está sujeto a riesgos de desconexión.
No se adapta a cambios de caudal o presión y al contrario puede generar
un incremento de costos.
2.14.4

Requiere una fuente de provisión de energía eléctrica.

Presenta dificultades por la presencia de arena o gas.
Levantamiento artificial por inyección de gas lift
El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción
que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El
gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de
producción tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos,
reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente
para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie 7.
2.14.4.1 Ventajas y limitaciones del Levantamiento artificial por Gas Lift
a) ventajas

Requiere baja inversión para su instalación en pozos profundos.

Caudales eficientes en pozos de alto RGP o GOR.

Bajo costo de operación en pozos con producción de arena.

Se adapta a condiciones de cambio de flujo y caudal de pozos.
7
http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2009/03/indice-de-productividad.html
William Carlos Quiroz Serrano
47
Universidad de Aquino Bolivia

Permite la extracción de grandes volúmenes de petróleo.

El equipo de control de superficie puede ser centralizada.
b) Limitaciones

Requiere una continua provisión de gas.

Un alto costo operativo en la provisión y ajuste de caudales de gas
necesario.

Puede incrementar sus costos en caso de usar gases corrosivos.

Hay riesgos emergentes del manipuleo de gas en el fondo y superficie.

Las tuberías deben asegurar operación a altas presiones.

2.15
La corrosión es causa de mayor problema.
Sistema de levantamiento artificial por Gas Lift
Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de
fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie. El gas se
inyecta a la columna de fluidos del pozo a través de una válvula
reguladora de presión que se denomina válvula de LAG
La eficiencia del levantamiento se mide por el consumo de gas requerido
para producir cada barril normal de petróleo, la máxima eficiencia se obtiene
inyectando por el punto más profundo posible (60 a 120 pies por encima de la
empacadura superior) la tasa de inyección adecuada.
La tasa de inyección de gas dependerá de la tasa de producción y del
aporte de gas de la formación.
William Carlos Quiroz Serrano
48
Universidad de Aquino Bolivia
2.15.1
Aplicaciones del Levantamiento artificial por Gas lift
Este sistema es aplicable principalmente: para producir pozos que no surgen
naturalmente, para incrementar la producción de pozos surgentes, para
producir pozos de elevados caudales de agua y producir pozos desviados o
dirigidos, como así también en los profundos. En la elección del tipo de
sistema de gas lift se tienen que tomar en cuenta diversos factores como el
deslizamiento y la fricción. Es decir que para tasas mayores al máxima se
perderá mucha energía por fricción y tasas menores a la mínima se
desestabilizara el flujo continuo por deslizamiento
deslizamiento de la fase liquida.
Tabla 2.3: Los rangos de aplicación
Caudal (Bpd)
1 a 15000
Gravedad (API)
>a 16
Viscosidad (cps)
< a2
Profundidad (pies)
Hasta 10000
Temperatura (ºF)
Hasta 350º
Presión (psi)
Hasta 1000
Inclinación de pozo Hasta 70º
Fuente: Elaboración propia
2.15.2
Tipos de levantamiento artificial por inyección de Gas lift
Existen dos tipos e levantamiento por gas:

Levantamiento artificial por inyección de gas lift continúo.

Levantamiento artificial por inyección de gas lift intermitente.
William Carlos Quiroz Serrano
49
Universidad de Aquino Bolivia
Figura 2.5: Tipos básicos de LAG
Fuente: http://es.scribd.com/doc/31964945/Maggiolo-R-Gas-Lift-Basico-ESP-OI
2.15.2.1 Levantamiento artificial por inyección de gas lift continúo
Figura 2.6 Levantamiento artificial por inyección de gas lift continúo
Fuente::http://es.scribd.com/doc/31964945/Maggiolo-R-Gas-Lift-BasicoFuente
ESP-OI
William Carlos Quiroz Serrano
50
Universidad de Aquino Bolivia
Se considera como una extensión del método de producción por flujo natural 8.
Este método de inyección continúa de gas a alta presión en la tubería de
producción a través de una válvula de gas lift, se utiliza con el propósito de
aligerar la columna de fluido, reduciendo la densidad del fluido y de esa
manera disminuir la presión dinámica de fondo, para permitir que la presión
del reservorio sea suficiente
suficiente para llevar los fluidos a superficie, es decir que
aumenta el diferencial de presión aplicado al área de drenaje del yacimiento.
La expansión del gas inyectado empuja a la fase liquida y el desplazamiento
de tapones de liquido por grandes burbujas de gas.
La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el consumo de gas
requerido para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta
en la medida que se inyecta por el punto más profundo posible la tasa de gas
adecuada, de acuerdo al comportamiento de producción del pozo. La válvula
inferior (válvula operativa) es una del tipo orificio que es por donde tiene que
quedar definitivamente el punto de inyección.
En el Campo La Peña, los pozos que poseen el Sistema de Gas Lift Continuo
son: LPÑ52, LPÑ59, LPÑ74A, LPÑ83, LPÑ84.
2.15.2.2 Levantamiento artificial por inyección
inyección de gas lift intermitente
En el sistema de flujo intermitente, se permite que el fluido acumule y
aumente en la tubería es decir, en el fondo del pozo. Periódicamente, una
burbuja grande de gas de alta presión es inyectada en la tubería muy
rápidamente debajo de la columna de líquido y la columna líquida es
empujada rápidamente por la tubería a la superficie. La frecuencia de la
inyección de gas en el sistema intermitente es determinada por la cantid
cantidad
ad de
tiempo requerido para que el bache de líquido entre en la tubería. La longitud
del período de inyección de gas dependerá del tiempo requerido empujar el
bache de líquido a la superficie.
8
Monografía “Métodos de Levantamiento Artificial” de Edisalic Vargas
William Carlos Quiroz Serrano
51
Universidad de Aquino Bolivia
Este sistema posee un controlador, el cual consiste en una válvula motriz
accionada por un temporizador. Inyecta el gas en el espacio anular en
intervalos periódicos selectivos. Los ciclos de inyección están regulados en
función a la acumulación de los fluidos en el pozo, con el fin de proporcionar
un régimen de producción más eficaz.
Tabla 2.4: rangos de aplicación
Condición
Presiones estáticas
LAG Continuo
LAG intermitente
Mayores a 150lpc/1000ft Menores a 150 lpc/1000ft
Índice de productividad Mayores a 0.5
Menores a 0.3
Tasas de producción
Menores de 100 bpd
Mayores a 200 bpd
Fuente: Elaboración propia
2.15.3
Tasa de inyección de gas adecuada
La tasa de producción de gas dependerá de la tasa de producción, del
aporte de gas de la formación y de la RGL total requerida por encima del
punto de inyección. Estimar la RGL total adecuada dependerá de si se
conoce o no el comportamiento de afluencia de la formación productora.






Donde:
Ecuación 2.23

= tasa de inyección de gas requerida, Mpcn/d
RGLt
= relación Gas-Liquido total, pcn/bn.
RGLf
= relación Gas-Liquido de formación, pcn/bn.

= tasa de producción de liquido (bruta),Bpd.
William Carlos Quiroz Serrano
52
Universidad de Aquino Bolivia
Cuando se desconoce el comportamiento de afluencia de la formación
productora no es posible cuantificar previamente el impacto de la tasa de
inyección de gas de levantamiento sobre la producción del pozo. Una manera
de optimizar la inyección es mantener una RGLt cercana correspondiente al
gradiente mínimo, es decir aquella
a partir de la cual el gradiente
de
presión no se reduce al aumentar la RG
RGL,
L, ya que la reducción del peso de la
columna de fluido se compensa con la perdida de energía por fricción.
Walter Zimmerman presento la siguiente expresión que permite calcular una
relación Gas-Liquido cercana al gradiente mínimo.
 
* 
*
+
+




Ecuación 2.24
Donde:
 =     4
 =  4 
 =         *        +
Con:
 = Fracción de agua y sedimento, a dimensional.
 = Diámetro interno de la tubería de producción, pulg.
inyección .
 = profundidad del punto de inyección.

 =
= Tasa de producción de liquido, b/d
William Carlos Quiroz Serrano
RGL cercana al gradiente mínimo, pcn/bn.
53
Universidad de Aquino Bolivia
2.16
Unidad de Coiled tubing (tubería flexible)
La tecnología de tubería flexible (CT ,por sus siglas en ingles ), es utilizada
mundialmente para la recuperación y reacondicionamiento de pozos de gas y
petróleo mediante la intervención en la etapas de perforación , completación y
producción, con la finalidad de mejorar , incrementar la seguridad, reducir
tiempos de operación y costos operacionales.
La unidad de Coiled Tubing es una unidad portátil, compacta, con fuerzas
motriz hidráulica, diseñado para hacer correr y recuperar una sarta de tubería
flexible continua de diámetros variados que se almacena en un carrete. La
unidad puede ser utilizada en pozos vivos y permite la continua inyección de
fluidos o nitrógeno mientras se continúa moviendo la tubería flexible.
Los sistemas de levantamiento por Gas Lift convencionales han sido
adaptados para instalaciones con Coiled Tubing. La utilización de válvulas
concéntricas ha tenido gran difusión especialmente en pozos de diámetro
reducido. Actualmente, pueden utilizarse válvulas enrollables, lo que asegura
operaciones muy rápidas y seguras 9.
2.16.1
Componente de equipo de tubería flexible

Unidad de potencia.potencia.- El equipo está integrado con la unidad hidráulica de
potencia, cabina de operación, carrete, inyector y el equipo de control de
presión de boca de pozo.

Carrete y tubería flexible.flexible.- Para el almacenamiento y transporte de la
tubería flexible.

Cabina de control.control.- Presenta una cabina de operación amplia y elevable,
desde la cual el operador monitorea y controla la tubería flexible.
9
http://www.oilproduction.net/files/coiledtubing-sanantonio.pdf
William Carlos Quiroz Serrano
54
Universidad de Aquino Bolivia

Cabeza inyectora.inyectora.- El inyector se aplica a la tubería con un cuello plegable
de cisne, para suministrar en superficie la fuerza necesaria para introducir y
retirar la tubería flexible.
Figura 2.7: Principales componentes de Coiled tubing.
Fuente: CTES Coiled tubing Manual.
William Carlos Quiroz Serrano
55
Universidad de Aquino Bolivia
2.16.2
Dimensiones y características de la tubería flexible
De acuerdo con los principales fabricantes de tubería flexible, “Quality Tubing
“y “Precisión tube technology”, esta puede suministrarse en carretes de 1¨
hasta 3 ½¨ y longitudes máximas de 25 mil pies.
Tabla 2.5: Máximo caudal de flujo para C.T.
Measured
Maximum Calculated Flow Rate (B/D)
Depth
Tubing Size (in)
(ft)
1 1/4
1 1/2
1 3/4
2
2 3/8
2 7/8
3 1/2
1,000
3,066
5.708
9,432
12,336
21,556
39,086
70,931
2,000
1,984
3,693
6,103
8,002
13,948
25,292
45,879
3,000
1,490
2,774
4,584
6,010
10,478
18,998
33,449
4,000
1,182
2,201
3,637
4,768
8,312
15,071
27,325
5,000
960
1,787
2,952
3,871
6,747
12,235
22,176
6,000
783
1,458
2,410
3,159
5,507
9,985
18,095
7,000
633
1,179
1,948
2,554
4,451
8,072
14,623
8,000
497
925
1,529
2,005
3,494
6,336
11,475
9,000
364
677
1,119
1,468
2,558
4,639
8,396
10,000
215
400
661
867
1,511
2,740
4,951
11,000
0
0
0
0
0
0
0
Fuente: Project to develop and evaluate coiled-tubing and slim-hole
technology, por Maurer Engineering Inc. Houston, TX
William Carlos Quiroz Serrano
56
Universidad de Aquino Bolivia
2.16.3
Ventajas y desventajas de la unidad de Coiled tubing
a) Ventajas

El equipo es fácil de inst
instalar,
alar, desmontar y transportar, al llugar
ugar de trabajo.

La tubería flexible puede ser bajada y recuperada mientras se están
circulando los fluidos en forma continua.

Habilidad para trabajar con presión de superficie presente .No se necesita
ahogar el pozo.

Versatilidad para una amplia gama de trabajos, bajo impacto audio visual
sobre el terreno.


Tiempo de servicio reducido comparado con los equipos de tuberías por
tramos.
Se aumenta la seguridad del personal debido a las necesidades reducidas
de manipulación de la tubería.
b) limitaciones

La tubería flexible es susceptible a torcerse enroscándose, lo cual causa la
fatiga de la tubería y requiere frecuente reemplazo de la tubería.

Debido a las características de transporte en carretes (altura y peso) se
tiene una longitud limitada de tubería flexible que puede envolverse en un
carrete.

Debidos a los pequeños diámetros y longitudes considerables de sarta, las
pérdidas de presión son muy altas cuando se están bombeando fluidos.
William Carlos Quiroz Serrano
57
Universidad de Aquino Bolivia
2.17
Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing
En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones de flujo
continuo en la tubería ya que la baja velocidad de ascenso de la fase liquida
favorece la aparición del fenómeno de deslizamiento o resbalamiento de
hidrocarburos líquidos. Este fenómeno desestabilizaría el comportamiento
del pozo y para minimizar o eliminarlos se requiere aumentar sustancialmente
la tasa de inyección de gas.
Gran cantidad de herramientas asociadas al uso de tubería flexible (CT) han
sido desarrolladas para optimizar la producción del sistema levantamiento
artificial por gas lift convencional. En este tipo de aplicaciones, la tubería
flexible (C.T), se cuelga dentro de los tubulares existentes para reducir las
aéreas de flujo transversal de esta manera se logra reducir el consumo de
gas de inyección.
Sistema de Gas Lift Mediante Coiled Tubing consiste en modificar el sistema
convencional de gas lift utilizando una tubería de menor diámetro, Coiled
tubing, como línea de inyección y la línea de producción antigua utilizarlo
como anular. De esta manera se aísla la cañería de revestimiento, se baja
Coiled tubing con válvulas ciegas dentro de la nueva línea de producción,
utilizándolo para inyectar gas y producir por el espacio anular.
El objetivo de la operación mediante este sistema es profundizar el punto de
inyección de gas; mediante la fundamentación teórica de las variables que
afecta la producción de flujo multifásico en tuberías verticales donde las
velocidades del gas y el líquido son diferentes, el área de flujo juega un papel
importante en el caudal de producción, es decir a menor área transversal de
tubería, mayor es la velocidad de flujo, al producir por el espacio anular se
disminuye notablemente el fenómeno de deslizamiento y por lo tanto mayor
caudal de producción.
William Carlos Quiroz Serrano
58
Universidad de Aquino Bolivia
2.17.1
Equipamiento de sistema de gas lift mediante Coiled tubing.

Junta de seguridad
Figura 2.8: Junta de seguridad
..\..\..\SRB--C3\Cotiz Velocity String SRBSRB -C3 EneroEnero-2010.xls
Fuente: ..\..\..\SRB

Spool espaciador con perfil para colgador de Coiled tubing
Figura 2.9: Spool espaciador
Fuente: Gas lift mediante Coiled tubing Proyecto piloto
William Carlos Quiroz Serrano
59
Universidad de Aquino Bolivia

Conector acuñado para Coiled tubing
Figura 2.10: Conector roscado 1.11/16”
Fuente: Gas lift mediante Coiled tubing Proyecto piloto

Tubería flexible (Coiled tubing)
Figura 2.11: Tubería flexible
Fuente: http://mxros.com/reel.htm
William Carlos Quiroz Serrano
60
Universidad de Aquino Bolivia

Válvula flapper
Figura 2.12: válvula flapper
Fuente:: Gas lift mediante Coiled tubing Proyecto piloto
Fuente

Barra rígida
1.11/16”
1/16”
Figur 2.13: barra rígida 1.1
Fuente: ..\..\..\SRB
..\..\..\SRB--C3\Velocity String mod. SRBSRB -C3(17
C3(17--05
05--10).xls

Mandril tapón
Figura 2.14: Mandril de tapón PN para 2.7/8”
..\..\..\SRB--C3\Velocity String mod. SRBSRB-C3(17
C3(17--05
05--10).xls
Fuente : ..\..\..\SRB
William Carlos Quiroz Serrano
61
Universidad de Aquino Bolivia

Jet fijo (zapato guia)
Figura 2.15: Jet fijo
Fuente: http://americantools.com.co/nueva/index.php/es/jets-2
2.17.2
Operación

Antes de iniciar operación con Coiled tubing, acondicionar árbol de
producción con spool incluido el perfil para el colgador de Coiled tubing

Ubicar los equipos en locación: Coiled tubing, bomba, grúa piletas y sub
estructura.

Montar manilfold y armar líneas de bombeo y retorno

Montar sobre árbol de producción el BOP, lubricador, cabeza inyectora con
el siguiente arreglo de fondo: Jet fijo (zapato Guia), barra rigida, conector
acuñado a Coiled tubing.

Realizar pruebas hidráulicas

Bajar Coiled tubing hasta la profundidad del punto de inyección.

Cerrar rams de cuñas y parcial d
de
e BOP
BOP..

Desconectar lubricador
lubr icador de BOP
BOP..
William Carlos Quiroz Serrano
62
Universidad de Aquino Bolivia

Realizar corte de Coiled tubing sobre BOP.

Armar arreglo para colgar Coiled tubing con: conector acuñado a Coiled
tubing, colgador de Coiled tubing, junta de seguridad , conector birolado a
C.T.
2.17.3

Conectar lubricador BOP.

Abrir rams parcial y cuñas de BOP.
BOP.

Bajar Coiled tubing hasta asentarse en perfil de colgador de Coiled tubing.

Liberar junta de seguridad para dejar colgado el Coiled tubing.

Desmontar equipos.

Arrancar el pozo con Nitrógeno.

Arrancado el pozo continuar con Gas Lift
Ventajas y limitaciones del sistema de Gas lift mediante Coiled tubing
a) Ventajas

Al producir por el espacio anular se rreduce
educe de maner
manera
a notable el fenómeno
de resbalamiento de hidrocarburos líquidos del flujo.

Al presentar menor área transversal de tubería, mayor es la velocidad de
flujo.

Se aumenta la eficiencia de la tasa de inyección de gas.

El equipo es fácil de instalar
instalar,, desmontar, transportar al lugar de trabajo.

La tubería flexible puede ser bajada y recuperada mientras se están
circulando los fluidos en forma continua.
William Carlos Quiroz Serrano
63
Universidad de Aquino Bolivia

El costo de trabajo y operaciones son reducidas con diferencia del sistema
de gas lift convencional
b) Limitaciones

Tiene la desventaja que cuando se necesita cambiar uno de los accesorios,
hay que sacar todo el Coiled tubing completo; ya que no se puede pescar
debido a su diámetro pequeño y que van roscados.

Al presentar diámetros reducidos se aumenta la perdida de presión por
fricción.
Figura 2.16: Modificaciones al cabezal y nariz
n ariz del C.T.
C.T.
Fuente: ..\..\..\SRB..\..\..\SRB-C3\Velocity String mod. SRBSRB -C3(17
C3(17--05
05--10).xls
William Carlos Quiroz Serrano
64
Universidad de Aquino Bolivia
2.18
MARCO TEORICO REFERENCIAL
Practicas Recomendadas (RP) por el American Petroleum Institute (API)
SPEC 11V1
Especificaciones para válvulas y orificios de Gas Lift.
RP 11 V5
Prácticas recomendadas para operaciones y mantenimiento
en instalaciones de Gas Lift.
API RP* 11V2 Gas lift valve testing, modeling
API RP 11V8
Gas lifts systems
API RP 11V9
Dual gas lifts (development in progress)
RP 11V6
Prácticas recomendadas para diseñar Gas Lift continuo.
RP 11V7
Prácticas recomendadas para preparación y prueba de
válvulas de Gas Lift.
2.19
API 17J
Norma para Tubería Flexible de Acero No-Adherida
API 17K
Norma para Tubería Flexible de Acero Adherida
MARCO TEORICO JURÍDICO
Según el Decreto Supremo DS 28397 del Reglamento de Normas Técnicas y
Seguridad (RNTS)
ARTICULO 149.- Toda inyección, excepto para gas o de agua, debe ser
programada para hacerse por la tubería de inyección. En estos casos un
empacador ("packer") debe asentarse por encima de la formación receptora, y
el espacio entre las tuberías de inyección y cañería de revestimiento debe
llenarse con fluido anticorrosivo.
Las excepciones a esta norma podrán justificarse técnicamente.
William Carlos Quiroz Serrano
65
Universidad de Aquino Bolivia
ARTÍCULO 150.- Los equipos de Producción por Gas Lift deben tener la
capacidad necesaria para producir hasta el máximo volumen de fluido de los
pozos. Asimismo, deberán tener instalados
determinar los volúmenes de gas
medidores de gas para
empleados en las operaciones de Gas Lift.
Ley de hidrocarburos Nº 3058
Artículo 9ª: Los planes, programas y actividades del sector de hidrocarburos
serán enmarcados en los principio del Desarrollo Sostenible,
dándose
cumplimiento a las disposiciones establecidas en el Articulo
Articulo 171º de
la
Constitución Política de Estado, la ley del Medio Ambiente, y la Ley Nº1257,de
11 de julio de 1991, que ratifica el convenioNº169 de la OIT y Reglamento
conexos
Artículo 43º :(Explotación de Hidrocarburos mediante el uso de Técnicas y
Procedimientos Modernos, Quema Y Venteo de Gas Natural).
La explotación de Hidrocarburos en los campos deberá ejecutarse utilizando
técnicas y procedimientos modernos aceptados en la industria petrolera, a fin
de establecer niveles de producción acordes con practicas eficientes y
racionales de recuperación de reservas hidrocarburíferas y conservación de
reservorios.
La quema o venteo de Gas Natural deberá ser autorizada por el Ministerio de
Hidrocarburos, y su ejecución estará sujeta a la Supervisión y Fiscalización de
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), conforme al reglamento.
Ley del medio Ambiente Nª1333
Artículo 16ª :Todos los informes y documentos resultantes de las actividades
científicas y trabajos técnicos y de otra índole realizada en el país por
personas naturales o colectivas, nacionales y/o internacionales vinculadas a la
temática el medio ambiente y recursos naturales, serán remitidos al Sistema
Nacional de Información Ambiental.
William Carlos Quiroz Serrano
66
Universidad de Aquino Bolivia
Artículo 73ª
7 3ª :Lo
:Loss rrecursos
ecursos energéticos constituyen factores esenciales pa
para
ra e
ell
desarrollo sostenible del país, debiendo su aprovechamiento realizarse
eficientemente, bajo las normas de protección y conservación del medio
ambiente. Las actividades hidrocarburíferas, realizadas por YPFB y otras
empresas, en todas sus fases, deberán contemplar medidas ambientales de
prevención y control de contaminación, deforestación, erosión y
sedimentación como de protección de flora y de fauna silvestre, paisaje
natural y aéreas protegidas. Asimismo, deberán implementarse planes de
contingencias para evitar derrames de hidrocarburos y otros productos
contaminantes.
2.20
MARCO TEORICO HISTÓRICO
El campo La Peña, ubicado aproximadamente a 30 Km al SSE de la ciudad de
Santa Cruz de la Sierra fue descubierto en Septiembre de 1965. Se encuentra
ubicado dentro del área de explotación del Bloque Grigotá, cerca al lílímite
mite de
deformación influenciada por la tectónica del sub-andino.
El campo la Peña fue descubierto en 1985 por la compañía Bolivian Oil Gulf
Co, con la perforación de LPN-X1.
Para el reservorio La Peña de cálculo un volumen insitu de petróleo de
83MMbbl, se lleva acumulado y una producción de 16.2Mbbl.
Lo que representa un 20% de recuperación primaria de petróleo. El campo La
Peña esta en producción desde 1970. La estructura del campo. La Peña tiene
dos importantes reservorios conocidos como la arenisca La Peña y arenisca
Bolívar, desarrollada en las formaciones San Telmo y Scarpment,
pertenecientes al sistema Carbonífero superior.
William Carlos Quiroz Serrano
67
Universidad de Aquino Bolivia
CAPITULO III
RELEVAMIENTO DE DATOS
DATOS DEL POZO
3.1
Introducción
El campo la peña se encuentra ubicada en la provincia Andrés Ibáñez del
Departamento de Santa Cruz de la Sierra a 25 km aproximadamente de la
capital. El campo la Peña fue descubierto en Septiembre del año 1965 con la
perforación de LPÑ-C1, por la compañía Bolivian Gulf Oil Company .
El pozo LPÑ-X2 se confirmo la producción de petróleo del arenisca LPÑ y
adicionalmente se encontró gas y condensado de la formación Tarija (54º
API) .
Hasta el 31-12-2003 se han perforado 87 pozos, 23 abandonados, 41
cerrados, 17 productores y 6 inyectores.
El campo a Peña se encuentra en el Área Grigota, ubicada en los Pliegues
del Sub-Andino, el pozo LPÑ-59 es un pozo productor de petróleo, que
está conformado por las formaciones Yantata, Ichoa, Elvira, San Telmo,
Escarpent. El mecanismo de empuje del campo La Peña es de Gas disuelto
con moderado empuje de agua.
Actualmente el pozo LPÑ-59 tiene un producción de
Tabla 3.1 Producción actual del pozo
Petróleo (Bpd)
21
Gas(Mpcd)
33
Agua (Bpd)
180
Fuente: YPFB-Andina
William Carlos Quiroz Serrano
68
Universidad de Aquino Bolivia
3.2
Ubicación Geográfica
Figura 3.1: Mapa de ubicación del campo La peña
Fuente: YPFB ANDINA
William Carlos Quiroz Serrano
69
Universidad de Aquino Bolivia
3.3
3.3
Información general del Pozo.
País
Bolivia
Departamento
Santa Cruz de la Sierra
Nombre del pozo
LPÑ-59
Compañía operadora
YPFB ANDINA S.A
Área
GRIGOTA
Tipo del pozo
productor de petróleo
Fecha de inicio
15/09/2002
Coordenadas geográficas de la localización
Longitud
X: 502421.58
Latitud
Y: 8016926.81
EMR
354.4m
3.4
Geología
3.4.1
Marco regional
La estructura de la Peña constituye un lineamento estructural junto a los
campos Rio Grande y Tundy, en la zona frontal de los pliegues Sub-Andinos.
3.4.2
Estratigrafía
La secuencia estratigráfica atravesada en la estructura de la Peña está
representada por sedimentitas pertenecientes a las formaciones Chaco,
Yecua y Petaca del sistema Terciario; Cajones del sistema Cretácico; Yantata
e Ichoa del sistema Jurasico: Elvira del sistema Trifásico; San Telmo
Escapment, Chorro-Tarija y Tupambi del sistema Carbonífero y finalmente
Iquiri del sistema Devónico.
William Carlos Quiroz Serrano
70
Universidad de Aquino Bolivia
3.5
Descripción de formaciones

Formación Yantata : Está representada predominantemente por facies
psamiticas presentándose como arenisca friables, con grano suelto de
cuarzo gris blanquecino, medio a grueso, subsub-redondeado a redondeado,
buena selección.

Formación Ichoa: Es una secuencia homogénea monótona, tiene ua
relación muy transicional, con la formación yantata, en conjunto es una
secuencia de facies netamente psamiticas, con delgadas intercalaciones de
pelitas hacia la parte superior e inferior de dicha formación.

Formación Elvira:
Esta
representada
por
facies
eminentemente
psamiticas, las que intercalan con esporádicos niveles de pelitas. Las
areniscas son de color gris amarillento, tamaño de grano medio a grueso,
ocasional fino, sub redondeado, buena a regular selección. Las pelitas
están representadas por arcillitas y diamictitas.

Formación San Telmo: Esta unidad litoestratigráfica pertenece al sistema
carbonífero, discordante en la parte superior con la formación Elvira. L
formación Sn Telmo,
Telmo, está representada en este pozo por
p or cuatro niveles :
La parte superior de la formación está conformada predominantemente por
psamitas, representadas por areniscas de grano suelto, grisgris -blanquecino,
redondeado a subsub-redondeado, con regular a buena selección. El nivel
inferior esta caracterizado por el predominio de sedimentos peliticos,
representa el sello de la arenisca La Peña.
En esta formación está comprendida el reservorio La Peña, constituido por
arenisca de grano, subsub-redondeado a redondeado, buena a regular
selección.
William Carlos Quiroz Serrano
71
Universidad de Aquino Bolivia

Formación Escarpment: corresponde a esta formación las areniscas del
reservorio conocido como bolívar, constituido por areniscas de grano suelto
de cuarzo gris blanquecino, redondeado a subsub-redondeado, buena
selección.
Figura3.2: Prognosis Geológica Pozo LPÑLPÑ-X1
Fuente: YPFB
YPFB-- ANDINA
3.6
Estructura
El entrampamiento que presenta el campo la Peña es una trampa
combinada estructural y estratigráfica. Si bien la estructura es importante y es
el principal entrampamiento de hidrocarburos que conforma el paquete
arenoso.
La peña responde a un sistema de depositacion marino fluvial. El
campo
la
Peña se encuentra en la zona deformada del píe de monte muy cerca del
William Carlos Quiroz Serrano
72
Universidad de Aquino Bolivia
límite de la misma. La estructura está influenciada
y controlada
por la
tectónica de fallas compresivas de la deformación Andina que hacia el
este se van perdiendo o van disminuyendo, teniendo su límite geomorfológico
en el Rio Grande.
La estructura conforma un plegamiento anticlinal
asimétrico,
alongado,
cuyo plano axial tiene una dirección SE a NW con hundimiento definidos y
flancos que buzan con ángulos relativamente suaves. La estructura
aparentemente no está afectada por tectonismo, aunque no se puede
descartar la posible
presencia en el flanco vertical que no habrían afectado
al sello.
Figura: 3.2 Campo La Peña Mapa Estructural Tope Reservorio La Peña
LPÑ-59
Fuente: YPFB ANDINA.
William Carlos Quiroz Serrano
73
Universidad de Aquino Bolivia
3.7
Arreglo sub-superficial del pozo LPÑ-59
Figura: 3.3 Arreglo sub-superficial del pozo LPÑ-59
Fuente: YPFB-ANDINA
William Carlos Quiroz Serrano
74
Universidad de Aquino Bolivia
3.8
Producción actual del pozo
En la curva de IPR que es presión de fondo fluyente Vs caudal, en la grafica
se puede apreciar datos que son de gran
importancia para determinar
cualidades del pozo como el índice de productividad del pozo.
Figura: 3.4 Curva de IPR del pozo LPÑ-59
Fuente: YPFB-ANDINA
3.9
Declinación de la producción.
El pozo LPÑ-59 se puede observar está declinando su productividad como se
puede observar en la figura 3.5, que es de 0.16315 anualmente, esta
declinación corresponde primordialmente a motivos como la perdida de
presión natural del yacimiento, lo cual aplicando el sistema de Gas Lift
mediante Coiled Tubing. El limite económico del pozo LPÑ-59 es de 5 BPD.
William Carlos Quiroz Serrano
75
Universidad de Aquino Bolivia
Figura 3.5: Curva de Declinación del pozo LPÑ-59
William Carlos Quiroz Serrano
76
Universidad de Aquino Bolivia
Fuente: YPFB ANDINA
William Carlos Quiroz Serrano
77
Universidad de Aquino Bolivia
CAPITULO IV
INGENIERIA APLICADA AL POZO LPÑ-59
4.1
Introducción.
El presente proyecto consiste en aplicar el sistema de inyección de Gas Lift
continuo por medio de una tubería flflexible
exible (Coiled tubing) en el pozo LPÑ-59
que actualmente está con el sistema de Gas Lift convencional los mismo que
producen de manera ineficientes con pérdidas de eficiencia en el
levantamientos de los volúmenes de hidrocarburos producidos.
Con la acción del levantamiento artificial de Gas Lift mediante el Coiled tubing,
evitara el deslizamiento o resbalamientos de hidrocarburos líquidos que
sucede cuando los líquidos acumulados en el fondo del pozo, son levantados
como consecuencia de la inyección de gas como fuente de energía motriz.
La
eficiencia
de
producción
dependerá
fundamentalmente,
de
la
determinación del comportamiento del pozo. Para lo cual se deberá
determinar los siguientes aspectos.

Determinar el área de flujo para el sistema.

Profundizar el punto de inyección de gas.

Determinar el incremento en la producción de hidrocarburos

Determinar RGLt cercana correspondiente al gradiente mínimo, es decir
aquella a partir de la cual el gradiente de presión no se reduce al aumentar
la RGL,

En base a las condiciones de producción del pozo seleccionado para este
fin, definir y ajustar los caudales de inyección de gas para que sistema
levante los volúmenes requeridos de líquidos.
William Carlos Quiroz Serrano
78
Universidad de Aquino Bolivia
4.2
Diseño
y selección del sistema de inyección de Gas Lift mediante
Coiled tubing.
Para el diseño y selección del sistema de gas lift mediante Coiled tubing para
el pozo LPÑ-59 debe seguir los pasos mencionados en el marco teórico.
4.2.1
Datos del pozo LPÑ-59
Los datos necesarios para el diseño y selección del sistema de inyección de
Gas lift mediante Coiled tubing para el pozo LPÑ-59 son:
Datos:
Profundidad
2674
m.
Presión de fondo
2865.00
psi
Presión de fondo fluyente
2405.71
psi.
Presión de cabeza
382.0
psi.
Presión del separador
106.0
psi.
Presión de inyección Kic-off, Pko
850
psi
Presión de operación
800
psi
Temperatura de superficie
82
Fº
Temperatura del pozo
183
Fº
Tope de arena
2605.0
m
Base de arena
2648.0
m
Tramo de baleo
2613.0 - 23 m
Caudal de petróleo
21
bpd.
William Carlos Quiroz Serrano
79
Universidad de Aquino Bolivia
Caudal gas
33
Mpcd.
Caudal agua
185
Mpcd.
OD
1 1/4
pulg.
ID
1.046
pulg.
OD
2 7/8
pulg.
ID
2.441
pulg.
Gravedad especifica del gas
0.69
Factor volumétrico del petróleo
1.25
By/Bn
Gravedad especifica del petróleo
44º
API.
Relación gas liquido de formación
300
pie³/Bbl
Relación agua-petróleo en separador
1571
pc/Bbl
Gradiente del fluido estático
0.438
psi/ft
Porosidad de formación
25
%
Permeabilidad de formación
8.0
md
Viscosidad del petróleo
2.54
cp
Factor volumétrico
1.25
ps/Bbl
Saturación de petróleo
44
%
Saturación de agua
55
%
Tubería flexible CT.
Tubería de producción.
William Carlos Quiroz Serrano
80
Universidad de Aquino Bolivia
4.3
Diseño para la aplicación del sistema inyección de gas lift mediante
Coiled tubing en el pozo Lpñ-59.
4.3.1
Parámetros a considerar.

Calculo del índice de productividad
Calculamos el índice de productividad (IP) que nos indicara la capacidad de
producción del pozo LPÑLPÑ-59

  

  4

Entonces tenemos que nuestro índice de productividad es de:
 4444 

El índice de productividad del pozo LPÑLPÑ -59 es igual a 0.447 Bpd/Psi, esto
quiere decir la productividad del pozo es muy deficiente y es necesario
implementar el Sistema de Gas Lift mediante Coiled tubing.

Calculo de AOF
Luego se calcula el caudal máximo con el IP encontrado:




(  )(  )



4
4

   


William Carlos Quiroz Serrano
81
Universidad de Aquino Bolivia
El caudal máximo de producción del
d el pozo LPÑ
LPÑ--59 es de 767.6 Bpd.

Área de flujo de liquido
Figura: 3.5
Fuente: Elaboración propia.
  
  
Ecuación 4.1
     
   44 
  44 
El área de flujo es igual a 

 , para realizar los cálculos y
correlaciones necesarias para el flujo multifásico en tubería vertical esto nos
deja un diámetro eqivalente de 2.09 pulgadas.

Nivel de Estático10
El nivel de fondo estático nos permite estimar altura del líquido que se
almacena en el fondo del pozo, cuando la presión de estática (Pe) no logra
vencer las pérdidas de cargas descritas y los fluidos no alcanzan la superficie
con su propia energía. Es decir
Pe =
10
ℎ
Curso de producción II Titular : Ing.
Ing. Mario C. Sanchez
William Carlos Quiroz Serrano
82
Universidad de Aquino Bolivia
Calculando la densidad de la mezcla con la Ecuación 2.16:
        
 
   

La densidad de la mezcla es 0.978 gr/cm3 debido a que el líquido presenta
mayor porcentaje de agua.
Calculando el nivel de liquido estático en el fondo del pozo con la ecuación de
presión hidrostática del fluido.
ℎ4ℎ
Despejando ℎ tenemos:

ℎ  
ℎ  4
4 
Ecuación 4.2
Ecuación 4.3
Por lo tanto el nivel estático o la altura de liquido que se almacena en el fondo
del pozo es de 2061.24 metros o 6762.92 pie.

Nivel Dinámico
Nivel estático bajará cuando apliquemos al pozo algún sistema de extracción
artificial, hasta un valor en el cual la entrada de fluido de la formación
equilibrara al fluido extraído.
Estimar el nivel dinámico con la siguiente ecuación 11:
 

11
Ecuación 4.4
Libro de “Ingeniería de Producción ” capitulo V.
V. Bombeo Neumático
William Carlos Quiroz Serrano
83
Universidad de Aquino Bolivia
 es el gradiente de la mezcla:
4
  44 

Donde
Ecuación 4.5
Reemplazando en la ecuación de nivel dinámico tenemos:
 
4 
Nivel dinámico es 1521.97metros o 4993.62 pie

Punto de inyección12
Para determinar el punto de inyección se tiene que considerar los
siguientes pasos:
1.- Realizar una grafica de profundidad vs presión, a la misma escala de las
curvas de gradiente de presión de flujo multifásico en tubería vertical.
2.- Sobre la grafica anterior, localizar en la superficie: Pwh, Pso y la presión de
inyección disponible.
3.- Determinar la presión de la columna inyección de gas a diferentes
profundidades; el gradiente de presión del gas de inyección es de 0.0218
lb/
.
Utilizando las siguientes ecuaciones:
 Presión en profundidad
       
12
Libro de “Ingeniería de Producción ” capitulo V.
V. Bombeo Neumático
William Carlos Quiroz Serrano
84
Universidad de Aquino Bolivia
La línea de presión de inyección seria igual a:

Conectar 800 psi en superficie hasta 987 psi a 8613 pie.
4.- A la línea de presión de inyección calculada, se le restan 100 lb/
, para
formar la línea que realmente se usa para ubicar el punto de inyección. Estas
100 lb/
son requeridas para garantizar que el gas pueda entrar a la tubería

de producción.
5.-Usando la curva de afluencia, se calculan las presiones de fondos
requeridas para que el yacimiento aporte diferentes caudales de liquido.
Usando el RGL de formación para cada caudal de líquido se trazan las curvas
de presión desde la profundidad del intervalo productor hasta el punto donde
se corta la línea de inyección de gas.
6.- Usando las correlaciones de flujo multifásico y para unir la presión de
cabezal (Pwh) con la presión de fondo en donde la curva de presión de los
fluidos provenientes de la formación corta la línea de inyección de gas, se
requiere la curva de gradiente de presión correspondiente a una RGL. Esta
relación gas líquido encontrada es la RGL total que corresponde para una
mínima presión en tubería
7.- Unir el punto del Nivel Dinámico con la Pwf a 8613, pie, mediante una línea
recta, la cual al interceptar el gradiente de presión del gas de inyección de
diseño se determina el punto de inyección. Ver figura 3.6.
William Carlos Quiroz Serrano
85
Universidad de Aquino Bolivia
Figura 3.6: Diagrama de presiones para determinar el punto de inyección
William Carlos Quiroz Serrano
86
Universidad de Aquino Bolivia
Fuente: Elaboración propia

Calculo de la relación gas líquido mínimo
Luego se calcula la RGL mínimo con la ecuación de Walter Zimmerman:
 
+
*


Donde:
 =     4
 =  4 
=

      
         *
Con:
+
 Fracción de agua y sedimento, adimensional = 0.89
 = Diámetro interno de tubería, pulg.= 2.09¨
 = Profundidad del punto ddee inyección, pie = 5600
=

= Cotangente hiperbólica.

 

Reemplazando los valores calculados de a, b, c en la ecuación tenemos:
4)
)](
[(




  


Calculo del caudal de inyección de Gas
William Carlos Quiroz Serrano
87
Universidad de Aquino Bolivia
Calculamos el caudal de inyección con la ecuación siguiente:
  
  

 44
44 
Tabla 4.1: Cálculos del caudal de inyección Vs RGLt Grad. Mínimo
ID
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
w
DOV
RGLF
ql
a
b
c
c*ql
/1000
(
)
RGLT.grad.min.
Qiny
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
350
360
370
380
390
400
410
420
430
440
450
460
470
480
490
500
510
520
530
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
0,36
0,37
0,38
0,39
0,40
0,41
0,42
0,44
0,45
0,46
0,47
0,48
0,49
0,50
0,51
0,52
0,53
0,54
0,55
2,84
2,77
2,70
2,64
2,58
2,52
2,46
2,41
2,36
2,32
2,27
2,23
2,19
2,15
2,11
2,07
2,04
2,01
1,98
1627,95
1586,59
1547,58
1510,72
1475,84
1442,80
1411,46
1381,71
1353,42
1326,50
1300,86
1276,42
1253,09
1230,81
1209,52
1189,14
1169,64
1150,95
1133,04
464,78
463,13
461,60
460,07
458,57
457,12
455,70
454,31
452,97
451,66
450,39
449,15
447,95
446,79
445,66
444,55
443,51
442,49
441,51
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
2,09
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
0,89
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
5600
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
540
560
570
580
590
600
610
620
630
630
640
640
650
650
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
21,8
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
98,2
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
1,048
0,56
0,58
0,59
0,60
0,61
0,62
0,63
0,64
0,66
0,67
0,68
1,95
1,89
1,86
1,84
1,81
1,79
1,77
1,74
1,72
1,70
1,68
1115,86
1083,52
1068,29
1053,65
1039,57
1026,01
1012,95
1000,37
988,24
976,54
965,25
440,56
438,77
437,93
437,12
436,34
435,60
434,90
434,22
433,59
432,98
432,41
Fuente: Elaboración propia
William Carlos Quiroz Serrano
88
Universidad de Aquino Bolivia
En la tabla 4.1 tomamos valores del RGLt gradiente mínimo para diferentes
caudales de inyección de gas,

Calculo de la capacidad de entrega de la tubería de flujo multifásico
vertical
Donde las presiones son halladas de las curvas de gradiente de presión de
Kermit E Brown13, donde los caudales son asumidos tomando en cuenta el
RGLt gradiente mínimo
mínimo y la profundidad del punto de inyección de gas.
Tabla 4.2: capacidad de entrega de la tubería de flujo vertical
RGLt grad. minimo
Caudal(Bpd) Presión (psi)
100
800
200
1100
300
1250
400
1450
500
1660
600
1800
Fuente: Elaboración propia
Con los resultados que se observa en la en la tabla 4.2, graficamos una tabla
donde vemos que la curva de flujo vertical para un ID de 2.09”, donde se
interceptan con la curva de IPR actual del pozo LPÑLPÑ -59.
13
The technology of artificial lift methods volume 1
William Carlos Quiroz Serrano
89
Universidad de Aquino Bolivia
Figura3.7: Análisis de sensibilidad con CT
LPÑ-59
3500
IPR Base
3000
DIA OT 1,25
2500
i) 2000
s
p
(
f
w
P 1500
1000
500
440 Bpd
0
0
100
200
300
400
500
600
700
767
Fuente: Elaboración propia
De acuerdo a la figura se puede observar que la curva de IPR actual del pozo
la peña LPÑLPÑ-59 y la curva de flujo vertical se interceptan, dándonos un
caudal de 440 (Bpd) que ent
entonces
onces se tomara como caudal de trabajo para el
pozo y un caudal de inyección de 614 Mpcnd (Ver tabla 4.1).

Caudal de petróleo (100%)

44
  44 pd
Según
los
resultados
obtenidos
nuestra
producción
aumentaría
considerablemente a 48 Bpd logrando así un incremento de la producción
gracias al sistema de Inyección de Gas Lift mediante Coiled tubing.
William Carlos Quiroz Serrano
Universidad de Aquino Bolivia
LPÑ-59
Figura 3.8: Arreglo superficial propuesto del pozo LPÑ-
Fuente: Elaboración propia
90
William Carlos Quiroz Serrano
Universidad de Aquino Bolivia
sub-superficial propuesto del pozo LPÑLPÑ-59
Figura: Arreglo sub-
Fuente: Elaboración propia
91
William Carlos Quiroz Serrano
92
Universidad de Aquino Bolivia
CAPITULO V
EVALUACIÓN ECONOMICA
5.1
Introducción.
El análisis financiero estudia la estructura y evolución de los resultados de la
empresa (gastos e ingresos) y de la rentabilidad de los capitales
utilizados. Este análisis se rrealiza
ealiza a través de la cu
cuenta
enta de pérdidas y
ganancia. El objetivo de las empresas petroleras es incrementar la producción
de los campos productores, en lo cual buscan incrementar sus ingresos, La
ingeniería de petróleo nos da algunas pautas de las actividades que se
pueden realizar en un intento de incrementar la producción, optimizando la
producción para obtener mayores ganancias con la menor inversión posible.
El sistema de Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing es
conveniente para ser aplicado en el pozo LPÑ-59 de acuerdo a los resultados
obtenidos en el diseño y selección del sistema en base a las características
del yacimiento y del pozo, demostrando aplicabilidad del sistema. El análisis
financiero está enfocado a determinar las inversiones de implementación
del sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coile
Coiled
d ttubing
ubing para
el pozo LPÑ-59 y el beneficio económico de implementado.
5.2
Costos de Equipos y Materiales
Los costos en equipos y materiales del sistema Levantamiento Artificial por
Gas Lift mediante Coiled tubing se pueden definir en cuatros partes:

Costos de transporte de equipos y materiales.

Costos de Equipos y materiales Superficiales.

Costos de Equipos y materiales Sub
Sub--Superficiales.
William Carlos Quiroz Serrano
93
Universidad de Aquino Bolivia

5.2.1
Costo de instalación de equipos
Costos de transporte
Para los costos de transporte de equipos y materiales tenemos los siguientes:
Tabla 5.1 Costos de Transporte de equipos y materiales
Descripción
Unidad Cantidad Costo unitario $us Total $us
Unidad de Coiled tubing
km
90
6,53
587,70
Subestructura de Coiled tubing
km
90
6,53
587,70
Herramientas de Coiled tubing
km
90
6,53
587,70
Unidad de bombeo
km
90
5,90
531,70
Piletas
km
180
5,90
1.062,00
Unidad de gura hidráulica
Total
km
90
5,90
531,00
3.887,10
Fuente: Empresa San Antonio Internacional
5.2.2
Costos de Equipos y materiales Superficiales
Para los costos de equipos y materiales tenemos los siguientes:
Tabla 5.2 Costos equipos y materiales
Descripción
Unidad
Cantidad
Costo unitario $us
Total $us
2
10.666,13
21.332,26
2
6.216,17
12.432,34
Días
4
987,00
3.948,00
Servicios de grúa hidráulica. Días
3
1.980,26
5.940,78
Servicio de unidad de Coiled Días
tubing. (dos días)
Servicio
de
unidad
de Días
bombeo. (dos días )
Alquiler de piletas. (dos dias)
(dos días )
Total
43652,78
William Carlos Quiroz Serrano
94
Universidad de Aquino Bolivia
Fuente: Empresa San Antonio Internacional
5.2.3
Costos de equipos y materiales SubSub-Superficiales
Los costos de equipos y materiales subsub-superficiales tenemos los siguientes:
sub -superficiales.
Tabla 5.3 Costos de equipos y materiales su sub-
Descripción
Unidad
Cantidad
Costo unitario $us
Total $us
Junta de seguridad
1
1
3.1982,00
3.192,00
Spool espaciador con perfil
1
1
6.230,00
6.230,00
1
1
1.440,00
1.440,00
6,00 $us/pie
33.600,00
para colgador de Coiled tubing
Conector acuñado para CT.
Tubería flexible (Coiled tubing)
Válvula flapper
1
1
1.730,00
1.730,00
Barra rígida
1
1
300,00
300,00
Jet fijo (zapato guía)
1
1
275,00
275,00
Total
46.767,87
Fuente: Empresa San Antonio Internacional
5.2.4
Costos de instalación de equipos
Tabla 5.4: costo de operación e instalación de equipos.
Descripció n
Descripción
Unidad
Cantidad
Costo unitario $us
Total $us
Supervisor de la operación
Día
4
980,00
3.920,00
Operador de Coiled tubing
Día
4
765,00
3.060,00
Ayudante de Coiled tubing
Día
8
835,00
6.680,00
Operador de bomba
Día
4
765,00
3.060,00
Ayudante de bomba
Día
8
835,00
6.680,00
William Carlos Quiroz Serrano
95
Universidad de Aquino Bolivia
Total
23.400,00
Fuente: Empresa San Antonio Internacional.
5.2.5
Costo de operación
Para la inversión el costo de operación del sistema de Gas Lift es de 600
$us/mes, por operador, como se necesita un operador cada 12 horas
entonces el costo sería 1.200,00$us/ mensual.
Tabla 5.5: Costo de operación
Descripción
Unidad
Cantidad
Costo unitario $us
Total $us
Operación
Mes
12
1.200
14.400,00
14.400,00
Total
Fuente: Equipetrol
5.2.6
Costo de mantenimiento
El costo de mantenimiento viene a ser todo los costos adicionales que se
realizan cada vez por semana o por mes debido a la necesidad del sistema de
Gas Lift, para este caso se hará un mantenimiento cada 4 meses.
Tabla 55.6:
.6: Costo de mantenimiento
Descripción
Unidad
mantenimiento Mes
Cantidad
Costo unitario $us
Total $us
12
416,66
5.000,00
Total
5.000,00
Fuente: San Antonio International
5.3
Precio del petróleo
Teniendo en cuenta que en Bolivia el costo estimado por barril de petróleo es
alrededor de 40 $us según decreto supremo Nº 1202, del 18 de abril del 2012
William Carlos Quiroz Serrano
96
Universidad de Aquino Bolivia
ya que este es un precio de incentivo que consiste en 30 $us/Bbl en notas de
créditos (Nocres) sumados a los 10 $us/Bbl que actualmente reciben las
empresas que operan en Bolivia
5.4
Precio del Gas Natural14
En el mercado interno el Gas Natural
se comercializa entre uno y dos
dólares por MPC. El precio del gas natural se venden a 1.17 $us por MPC.
5.5
Costo directo de producción ($us/BOE)
En términos generales, el costo unitario refleja la relación entre los costos
directos de producción y los volúmenes producidos. El análisis realizado para
cada una de las empresas petroleras que operan en el país, muestra que el
costo promedio de producción
de un barril de petróleo y condensado en
Andina es de 10,57 $us/BOE15
5.6
Costo de transporte de Hidrocarburos
La Tarifa de Transporte fijada y aprobada por la Superintendencia de
Hidrocarburos es de $us 2,33 por barril, tarifa uniforme y estampilla, para
todos los productos transportados por el sistema de poliductos de YPFB
Logística.
5.7
Costo de tratamiento e inyección de agua
En un pozo que produce petróleo con un 80% de corte de agua el costo del
manejo de agua puede ascender a 0.5 $us por barril de petróleo producido 16.
5.8
Análisis Económico
El flujo de caja realizado se logra en base a la productividad del pozo tanto
14
http://www.hidrocarburosbo
.hidrocarburosbolivia.com
livia.com
Fuente: http://www
15
16
Resultados de la gestión operativa y financiera YPFB 2012 ,Pag 47
“Control de agua” Shell International Exploration and Production
William Carlos Quiroz Serrano
97
Universidad de Aquino Bolivia
con la producción actual como con la producción que se obtendrá
implementando el sistema tomando en cuenta los costos de inversión y como
también las ganancias que nos dará, que esto está en función a la venta del
volumen total a recuperarse.
Estos factores determinaran el costo – beneficio que arroja el Sistema Gas
Lift mediante Coiled Tubing en el pozo LPÑ
LPÑ--59.
Conocidos los datos de los volúmenes desarrollamos un flujo de caja en 2
etapas (2 años), donde tenemos que las reserva remanente del pozo LPÑLPÑ -59
es de 25.000 Bbl. Lo que nos dice que nuestra proyección se realizara
hasta el agotamiento total del pozo que equivale a 2 años aproximadamente.
5.10
Pronostico de Declinación Mensual de la Producción
Figura 5.1: pronóstico de la declinación mensual de la Producción
Historial de Produccion
1000
)
d
p
100
(B
o
e
l
o
rt
e
p
e
d
l
a
d
u
a
C
10
1
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Tiempo(meses)
YPFB--ANDINA
Fuente: Elaboración propia en base a la información de YPFB
William Carlos Quiroz Serrano
98
Universidad de Aquino Bolivia
Tomando en cuenta la declinación mensual del pozo LPÑLPÑ -59 (ver figura)
tenemos que la formula de nuestra pendiente es:
4
Donde tenemos que 4 8 Bpd seria nuestro caudal, ya que gracias al Sistema
Gas Lift mediante Coiled Tubing podemos incrementar de 21 Bpd a 48 Bpd.de
petróleo.
Tabla 5.5: Cálculo de la producción a futuro según la curva de declinación del pozo
Año 1
Año 2
Qo (Bpd)
Acumulada(Bbl) Meses Qo(Bpd)
Acumulada(Bbl)
Meses
1
47,380
1421,40115
13
40,536
1216,09288
2
46,768
1403,04252
14
40,012
1200,38593
3
46,164
1384,92102
15
39,496
1184,88190
4
45,567
1367,03356
16
38,985
1169,57813
5
44,979
1349,37714
17
38,482
1154,47202
6
44,398
1331,94877
18
37,194
1139,56101
7
43,824
1297,76448
19
36,713
1124,84259
8
9
42,700
42,148
1281,00268
1264,45742
20
21
36,239
1110,31428
10
41,604
1248,12585
22
11
41,066
1232,00523
23
12
40,536
1216,09282
24
15.895.83
total
total
Fuente: Elaboración propia.
9.300,13
William Carlos Quiroz Serrano
99
Universidad de Aquino Bolivia
Tabla 5.6: Flujo de caja anual
Datos del Proyecto
Precio del Petróleo ($us/BbL)
Precio del Gas ($us/Mpc)
40
1.17
Parámetros Básicos
BOE: PC por Bbl
6000
Horizonte de Evaluación (Años) 2
Lifting Cost ($us/BOE)
Proyección Producción Diaria Bpd
Proyección Producción Diaria Mpcd
Regalías (%)
Impuesto Directo a los Hidrocarburos (%)
10.5
48
52
18
32
Inversión inicial ($us)
Utilidad ($us)
Tasa de mercado (%)
Tasa interna de retorno (%)
VAN ($us)
Prod. Petróleo
Prod. de Gas
Ingresos
Venta de petróleo
Venta de gas
Total de ingresos
Inversión inicial
Egresos
Impuestos
Regalías 18%
IDH 32%
Gastos:
Mantenimiento
Costo de Producción (BOEs*LiftCost)
Costo de tratamiento de inyección de agua
Costo de Transporte de hidrocarburos
Total de egresos
Utilidad
Utilidad descontada
Utilidad Acumulada
Tasa de mercado
VAN
TIR
%
$us
%
15
25.834,66
26
Fuente: Elaboración propia.
Unidad
Bbls
MMpcs
$us
$us
$us
$us
Inicio
10
26
25.834,66
2 Año
15.895,83
9.300,13
17,006
14,035
635.866,01
372.005,15
19.897,62
16.421,64
655.730,63
388.426,79
118.031,51
69.916,82
209.833,80
124.296,57
5.000,00
5.000,00
168.018,87
98.302,36
7.947,91
4.650,06
37.037,27
21.669,30
545.869,26
323.835,12
109.861,53
64.531,67
99.837,87
53.381,55
-27.546,88
25.834,66
127.420,75
$us
$us
$us
$us/BOE
$us/Bbl
$us/Bbl
$us
$us
1 Año
127427.75
352.313,88
-127.420,75
-127.420,75
William Carlos Quiroz Serrano
100
Universidad de Aquino Bolivia
5.11
Resultados del flujo de caja.
El análisis económico del sistema Levantamiento Artificial por
Gas Lift
mediante Coiled tubing aplicado al pozo LPÑLPÑ -59. Nos muestra que con
una inversión total de 127.420,75 $us.
Se obtuvieron buenos resultados que se muestran a continuación:
continuación:
Vida Útil del Proyecto = 2 años
Tiempo de Pago
= 1 año
TIR
= 26 %
VAN
= 25.834,66 $us.
Nuestra Tasa Interna de retorno (TIR) es del 26
inversión del sistema
Coiled
% La
Levantamiento Artificial
por
recuperación de la
Gas Lift mediante
tubing, será recuperada en el segundo mes. Logrando así un
tiempo de pago en el menor tiempo.
Las ganancias netas g
gracias
racias al sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift
mediante Coiled tubing en el pozo LPÑ-59 será de 25.834,66 $us. Lo que
hace que nuestro proyecto tenga una ganancia considerable tomando en
cuenta que el pozo está totalmente ahogado.
William Carlos Quiroz Serrano
101
Universidad de Aquino Bolivia
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1
Conclusiones.

Se demostró que el sistema Levantamiento Artificial por Gas Li
Lift
ft mediante
Coiled tubing incrementará la producción de 20 BPD a 48 BPD de petróleo,
haciendo que este pozo sea técnicamente viable para implementar el
sistema Levantamiento
Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing.

Se ha demostrado que el pozo puede aprovechar de formas más eficiente
el gas de inyección con respecto de Gas Lift convencional, Con un caudal
de inyección de gas de 450 Mpcd.

Luego de observar los resultados de la evaluación económica se demostró
que el sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing
sea económicamente rentable.
6.2
Recomendaciones

Se recomienda implementar la instalación del sistema Levantamiento
Artificial por Gas Lift mediante Coiled tubing como una alternativa para
planificar su aplicación en otros pozos que reúnan determinadas
características.

Una vez instalado el sistema Levantamiento Artificial por Gas Lift mediante
Coiled tubing se debe hacer un seguimiento del sistema para así mantener
un caudal de producción optimo, ya que esta en relación al índice de
productividad del pozo.

La capacitación de los operadores es fundamental para el éxito del
Sistema.
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Universidad de Aquino Bolivia
ANEXOS
ANEXO 1.
GLOSARIO
1 API: "American Petroleum Institute", formada en 1917 para organizar la
industria petrolera, a fin de ordenar la demanda de petróleo durante la primera
guerra mundial. Es una organización sin fines de lucro, que sirve para
coordinar y promover el interés de la industria petrolera en su relación con
gobierno y otros.
2 ÁREA: División geográfica de mayor escala, donde se realizan operaciones
de exploración y/o producción.
3 ARENAMIENTO: Fenómeno donde material de la formación viaja hacia el
pozo y la superficie como parte de los fluidos producidos.
4 ARENISCA: Roca sedimentaria clástica formada por granos de arena cuyo
tamaño varía entre 2 – 0,0625 mm.
5 ASFÁLTENOS: Son depósitos orgánicos que provienen de la perturbación
del equilibrio de los crudos, y pertenecen al grupo de los bitúmenes, en el cual
se encuentran también los máltenos y las resinas.
6 BUZAMIENTO: Mide el ángulo entre el plano a estudiar y el plano
horizontal.
7 BN: Barriles normales.
8 CAMPO.CAMPO.- Área de suelo debajo del cual existe uno o más reservorios de
hidrocarburos, en una o más formaciones en la misma estructura o entidad
geológica. Proyección en superficie del conjunto de yacimientos de
William Carlos Quiroz Serrano
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Hidrocarburos con características similares y asociados al mismo rasgo
geológico.
8 CAMPO MARGINAL.- Es aquel campo que ha producido el 90% de sus
reservas probadas de hidrocarburos.
9 COMPLETACIÓN: Es la preparación de un pozo para ponerlo en
producción económicamente. Después que un pozo es entubado y
cementado, cada horizonte productivo es puesto en contacto permanente con
el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a
través de la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa
de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a
hueco abierto) o por cañoneo a través de la tubería de revestimiento. Otra
definición.- Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner
el pozo en condiciones de producir.
10 COMPRESIÓN: Es el proceso donde se obliga a un cuerpo a reducir
su volumen.
11 CORTE DE AGUA: Representa el porcentaje de agua que se produce con
un barril de petróleo.
12 DIFERENCIAL DE PRESIÓN: (pe-pwf) (Drawdown). Es la diferencia entre
la presión existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de
producción del mismo.
13 EMULSIÓN: Es la formada cuando un líquido inmiscible disperso en otro y
usando un químico, reduce la tensión interfacial entre los dos, logrando la
estabilidad.
14 GOR: Relación gas petróleo.
15 ESTIMULACIONES: Técnicas de rehabilitación aplicadas a los pozos,
para estimular su capacidad productora. Entre estas técnicas se encuentran:
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forzamiento de arena con petróleo, forzamiento de arena con agua,
fracturamiento, acidificación, lavado de perforaciones y frac pack.
16 FORMACIÓN: Se refiere a estratos rocosos homogéneos de cualquier
tipo, usados particularmente para describir zonas de roca penetrada durante
la perforación.
17 GAS NATURAL: Una mezcla de hidrocarburos gaseosos que se
encuentra en muchos tipos de roca sedimentaria y estrechamente
relacionadas a petróleo crudo, diferenciándose de ésta en el rango de
hidrocarburos y sus constituyentes. El gas natural es principalmente
parafínico, consiste principalmente de metano, con proporciones significativas
de etano, propano, butano y algo de pentano, y usualmente nitrógeno y
dióxido de carbono. Otra definición.- Es el gas natural asociado y no asociado,
en su estado natural. Puede ser húmedo si tiene condensado, o ser seco si no
tiene condensado.
18 GRADO API: Clasificación para petróleo con propósitos particulares
en función de su densidad. Numéricamente el valor es obtenido de la fórmula:
[141.5 / SG. A 16° C] – 131.5.
19 MMbbl: Millones de barriles
20 PETRÓLEO: Una mezcla líquida de muchas sustancias, principalmente
compuestas de hidrógeno y oxígeno. El petróleo crudo varía en apariencia
desde incoloro hasta completamente negro, tiene una capacidad calorí
calorífica
fica
entre (18,300 a 19,500) BTU/lb y una gravedad específica (SG) entre (0.78 y
1.00) (correspondiente a 50° API y 10° API, respectivamente). De acuerdo a
su gravedad se clasifican en:
Crudo Liviano > 30° API.
Crudo Medio 22-30°API.
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105
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Crudo Pesado < 22° API.
21 PCD: Pies cúbicos días.
22 CF: (Cubic foot) Pies cúbicos.
23 PCN: Pies cúbicos normales.
24 PERMEABILIDAD: Se define como la conductividad de la roca a los
fluidos o la facultad que
la roca posee para permitir que los fluidos se
muevan a través de la red de poros intercomunicados. Si los poros de la roca
no están intercomunicados no existe permeabilidad 17.
26 PRESIÓN DEL YACIMIENTO: La presión del yacimiento es aquella que
existe en condiciones de equilibrio antes o después de que se hayan
establecido las operaciones de producción, es la fuente de energía que mueve
a los fluidos del yacimiento al pozo desde la zona de mayor presión a la de
menor presión que es el pozo. Esta presión puede ser producida por el
empuje que ejercen ciertos fluidos como el gas y el agua en la interface con el
petróleo, para desplazarlo entre los poros intercomunicados de la roca
reservorio, venciendo la presión capilar que mantiene a los fluidos adheridos a
los poros de la roca.
25 POROSIDAD: Representa el porcentaje del espacio total que puede ser
ocupado por líquidos o gases. Esta propiedad física de la roca determina la
capacidad de acumulación o de depósito de la arena y generalmente se la
expresa como porcentaje, fracción o decimal18.
17
. http://gea.ciens
http://gea.ciens.ucv.ve/geoquimi/h
.ucv.ve/geoquimi/hidro/fundamentales.
idro/fundamentales.pdf
pdf
18
http://gea.ciens.ucv.ve/geoquimi/hidro/fundamentales.pdf
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26 PORO: Es el espacio vacío que posee la roca donde se puede almacenar
aire, agua, hidrocarburos u otro fluido. El porcentaje de espacio vacío es la
porosidad de la roca.
27 POZO: Hoyo que ha sido terminado apropiadamente con los aditamentos
requeridos, para traer a la superficie la producción de gas y/o petróleo de un
yacimiento.
28 POZO ABANDONADO: Un pozo que actualmente no está produciendo,
debido a que fue originalmente seco (dry hole) o debido a que ha cesado de
producir. La regulación peruana requiere que los pozos abandonados sean
taponados para prevenir la contaminación de petróleo, gas o agua desde un
estrato hacia otro.
29 POZO DE GAS: Hoyo que tiene como objetivo de extraer gas natural y
llevarlo hasta la superficie.
30 PRESIÓN DE PORO: Es la presión del yacimiento.
31 RESERVAS PROBADAS. Son las cantidades de hidrocarburos que de
acuerdo a informaciones geológicas y de ingeniería de reservorios,
demuestran con razonable certeza, que en el futuro, serán recuperables los
hidrocarburos de los reservorios bajo las condiciones económicas y
operacionales existentes.
32 REHABILITACIÓN DE POZOS (RA/RC): Operación programada que se
realiza con fines de rere -establecer y/o mejorar la capacidad del intervalo
productor de un pozo, o de cambiar el horizonte de producción por otro
ubicado a mayor o menor profundidad. Presenta el esfuerzo requerido para
ejecutar trabajos de estimulaciones, reparaciones, rere -cañoneo y/o terminación
a pozos.
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33 REPARACIÓN: Trabajos que se hacen únicamente en las instalaciones de
superficie o de subsuelo de los pozos con fines de corregir inconvenientes o
desperfectos mecánicos que disminuyan o impidan la producción de pozos.
34 RESERVAS POSIBLES: Estimado de reservas de petróleo o gas en base
a datos geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas.
35 RESERVAS PROBABLES: Estimado de las reservas de petróleo y/o gas
en base a estructuras penetradas, pero requiriendo confirmación más
avanzada para podérseles clasificar como reservas probadas.
36 RESERVAS PROBADAS: La cantidad de petróleo y gas que se estima
recuperable de campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas
existentes.
37 RESERVAS RECUPERABLES: La proporción de hidrocarburos que se
puede recuperar de un yacimiento empleando técnicas existentes.
38 RELACION GAS PETROLEO (RGP): Es la proporción de petróleo y gas
obtenida en un pozo productor bajo condiciones de presión y temperatura
dadas.
40 SATURACIÓN: Se denomina Saturación a la fracción del espacio poroso
ocupado por el fluido. Por definición, la suma de la saturación es 100%.
41 VISCOSIDAD: La resistencia de un líquido al movimiento o flujo;
normalmente se abate al elevar la temperatura.
42 YACIMIENTO: Acumulación de petróleo y/o gas en roca porosa tal como
arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (petróleo,
gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades
variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento,
el petróleo la parte intermedia y el agua la parte inferior.
William Carlos Quiroz Serrano
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Universidad de Aquino Bolivia
BIBLIOGRAFÍA
1 Michael J. Economides, A. Daniel Hill, Christine Ehlig – Ecomides
“PETROLEUM PRODUCTIONS SYSTEM” New Jersey (1994).
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Vol. 2
3 Optimización de la Producción Mediante Análisis Nodal -ESP OIL
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5 Lucio Carrillo Barandiaran “Ingeniería de reservorios”.
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7 LAG basic de Ricardo Maggiolo.
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http://www.oilproduction.net/01reservorios--mecanismos.htm
http://www.oilproduction.net/01reservorios