SILLABUS DE PRODUCCION II - Udabol Virtual

FACULTAD DE INGENIERIA
RED NACIONAL UNIVERSITARIA
UNIDAD ACADÉMICA SANTA CRUZ
Facultad de Ingeniería
Ingeniería en Gas y Petróleos
OCTAVO SEMESTRE
SYLLABUS DE LA ASIGNATURA
PRODUCCIÓN II
Gestión Académica I/2013
FACULTAD DE INGENIERIA
UDABOL
UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA
Acreditada como PLENA mediante R. M. 288/01
MISION DE LA UNIVERSIDAD
Desarrollar la Educación Superior Universitaria con calidad y
competitividad al servicio de la sociedad.
Estimado (a) alumno (a):
La Universidad de Aquino Bolivia te brinda a través del Syllabus, la
oportunidad de contar con una compilación de materiales que te serán de
mucha utilidad en el desarrollo de la asignatura. Consérvalo y aplícalo según
las instrucciones del docente.
FACULTAD DE INGENIERIA
SYLLABUS
ASIGNATURA:
CODIGO:
REQUISITO:
CARGA HORARIA:
CREDITOS:
PRODUCCION II
PET – 208
PET – 207
100 H.T, 20 H.P
5
I. OBJETIVOS GENERALES DE LA ASIGNATURA




II.
Interpretación de la caída de presión para los diferentes tipos de flujo.
Describir el comportamiento de los hidrocarburos en la etapa de producción.
Analizar las ecuaciones requeridas para los distintos tipos de flujo.
Analizar los parámetros o variables que determinan el comportamiento de un
determinado tipo de flujo en las diversas secciones por las que atraviesa.
PROGRAMA ANALITICO DE LA ASIGNATURA
UNIDAD 1: ANÁLISIS DESCRIPTIVO DE LAS PROPIEDADES FISICAS
INVOLUCRADAS
TEMA 1: Estudio de las Propiedades Físicas
1.1. Densidad del Gas
1.2. Gravedad especifica del Gas
1.3. Factor de compresibilidad del gas “ Z ”
1.4. Determinación del factor de compresibilidad
1.5. Calculo de viscosidad
1.6. Factor Volumétrico del Gas
1.7. Factor Volumétrico del Petróleo
1.8. Factor de contracción o Merma
UNIDAD 2: CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS
TEMA 2: Estudio de los diversos tipos de yacimientos
2.1 Yacimientos de Petróleo
2.1.1 Yacimientos de Petróleo Volátil
2.1.2 Yacimientos de Gas y Condensado
2.2 Yacimientos de Gas Húmedo
2.3 Yacimientos de Gas Seco
2.3.1 Diagramas de Fase
2.3.2 Propiedades Intensivas
2.3.3 Recuperación y regeneración del glicol
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TEMA 3: Mecanismos de producción
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
3.7.
3.8.
Compresibilidad de la roca y de los fluidos
Liberación de gas en solución
Segregación gravitacional
Empuje de capa de gas
Empuje hidráulico
Inyección de fluidos
Balance volumétrico
Expansión del petróleo y gas en solución
UNIDAD 3: EVALUACIÓN DE YACIMIENTOS
TEMA 4: Índice de Producción y Potencial Absoluto del pozo
4.1 Ecuaciones que describen en flujo de los fluidos
4.1.1 Ecuación de Continuidad
4.1.2 Ley de Darcy para flujo radial
4.1.3 Ecuación de estado para fluidos de compresibilidad pequeña
4.1.4 Ecuación de difusividad radial
4.1.5 Coeficiente isotérmico de Compresibilidad
4.1.6 Condiciones necesarias para la solución de ecuaciones de
difusividad
4.1.7 Soluciones de la ecuación de difusividad radial
4.2 Indice de productividad ip
4.2.1
Determinación del índice de productividad
4.2.2
IPR en pozos de petróleo con Empuje de Gas en Solución
4.3 Absolute open flow aof
1.1. Método de rawlins – schellardt
1.2. AOF condiciones de flujo
TEMA 5: Presiones de fondo
5.1 Introducción
5.2. Pruebas de presión
5.2.1. Planificación de pruebas de presión
5.2.2. Diseño de pruebas de presión
5.2.3 Funciones de una prueba de presión
5.2.4 Finalidad de una prueba de presión
5.3 Preparación de un pozo de gas condensado
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TEMA 6: Métodos de interpretación Presiones de fondo
6.1 Análisis de pruebas de presión
6.2 Análisis de presiones
6.3 Tipos de pruebas de presión
6.3.1.
Pruebas de restauración de presión “Build up tests”.
6.3.2.
Pruebas de arrastre “Drawdown tests”.
6.3.3.
Pruebas a tasa de flujo múltiple.
6.3.4.
Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores
“Fall off test”
6.3.5.
Pruebas de interferencia.
6.3.6.
Pruebas de pulso.
6.3.7.
Pruebas de producción DST (Drill Stem Test).
UNIDAD 4: ALTERACION POR TURBULENCIA Y DAÑO
TEMA 7: Estudio del daño con respecto a la productividad
7.1
7.2
7.3
7.4
7.5
Clases de daño
Daños por perforaciones
Daños por desviación de pozo
Análisis de los parámetros involucrados en el daño
Método grafico de análisis
UNIDAD 5: ANÁLISIS NODAL
TEMA 8: Objetivo del análisis nodal
8.1
8.2
8.8
8.2
8.5
Definición de Nodo
Clasificación de Nodos
Ubicación de los Nodos componentes
Componentes que intervienen en el análisis nodal
Análisis del sistema
UNIDAD 6: MÉTODOS DE PRODUCCION
TEMA 9: Sistemas de producción
9.1. El Sistema de producción y sus componentes
9.2. Capacidad de producción del sistema
9.2.1. Flujo Natural
9.2.2. Levantamiento Artificial
9.2.2.1. Bombeo Mecánico
9.2.2.2. Gas Lift
9.2.2.3. Bombeo Hidráulico
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9.2.2.4.
9.2.2.5.
Bombeo Electrosumergible
Bombeo Por Cavidades Progresivas
III. ACTIVIDADES PROPUESTAS PARA LAS BRIGADAS
UDABOL
Las brigadas UDABOL constituyen un pilar básico de la formación profesional
integral de nuestros estudiantes. Inmersos en el trabajo de las brigadas, los
estudiantes conocen a fondo la realidad del país, y completan su preparación
académica en contacto con los problemas d la vida real y la búsqueda de
soluciones desde el campo profesional en el que cada uno desempeñara en el
futuro próximo
La actividad de las brigadas permite a nuestros estudiantes llegar a ser
verdaderos investigadores capaces de elaborar y acometer proyectos de
desarrollo comunitario y a la vez adquirir hábitos de trabajo en equipos
multidisciplinarios como corresponde al desarrollo alcanzada por la ciencia y la
técnica en los tiempos actuales. De interacción social y la elaboración e
implementación de proyectos de investigación y desarrollo comunitario
derivados de dichos programas confiere a los estudiantes quienes son, sin
dudas, los mas beneficiados con esta iniciativa, la posibilidad de:




Desarrollar sus prácticas PRE-profesionales en condiciones reales y
tutoradas por sus docentes, con procesos académicos de enseñanza y
aprendizaje en verdadera aula abierta.
Trabajar en equipos, habituándose a ser parte integral de un todo que
funcióna como un sistema, desarrollando un lenguaje común, criterios y
opiniones comunes, y planteándose metas y objetivos comunes para dar
soluciones en común a los problemas.
Realizar investigaciones multidisciplinarias en un momento histórico en
que la ciencia atraviesa una etapa de diferenciación y en que los
avances tecnológicos conducen a la aparición de nuevas y mas
delimitadas especialidades.
Desarrollar su mentalidad critica y solidaria, con plena conciencia de
nuestra realidad nacional.
1.- Realizar trabajos de apoyo en las brigadas generales de la Universidad
UDABOL.
2.- Efectuar un listado de todas las empresas contratistas que aportan con la
producción de gas al estado boliviano
3.- Hacer una referencia de los resultados de las auditorias que se determinaron a
las empresas contratistas indicando que conclusiones se obtuvieron de todos esos
contratos
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ACTIVIDADES DE INCURSIÓN MASIVA A LA COMUNIDAD
En el periodo del presente año en curso se efectuara la toma de datos mediante
encuestas a las empresas petroleras de la ciudad de Santa Cruz para tratar de
verificar en las condiciones en las que se obtienen los hidrocarburos, sus procesos
y el transporte.
IV. EVALUACIÓN DE LA ASIGNATURA

PROCESAL O FORMATIVA
A lo largo del semestre se realizaran exposiciones, repasos cortos y otras
actividades en aulas, cada una se tomara como evaluación procesal edificándola
entre 0 y 50 puntos (resolución de casos y DIF’S)
de laboratorio como análisis de muestras tanto de hidrocarburos como de rocas
reservorios.
Las segundas serán resultado del análisis que pueda obtenerse de las encuestas
realizadas a las distintas empresas vinculadas con los hidrocarburos.
Cada uno se tomara como evaluación procesual edificándola entre 0 y 50 puntos
independiente de la cantidad de actividades realizadas por cada alumno
 DEL RESULTADO DE PROCESO DE APRENDIZAJE O SUMATIVA
(Examen parcial o final)
se realizaran dos evaluaciones parciales con contenido teórico y practico
(sobre gas natural) sobre 50 puntos cada uno
el examen final consistirá en un examen escrito (con un valor de 80 % de la nota
final) y la presentación de los informes documentados sobre los resultados
obtenidos de las encuestas realizadas durante el semestre tendrá el restante 20 %
de la nota
V. BIBLIOGRAFÍA




BC. CRAFT.B.C. HAWKINS “Ingeniería aplicada a Yacimientos” Louisiana
University 1978
Mc CRAY COLE. Tecnología de la perforación de pozos petroleros editorial
continental, Bolivia, 1963
H.K. VAN POLEN AND ASSOCIATES, INC. “Gas Reservoir Engineering”
Año 1981
SANJAY KUMARY AND Ch. IKOKU”Gas production engineering, año 1992
VI BIBLIOGRAFIA COMPLEMENTARIA
HUGO PEREDO ROMAN. “ 2da mesa departamental de concertación del
sector de hidrocarburos Yacuiba Julio del 2202.
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CARLOS MIRANDA “ Viabilidad o inviabilidad de la exportación de gas al
Brasil” Tesis de grado UAGRM año 1988
INF.CMM. “ Información de mercado sobre productos básicos”
VII. CONTROL DE EVALUACIONES
1ra evaluación Parcial
Fecha:
Quinta semana
Nota.
2da Evaluación Parcial
Fecha:
Undécima semana
Nota.
Examen Final
Fecha. Décima Novena Semana
Nota.
Apuntes
Evaluación del segundo turno
Fecha:
Vigésima semana
APUNTES
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VIII. PLAN CALENDARIO
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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD
WORK PAPER # 1
UNIDAD O TEMA: MÉTODOS DE INTERPRETACION DE
FONDO
TITULO: ECUACIONES QUE DEFINEN EL FLUJO DE FLUIDOS
FECHA DE ENTREGA: 2Da. Semana
PERIODO DE EVALUACIÓN: Primer Parcial
Como resultado de estudios experimentales se obtiene la ley de Darcy para ser
aplicada en el flujo de fluidos a través de medios porosos donde se enuncia que “
la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al
gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”.
Matemáticamente se expresa de la siguiente manera:
V 
K


dp
ds
Donde:
V= Velocidad aparente (cm/seg)
 = Viscosidad del Fluido (centipoises)
dp/ds= Gradiente de Presión (atm/cm)
K= Permeabilidad (Darcy)
El signo ( - ) de la ecuación indica que si se toma el flujo positivo en la dirección
positiva de S, la presión disminuye en esa dirección y la pendiente dp/ds es
negativa, y como la velocidad y la movilidad son siempre positivas se tiene que
usar el mismo signo del gradiente para que lo anterior se cumpla.
La Ley de Darcy se aplica solamente para flujo en régimen laminar; el régimen de
flujo de los fluidos que escurren en el yacimiento es de este tipo por tanto se
puede decir que la Ley de Darcy se cumple para este caso.
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Clasificación de Sistemas de Flujo en el yacimiento de acuerdo con la
Geometría de Flujo (Flujo Lineal).- En este caso debe considerarse un medio
poroso horizontal de longitud (L) y de sección transversal (A), totalmente saturado
con un liquido incompresible cuya viscosidad es  .
De la ecuación general deberemos tomar en cuenta que por definición la velocidad
aparente es igual al gasto o ritmo de flujo por unidad de area, esto es:
V 
q
A
Estableciendo la relacion:
q
K dp
 
A
 ds
Para integrar la expresión es necesario hacer las siguientes suposiciones:
1.- El flujo es horizontal.
2.- El area de la seccion transversal es constante.
3.- El flujo laminar es viscoso.
4.- El fluido es homogeneo e incompresible
5.- El medio poroso es homogeneo.
6.- El proceso es isotermico.
7.- La viscosidad del fluido es independiente de la presión.
8.- El gasto y la permeabilidad son constantes con la presión.
Integrando por separacion de variables
L
q
K
dx  

AO

P2
 dp
P1
q
K
L   ( P 2  P1)
A

Quedando finalmente:
q @ c .e . 
K  A  ( P1  P 2)
L
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CUESTIONARIO WORK PAPER # 1
MÉTODOS DE INTERPRETACION DE FONDO
1. ¿ En que consiste la Clasificación de Sistemas de Flujo en el yacimiento
de acuerdo con la Geometría de Flujo ?
2. ¿Qué indica el signo negativo en la ecuación de Darcy ?
3. ¿De que manera se comportaría la pendiente representada por dp/ds si el
signo de la ecuación de Darcy fuese positivo ?
4. ¿Cuáles de las suposiciones que se realizan para sistemas de flujo en el
yacimiento le parecen injustificadas ?
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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD
WORK PAPER # 3
UNIDAD O TEMA: ANÁLISIS NODAL
TITULO: OBJETIVO DEL ANÁLISIS NODAL
FECHA DE ENTREGA: 9Na. Semana
PERIODO DE EVALUACIÓN: Segundo Parcial
Análisis Nodal
El análisis nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en
puntos o nodos donde se producen cambios de presión los cuales están definidos
por diferentes ecuaciones y correlaciones.
El análisis nodal ha sido usado por muchos años para evaluar otros sistemas
compuestos los que serán aplicados a pozos de producción.
Nodo Común.- Sección determinada de un sistema donde se produce una caída
de presión.
Nodo Funcional.- No existe variación de presión ni caída de misma.
Es importante hacer notar que para cada restricción localizada en el sistema de
caída de presión a través del nodo como una función del caudal esta representada
por la siguiente ecuación:
P  Q n
Elementos usados en el sistema nodal
1.- Separador
2.- estrangulador
3.- Cabeza
4.- Válvula de Seguridad
5.- Restricción
6.- Pwf
7.- PR
8.- Salida de gas
9.- Tanque para almacenaje de liquido
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Ubicación de los nodos componentes
NODO
1
2
3
4
5
6
7
8
1ª´
1ª”
POSICION
Separador
Choque Superficial
Cabeza de Pozo
Válvula de seguridad
Choque de fondo
Presión de fondo fluyente
Presión a la pared del Pozo
Presión promedio del Reservorio
Salida de línea de gas
Tanque de Almacenaje
TIPO
-------------funcional
-------------Funcional
Funcional
------------------------------------------------------------------
Componentes que intervienen en el análisis nodal
En función de la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que
interviene como componente de un sistema de producción definiremos la
funcionalidad de los mas importantes.
a) Separador.- En el proceso de separación de petróleo y gas en campos
petroleros no existe un criterio único para establecer las condiciones mas
adecuadas de producción optima de los equipos, pero el estudio esta orientado
a obtener ciertos objetivos puntuales que nos den condiciones de máxima
eficiencia en el proceso de separación.
b) Válvula de seguridad.- Este componente es un elemento que se instala en la
tubería vertical y que opera en cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir
en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa y
productiva del pozo.
c) Choque de fondo.- De acuerdo a la necesidad de elevar la presión o controlar la
energía en el flujo de la línea vertical, así como también tener una presión de
aporte y elevación controlada. Se procede a la bajada de este tipo de restricción
por lo que se va a producir una presión diferencial en la que también se tendrá
una caída de presión.
d) Presiones fluyentes.- Esta es muy importante para el sistema ya que de ella
depende toda la capacidad de la instalación que se desea conectar al reservorio
a través del pozo y así producir todo el campo.
Esta presión es medida en el fondo del pozo tomada en su punto medio del
nivel productor, su determinación se la hace en forma directa usando
herramienta de toma de presión o se puede calcular usando ecuaciones y
correlaciones.
e) Presión promedio del reservorio.- Esta presión es evaluada respecto a un nivel
de referencia y es la presión a la cual se encuentran sometidos los cálculos de
los fluidos del reservorio, siendo esta presión de gran interes para conocer el
indice de productividad del pozo y asi mismo nos permitira conocer la capacidad
de fluencia del reservorio hacia el pozo.
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Análisis detallado del sistema
Cuando empezamos a detallar un sistema del análisis nodal para un pozo de
producción observamos una figura que demuestra la interrelacion de los nodos
componentes por simples ecuaciones. Siendo aplicado el mismo procedimiento
para cualquier nodo en particular.
Esquema grafico del análisis completo de un sistema de producción
Donde podemos observar la relacion directa de las caidas de presión entre los
nodos componentes mas comunes.
Procedimiento del análisis nodal
Una vez que se tenga el sistema completado en el pozo se procede a efectuar
el análisis de la siguiente forma:
1.- Primeramente se determina cual componente del sistema de producción
puede ser cambiado para dar una mayor optimización al sistema.
2.- Luego se seleccionan los nodos componentes para ser analizados.
3.- También se selecciona la ubicación de cada uno de los nodos y se aisla el
efecto de cambio sobre los demás componentes seleccionados.
4.- Se determina las relaciones para la entrada y salida de flujo del nodo.
5.- Se describe el método que va a usarse para determinar la entrada y salida
de flujo.
6.- Se construyen curvas vs. Salida de flujo en las que se determinan los
efectos de cambio en la capacidad de producción sobre el rendimiento completo
del sistema.
7.- Y esto se repite para cada nodo componente.
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CUESTIONARIO WORK PAPER # 3
ANÁLISIS NODAL
1. ¿A que se denominamos análisis nodal?
2. ¿Qué clases de nodos se conocen y de acuerdo a que esta esta
clasificación ?
3. Explicar el procedimiento que se sigue para realizar un análisis nodal.
4. ¿Cuáles son los componentes que intervienen en un análisis nodal ?
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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD
WORK PAPER # 4
UNIDAD O TEMA: CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS
TITULO: Introducción al estudio de los tipos de yacimiento
FECHA DE ENTREGA: 13ra. Semana
PERIODO DE EVALUACIÓN: Evaluación Final
Las acumulaciones de gas y de petróleo ocurren en trampas subterraneas
formadas por características estructurales, estratigraficas o ambas. Por fortuna
estas acumulaciones se presentan en las partes mas porosas y permeables de los
estratos, siendo estos principalmente arenas, areniscas, calizas y dolomitas con
las aberturas intergranulares o con espacios porosos debido a diaclasas fracturas
y efectos de soluciones. Por lo que un yacimiento esta definido como una trampa
donde se encuentra contenida petróleo o gas como mezclas complejas de
compuestos como un solo sistema hidraulico conectado. Mucho de los
yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas
de agua, denominadas acuiferos, como tambien muchos de estos yacimientos se
hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuifero
comun.
Se aclara que el estado fisico de un fluido de yacimiento generalmente varia con la
presión pues la temperatura es esencialmente constante.
Es practica comun clasificar a los yacimientos de acuerdo a las características de
los hidrocarburos producidos y a las condiciones bajo las cuales se presenta su
acunulacion en el subsuelo.
Asi tomando en cuenta las características de los fluidos producidos se tiene
yacimientos de:





Petróleo
Petróleo Ligero (Volátil)
Gas Seco
Gas Húmedo
Gas y Condensado
Las características de los fluidos producidos para delimitar un yacimiento dentro
de la clasificación anterior son:
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Yacimientos de Petróleo.- Estos yacimientos están confinados por limites o
estratos geológicos impermeables y en muchos casos por características
geológicas tales como los contactos agua – petróleo y gas – petróleo y su
descubrimiento predomina a profundidades menores a 8000 pies.
Los fluidos encontrados en estos yacimientos son esencialmente mezclas
complejas de compuestos de hidrocarburos que contienen con frecuencia
impurezas como Nitrógeno, Dióxido de Carbono y Sulfuro de hidrogeno.
El petróleo en si tiene una clasificación entre pesados y livianos contenidas una
relación gas – petróleo (RGP) debajo de 11.229 PCS/Bbl, al mismo tiempo los
yacimientos de petróleo tienen un contenido de gas disuelto que varia desde cero
(petróleo muerto) a unos pocos miles de pies cúbicos por barril, como asi también
petróleo volátil. Al presentar gas disuelto este puede formar casquete de gas en la
parte superior denominándose yacimientos de petróleo con casquete de gas.
Producen un liquido negro o verde negruzco, con una densidad relativa mayor de
0.80.
Yacimientos de Petróleo Volátil.- Este yacimiento es intermedio entre el
condensado de gas y los tipos de petróleo negro o pesado. Producen un liquido
café obscuro con una densidad relativa entre a 0.74 y a 0.80 y con una relación
gas petróleo entre 11229 a 81200 PC/Bbls.
Yacimientos de Gas y Condensado.- Con el advenimiento de las perforaciones
profundas han sido descubiertos yacimientos de gas a alta presión con
propiedades materialmente diferentes de aquellos yacimientos de gas seco
anteriormente encontrados. El fluido del yacimiento esta compuesto
predominantemente por metano; sin embargo es encuentran cantidades
considerables de hirocarburos pesados. Este tipo de fluido son llamados
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comúnmente fluidos de “Condensado de Gas” y los yacimientos donde se
encuentran son llamados “yacimientos de Gas y Condensado”, estos en si
provienen generalmente de yacimientos intermedios entre petróleo y gas.
El punto critico generalmente cae a la izquierda de la cricondenterma. Si la mezcla
de los fluidos se encuentran cae a la izquierda de la cricondenterma. Si la mezcla
de los fluidos se encuentra inicialmente en estado gaseoso por encima del punto
de rocio, los fluidos que penetran al pozo, en su camino hasta el tanque de
almacenamiento sufren una fuerte reduccion, tanto en temperatura como en
presión y penetran rapidamente a la region de dos fases para llegar a la superficie
con relacion Gas/Petróleo que varian aproximadamente entre 5000 – 64374 Pc/bbl
variando el contenido de licuables en el gas; según las condiciones y numero de
etapas de separación, el liquido recuperable es en general de coloración clara con
densidades que varian entre 0.8 – 0.75 grs/cc.
Cuando en el yacimiento se produce una reducción isotermica y alcanza la presión
de rocio se entra a la region de dos fases ocurriendo la llamada condensación
retrograda de las fracciones mas pesadas o intermedias que se depositan como
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liquidos en los poros de las rocas. Los hidrocarburos asi depositados no logran
fluir hacia los pozos, ya que raramente se alcanza la saturación critica del liquido.
Yacimientos de Gas Húmedo.- Son yacimientos con hidrocarburos en estado
gaseoso en cuya composición aun predomina un alto porcentaje de metano entre
75 – 90% aunque las cantidades relativas de los componentes mas pesados son
mayores que en el caso del gas seco, siendo este mas o menos equivalente a
condensado de gas. El diagrama de fases correspondiente a un gas humedo se
presenta en la siguiente grafica en la cual se puede observar que la temperatura
del yacimiento es mayor que la cricondernterma de la mezcla. Por tal razon nunca
se tendran dos fases en el yacimiento si no unicamente fase gaseosa, cuando
estos fluidos son llevados a la superficie entran en la region de 2 fases generando
relacion Gas/Petróleo que varia entre 56145 – 112.929 PC/Bbl.
El liquido recuperable tiende a ser transparente con densidades menores a
0.75grs/cc y el contenido de licuables en el gas son generalmente debajo de 30
Bbl/MMPc.
Yacimientos de Gas Seco.- Conocido como yacimiento de gas se caracterizan
porque tanto a condiciones de yacimiento como a condiciones normales, el fluido
se encuentra en una sola fase. Conocido tambien como gas no asociado que
ocurren como gas libre en el yacimiento. En algunos casos, el gas seco puede
producir una minima cantidad de liquido (condensado), pero en muy bajas
cantidades con una razon gas petróleo mayores a 100.000 PCS/Bbl.
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CUESTIONARIO WORK PAPER # 4
CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS
1. ¿ Como se clasifican los yacimientos tomando en cuenta las características
de los fluidos ?
2. ¿ En que consiste un yacimiento de gas seco ?
3. ¿ En que consiste un yacimiento de petróleo volátil ?
4. ¿Qué comportamiento define al punto critico para yacimiento de gas y
condensado ?
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WORK PAPER # 5
UNIDAD O TEMA: ANÁLISIS DESCRIPTIVO DE LAS
PROPIEDADES Y VARIABLES FISICAS INVOLUCRADAS
TITULO: ESTUDIO DE LAS PROPIEDADES FISICAS
FECHA DE ENTREGA: 12da. Semana
PERIODO DE EVALUACIÓN: Segundo Parcial
Antes de describir el diagrama de fases y su definición aclaremos algunos de los
conceptos basicos asociados con los diagramas mencionados;
Propiedades Intensivas.- denominamos asi a aquellas que son independientes de
la cantidad de materia considerada como ser: la viscosidad, densidad,
temperatura, etc. función principal de las propiedades fisicas de los liquidos.
Punto Crítico.- Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual las
propiedades intensivas de las fases liquidas y gaseosas son idénticas, donde cuya
correspondencia es la presión y temperatura critica.
Curva de Burbujeo (ebullición).- Es el lugar geométrico de los puntos presión
temperatura para los cuales se forma la primera burbuja de gas, pasar de la fase
liquida a la region de dos fases, siendo este estado el equilibrio de un sistema
compuesto de petróleo crudo y gas, en la cual el petróleo ocupa prácticamente
todo el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas.
El yacimiento de punto de burbujeo se considera cuando la temperatura normal
esta debajo de la temperatura critica, ocurriendo también que a la bajada de la
presión alcanzara el punto de burbujeo.
Curva de Rocío (condensación).- Es el lugar geométrico de los puntos, presión –
temperatura, en los cuales se forma la primera gota de liquido al pasar de la region
de vapor a la región de las dos fases.
El punto de rocío es analogo al punto de burbuja, siendo el estado en equilibrio de
un sistema el cual esta compuesto de petróleo y gas, lugar en la cual el gas ocupa
prácticamente todo el sistema dando excepcion a cantidades infinitesimales de
petróleo.
FACULTAD DE INGENIERIA
Region de dos Fases.- Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y
rocío (cricondenbara y cricondenterma). En esta región coexisten en equilibrio las
fases liquida y gaseosa.
Cricondenbar.- Es la maxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un
liquido y su vapor.
Cricondenterma.- Es la maxima temperatura a la cual pueden coexistir en
equilibrio un liquido y su vapor.
Zona de Condensación Retrograda.- Es aquella cuya zona esta comprendida entre
los puntos de las curvas cricondenbar y cricondenterma (punto critico y punto de
rocio) y que a la reduccion de presión a temperatura constante ocurre una
condensación.
Petróleo Saturado.- Particularmente son empleados para petróleo. Es un liquido
en equilibrio con vapor (gas) a determinada presión y temperatura. La cantidad del
yacimiento con respecto a la region de dos fases (Gas y Petróleo) en los
diagramas de fases que relacionan temperatura y presión.
El area encerrada por las curvas de burbujeo y del punto de rocio hacia el lado
izquierdo inferior en la region de combinaciones de presión y temperatura en la
cual existen dos fases: liquida y gaseosa. Las curvas dentro de la region de dos
fases muestran el porcentaje de liquido en el volumen total de hidrocarburos, para
cualquier presión y temperatura. Inicialmente toda acumulación de hidrocarburos
tiene su propio diagrama de fases que depende solo de la composición de la
mezcla.
Cuando la presión y temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la region
de dos fases puede compotarse:
1.- Como yacimientos normales de gas, donde la temperatura del yacimiento
excede el Cricondentérmico.
2.- Como yacimiento de condensado retrogrado (de punto de rocio), donde la
temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura critica del punto
Cricondentérmico.
3.- Como yacimientos de petróleo bajo – saturado (de punto de burbujeo) donde la
temperatura del yacimiento esta debajo de la temperatura critica.
Cuando la presión y la temperatura iniciales del yacimiento caen dentro de la
region de dos fases pueden comportarse:
1.- Como yacimientos de petróleo saturado, donde existe una zona de petróleo
con un casquete de gas.
2.- Como yacimiento de petróleo saturado sin estar asociados a un casquete de
gas, esto es cuando la presión inicial es igual a la presión de saturación o de
burbujeo. La presión y temperatura para este tipo de yacimientos se localizan
exactamente sobre la línea de burbujeo.
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CUESTIONARIO WORK PAPER # 5
ANÁLISIS DESCRIPTIVO DE LAS PROPIEDADES Y VARIABLES FISICAS
INVOLUCRADAS
1. ¿ Que es una cricondentermica ?
2. ¿ Que es lo que conocemos como región de dos fases ?
3. ¿ Cual es la relación que tiene el punto de roció y el punto de burbuja ?
4. Definir a que se denomina punto critico.
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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD
WORK PAPER # 6
UNIDAD O TEMA: MÉTODOS DE PRODUCCION
TITULO: PRODUCTIVIDAD A NIVEL MUNDIAL
FECHA DE ENTREGA: 19na. Semana
PERIODO DE EVALUACIÓN: Evaluación Final
Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir.
En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por
surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones.
Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento,
su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la
superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.
Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados
por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente,
el pozo resultará “surgente”: produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría
de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo
está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de
métodos artificiales de bombeo.
Los yacimientos tienen tres tipos principales de “empujes naturales”, a saber:
a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas
disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución
de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.
b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado
sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera
un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo
con capa de gas es del 40/50%.
c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para
provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua
acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este
tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.
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El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es
aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la
superficie por medio del llamado “árbol de Navidad”, compuesto por una serie de
válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula
mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción
que se quiera dar al pozo.
Fig. 1- Esquema de pozo surgente
Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se
recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la
extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del
yacimiento.
Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se
emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m.
de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5
pulgadas según lo requiera el volumen de producción.
Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:
a. El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos según sea la
perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a
2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una
bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por
varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un
balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de
vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de
una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de
2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro
del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas
de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina
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b.
c.
d.
e.
f.
utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S
70.000 aproximadamente.
Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la
tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie.
La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de
válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este
procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción
natural cese completamente.
Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada
consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido,
generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se
bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este
medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su
utilización en pozos profundos o dirigidos.
Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado
por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula
entre viaje y viaje del pistón.
Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias
paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico.
El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable
adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear
grandes volúmenes de fluidos.
Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción
de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un
alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que permanece
estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento
hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y
estator.
Fig. 2- El bombeo mecánico es el medio de extracción artificial más usado en
Argentina.
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Fig. 3- Bombeo electrosumergible
Fig. 4.- Gas Lift consiste en inyectar gas dentro del pozo en el espacio entre el
casing y el tubing.
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Productividad a Nivel Mundial
La producción en el mundo varía enormemente según los pozos: algunas aportan
unos pocos metros cúbicos y otros más de un millar por día, lo que se debe a
factores tan diversos como el volumen de hidrocarburos almacenado en el espacio
poral de las rocas reservorio hasta la extensión misma de las capas o estratos
productivos. En la Argentina, el pozo promedio produce 9,4 m 3/día (59
barriles/día). El valor más alto de productividad se tiene en Arabia Saudita con una
producción promedio de 1828,5 m3/día (11.500 barriles/día) por pozo. En el otro
extremo se encuentra Estados Unidos con una productividad promedio por pozo
de 6,4 m3/día (40 barriles por día).
Productividad media por pozo
País
Estados
Unidos
Argentina
Venezuela
Indonesia
Gabón
Argelia
Ecuador
Libia
Nigeria
Qatar
Kuwait
Irak
Irán
Arabia
Saudita
barriles/día m3/día
40
59
200
210
700
700
1.000
1.700
1.750
2.000
4.000
7.500
9.500
6,4
9,4
31,8
33,4
111,3
111,3
159,0
270,3
278,3
318,0
636,0
1192,5
1510,5
11.500
1828,5
La producción argentina en el año 2000 alcanzó los 122.500 m 3/día
aproximadamente, según OLADE, representando un 1,1% de la producción
petrolera mundial (11.169.750 m3/día) y un 8% de la producción de Latinoamérica
y el Caribe (1.530.255,75 m3/día). En cuanto a la producción de gas natural,
Argentina alcanzó en el año 2000 un total de 44.800 10 6 m3, representando un
1,8% de la producción total mundial (2.487.342 10 6 m3) y un 22,8% de la
producción que se tiene en Latinoamérica y el Caribe (196.500 10 6 m3).
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Producción Mundial de Petróleo. 2000.
Producción Mundial de Gas Natural. 2000.
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Accesorios de Superficie.
Cabe aquí realizar una breve descripción del extremo del pozo en la superficie,
denominado comúnmente “cabezal” o “boca de pozo” y para el caso de pozos
surgentes “árbol de Navidad”. La boca de pozo involucra la conexión de las
cañerías de subsuelo con las de superficie que se dirigen a las instalaciones de
producción. El “colgador de cañerías” y el “puente de producción” son los
componentes principales de la boca de pozo. Cada una de las cañerías utilizadas
en el pozo (guía, casing, intermedia) debe estar equipada con un “colgador” para
soportar el tubing. Este colgador va enroscado en la extremo superior de la
cañería, y debe ser el adecuado para soportar a la cañería de menor diámetro.
Los fluidos producidos por el pozo son recibidos en la superficie en un “puente de
producción”, que constituye el primer punto elemental del control de la misma.
Este puente no sólo está equipado con los elementos necesarios para la
producción de petróleo, junto con el gas y el agua asociados, sino también para la
captación del gas que se produce por el espacio anular entre la tubería y el
revestidor.
Reactivación de pozos de baja productividad
En la Cuenca del Golfo San Jorge, la más antigua y de menor productividad del
país, se están llevando a cabo pruebas piloto para reactivar pozos de baja
profundidad. Para ello se está aplicando el sistema Born Lift, el que puede
asemejarse a un aljibe, en tanto consiste en un carretel de cinta accionado por un
pequeño motor eléctrico, el que sumerge hasta el nivel de producción un tubo
flexible (‘manguerote’), de una extensión aproximada de 6 metros, con una válvula
en su extremo. Al contactar el petróleo, la válvula se abre por presión y da ingreso
al hidrocarburo, que llena el tubo flexible; luego el carretel enrolla la cinta y trae
consigo el tubo flexible, que hace las veces de recipiente del petróleo. El sistema
está diseñado para mantener los niveles hidrostáticos de petróleo y agua dentro
del diámetro interior del pozo durante el proceso de lifting, por lo que el petróleo
fluye más libremente y permite extraer sólo petróleo, dejando el agua en su lugar.
Este sistema fue creado especialmente para operar pozos de baja productividad
(hasta 10 barriles por día) y pocos profundos (no más de 900 metros). El costo
promedio de este equipo está en el orden de los U$S 20.000, bastante inferior al
de los equipos normalmente utilizados (por ejemplo, bombeo mecánico).
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Fig. 6– Esquema del sistema Born Lift
En cuanto a las pruebas efectuadas en la cuenca del Golfo San Jorge, las mismas
se han llevado a cabo en el pozo 881, el que tiene una profundidad de 280 metros
y se realizan cinco carreras por hora, llevando la producción diaria entre 1y 1,5 m 3;
es claro que se trata de un pozo de baja productividad, comparado con el
promedio de los pozos de la región, que es de 4 m 3 diarios. Un equipo similar se
utiliza en el histórico pozo 4, que ha sido reactivado en mayo del 2001, después
de dos décadas de inactividad; el mismo ha producido 215 m 3 entre mayo y
octubre último, conservando aún su producción primaria.
Métodos para mejorar la recuperación de petróleo.
Hasta aquí se ha tratado la extracción de petróleo en su fase de “recuperación
primaria”, es decir, aquella que se efectúa en función de la energía existente en el
yacimiento, acudiendo en algunos casos a métodos artificiales. Dicha fase permite
obtener entre un 15% y un 35% del petróleo in situ. Si se trata de petróleos
viscosos, la extracción puede ser inferior al 10%.
Es común aplicar algunos medios para mejorar los valores de recuperación, por
ejemplo la inyección de gas o agua en determinados pozos denominados
“inyectores”, con el objeto de desplazar volúmenes adicionales de petróleo hacia
el resto de los pozos del yacimiento que conservan el carácter de “productores”.
Esto se llama “recuperación secundaria”.
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Fig. 4- En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse
inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento.
Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria:



Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del
yacimiento;
Económica: para recuperar volúmenes adicionales de petróleo.
Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento.
En lo que hace a la inyección de gas cabe destacar, por ser pionero, el proyecto
PIGAP (de inyección de gas a alta presión), el cual inyecta gas a una presión de
632,7 Kg/cm2 en el yacimiento Carito en el norte de Monagas (Venezuela), valor
de
presión
nunca
antes
manejado
en
el
mundo.
Además de la recuperación secundaria, se suelen aplicar otros métodos llamados
de recuperación terciaria o mejorada, tales como la inyección de anhídrido
carbónico (CO2), solventes, de polímeros, o métodos térmicos tales como la
inyección de vapor, o de combustión in situ. Atendiendo a su costo elevado, esta
fase se lleva a cabo cuando los precios del crudo la vuelven económicamente
factible.
Conducción del petróleo crudo.
El petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son conducidos desde cada uno
de los pozos hasta baterías o estaciones colectoras a través de cañerías
enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de diámetro. El material más común para estas
líneas de conducción es el acero, aunque se utilizan cada vez más cañerías de
PVC reforzado con fibra de vidrio, resistentes a la corrosión.
La batería recibe la producción de un determinado número de pozos del
yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación
de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los
casos necesarios, de cada pozo en particular. En el caso de petróleos viscosos,
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también se efectúa su calentamiento para facilitar su bombeo a plantas de
tratamiento.
Más específicamente, en el propio yacimiento, el petróleo crudo sufre algunos
tratamientos:
a. Separación de gases:
Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan con
facilidad.
1. El Metano (CH4) y el Etano (C2H6), componen el gas seco, así llamado
porque no se licua por compresión. El gas seco se utiliza como combustible
en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos, mezclándolo con el gas
natural.
2. El Propano (C3H8) y el Butano (C4H10), constituyen el gas húmedo que se
licua por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de acero de 4245 Kg. La apertura de la válvula, que los recoloca a presión atmosférica, lo
reconvierte en gas.
a. Deshidratación:
Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo general está acompañado por
agua de formación, sales contenidas en el agua, sólidos en distintos tipos y
tamaños y otros contaminantes peligrosos y corrosivos. Ante esta situación es
necesario separar los sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir se
elimina el agua y sal que naturalmente contiene el petróleo en formación, o el
agua que producen otras capas. Este proceso se realiza en la Planta
Deshidratadora.
El hecho de acondicionar el crudo se realiza por una exigencia tanto de los
transportadores, ya sea en barcos o en oleoductos, como de las refinerías, que es
su destino final. Dentro de estas exigencias se establece que el petróleo no
contenga un porcentaje de agua e impurezas mayor al 1% y un máximo de 100
gramos de sales por cada metro cúbico de producto.
El petróleo, una vez separado de los sedimentos, agua y gas asociados, se envía
a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las
refinerías o hacia los puertos de exportación.
Gas
Para el caso de captación de gas de pozos exclusivamente gasíferos, gas libre
pero no necesariamente seco, es necesario contar con instalaciones que permitan
la separación primaria de líquidos y el manejo y control de la producción de gas,
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normalmente a mayor presión que el petróleo. A continuación seguirá el mismo
proceso que el gas asociado ya separado.
El movimiento del gas a plantas y/o refinerías se realiza a través de gasoductos,
bombeándolo mediante compresores.
Métodos de extracción artificial y recuperación secundaria en el área Entre Lomas.
El área Entre Lomas se localiza en la Cuenca Neuquina (Provincia de Neuquén y
Río Negro) abarcando una superficie de 74.057 hectáreas. Dentro de sus límites,
existen varios yacimientos de petróleo y gas.
La gran profundidad a que se encuentran los reservorios, la abundante presencia
de gas asociado y la existencia de arena de fractura en los fluidos producidos,
llevó a elegir como sistema de extracción al denominado Gas-Lift, motivo por el
cual, oportunamente se debieron diseñar, montar y poner en marcha 29
motocompresoras que totalizan 29.000 HP de potencia, asegurando así los
2.000.000 de metros cúbicos diarios de gas de alta presión, requeridos por el
yacimiento. En su momento, este sistema se constituyó en el más grande de la
República Argentina y uno de los más importantes de Sudamérica.
Así como en condiciones originales favorecían la instalación del sistema Gas-Lift,
con el correr del tiempo se fueron produciendo situaciones condicionadas por
grandes caudales de agua, por zonas alejadas y por el progresivo agotamiento del
reservorio. De allí entonces que se debieron implementar sistemas más
tradicionales de extracción como el Bombeo Mecánico y el Bombeo
Electrosumergible.
Para mejorar la recuperación final de las reservas, en agosto de 1975, el área
Entre Lomas inició la operación de Recuperación Secundaria en uno de sus
yacimientos, posteriormente, el proyecto se extendió a otros yacimientos del área.
El promedio diario de producción para el ejercicio 1999, fue de aproximadamente
1.600mdiarios de petróleo y 1.150.000m3 de gas.
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CUESTIONARIO WORK PAPER # 6
MÉTODOS DE PRODUCCION
1. Nombrar los tipos empujes conocidos para optimizar la producción
petrolera
2. ¿ En que consiste la conducción del petróleo crudo ?.
3. ¿ A que se denominan accesorios de superficie ?
4. Explicar algunas de las razones por las cuales se realiza la recuperación
secundaria.
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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD
DIF’s # 1
U UNIDAD O TEMA: ANÁLISIS NODAL
T TITULO: OBJETIVO DEL ANÁLISIS NODAL
FECHA DE ENTREGA: 14ta. Semana
1.-Habiéndose hecho una definición completa de un sistema de producción y
explicado que función cumplen los nodos analizar de que manera se podría
optimizar la producción simplemente utilizando la variable de la ubicación de los
mismos dentro del sistema.
2. Realizar un análisis probabilístico que involucren cálculos con las formulas y
problemas realizados en clase donde se involucren aspectos como diámetro de
cañería, caudales y tiempo mismos que podrán variar a criterio personal con la
premisa de optimizar la producción.
TAREA DEL DIF´s
Analizando los resultados generados por los cambios respecto a la ubicación de
los nodos proceder a aplicar el seccionamiento a los datos de un pozo real que
presente información actual.