RENDIMtElsrTO DE POZO FLUYENTE

1. INTRODUCCION

Pozo fluyente puede definirse desde el punto de produccin como aquel que es capaz de vencer las cadas de presin, a travs del medio poroso, tuberasverticales y descarga, estranguJador y el separador, con la energa propia de! yacimiento.

El rol de la ingeniera de produccin es maximizar la productividad de los pozos petroleros de manera econmicamente rentable y eficiente.

Para analizar el comportamiento de un pozo fluyente terminado es necesario reconocer que liay tres fases, las cuales se tienen que estudiar en fomna separada y unirlas despus, antes de obtener una imagen de conjunto del comportamiento del pozo fluyente, estas fases son:

Comportamiento del flujo de entrada, comportamiento del flujo vertical y comportamiento del estrangulador.

El comportamiento deJ flujo de entrada, es deci.r, el flujo del aceite, agua y gas de la formacin hacia el fondo del pozo.

El comportamiento a travs de la tubera vertical, implica un estudio de prdida por presin en tuberas verticales que conducen mezclas de dos fases(gas y lquido).

Comportamiento del estrangulador, se conocen como las prdidas de presin que acompaan al flujo de aceite, agua y gas a travs de una lnea de flujo restringida (estrangulador o niepla reductor) en la superilcie.

1.1. Correlaciones de flujo vertical.

A medida que el fluido del agujero asciende hacia la superficie a travs de la tubera de produccin de un pozo, experimenta una cada de presin provocada por tres factores:

Altura hidrosttica Cambios de la energa cintica Friccin

Para un flujo de una fase, los tres factores responsables de la cada de presin se calculan fcilmente. Sin embargo, cuando se tiene dos o tres fases, los clculos resultan ms complicados, debido principalmente a que existen diversos modelos e flujos posibles dependiendo de las propiedades PVT, tamao de la tubera, caudales, relacin gas - petrleo, etc.

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r*\s * Htirecaftio quiiao + Agua ^ / ; liquida en el gas ,. ! nias*ii|3a ^ / ; liquida en el gas ,. ! nias*ii|3a ^ / ; liquida en el gas ,. ! nias*ii|3a ^ / ; liquida en el gas ,. ! nias*ii|3a ^ / ; liquida en el gas ,. ! nias*ii|3a ^ / ; liquida en el gas ,. ! nias*ii|3a ^ / ; liquida en el gas ,. ! nias*ii|3a

\ Fase d >, Fase se Ara \ Coas ae vi Ocias t hidrocartito i agua liquida j hit-ocarburo agua en(

I liqi*) nelBjua Wrocrtjur ' AfBna+Otes Fase \ Fase d >, Fase se Ara \ Coas ae vi Ocias t

hidrocartito i agua liquida j hit-ocarburo agua en( I liqi*) nelBjua Wrocrtjur

En la siguiente figura se muestra un esquema de flujos posible a medida que los fluidos ascienden por la tubera de produccin (es improbable que un pozo exhiba todos los modelos de flujo posibles):

!o

SURBUJA

ffSri

a a

BACHE SLUG !f BLA/^KULAR TfWISCIH

1stran ;|iemtica pira los patrones ejitfo escritos por Gov'lcry aner (1962) Para TUBERIAS WRTICALES.

Flujo burbuja. La fase gaseosa est dispersa en pequeas burbujas, teniendo una distribucin aproximadamente homognea, a. travs de la. seccin transversal de la tubera.. Este patrn comnmente est dividido en flujo burbuja, el cul ocurre a gastos de lquido relativamente bajos y es caracterizado por el deslizamiento entre la fase gaseosa y lquida. El flujo burbuja dispersa, en cambio, ocun-e a gastos relativamente altos de lquido, logrando as que la fase gaseosa en forma de burbujas sea arrastrada por la fase lquida, de tal forma que no existe el desiizamieno entre las fases.

Fujo tapn o bache. El patrn de flujo bache es simtrico alrededor del eje de la tubera. La mayora de la fase gaseosa se encuentra en bolsas de gas, con fornia de una gran bala llamada "burbuja de Taylor", con un dimetro casi igual al dimetro de la tubera: El flujo consiste de una sucesin de burbujas de Taylor separadas por baches de lquido. Una delgada pelcula fluye contra la corriente entre la burbuja y la pared de la tubera. La pelcula penetra en el siguiente bache de lquido y crea una zona de mezcla aireada por pequeas burbujas de gas.

F iu jo t rans ic in tc n i rn) Es caracterizado por un movimiento oscilatorio, es similar al flujo bache y los

lmites no estn muy claros entre las fases. Ocurre a mayores tasas de fiujo de gas, donde el bache de lquido en la tubera llega a ser corto y espumoso.

Frujo anular fnieba) En tuberas verticales, debido a la simetra de flujo, el espesor de la pelcula de lquido alrededor de la pared de la tubera es casi uniforme. Como en el caso horizontal, el flujo es caracterizado por un rpido movimiento de gas en el centro. La fase lquida se mueve ms lenta, como una pelcula alrededor de la pared de la tuberia y como gotas arrastradas por el gas. La interface est altamente ondeada, resultando en un alto esfuerzo de corte interfacial. En el flujo vertical hacia abajo, el patrn anular existe tambin a bajos gastos, con fonna de una pelcula descendente. El patrn de flujo bache, fluyendo de manera descendente es similar al de flujo hacia arriba, excepto que generalmente la burbuja Taylor es inestable y est localizada excntricamente al eje de la tubera. La burbuja Taytor podra ascender o descender, dependiendo de los gastos de cada fase.

Si la presin de fondo del pozo es mayor que el purrto de t>tfrfauja, el fluido en b1 fondo es un petrleo de una fase (suponiendo cero de produccin de agua). Confomie el fluido llega a un punto ms elevado, la presin disminuye, hasta llegar al punto de burbuja. En ese punto, empiezan a aparecer burbujas de gas. A medida que la presin contina disminuye, se desprende ms gas y las burbujas existentes se expanden y crecen. El modelo cambia de flujo de burbuja a flujo tapn, a flujo de espuma, a flujo de neblina anular ascendiendo a travs de la tubera de produccin, no es factible que todos estos modelos de flujo aparezcan en un pozo dado.

A velocidades bajas de flujo, el fluido es predominante lquido, y la cada de presin se debe principalmente a la altura hidroesttica. A medida que las velocidades crecen, el gas ocupa una fraccin volumtrica mayor, por lo que la altura hidroesttica tiende a disminuir, pero debido a las velocidades mayores las perdidas por friccin aumentan.

Los efectos de la energa cintica son causados por los cambios en la cantidad de movimiento a medida que el fluido camsa d veoddad. En mayora de los casos de inters prctico los efectos de energa cintica son considerablemente pequeos. Las correlaciones ms comnmente usadas para flujo vertical son las siguientes:

Azis y coiaboractoresr.

Desarrollaron un mtodo en el cual toma en cuenta los patrones de flujo y presentaron una correlacin para el flujo tipo burbuja y tapn. [i= Viscosidad (cp) a= Tensin superficial (dy/cm) Di-Dimetro de lalubera (ft) pm= Densidad (Ibm/pc) U= Velocidad (ft/s) dP/dz = Presin (psf) ' ' L= Flujo msico (Ib/s)

dz 2gcDi

Orkiszewski. '

Es el resultado de un anlisis de muchos mtodos publicados para detemiinar la t ^ da de presin para un amplio rango de condiciones de pozo. La discriminacin de las caractersticas de cada una de las categoras fue basada sobre el sentido de que el lquido hold up sea considerado en el clculo de la densidad: en una categora el lquido hold up no fue considerado en el clculo de la densidad del lquido, no fue realizado la distincin entre regiones de flujo. En la otra categora utilizaron el lquido hold up en el clculo de la densidad; La prdida de friccin fue basada sobre la composicin de las propiedades del lquido. La tercera categora considera el lquido hold up en los clculos del trmino de la densidad; el factor de friccin fue determinado de las propiedades de la fase continua; y cuatro regmenes de flujo fueron reconocidos. ' * 1 Los cuatro tipos de flujo son: burbuja, bache, transicin y niebla. i

(1/144)

APfc= Cada de presin (psi)

S= Densidad del fluido Qb/pc)

7y= Gradiente de cada de presin (psi/ft)

Wt- Masa total de caudal de flujo (Ib/s)

qg- Caudal volumtrico del flujo de gas (pc/s)

AHfc^ Cambto de profundidad (ft)

P= Presin (psi)

Hagedom& Brown.

El estudio realizado por Hagerdorn y Brown para detemiinar una con-elacin generalizada en la que puede incluir todos los rangos prcticos de caudales de flujo, un amplio rango de razn gas-lquido todos los dimetros ordinarios de tuberas y el efecto de las propiedades del fluido. Se tomaron dimetros de tuberas en e1 rango de 1 " norriirial 2.1/2" nominal en el estudio incluy todos los trabajos anteriores hechos por estos equipos de investigadores sobre los efectos de la viscosidad del lquido. El trmino de la energa fue incorporado en la ecuacin de energa porque el tnnino fue muy representativo en pequeos dimetros de tuberas en la regin de la superficie donde el fluido tiene una baja densidad. Dos ajustes fueron realizados necesariamente para aprovechar estas correlaciones. La ecuacin es la siguiente:

^2,9652 * 1 0 " * i 5 < 5 ^ ; ' 144 + m Ah

Beggs&Biifl.

Fue desarrollada de datos experimentales obtenidos de una pequea escala para la facilidad de los exmenes. La tubera poda ser Inclinada a cualquier ngulo. Los parmetros estudiados y los rangos de variacin fueron:

Caudal de flujo de gas de O a 300 (Mpc/d) Caudal de flujo d hquid d O a 30 gal/mih. Presin promedio del sistema de 35 a 95 psia. Dimetro de la tubera de 1" a 1.6" Liquido hold up de O a 0,870 Gradientes de presin de O a 0,8 (psi/ft) Angulo de inclinacin de-90^ a 90 Modelo de flujo horizontal

gp gsin g [ p i / f t + pzCl - H i ) ] +

dZ~~ j _ [plHl+P2(.l-H{)UmUs>,] P

m

Duns& Ros.

Estos investigadores desarrollaron una correlacin que es resultado de un exhaustivo estudio realizado en laboratorio, donde fueron medidos los gradientes

2

" T T T T T T i j I i I i i M i i r - T T T r m i 1 n u m j t virtmirrrrm

Correfcin de friccin para burbuja, Duns y Ros (1963).

Por ejemplo para el flujo de burbuja la frmula de la cada de presin es:

^ = Factor de friccin de Moddy pm= Densidad (Ibm/pc) U= Velocidad (ft/s) P = Presin (psf) : \L= Flujo msico (Ib/s)

1.2. Uso de ias curvas de gradiente

Usando cualquier correlacin apropiada se puede construir un conjunto de curvas de gradiente que pueden usarse para predecir la cada de presin para un conjunto dado de condiciones de flujo vertical. La curva de gradiente es un grfico de presin en el eje horizontal vs profundidad en el eje vertical. Cada conjunto de curvas representa los cambios de presin que ocurren con los cambios en profundidad para un conjunto dado de condiciones (tamao de la tubera de produccin, caudal, corte de agua, temperatura, peso del petrleo, y otras propiedades PVT estn fijas). Cada conjunto de curvas incluye una familia d curvas para diversos Valores delGOR. Las curvas no son lineales con el caudal, GOR, corte de agua. Por lo tanto no es recomendable usar curvas que se desven demasiado de las condiciones de fiujo real.

PRESSURE, rnegapaact

2. CURVAS D E RENDIMIENTO D E LA TUBERIA DE PRODUCCION

Para una presin en la cabeza de la tubera de produccin y GOR fijos, se puede construir una curva de rendimiento de la tubera de la producdn que describa "el rendimiento de flujo externo" del pozo fluyente. La interseccin de esta curva de rendimiento de flujo externo con la cun/a del rendimiento del flujo interno determina el caudal de produccin y la pnssin de produccin de fondo del pozo mientras el pozo fluye.

Para construir la curva de rendimiento de la tubera de produccin use la curva de gradiente apropiada para conducir un clculo desde la "superficie" de la presin de fondo de pozo para una serie de caudales de pozo (con GOR y presin de cabezal de tubera de produccin fijos).

'IX...-

2f -

EXAvPLE i V - 3 TUBINGHEAD CURVE "^i'i/:C-i''f',

4 T - T ' H N G H E A O CJRV>:

50 3 00 150 200 FLOV/ RATE (m3/d)

50 300,

Esta curva se puede entonces usar para predecir la presin del cabezal de produccin requerida para mantener un caudal dado como gua para detemiinar el estrangulador.

3. CAUDAL MINIMO PARA LEVANTAR LIQUIDO EN UN POZO DE GAS

El rgimen de flujo en Ja tubera de pr>dwcsGin de m pozo e gas s .por to general j jn flujo de nieblina. Si la velocidad de flujo no es lo suficientemente alta, gotas de lquido no llegan a la superficie. El resultado es un incremento del lquido en el agujero, provocando un aumento en ta presinhidrosttica. El pozo por lo tanto se sobrecarga y muere debido a que la presinhidrosttica resulta mayor que la presin de empuje. ,

Turner y colaboradores presentaron un clculo basado en el arrastre ascendente del flujo de gas sobre las gotas ms grandes que se forman. El tamao de las gotas ms grandes que se fomian se calcula de una correlacin presentada por Hinze, la cual considera que las fuerzas de corte que tienden a romper las gotas se balancean contra la fuerza de la tensin superficial que fienden a mantener integra a la gota.

Las siguientes propiedades son valores representativos para el agua y condensador

Agua Condensado Tensin Superficial 60 dinas/cm 20 dinas/cm Temperatura 580 "R 580 R Densidad 67 Ibj^ 45lbm/ft^

-Valor representativo de I densidad relativa df gas =0.75

-Utilizando los valores anteriores, y agregando 20% para ajusfar los datos de prueba, Turner sugiere el uso de las siguientes ecuaciones para las velocidades criticas:

Y para convertirla veiocidad crtica arriba calculada a caudales:

Dnde:

qg=Caudaf mnimo para ta extraccin continua d tfqudos (MiVtSCFD)

Vg= velocidad mnima de gas para extraccin continua de lquido (ft./sec.)

A~kreB de la tubera o espacio anular (ft^.

Z=Factor de compresibilidad de gas evaluado a T y a la presin usada para calcular Vg

P=presn (psi), nomialmenle en el cabezal del pozo

Qi=densidad del lquido (Ib/ft^)

4. E F E C T O DE LA RELACION G A S - P E T R O L E O EN POZOS F L U Y E N T E S D E P E T R O L E O

Al examinar las curvas de gradiente para caudales altos, (500m^/da para tubera de produccin de 2.441 in, por ejemplo), se puede observar que inicialmente un aumento en GOR produce un flujo vertical ms eficiente (menor cada de presin produce una curva de gradiente ms inclinado).

Esto ocurre debido a la altura hidrosttica reducida ya que el volumen de gas relativo de gas aumenta con el aumento de GOR. Sin embargo en cierto punto, el aumento en GOR reduce la eficiencia de flujo debido al aumento en las prdidas por friccin causado por las velocidades ms altas. ; , - ^

Esto por lo general es cierto, que el aumento en GOR para un pozo fluyente aumenta la produccin hasta que se alcanza un valor ptimo, punto a partir del cual la produccin disminuye debido a las mayores prdidas por friccin.

5. BOMBEO NEUWITICO

Si el GOR natural del pozo es menor que el GOR ptimo, el GOR puede ser artificialmenteaumentado mediante la inyeccin de una cantidad de gas en la tubera de produccin. El gas puede ser inyectado ya sea en el fondo, inyectando gas a alta presin por el espacio anular, o en una manera ms controlada a travs de las vlvulas especialmente diseadas para ef levante colocadas a varias profundidades en la sarta de produccin.

)

E! bombeo neumtico con frecuencia se usa asm un mtodo interino de produccin entre el tiempo en que un pozo ya no fluye por s mismo (debido a la disminucin de la presin de yacimiento o el aumento de corte de agua) y la instalacin de equipo de bombeo. Debido a que el pozo todava fluye con bombeo neumtico, no se puede lograr presiones altas de fondo de pozo como las obtenidas con bombeo. -

Desde l punto de vista de flujo vertical l bombeo neumtico ms"eficiente se obtiene si el gas se inyecta en el fondo de la tubera de produccin, sin embargo, para reducir la presin de reduccin requerida, con frecuencia es deseable inyectar gas a una profundidad menor. Normalmente se instala una serie de vlvulas diseadas para abrirse secuencialmente de anriba hacia abajo para minimizar la presin de inyeccin cuando se inicia la produccin en un pozo muerto o con aceite muerto.

Cuando se tiene a disposicin un suministro de gas a alta presin el bombeo neumtico puede ser gn mtodo muy econmico para aumentar o mantener a produccin de un pozo. Sin embargo, debido a la presin limitada de fondo de pozo que se obtiene, su aplicacin es limitada a pozos con productividad alta, o con un paso interno previo a la instalacin de equipo de bombeo.

5.1. Relaciones de rendimiento de flujo Interno elevado

Durante el diseo de equipo para bombeo neumtico, en ocasiones es deseable investigar la posibilidad de colocar la bomba cierta distancia arriba de las perforaciones.. Esto nomnalmente se hace en un pozo donde se intenta limitar el peso de la sarta de varillas o los requerimientos de potencia, y no hay necesidad de tener una presin alta de fondo de pozo en la fomiacin.

La relacin de rendimiento deflujo intemo en la formacin (ya sea de una paieba de un solo punto y de la con-elacin de vogel o de laspmebas de multipuntos) es todava valida, y es el punto de inicio.

La naturaleza exacta de la relacin del rendimiento de flujo interno a una profundidad menor es una funcin de las caractersticas de flujo vertical (perdida de presin para el flujo ascendente en la tubera).

Conociendo la presin de fondo de la relacin de rendimiento de flujo interno en la formacin, se pueden usar los clculos de flujo vertical para determinar la presin a la profundidad requerida.

A caudales bajos, la relacin del rendimiento de flujo Interno elevado quiz no sea vlida debido a que el flujo puede ser inestable o quiz el pozo no produzca totalmente debido a la altura hidrosttica grande.