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Programa de Adiestramiento 2004

ÍNDICE GENERAL

ÍNDICE DE FIGURAS

ÍNDICE DE TABLAS

INTRODUCCIÓN

CAPITULO 1

EL Sistema de Producción

1.1 El Sistema de Producción y el Proceso de Producción

1.2 Capacidad de Producción del Sistema

1.3 Métodos de Producción : Flujo Natural y Levantamiento Artificial

1.4 Análisis Nodal: Optimización del Sistema

1.5 Ejemplo con el Simulador “WELLFLO” del “FLOSYSTEM”

CAPITULO 2

Generalidades del LAG

2.1 Concepto

2.2 Tipos de LAG

2.2.1 Levantamiento Artificial por Gas Continuo

2.2.2 Levantamiento Artificial por Gas Intermitente

2.3 El Sistema de LAG

2.4 Balance de Gas

CAPITULO 3

Consideraciones Teóricas Previas al Diseño del LAG

3.1 Comportamiento de Afluencia de Formaciones Productoras

Msc. Ricardo Maggiolo

107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


3.2 Grand. Dinámico de Temperatura: Gráfico de Kirpatrick – Winkler y Correlación de

Zimmerman

3.2.1 Gráfico de Kirpatrick – Winkler

3.2.2 Ecuación de Zimmerman

3.3 Comportamiento del Flujo Multifásico en Tuberías

3.3.1 Flujo de Fluidos en el Pozo y en la Línea de Flujo

3.3.2 Construcción de Curva de Demanda de Energía

3.4 Gradiente de Gas en el Anular

3.4.1 Propiedades del Gas Natural

3.4.2 Gradiente de Presión de Gas (Gg)

3.5 Flujo de Gas a través de Orificios

3.6 Mecánica de Válvulas

3.6.1 Fuerzas que actúan sobre las Válvulas de Levantamiento Artificial por Gas

3.6.2 Calibración en el Taller

CAPITULO 4

Proceso de Descarga del Pozo de LAG

4. Proceso de Descarga

4.1 Show de la Camco

4.2 Show de la Shell

CAPITULO 5

Diseño de Instalaciones de LAG- Continuo

5.1 Procedimiento de Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Gas

Continuo.




CAPITULO 6

Rediseño de Instalaciones de LAG- Continuo

CAPÍTULO 7

Eficiencia y Optimización del Levantamiento Artificial por Gas.

7. Introducción

7.1. Eficiencia del Levantamiento Artificial por Gas.

7.2. Optimización de Sistemas de Levantamiento Artificial por Gas.

CAPÍTULO 8

Recolección de Información del Pozo con Levantamiento Artificial

por Gas.

8. Información requerida para el análisis y diagnóstico del pozo

de Gas Lift.

8.1. Datos de Producción.

8.2. Datos de Infraestructura instalada.

8.3. Datos del Yacimiento y sus fluidos.

8.4. Presiones de producción/inyección (THP/CHP).

8.5. Registros de presión y temperatura fluyentes.

8.6. Procedimiento para corregir un registro de P y T fluyente.

CAPÍTULO 9

Análisis y Diagnóstico del Pozo con Levantamiento Artificial por Gas.

9. Metodología de análisis y diagnóstico.

9.1. Diagnóstico preliminar del pozo. Diagramas de flujo para “Troubleshooting”.




9.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades

de los fluidos a temperaturas distintas a las

del yacimiento.

9.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo Multifásico

en tuberías.

9.4. Determinación de la válvula operadora.

9.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción.

CAPÍTULO 10

Optimización del Pozo con Levantamiento Artificial por Gas.

10. Optimización del pozo.

10.1. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de

energía y fluidos del Yacimiento.

10.2. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda

de energía para levantar fluidos del Yacimiento.

CAPÍTULO 11

Optimización de Sistemas de Gas Lift.

11. Optimización del Sistema de Gas Lift.

11.1. Metodología de Optimización.

11.2. Criterios para la distribución óptima del gas.

11.3. Ejemplos con el simulador.

GLOSARIO

BIBLIOGRAFÍA




ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. Nº 1. Registrador de flujo de gas en la estación de flujo.

Fig. Nº 2. Registrador de flujo de gas en el múltiple de LAG.

Fig. Nº 3. Ejemplo de Curvas de comportamiento histórico de producción.

Fig. Nº 4. Ejemplo de reporte de últimos trabajos.

Fig. Nº 5. Instalación típica del medidor de dos presiones.

Fig. Nº 6. Aspecto interno del registrador de flujo.

Fig. Nº 7. Discos de comportamiento normal de las dos presiones.

Fig. Nº 8. Registro Sonolog.

Fig. Nº 9. Diagrama de flujo para diagnosticar instalaciones de LAG.

Fig. Nº 10-A. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con

válvulas IPO.

Fig. Nº 10-B. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con

válvulas IPO.

Fig. Nº 10-C. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con

válvulas IPO.

Fig. Nº 11. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para

calcular las propiedades del petróleo, utilizando el Wellflo.

Fig. Nº 12. Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo.

PASO 1.

Fig. Nº 13. Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo.

PASO 2.

Fig. Nº 14. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo




multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 1.


multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 2 y 3.


multifásico en tuberías, con el Wellflo.







Fig. Nº 20. Selección de la válvula operadora más profunda.

Fig. Nº 21. Sección modelo avanzado de válvulas o para comprobar

la consistencia de la información.

Fig. Nº 22. Selección de la correlación de comportamiento dinámico

de la válvula.

Fig. Nº 23. Tasa de gas calculada a través de la válvula.

Fig. Nº 24. Selección del modelo para calcular IPR actual.

Fig. Nº 25. Comprobación del comportamiento actual de producción,

con el Wellflo.

Fig. Nº 26. Análisis del daño para aumentar oferta del fluido.

Fig. Nº 27. Análisis nodal para disminuir demanda de energía en

el fondo.

Fig. Nº 28. Curva de rendimiento del pozo de LAG.




ÍNDICE DE TABLAS

Tabla Nº 1. Factores FORM para líneas de 4,0 pulgadas con

registrador de 100x100.


registrador de 100x1.500.


registrador de 100x2.000.




INTRODUCCIÓN

El Levantamiento Artificial por Gas es uno de los métodos mas utilizados a nivel

mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros. Conceptualmente

es muy sencillo ya que en su versión de flujo continuo es similar al método de

producción por flujo natural con la diferencia que la relación gas-líquido en la columna

de fluidos es alterada mediante la inyección de gas comprimido. El gas disminuye el

peso de la columna de tal forma que la energía del yacimiento resultará suficiente para

levantar la producción hasta la superficie. Es necesario inyectar el gas lo más profundo

posible para reducir sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas

adecuada para que la fricción de la corriente multifásica no anule la reducción de peso.

Adicionalmente para optimar la distribución de gas entre los pozos asociados al sistema

es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor cantidad de petróleo

posible, ya que la presencia de agua atenta contra la rentabilidad del método puesto que

esta es normalmente más pesada que el petróleo y no posee gas en solución para asistir

al levantamiento de los fluidos.

El presente curso tiene como objetivo: describir los procedimientos de diseño y rediseño

de instalaciones de LAG continuo, diagnosticar y optimizar pozos y sistemas de

Levantamiento Artificial por Gas. Antes de distribuir el gas se analiza y diagnóstica el

funcionamiento del equipo de levantamiento para realizar las recomendaciones

necesarias para profundizar el punto de inyección de gas en el pozo para lo cual se

describe una metodología de análisis y diagnóstico de pozos que producen mediante

Levantamiento Artificial por Gas.

El curso está estructurado en varios capítulos. En los cuatro primeros capítulos se

presentan los conocimientos previos requeridos para comprender el diseño y rediseño de

instalaciones de LAG. En los capítulos 5 y 6 se detallan los procedimientos de diseño y

rediseño respectivamente. En el capítulo 7 se describen los indicadores para medir la

eficiencia de levantamiento en el pozo de Levantamiento Artificial por Gas así como

también se establece la necesidad de optimizar el sistema. En el capítulo 8 se describe la




información requerida para realizar el análisis y diagnóstico del equipo de levantamiento

en el pozo. En el capítulo 9 se presenta; la metodología de análisis y diagnóstico a nivel

de pozo. En el capítulo 10 se aplica la técnica del Análisis Nodal para detectar cuellos de

botella en el sistema yacimiento – completación – pozo – facilidades de superficie.

Finalmente, en el capítulo 11 se describe una metodología de optimización del Sistema

de Levantamiento Artificial por Gas y el algoritmo de distribución del gas de

levantamiento entre los pozos asociados al Sistema .




CAPÍTULO I

El Sistema de Producción

1.1 El Sistema de producción y el proceso de producción El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos. - Proceso de producción El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial. Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep.

PROCESO DE PRODUCCION

TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO EXTERNO DE DRENAJE EN EL YACIMIENTO HASTA EL SEPARADOR

PRESIÓN DE ENTRADA:

PRESIÓN DE SALIDA: Pseparador Psep)

LINEA DE FLUJO

OP

OZ

Pestática promedio

YACIMIENTOCOMPLETACIÓN



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- Recorrido de los fluidos en el sistema

o Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras mas grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo mejorando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.

o Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan

la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre-compactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la 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.

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

tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

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

de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo. El resto del gas se termina de separar en el tanque de almacenamiento.

1.2 Capacidad de producción del sistema 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, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación.



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La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep: Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl Donde: ∆Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). ∆Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze). ∆Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). ∆Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal) Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separador, etc. Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep. Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ∆Py – ∆Pc Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ∆PI + ∆Pp En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – ∆py – ∆pc - ∆Pp Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl • Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR.

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

La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía o de fluidos del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR y la de demanda es la VLP



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• ¿Como realizar el balance de energía? El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o gráficamente. Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesarios ya que no se puede resolver analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el calculo de las ∆P’s en función del caudal de producción. Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan. Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitirá computar ∆Py y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (∆Pc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifasico en tuberías que permitan predecir aceptablemente ∆Pl y ∆Pp. Las ecuaciones que rigen el comportamiento de afluencia a través del yacimiento – completación y el flujo multifasico en tuberías serán tratados en los próximos capítulos. 1.3 Métodos de produccion: Flujo natural y Levantamiento artificial Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y conjunto de tuberías: línea y eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. Cuando la demanda de energía de la instalación, en el nodo, es siempre mayor que la oferta del yacimiento para cualquier tasa de flujo, entonces se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda; la utilización de esta fuente externa de energía con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método de LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Entre los métodos de Levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo Electro-Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico Reciprocante (BH.R) y el Bombeo Hidráulico tipo Jet ( B.H.J). El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos



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sin que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento, conificación de agua ó gas, etc. 1.4 Análisis Nodal: Optimización del sistema Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. La técnica puede usarse para optimizar la completación de pozo que aun no ha sido perforados, o en pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente. Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma no modifica, obviamente, la capacidad de producción del sistema, si interviene tanto en el tiempo de ejecución del simulador como en la visualización gráfica de los resultados. El nodo debe colocarse justamente antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica puede usarse para optimizar pozos que producen por flujo natural o por Levantamiento Artificial. En la siguiente sección se presenta, a través de un ejemplo, la descripción del uso de uno de los simuladores mas completos del proceso de producción: el “Wellflo” el cual nos permite determinar la capacidad de producción del sistema y optimizarlo mediante la técnica del Análisis NodalTM.



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1.5 Ejemplo con el Simulador “WELLFLO” del “FLOSYSTEM” (de EPS: Edimburgo Petroleum Service Ltd.) Ejercicio propuesto para calcular la capacidad de producción

Determine la capacidad de producción del siguiente pozo capaz de producir por flujo natural: Psep = 100 lpcm Pb= 1800 lpcm RAP = 0 L = 3000 pies de 2” (sin reductor) RGP = 400 pcn/bn γg = 0.65 API = 35 T = 140°F (promedio de flujo en el pozo) Øtub = 2-3/8" OD Pws = 2200 1pc Prof.= 5000 pies J = 1,0 bpd/lpc Se recomienda utilizar un simulador para análisis nodal: NAPS, WELLFLO, PIPESIM o PROSPER. (La solución dada por K. Brown es aproximadamente 870 bpd utilizando las curvas de gradiente del. Tomo IV de la serie “The Technology of Artificial Lift Methods”)

Este ejercicio se resolverá con el Wellflo. Abra el simulador Wellflo con el icono que se encuentra en el escritorio ó ejecute programas desde el inicio, luego siga los pasos que se dan a continuación: (las palabras en negritas son en inglés por lo que no llevaran el acento ortográfico).

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

Configure Units Oilfield Units (psig) – locked 2. Ingresar datos de identificación

Data Preparation General Data 3. Definir nivel de referencia de las profundidades

Darle doble click al icono del árbol de navidad (Xmas Tree) para indicar el nivel de referencia de las profundidades. Si no desea considerar la elevación de la mesa rotaria con respecto al “flange” ingrese cero en las elevaciones requeridas en la ventana.

4. Ingrese datos de desviación del pozo.

Data Preparation Deviation Data Well Data

Aquí se ingresan las profundidades obtenidas en el “survey” de desviación del pozo (MD y TVD) hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones.



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

Data Preparation Well and Flow Type

Flow Type: Tubular Well Type: Production

6. Ingresar datos del Yacimiento y sus fluidos

Data Preparation Reservoir Control

Definir el tipo de fluido (Black Oil), el Modelo para la IPR , la Orientación del Pozo (Vertical), las propiedades del fluido y del yacimiento o capa(s) productoras.

a) Fluid Parameters

Aquí se ingresan los datos del fluido producido tales como °API, Gravedad específica del gas, salinidad del agua. En Layer Data (ventana de Oil Fluid Parameters) se debe ingresar el GOR o RGP de formación y el corte de agua.

Cuando aparecen las correlaciones con asterisco (*) quiere decir que esos parámetros (Pb, Rs, Bo, etc.), ya han sido ajustados.

Luego hacer “clic” al botón “Check” para reproducir los datos del PVT. Si no reproduce la Pb con el valor de Rs a la temperatura del PVT se debe ajustar la mejor correlación en la sección “Match”.

Al accionar el botón “Match” se observa si existe similitud entre los valores del PVT introducido, y los valores calculados por el simulador a través de las distintas correlaciones. Se puede hacer un mejor ajuste con el botón “Best Fit” el programa determinará unos parámetros de ajuste para la correlación seleccionada (Tuning Parameters).

En caso de que se tenga una tabla con valores de viscosidad obtenidos a través de una prueba de laboratorio en la cual se haya medido la viscosidad de una emulsión con distintos cortes de agua; se puede editar la misma con el botón “Emulsión Viscosity”, activando la casilla “Use emulsion corrections”; y luego se entra a la tabla para ingresar los valores de viscosidad de la emulsión. Con esto se obtienen cálculos de flujo multifásico para crudo emulsionado mas cercano a la realidad.



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b) Test Point Data Edit Layer Aquí se coloca la presión registrada por el sensor en la cara de la arena (Pwf) y la tasa para ese momento; suministrados por una prueba dinámica de P y T ó “Flowing”. También se coloca la Presión Estática (Pws), temperatura y el punto medio de las perforaciones. Luego: Calculate J

AOF Para graficar la IPR: Choose IPR Plot

c) Layer Parameters Edit Layer Aquí se introduce la K efectiva al petróleo a la saturación de agua irreducible,

tomado de un “Build Up” interpretado a condiciones iniciales (cuando aún no se ha liberado gas), el espesor de ANP (dado por el Petrofísico) y el radio del pozo.

Geometría del Area de Drenaje: Pseudo-radial flow (default)

Configure Circular Ok Se introduce el radio de drenaje. d) Ingrese el índice de productividad

Manual Edit Layer Esta opción se utiliza cuando se conoce el Indice de Productividad (J). e) Skin Analisis:

Se activa cuando se desea calcular el daño. En caso contrario se ingresa el daño total obtenido de la interpretación de un “Build-Up” reciente.

7. Data Preparation Equipment Data Well Data 8. Data Preparation Equipment Data Surface Data 9. Data Preparation Gas Lift Data 10. Cálculos:

- Curvas de gradiente: Analisis Pressure Drop - Análisis Nodal: Analisis Operating Point



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CAPÍTULO II

Generalidades del LAG

2.1 Concepto Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie.

2.2 Tipos de LAG

Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas:

LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantarla bajo condiciones de flujo continuo.

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

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

Ilustración En la siguiente figura los dos tipos básicos de LAG:

Contínuo Intermitente

Gas Gas

Líquido + Gas

Tapón de líquido+ gas

Rangos de El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos d d li i di E l i i t t bl



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aplicación que producen crudo liviano - mediano. En la siguiente tabla se muestran los rangos de aplicación en el método de levantamiento artificial por gas continuo e intermitente.

Rangos de aplicación cont.

LAG Continuo LAG Intermitente

Se utiliza en pozos con alta a mediana energía (presiones estáticas mayores a 150 lpc/1000 pies) y de alta a mediana productividad (preferentemente índices de productividad mayores a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas tasas de producción (mayores de 200 bpd). La profundidad de inyección dependerá de la presión de gas disponible a nivel de pozo.

Se aplica en pozos de mediana a baja energía (presiones estáticas menores a 150 lpc/1000 pies) y de mediana a baja productividad (índices de productividad menores a 0,3 bpd/lpc) que no son capaces de aportar altas tasas de producción (menores de 100 bpd).

Rango de tasas en flujo continuo

La tabla que se muestra a continuación fue presentada por K. Brown para establecer las tasas máximas y mínimas que bajo condiciones de flujo continuo vertical pueden ser transportadas eficientemente en diferentes tamaños tuberías de producción, los cálculos fueron realizados considerando una RGL de 2000 pcn/bn.

Diámetro nominal qmax, bpd qmin,bpd 2 2,500 200-250 2 ½ 3,000 350-500 3 4,000 500-750

Deslizamiento y fricción

Para tasas mayores a la máxima se perderá mucha energía por fricción y menores a la mínima se desestabilizará el flujo continuo por deslizamiento de la fase líquida.



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Pwf,lpc

ql, bpd

FricciónDeslizamiento

qmin qmax

¿LAG Continuo ó Intermitente?

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 líquida favorece la aparición del fenómeno de deslizamiento. Este fenómeno desestabilizaría el comportamiento del pozo y para minimizarlo ó eliminarlo se requiere aumentar sustancialmente la tasa de inyección de gas, por ejemplo, inyectar entre 500 a 800 Mpcnd para levantar solamente de 50 a 100 bpd. Una manera de reducir el consumo de gas de levantamiento es detener la inyección de gas para darle chance al yacimiento de aportar un tapón de líquido por encima de la válvula operadora y luego inyectar rápidamente solo el gas requerido para desplazar el tapón hasta la superficie, la frecuencia de los ciclos de inyección dependerá del tiempo requerido para que la formación aporte un nuevo tapón de líquido a la tubería de producción.

Este tipo de LAG reduciría sustancialmente el consumo diario de gas de levantamiento, por lo general, se reduce a la mitad ó a las dos terceras partes de lo que se consumiría diariamente en un levantamiento continuo ineficiente. Obviamente si el aporte de gas de la formación es alto, probablemente sea mejor producir en forma continua ya que el gas de levantamiento requerido será bajo. En los pozos donde ambos tipos de LAG produzcan aproximadamente la misma tasa con similar consumo de gas se recomienda el uso del LAG-Continuo ya que requiere de menor supervisión, control y seguimiento.

2.2.1 Levantamiento artificial por gas continuo

Descripción En este tipo de levantamiento artificial se inyecta una tasa diaria de gas en forma continua lo mas profundo posible en la columna de fluido a través de una válvula en el subsuelo, con el propósito de disminuir la presión fluyente en el fondo del pozo aumentando el diferencial de presión a través del área de drenaje para que la formación productora



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aumente la tasa de producción que entrega al pozo.

Mecanismos de levantamiento

En el levantamiento artificial por gas continuo los mecanismos de levantamiento involucrados son:

Reducción de la densidad del fluido y del peso de la columna lo que aumenta el diferencial de presión aplicado al área de drenaje del yacimiento.

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

Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas

Ilustración La siguiente figura ilustra el levantamiento artificial por gas en flujo continuo.

Pws

Dov

Gg

RGLf

CHP

∆PPod

RGLt

Pwf

PresiónTHP

Pio

Ppd

RGLi = RGLt - RGLf (pcn/bn)

qgi = RGLi . ql / 1000

qgi = ( RGLt - RGLf ) . ql / 1000

(Mpcn/d)

Sustituyendo RGLi

φ asiento α ( qgi / ∆P )

Piod

Eficiencia del LAG continuo

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.

Máxima profundidad de inyección

La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente posible, la cual está a dos ó tres tubos por encima de la empacadura superior. Cuando se dispone de suficiente presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática de



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presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática de líquido que se encuentra inicialmente sobre la válvula operadora se coloca una válvula a la mencionada profundidad, sin necesidad de utilizar válvulas que descarguen previamente el líquido utilizado para controlar al pozo. En caso contrario se deben utilizar varias válvulas por encima de la operadora conocidas con el nombre de válvulas de descarga, ya que ellas descargaran por etapas el líquido que se encuentra por encima de la válvula operadora. Un espaciamiento correcto de estas válvulas y adecuada selección de las mismas permitirán descubrir la válvula operadora para inyectar así el gas por el punto más profundo posible.

Tasas de inyección de gas adecuada

Tal como se observa en la figura anterior la tasa de inyección de gas dependerá de la tasa de producción, del aporte de gas de la formación y de la RGL total requerida por encima del punto de inyección. Estimar la RGL total adecuada dependerá de si se conoce o no el comportamiento de afluencia de la formación productora.

qiny = (RGLt - RGLf) ql / 1000.

donde:

qiny = Tasa de inyección de gas requerida, Mpcn/d.

RGLt = Relación Gas-Líquido total, pcn/bn.

RGLf = Relación Gas-Líquido de formación, pcn/bn.

ql = Tasa de producción de líquido (bruta), b/d.

Qiny para pozos con IPR desconocida

La RGL total será la correspondiente a gradiente mínimo para aquellos pozos donde no se conoce el comportamiento de afluencia de la formación productora. La ecuación de W. Zimmerman presentada a continuación permite estimar valores conservadores de la RGL correspondiente a gradiente mínimo

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

donde:

a = (25.81+13.92 w)ID2 –145

b = 139.2-(2.7766+7.4257 w)ID2

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



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Con:

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


Pwf

RGL

ql

ql

qiny

Control de la inyección

Para el LAG continuo la tasa de inyección diaria de gas se controla con una válvula ajustable en la superficie, la presión aguas arriba será la presión del sistema ó múltiple, mientras que la presión aguas abajo dependerá del tipo de válvulas utilizadas como operadora en el pozo y de la tasa de inyección de gas suministrada al pozo.

Subtipos de LAG continuo

Existen dos subtipos de LAG continuo: tubular y anular

LAG continuo tubular En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a través de la tubería de producción.

LAG continuo anular En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la tubería de producción y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a través del espacio anular antes mencionado.

Uso de tuberías enrolladas (“Coiled tubing”)

Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde se inyecta el gas por una tubería enrollable introducida en la tubería de producción y se produce por el espacio anular existente entre la tubería de producción y el “Coiled tubing”. Esta variante se utiliza cuando se desea



15


reducir el área expuesta a flujo y producir en forma continua sin deslizamiento, o cuando por una razón operacional no se pueden usar las válvulas de levantamiento instaladas en la tubería de producción.

Ilustración

2.2.2 Levantamiento artificial por gas intermitente

Descripción El Levantamiento artificial por gas intermitente consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta la superficie, el tapón de líquido que aporta el yacimiento por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa la inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello el aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de inyección.

Mecanismos de levantamiento

En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de levantamiento involucrados son:

Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido.

Expansión del gas inyectado la cual empuja al tapón de líquido



16


hacia el cabezal del pozo y de allí a la estación de flujo.

Ilustración La siguiente figura ilustra el ciclo de levantamiento con gas en flujo intermitente.

CERRADA

t i : TIEMPO DE INFLUJO t v : TIEMPO DE VIAJE t e : TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN

Tc (min) = TIEMPO DE CICLO = t i + t v + t e

ABIERTA CERRADA

N = 1440 / Tc

CERRADA

ABIERTA CERRADA

Ciclo de levantamiento intermitente

a) Influjo ………..

b) Levantamiento …

Es el lapso de tiempo transcurrido entre dos arribos consecutivos del tapón de líquido a la superficie.

Inicialmente la válvula operadora está cerrada, la válvula de retención en el fondo del pozo se encuentra abierta permitiendo al yacimiento aportar fluido hacia la tubería de producción. El tiempo requerido para que se restaure en la tubería de producción el tamaño de tapón adecuado depende fuertemente del índice de productividad del pozo, de la energía de la formación productora y del diámetro de la tubería.

Una vez restaurado el tapón de líquido, la presión del gas en el anular debe alcanzar a nivel de la válvula operadora, el valor de la presión de apertura (Pod) iniciándose el ciclo de inyección de gas en la tubería de producción para desplazar al tapón de líquido en contra de la gravedad, parte del líquido se queda rezagado en las paredes de la tubería (“liquid fallback”) y cuando el t ó ll l fi i l lt l id d d l i



17


c) Estabilización …

tapón llega a la superficie, la alta velocidad del mismo provoca un aumento brusco de la Pwh

Al cerrar la válvula operadora por la disminución de presión en el anular el gas remanente en la tubería se descomprime progresivamente permitiendo la entrada de los fluidos del yacimiento hacia el pozo nuevamente.

Eficiencia del LAG intermitente

La eficiencia de levantamiento intermitente al igual que en el continuo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta en la medida que se elige una frecuencia de ciclos que maximice la producción diaria de petróleo y se utilice la cantidad de gas por ciclo necesaria para un levantamiento eficiente del tapón de líquido.

Máxima profundidad de inyección

La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente posible la cual está a dos ó tres tubos por encima de la empacadura superior. Por lo general en este tipo de LAG no se requieren válvulas de descarga ya que la energía del yacimiento es baja y el nivel estático se encuentra cerca del fondo del pozo.

Tasa de inyección de gas adecuada

El volumen de gas de levantamiento que se suministra a la tubería de producción durante el período de inyección es aproximadamente el requerido para llenar dicha tubería con el gas comprimido proveniente del anular. El consumo diario será el volumen anterior multiplicado por el número de tapones que serán levantados al día. Las restricciones en la superficie juegan un papel muy importante en el volumen de gas requerido por ciclo.

Control de la inyección

Para el LAG intermitente la tasa de inyección diaria de gas se controla con una válvula ajustable en la superficie conjuntamente con una válvula especial (piloto) en el subsuelo o con un



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controlador de ciclos de inyección en la superficie.

Subtipos de LAG intermitente

Existen tres subtipos de LAG intermitente:

LAG intermitente convencional.

LAG intermitente con cámara de acumulación.

LAG intermitente con pistón metálico.

LAG intermitente convencional

En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón de liquido en contra de la gravedad. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento y/o el índice de productividad alcanza valores bajos (aproximadamente Pws menores de las 150 lpc por cada 1000 pies e índices menores de 0.3 bpd/lpc).

LAG intermitente con cámara de acumulación (Chamber lift)

En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio anular entre el revestidor de producción y la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón de liquido inicialmente a favor de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento alcanza valores muy bajos, de tal magnitud (aproximadamente menores de las 100 lpc por cada 1000 pies) que con el intermitente convencional el tapón formado seria muy pequeño y por lo tanto la producción seria casi nula.

LAG intermitente con pistón metálico (Plunger lift)

En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente un pistón metálico que sirve de interfase sólida entre el gas inyectado y el tapón de líquido a levantar. Se utiliza para minimizar el resbalamiento de líquido durante el levantamiento del tapón.



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Ilustración En la siguiente figura se presentan los diferentes subtipos de LAG intermitente.

2.3 El Sistema de LAG El sistema de LAG está formado por un sistema de compresión, una red de distribución de gas a alta presión, equipos de medición y control del gas comprimido, los pozos conjuntamente con sus mandriles, válvulas de descarga y válvula operadora, y la red de recolección del gas a baja presión.

Recorrido del gas El gas a alta presión proviene del sistema de compresión de donde se envía a los pozos a través de una red de distribución, luego el gas de



20


levantamiento conjuntamente con los fluidos producidos a través de los pozos, es recolectado por las estaciones de flujo donde el gas separado es enviado al sistema de compresión a través de un sistema de recolección de gas a baja presión.

Usos del gas comprimido

Una fracción del gas comprimido es utilizado nuevamente con fines de levantamiento mientras que el resto es destinado a otros usos: compromisos con terceros, combustible, inyección en los yacimientos, transferencia a otros sistemas, etc.

ilustración En la siguiente figura se presenta un sistema típico de LAG, las flechas indican el recorrido del gas en el sistema.

Gas delevantamiento

Planta decompresión

Separador

Tanque

Bomba decrudo Patio de

tanques

Múltiple deproducción

Pozo

Múltiple dedistribuciónde gas

Producción

Pozo enflujonatural

Deshidratador

2.4 Balance de gas

El volumen diario de gas utilizado con fines de levantamiento utiliza parcialmente la capacidad del sistema de compresión. La capacidad de compresión restante es utilizada por el gas proveniente de los yacimientos y recolectado a través del sistema de baja presión. Para mantener controlado el uso eficiente de la capacidad de compresión de gas es necesario realizar balances de los volúmenes de gas utilizado tanto a nivel de pozo como a nivel de sistema.



21


En el pozo: La tasa de gas de levantamiento medido en el registrador de flujo de cada pozo, debe ser aproximadamente igual al la tasa de gas que deja pasar la válvula operadora de subsuelo bajo condiciones dinámicas de operación, es decir, bajo el diferencial de presión existente entre la presión del gas de inyección y la presión en la columna de fluido frente a la válvula. El gas aportado por la formación no se puede medir pero se determina por la diferencia entre el total medido en la estación durante la prueba del pozo y el gas de levantamiento inyectado simultáneamente al pozo. En los próximos capítulos se detallará el uso del medidor de orificio para calcular la tasa diaria de gas.

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

quemado ó venteado, menos el extraído del sistema de baja presión para otros usos, debe ser igual al que entra al sistema de compresión.

El volumen diario de gas que entra al sistema de compresión menos el extraído inter-etapas debe ser igual al descargado por el sistema, y este a su vez debe ser igual a la suma del volumen diario enviado a los diferentes usos: Transferencia a otros sistemas, inyectado al yacimiento, combustible, levantamiento artificial por gas, entregado a terceros, recirculación, etc. Finalmente el volumen diario enviado a los múltiples de LAG o Sistema de “Gas-lift” debe ser igual a la sumatoria de los caudales diarios de gas inyectado a los pozos asociados al sistema. Para el control y seguimiento de estos balances se colocan facilidades de medición en puntos estratégicos del sistema de gas con registradores de flujo debidamente codificados y reportados en sistemas corporativos de información y control.

La calibración periódica de los instrumentos de medición y el mantenimiento operacional de las condiciones exigidas por la normativa de medición de gas, son claves para minimizar los errores obtenidos en estos balances.



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CAPÍTULO III

Consideraciones teóricas previas al diseño del LAG

3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras Flujo de petróleo en el yacimiento

El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje y el caudal o tasa de flujo dependerá no solo de dicho gradiente, sino también de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta petrolífera (Ko.h) y de la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad (µo). Dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente Pwfs y la tasa de producción qo que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo.

Estados de flujo:

Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación de la presión con tiempo:

1. Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0 2. Flujo Continuo: dP/dt = 0 3. Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante

1) Flujo No-Continuo o Transitorio (Unsteady State Flow):

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo, (dP/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre a producción un pozo que se encontraba cerrado ó viceversa. La medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este período es de particular importancia para las pruebas de declinación y de restauración de presión, cuya interpretación a través de soluciones de la ecuación de difusividad, permite conocer parámetros básicos del medio poroso, como por ejemplo: la capacidad efectiva de flujo (Ko.h), el factor de daño a la formación (S), etc. La duración de este período normalmente puede ser de horas ó días, dependiendo fundamentalmente de la permeabilidad de la formación productora. Dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se considerarán ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo.



23


Transición entre estados de flujo

Después del flujo transitorio este período ocurre una transición hasta alcanzarse una estabilización ó pseudo-estabilización de la distribución de presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje.

2) Flujo Continuo o Estacionario (Steady State Flow):

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área

de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, ó asociado a un gran acuífero, de tal forma que en el borde exterior de dicha área existe flujo para mantener constante la presión (Pws). En este período de flujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo de drenaje, Pws a una distancia re del centro del pozo, y la presión fluyente en la cara de la arena, Pwfs a una distancia rw ó radio del pozo; ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones ó cañoneo. Para cada valor de este diferencial (Pws-Pwfs), tradicionalmente conocido como “Draw-down”, se establecerá un caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo.

Ecuaciones de flujo para estado continuo.

A continuación se presenta la ecuación de Darcy para flujo radial 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.



24


Ecuación de Darcy para flujo en estado continuo.

Ecuación 3.1

[ ] dpBooKro

qoaSrwreLnhK

q

Pws

Pwfs

o ∫++= .')/(.00708,0

µ

Donde: qo = Tasa de petróleo, bn/d K = Permeabilidad absoluta promedio horizontal del área de drenaje, md h = Espesor de la arena neta petrolífera, pies Pws = Presión del yacimiento a nivel de las perforaciones, a r=re, lpcm Pwfs = Presión de fondo fluyente al nivel de las perforaciones, a r=rw lpcm re = Radio de drenaje, pies rw = Radio del pozo, pies S = Factor de daño físico, S>0 pozo con daño, S


Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) Simplificaciones de la ecuación de Darcy:

La integral de la ecuación 3.1 puede simplificarse para yacimientos

sub-saturados con presiones fluyentes en el fondo del pozo, Pwfs, mayores que la presión de burbuja, Pb. Primeramente para presiones mayores a la presión de burbuja el producto µo.Bo es aproximadamente constante y por lo tanto puede salir de la integral. En segundo lugar, dado que no existe gas libre en el área de drenaje, toda la capacidad de flujo del medio poroso estará disponible para el flujo de petróleo en presencia del agua irreductible Swi, es decir, el valor de Kro debe ser tomado de la curva de permeabilidades relativas agua-petróleo a la Swi, este valor es constante y también puede salir de la integral. Normalmente el término de turbulencia a’qo solo se considera en pozos de gas donde las velocidades de flujo en las cercanías de pozo son mucho mayores que las obtenidas en pozos de petróleo. Bajo estas consideraciones la ecuación 3.1, después de resolver la integral y evaluar el resultado entre los límites de integración, quedará simplificada de la siguiente manera:

Ecuación 3.2

( )[ ]SrwreLnBoo

PwfsPwshKoqo +−

=)/(.

.00708,0µ

La misma ecuación puede obtenerse con la solución P(r,t) de la

ecuación de difusividad bajo ciertas condiciones iniciales y de contorno, y evaluándola para r=rw. En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la ecuación quedaría después de utilizar el teorema del valor medio:

Ecuación 3.3

( )[ ]SrwreLnBoo

PwfsPwshKoqo +−−

=5,0)/(.

.00708,0µ

Propiedades del petróleo: µo, Bo

Las propiedades del petróleo µo y Bo se deben calcular con base al análisis PVT, en caso de no estar disponible el PVT, se deben utilizar correlaciones empíricas apropiadas.



26


3) Flujo Semi-continuo (Pseudo-steady State Flow):

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = cte). Se presenta cuando se pseudo-estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento finito de tal forma que en el borde exterior de dicha área no existe flujo, bien sea porque los límites del yacimiento constituyen los bordes del área de drenaje o por que existen varios pozos drenando áreas adyacentes entre sí. Las ecuaciones homólogas a las anteriores pero bajo condiciones de flujo semicontinuo son las siguientes:

Ecuación 3.4 ( )[ ]SrwreLnBoo

PwfsPwshKooq +−

−=

5,0)/(..00708,0

µ

En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la

ecuación quedaría:

Ecuación 3.5 ( )[ ]SrwreLnBooPwfsPwshKo

qo +−−

=75,0)/(.

.00708,0µ

Este es el estado de flujo mas utilizado para estimar la tasa de producción de un pozo que produce en condiciones estables.

Uso importante de las ecuaciones

Para estimar el verdadero potencial del pozo sin daño, se podrían utilizar las ecuaciones 3.2 y 3.5 asumiendo S=0 y compararlo con la producción actual según las pruebas, la diferencia indicaría la magnitud del daño ó seudodaño existente.

Area de drenaje no circular:

Los pozos difícilmente drenan áreas de formas geométricas definidas, pero con ayuda del espaciamiento de pozos sobre el tope estructural, la posición de los planos de fallas, la proporción de las tasas de producción de pozos vecinos, etc. se puede asignar formas de áreas de drenaje de los pozos y hasta, en algunos casos, la posición relativa del pozo en dicha área. Para considerar la forma del área de drenaje se sustituye en la ecuación 3.5 el término “Ln (re/rw)" por “Ln (X)” donde X se lee de la tabla 1.1 (anexo) publicada por Mathews & Russel, el valor de “X” incluye el factor de forma desarrollado por Dietz en 1965.



27


Tabla 1.1

Factores “X” de Mathews & Russel



28


3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) A continuación se definen algunas relaciones importantes muy utilizadas en Ingeniería de Producción, para representar la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento: Indice de productividad

Se define índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa de producción, qo, y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión fluyente en el fondo del pozo, (Pws- Pwf). Para el caso de completaciones a hoyo desnudo, la Pwf es igual a Pwfs, luego (Pws- Pwf)= (Pws- Pwfs) De las ecuaciones 3.2 y 3.5 se puede obtener el índice de productividad, despejando la relación que define al J, es decir: Para flujo continuo: Ecuación 3.6 ( ) [ ]SrwreLnBoo

hKoPwfsPws

qolpcbpdJ+

=−

=)/(.

.00708,0)/(µ

Para flujo semi-continuo: Ecuación 3.7 ( ) [ ]SrwreLnBoo

hKoPwfsPws

qolpcbpdJ+−

=−

=75,0)/(..

..00708,0)/(µ

En las relaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había asumido flujo solo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la de líquido, ql, conocida también como tasa bruta ya que incluye el agua producida. Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc: Baja productividad: J < 0,5 Productividad media: 0,5 < J < 1,0 Alta Productividad : 1,0 < J < 2,0 Excelente productividad: 2,0 < J

Eficiencia de flujo (EF)

Cuando no existe daño (S=0) el índice J reflejará la verdadera productividad del pozo y recibe el nombre de Jideal y en lo sucesivo se denotara J’ para diferenciarlo del índice real J. Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal, matemáticamente: EF= J/ J’



29


IPR (Inflow Performance Relationships)

La curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido ql, que se puede obtener de la definición del índice de productividad: ql= J.(Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws - ql/ J Obsérvese que la representación gráfica de Pwfs en función de ql es una línea recta en papel cartesiano. La IPR representa una foto instantánea de la capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo en un momento dado de su vida productiva y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo por reducción de la permeabilidad en la cercanías del pozo y por el aumento de la viscosidad del crudo en la medida en que se vaporizan sus fracciones livianas.

Ejercicio para ilustrar el cálculo de J, EF, qo y Pwfs.

Un pozo de diámetro 12 ¼” y bajo condiciones de flujo semicontinuo drena un área cuadrada de 160 acres de un yacimiento que tiene una presión estática promedio de 3000 lpcm y una temperatura de 200 °F, el espesor promedio del yacimiento es de 40 pies y su permeabilidad efectiva al petróleo es de 30 md. La gravedad API del petróleo es de 30° y la gravedad especifica del gas 0,7. La presión de burbuja es de 1800 lpcm y de una prueba de restauración de presión se determinó que el factor de daño es 10. Se pregunta: 1) ¿Cuál seria la tasa de producción para una presión fluyente de 2400

lpcm? 2) ¿El pozo es de alta, media o baja productividad? 3) Si se elimina el daño, a cuanto aumentaría el índice de

productividad? 4) ¿Cuánto es el valor de la EF de este pozo? 5) ¿Cuánto produciría con la misma presión fluyente actual si se elimina

el daño? 6) ¿Cuál seria Pwfs para producir la misma tasa actual si se elimina el

daño? Nota: Utilice para las propiedades de los fluidos las correlaciones indicadas en la hoja de Excel “Correl_PVT” del Anexo 1 del CD de este curso.



30


3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.)

Solución : De la tabla 1.1 para un área de drenaje cuadrada con el pozo en el centro se tiene el siguiente factor de forma: ( re/rw)= X = 0,571 A1/2/rw es decir, que el re equivalente si el área fuese circular seria: re equiv. = 0,571 A1/2 = 0,571x (43560x160) 1/2 = 1507 pies (Área circular = 164 acres) Con el valor de la Pb se obtiene la solubilidad de gas en el petróleo Rs,utilizando la correlación de Standing que aparece en la Tabla1.1, luego se evalúan el factor volumétricoBo y la viscosidad µo tanto a Pws como a Pb para luego promediarlos. Los resultados obtenidos son los siguientes: Rs = 311 pcn/bn Bo = 1,187 by/bn µo = 0,959 cps Después de obtener los valores de las propiedades se aplican la ecuación para determinar qo, J, EF,y Pwfs. 1) ( )[ ]1075,0))24/25,12/(1507(187,1.959,0

1800300040.30.00708,0+−

−=

Lnqo = 260 bpd

2) J = 0,433 bpd/1pc, luego es de baja productividad 3) J’ = 1,03 bpd/1pc 4) EF = 0,42 5) q1 = 618 bpd

6) Pwfs = 2790 1pcm Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados

En yacimientos petrolíferos donde la presión estática, Pws, es menor que la presión de burbuja, Pb existe flujo de dos fases: una liquida (petróleo) y otra gaseosa (gas libre que se vaporizó del petróleo). El flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petróleo disminuyendo la permeabilidad efectiva Ko, a continuación se describen las ecuaciones utilizadas para obtener la IPR en caso de tener flujo bifásico en el yacimiento.



31


La ecuación general de Darcy establece que:

( ){ }∫+=Pws

Pwfsooo dpBKrSrwreLn

Khqo ./)/(

00708,0 µ

Asumiendo que se conoce Pws, S=0, el limite exterior es cerrado y Pws


Trabajo de Vogel (cont.)

Para obtener la relación entre la presión del yacimiento y el cambio de saturación de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones de balance de materiales. Este trabajo de estimar curvas IPR a distintos estados de agotamiento del yacimiento fue realizado por Vogel en 1967 basándose en las ecuaciones presentadas por Weller para yacimiento que producen por gas en solución, lo más importante de su trabajo fue que obtuvo una curva adimensional válida para cualquier estado de agotamiento después que el yacimiento se encontraba saturado sin usar información de la saturación de gas y Krg.

Ecuación y Curva de Vogel para yacimientos saturados

Como resultado de su trabajo Vogel publicó la siguiente ecuación para considerar flujo bifásico en el yacimiento:

2

8.02.01max/

−

−=

PwsPwfs

PwsPwfsqqo

La representación gráfica de la ecuación anterior es la curva IPR adimensional presentada por Vogel, y que se muestra a continuación:

Validez de la ecuación de Vogel

La solución encontrada ha sido ampliamente usada en la predicción de curvas IPR cuando existen dos fases (liquido y gas) y trabaja razonablemente según Vogel para pozos con porcentajes de agua hasta 30%, sin embargo, en la literatura se encuentran casos de hasta un 50% de AyS.



33


Ejercicio para ilustrar el uso de la ecuación de Vogel

Dada la siguiente información de un pozo que produce de un yacimiento saturado: Pws= 2400 lpc qo= 100 b/d Pwf= 1800 lpc Pb = 2400 lpc. Calcular la tasa esperada para Pwf = 800 lpc Solución : Primero se debe resolver la ecuación de Vogel para obtener el qomax

28.02.01

max

−

−

=

PwsPwf

PwsPwf

qoqo

Sustituyendo: bpdqo 250

24001800

8.024001800

2.01

100max2

=

−

−

=

Luego para hallar qo para Pwf = 800 lpc se sustituye Pwf en la misma ecuación de Vogel:

bpdqo 2112400800

8.02400800

2.012502

=

−

−=

Construcción de la IPR para Yacimientos Saturados

Para construir la IPR para yacimientos saturados se deben calcular con la ecuación de Vogel varias qo asumiendo distintas Pwfs y luego graficar Pwfs v.s. qo. Si se desea asumir valores de qo y obtener las correspondientes Pwfs se debe utilizar el despeje de Pwfs de la ecuación de Vogel, el cual quedaría:

( )[ ]max/80811125.0 qoqoPwsPwfs −+−−= Esta curva representa la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento hacia el pozo en un momento dado. Como ejercicio propuesto construya la IPR correspondiente al ejercicio anterior.



34


3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) Flujo de gas y petróleo en yacimientos sub-saturados

En yacimientos subsaturados existirá flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwfs> Pb y flujo bifásico para Pwfs < Pb. En estos casos la IPR tendrá un comportamiento lineal para Pwfs mayores o iguales a Pb y un comportamiento tipo Vogel para Pwfs menores a Pb tal como se muestra en la siguiente figura.

Nótese que la tasa a Pwfs= Pb se denomina qb Ecuación de Vogel para yacimientos subsaturados

Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen ecuaciones particulares: En la parte recta de la IPR, q ≤ qb ó Pwfs ≥ Pb, se cumple: Jq )(. PwfsPws −= de donde, J se puede determinar de dos maneras: 1) Si se conoce una prueba de flujo (Pwfs, ql) donde la Pwfs > Pb.

)()(

pruebaPwfsPwspruebaqJ

−=

2) Si se dispone de suficiente información se puede utilizar la ecuación

de Darcy:

( )[ ]SrwreLnoBohKo

J+−

=75.0/

.00708,0µ

Pwfs ≥ Pb

Pwfs ≤ Pb

qmax

Pws

Pb qb, Pb

qb



35


En la sección curva de la IPR, q < qb ó Pwfs > Pb, se cumple:

( )

−

−−+=

28,02,01max

PbPwfs

PbPwfs

qbqqbq

)(. PbPwsJqb −=

8,1.max PbJqbq =−

La primera de las ecuaciones es la de Vogel trasladada en el eje X una distancia qb, la segunda es la ecuación de la recta evaluada en el último punto de la misma, y la tercera se obtiene igualando el índice de productividad al valor absoluto del inverso de la derivada de la ecuación de Vogel, en el punto (qb, Pb). Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a resolver para obtener las incógnitas J, qb y qmax. Introduciendo las dos últimas ecuaciones en la primera y despejando J se obtiene:

−

−+−

=2

8,02,018,1 Pb

PwfsPb

PwfsPbPbPws

qJ

El valor de J, se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs esté por debajo de la presión de burbuja, una vez conocido J, se puede determinar qb y qmax quedando completamente definida la ecuación de q la cual permitirá construir la curva IPR completa.

Ejercicio para ilustrar el uso de la ecuación de Vogel extendida para yacimientos subsaturados usando la ecuación de Darcy

Dada la información de un yacimiento subsaturado: Pws = 3000 lpc Pb = 2000 lpc µo = 0,68 cps Bo = 1,2 md. Ko = 30 md. h = 60 pies re = 2000 pies rw = 0,4 pies Calcular: 1.- La tasa de flujo (qb) a una Pwfs= Pb. 2.- La qmax total. 3.- La q para una Pwf = a) 2500 lpc b) 1000 lpc



36


Solución:

) Inicialmente se aplica la ecuación de Darcy:

( )( )( )

( )( ) ( )[ ]075.04.0/200068.02.1

200030006010)30(08.74/3/

1008.7 33

++−

=+−

−=

−−

LnSrwreLnBouoPwfsPwsKhqb

evaluando se obtiene qb db /2011= Luego ...... lpcbpd

PbPwsqb

J /011.220003000

2011=

−=

−=

) Aplicando la ecuación de qmax en función de J se tiene:

( ) bpdJPbqb 4245

8.12000011.2

20118.1

=+=+q max =

3.a) ( ) ( ) bdpPwfsPwsJqo 100525003000011.2 =−=−=

3.b) ( ) dosustituyenPb

PwfsPb

Pwfsqbqqbqo

−

−−+=

28.02.01max

dbqo /357520001000

8.020001000

2.01)20114245(20112

=

−

−−+=

Si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de Pwfs y se calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. qo.

Ejercicio para ilustrar el uso de la ecuación de Vogel extendida para yacimientos subsaturados usando los resultados de una prueba de flujo.

Dada la información de un yacimiento subsaturado: Pws = 4000 lpc Pb = 3000 lpc y qo = 600 b/d para una Pwfs = 2000 lpc. Calcular: 1.- La qmax. 2.- La qo para Pwfs= 3500 lpc. 3.- La qo para Pwfs= 1000 lpc. Procedimiento: Para resolver este problema, primero se determina el índice de



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productividad utilizando la solución obtenida para J al resolver el sistema de ecuaciones para la parte curva de la IPR ya que Pws>Pb y Pwfs


3.2 Grad. dinámico de temperatura: Gráfico de Kirpatrick–Winkler y Correlación

de Zimmerman Las válvulas de levantamiento artificial por gas cuyo elemento de cierre es un domo con fuelle cargado con gas N2 a presión, exige la determinación de valores confiables de la temperatura dinámica a la profundidad donde se instalará cada válvula. Una de las primeras correlaciones utilizadas para estimar gradientes dinámicos de temperatura es la correlación de Kirpatrick–Winkler. En el Occidente de Venezuela se utiliza ampliamente la correlación de Zimmerman obtenida mediante análisis de regresión basado en registros fluyentes de P y T en pozos del Lago de Maracaibo. Actualmente los simuladores utilizan ecuaciones de transferencia de calor considerando coeficientes totales que incluyen conducción, convección y radiación. Es importante en este último caso calibrar o ajustar el modelo de temperaturas con perfiles de temperaturas dinámicas obtenidos con registros fluyentes en los pozos del área de interés. 3.2.1 Gráfico de Kirpatrick - Winkler En la siguiente página se presenta el gráfico de Kirpatrick–Winkler el cual trae un ejemplo numérico anexo. 3.2.2 Ecuación de Zimmerman Se encuentra programada en la hoja de ExcelTM Ejemplos del ajuste de modelos de transferencias de calor se realizará con los ejercicios a resolver con el simulador Wellflo.



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Gráfico de Kirpatrick – Winkler



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3.3 Comportamiento del flujo multifásico en tuberías

El comportamiento del flujo multifásico en tuberías se considera a través de correlaciones de flujo multifásico tanto horizontales como verticales que permiten estimar las perdidas de energía a lo largo de la tubería que transporta el caudal de producción. A continuación se presenta un resumen de las ecuaciones generales utilizadas para obtener el perfil de presiones tanto en la línea de flujo en superficie como en la tubería de producción en el pozo.

3.3.1 Flujo de fluidos en el pozo y en la línea de flujo Descripción

Durante el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador en la estación de flujo existen pérdidas de energía tanto en el pozo como en la línea de flujo en la superficie. Las fuentes de pérdidas de energía provienen de los efectos gravitacionales, fricción y cambios de energía cinética.

Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido.

Para computar las pérdidas de energía en flujo simultáneo de petróleo, gas y agua, se debe dividir tanto la línea de flujo como la tubería de producción en secciones, para luego aplicar las correlaciones de flujo multifásico en tuberías las cuales permiten calcular el gradiente de presión dinámica (∆P/∆Z) en cada sección de la tubería. Matemáticamente:

∆P en la línea de flujo= ∆Pl = ∑=

∆∆

∆n

i iZP

Z1

.

∆P en el pozo = ∆Pp = ∑=

∆∆

∆m

i iZPZ

1

.

Donde “n” representa el número de secciones de la línea de flujo y “m” representa el número de secciones de la tubería en el pozo.



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Ecuación general del gradiente de presión dinámica

La ecuación general de gradiente de presión en forma de diferencias y en unidades prácticas, puede escribirse de la siguiente manera:

Grad.total (lpc/pie) = )( Z gc 2V +

d gc 2V fm +

gc

sen g 144

1= ZP

∆∆

∆∆

..

.

.... 22 ρρθρ

Siendo:

gc

sen g =)elevZ

P(

144.. θρ

∆∆ = gradiente de presión por gravedad o elevación.

d g 2

V fm=)

ZP

( c

fricc. )(144

2ρ∆∆ = gradiente de presión por fricción.

Z g 2

V =)

ZP

(c

acel. )(144

2

∆∆

∆∆ ρ = gradiente de presión por cambio de energía

cinética ó aceleración. Donde: θ = ángulo que forma la dirección de flujo con la horizontal, ( =0º para flujo horizontal e =90º en flujo vertical) ρ = Densidad de la mezcla multifásica, lbm/pie3 V = Velocidad de la mezcla multifásica, pie/seg. g = Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2 g/gc= Constante para convertir lbm a lbf fm = Factor de fricción de Moody, adimensional. d = Diámetro interno de la tubería, pulg. Es indispensable la disponibilidad de un simulador de flujo multifásico en tuberías en el computador ya que el cálculo es iterativo en presión.

Correlaciones de flujo multifásico mas utilizadas en tuberías horizontales

Entre las correlaciones para flujo multifásico para flujo horizontal que cubren un amplio rango de tasa de producción y todos los tamaños típicos de tuberías se encuentran: Beegs & Brill, Duckler y colaboradores, Eaton y colaboradores, etc.

Correlaciones de flujo multifásico mas utilizadas en tuberías

Entre las correlaciones para flujo multifásico para flujo vertical que cubren amplio rango de tasa de producción y todos los tamaños típicos de tuberías se encuentran: Hagedorn & Brown, Duns & Ros, Orkiszewski, Beegs & Brill, Ansari, Choksy, etc.



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verticales

Cálculo de la presión requerida en el cabezal del pozo

Una vez conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en la línea de flujo, ∆Pl, se puede obtener la presión requerida en el cabezal, Pwh, de la siguiente manera: Pwh = Psep + ∆Pl

Cálculo de la presión requerida en el fondo del pozo

Similarmente, una vez conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en el pozo, ∆Pp, se puede obtener la presión requerida en el fondo, Pwf, de la siguiente manera: Pwf = Pwh + ∆Pp

Ejercicio propuesto para calcular ∆Pl y ∆Pc

Dada la siguiente información de un pozo que produce por flujo natural Psep = 100 1pcm Línea de flujo: ØL = 4" RAP = 0 L = 6000 pies (sin reductor) RGP = 1000 pcn/bn γg = 0.65 API = 35 T = 140°F (promedio de flujo en el pozo) Øtub = 2-7/8" OD Pws = 2200 1pc Prof.= 7000 pies ql= 600. b/d Determine: 1. Pwh y ∆Pl 2. Pwf y ∆Pc Use el simulador Wellflo con las correlaciones de Beggs & Brill para la línea y Hagedorn & Brown para el pozo.



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3.3.2 Construcción de Curva de Demanda de energía Descripción

Si se evaluan las Pwh y las Pwf requeridas para distintas tasas de producción y se grafican v.s. la tasa de producción q, se obtienen las curvas de demanda de energía en el cabezal y fondo del pozo respectivamente. La siguiente figura muestra las curvas de demanda de energía mencionadas, observe para un dado caudal la representación de las pérdidas de presión en la línea, ∆Pl, y en el pozo, ∆Pp.

Ilustración

∆Pl

∆Pc

P, lpc

Pwf vs q, Demanda en el fondo del pozo

Pwh vs q, Demanda en el cabezal del pozo

Psep, presión del separador

q, bpd

Rangos característicos de la curva de demanda

Para un tamaño fijo de tubería vertical existe un rango óptimo de tasas de flujo que puede transportar eficientemente, para tasas menores a las del rango óptimo se originará un deslizamiento de la fase líquida (baja velocidad) lo que cargará al pozo de líquido aumentando la demanda de energía en el fondo del pozo, y para tasas de flujo mayores a las del rango óptimo aumentará las pérdidas de energía por fricción (alta velocidad) aumentando sustancialmente los requerimientos de energía en el fondo del pozo. La siguiente figura muestra los rangos antes mencionados:



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Rango de tasas según tamaño de tubería de producción

A continuación se presenta rangos óptimos de tasas dados por Brown para tuberías de uso común en los pozos. Los valores corresponden a RGL de aproximadamente 2000 pcn/bn: RANGO ÓPTIMO Tubería Tasa mínima Tasa máxima (O.D.) (b/d) (b/d) 2 3/8” 200 2500 2 7/8” 350 3000 3 ½” 500 4000

Deslizamiento Rango Optimo

Fricción

Tasa mínima

Tasa máxima

ql

Pwf

Ejercicio Repita los cálculos del ejercicio anterior para otros caudales : 200 hasta

2000 de 200 en 200 bpd y grafique Pwh y Pwf versus Tasa de líquido.

En resumen La curva de demanda de energía en el fondo del pozo representa la capacidad que tiene el pozo de extraer fluidos del yacimiento



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