Bombeo Mecnico Diseo

Es uno de los mtodos de produccin ms utilizados (80-90%), el cual suprincipalcaracterstica es la deutilizar una unidad de bombeo paratransmitirmovimiento a la bomba de subsuelo a travs de una sarta de cabillas y mediante la energa suministrada por un motor. Los componentes del bombeo mecnico esta compuesto bsicamentepor lassiguientes partes: unidad de bombeo, motor (superficie), cabillas, bomba de subsuelo, anclas de tubera, tubera de produccin (subsuelo). Un equipo de bombeo mecnico (tambin conocido como balancn o cigea) produce unmovimientode arriba hacia abajo (continuo) que impulsa una bomba sumergible en una perforacin. Las bombas sumergibles bombean el petrleo de manera parecida a una bomba que bombea aire a un neumtico. Un motor, usualmente elctrico, gira un par de manivelas que, por su accin, suben y bajan un extremo de una eje de metal. El otro extremo del eje, que a menudo tiene una punta curva, est unido a una barra de metalque se mueve hacia arriba y hacia abajo. La barra, que puede tener una longitud de cientos de metros, est unida a una bomba de profundidad en un pozo de petrleo. El balancn de produccin, que en apariencia y principio bsico de funcionamiento se asemeja al balancn de perforacin a percusin, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succin que mueve el pistn de la bomba, colocada en la sarta de produccin o de educcin, a cierta profundidad del fondo del pozo.

La vlvula fija permite que el petrleo entre al cilindro de la bomba. En la carrera descendente de las varillas, la vlvula fija se cierra y se abre la vlvula viajera para que el petrleo pase de la bomba a la tubera de educcin. En la carrera ascendente, la vlvula viajera se cierra paramoverhacia la superficie el petrleo que est en la tubera y la vlvula fija permite que entre petrleo a la bomba. La repeticin continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo hacia la superficie. Como en el bombeo mecnico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas, el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancn o en la manivela. Otra modalidad es el balanceo neumtico, cuya construccin y funcionamiento de la recmara se asemeja a un amortiguador neumtico; generalmente va ubicado en la parte delantera del balancn. Este tipo de balanceo se utiliza para bombeo profundo.

Equipo de SubsueloEl equipo de subsuelo es el que constituye la parte fundamental de todo el sistema de bombeo. La API ha certificado las cabillas, las tuberas de produccin y bomba de subsuelo.

Tubera de Produccin.La tubera de produccin tiene por objeto conducir el fluido que se esta bombeando desde el fondodel pozohasta la superficie. En cuanto a la resistencia, generalmente la tubera de produccin es menos crtica debido a que las presiones del pozo se han reducido considerablemente para el momento en que el pozo es condicionado para bombear.

Cabillas o Varillas de Succin.La sarta de cabillas es el enlace entre la unidad de bombeo instalada en superficie y la bomba de subsuelo. Las principales funciones de las mismas en el sistema de bombeo mecnico son: transferir energa, soportar las cargas y accionar la bomba de subsuelo. Las principales caractersticas de las cabillas son:

a) Se fabrican en longitudes de 25 pies, aunque tambin pueden manufacturarse de 30 pies.

b) Se dispone de longitudes de 1, 2, 3, 4, 6, 8, 10 y 12 pies denominados por lo general niples de cabilla que se utilizan para complementar una longitud determinada y para mover la localizacin de los cuellos de cabillas, a fin de distribuir el desgaste de la tubera de produccin.

c) Se fabrican en dimetros de 5/8, 3/4, 7/8, 1, 1-1/8 de pulgadas.De acuerdo a las especificaciones de la API, las cabillas de acero slido es del tipo de cabillas ms utilizado y ha sido estandarizada por la API, sus extremos son forjados para acomodar las roscas, un diseo que desde 1926 no ha cambiado hasta la fecha. Todos los efectos negativos inciden en la vida til de las uniones de las cabillas de succin, y hacen que el 99% de los rompimientos por fatiga en los pines de la cabilla, lo cual es ocasionado por un incorrecto enrosque de la misma. Entre las principales fallas podemos encontrar: tensin, fatiga y pandeo. En la produccin de crudos pesados por bombeo mecnico en pozos direccionales y algunos pozos verticales, se presenta este tipo de problema (pandeo), la corta duracin de los cuellos y la tubera debido al movimiento reciproco-vertical o reciprocante (exclusivo en el bombeo mecnico) del cuello en contacto con la tubera causando un desgaste o ruptura de ambas. Para el pandeo (Buckling de cabillas) se deben colocar de 1 o 2 centralizadores por cabilla segn sea la severidad. Hay cabillas que tienen centralizadores permanentes.

Entre los tipos de cabillas que existen en el mercado estn: Electra, Corod (continua) y fibra de vidrio. Las cabillas continuas (Corod) fueron diseadas sin uniones para eliminar totalmente las fallas en el PIN (macho) y la hembra para incrementar la vida de la sarta. La forma elptica permite que una gran sarta de cabillas sea enrollada sobre rieles especiales de transporte sin daarlas de manera permanente. Otra ventaja de este tipo de varilla es su peso promedio ms liviano en comparacin a las API.

Ventajas

a) La ausencia de cuellos y uniones elimina la posibilidad de fallas por desconexin. b) La falta de uniones y protuberancias elimina la concentracin de esfuerzos en un solo punto y consiguiente desgaste de la unin y de la tubera de produccin. c) Por carecer de uniones y cuellos, no se presentan los efectos de flotabilidad de cabillas.Desventajas a) Presentan mayores costos por pies que las cabillas convencionales. b) En pozos completados con cabillas continuas y bomba de tubera, la reparacin de la misma requiere de la entrada de una cabria convencional.Anclas de Tubera.Este tipo esta diseado para ser utilizados en pozos con el propsito de eliminar el estiramiento y compresin de la tubera de produccin, lo cual roza la sarta de cabillas y ocasiona el desgaste de ambos. Normalmente se utiliza en pozos de alta profundidad. Se instala en la tubera de produccin, siendo ste el que absorbe la carga de la tubera. Las guas de cabillas son acopladas sobre las cabillas a diferentes profundidades, dependiendo de la curvatura y de las ocurrencias anteriores de un elevado desgaste de tubera.

Bomba de Subsuelo.Es un equipo de desplazamiento positivo (reciprocante), la cual es accionada por la sarta de cabillas desde la superficie. Los componentes bsicos de la bomba de subsuelo son simples, pero construidos con gran precisin para asegurar el intercambio de presin y volumen a travs de sus vlvulas. Los principales componentes son: el barril o camisa, pistn o mbolo, 2 o 3 vlvulas con sus asientos y jaulas o retenedores de vlvulas.

Pintn.Su funcin en el sistema es bombear de manera indefinida. Esta compuesto bsicamente por anillos sellos especiales y un lubricante especial. El rango de operacin se encuentra en los 10K lpc y una temperatura no mayor a los 500F.Funciones de la Vlvula

a) Secuencia de operacin de la vlvula viajera: permite la entrada de flujo hacia el pistn en su descenso y posteriormente hacer un sello hermtico en la carrera ascendente permitiendo la salida del crudo hacia superficie. b) Secuencia de operacin de la vlvula fija: permite el flujo de petrleo hacia la bomba, al iniciar el pistn su carrera ascendente y cerrar el paso el fluido dentro del sistema bomba-tubera, cuando se inicia la carrera descendente del pistn.

Equipos de SuperficieLa unidad de superficie de un equipo de bombeo mecnico tiene por objeto transmitir la energa desde la superficie hasta la profundidad de asentamiento de la bomba de subsuelo con la finalidad de elevar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. Estas unidades pueden ser de tipo balancn o hidrulicas. Los equipos que forman los equipos de superficie se explican a continuacin:

Unidad de Bombeo (Balancn). Es una mquina integrada, cuyo objetivo es de convertir el movimiento angular del eje de un motor o reciproco vertical, a una velocidad apropiada con la finalidad de accionar la sarta de cabillas y la bomba de subsuelo. Algunas de las caractersticas de la unidad de balancn son:

a) La variacin de la velocidad del balancn con respecto a las revoluciones por minuto de la mquina motriz. b) La variacin de la longitud de carrera. c) La variacin del contrapeso que acta frente a las cargas de cabillas y fluidos del pozo. Para la seleccin de un balancn, se debe tener los siguientes criterios de acuerdo a la productividad y profundidad que puede tener un pozo:Productividad a) Los equipos deben ser capaces de manejar la produccin disponible. b) Los equipos de superficie deben soportar las cargas originadas por los fluidos y equipos de bombeo de pozo. c) Factibilidad de disponer de las condiciones de bombeo en superficie adecuada.Profundidad a) La profundidad del pozo es un factor determinante de los esfuerzos de tensin, de elongacin y del peso. b) Afecta las cargas originadas por los equipos de produccin del pozo. c) Grandes profundidades necesitan el empleo de bombas de subsuelo de largos recorridos. La disponibilidad de los balancines va a depender fundamentalmente sobre el diseo de los mismos. Los balancines sub-diseados, limitan las condiciones del equipo de produccin y en consecuencia la tasa de produccin del pozo. Los balancines sobre-diseados, poseen capacidad, carga, torque y carrera estn muy por encima de lo requerido y pueden resultar muchas veces antieconmicos.Clasificacin de los Balancines

Balancines convencionales.Estos poseen un reductor de velocidad (engranaje) localizado en su parte posterior y un punto de apoyo situado en la mitad de la viga.

Balancines de geometra avanzada.Estos poseen un reductor de velocidad en su parte delantera y un punto de apoyo localizado en la parte posterior del balancn. Esta clase de unidades se clasifican en balancines mecnicamente balanceados mediante contrapesos y por balancines balanceados por aire comprimido. Los balancines de aire comprimido son 35% ms pequeas y 40% mas livianas que las que usan manivelas. Se utilizan frecuentemente como unidades porttiles o como unidades de prueba de pozo (costafuera).

Caractersticas de las Unidad de BombeoConvencionalBalanceada por aireMark II

1. Muy eficiente1. La de menor eficiencia1. Muy eficiente

2. Muy confiable debido a su diseo simple2. Las ms compleja de las unidades2. Igual que la convencional

3. La ms econmica3. La ms costosa3. Moderadamente costosa

Diseo de Equipos de Bombeo Mecnico

Es un procedimiento analtico mediante clculos, grficos y/o sistemas computarizados para determinar el conjunto de elementos necesarios en el levantamiento artificial de pozos accionados por cabilla. La funcin de este procedimiento es seleccionar adecuadamente los equipos que conforman el sistema de bombeo mecnico a fin de obtener una operacin eficiente y segura con mximo rendimiento al menor costo posible.

Paso 1:se debe seleccionar el tamao de la bomba, el dimetro ptimo del pistn, bajo condiciones normales. Esto va a depender de la profundidad de asentamiento de la bomba y el caudal de produccin (Ver Tabla 1).Nota: Todas las tablas y grficas los colocar al final de este post para que puedan ser descargados.

Paso 2:La combinacin de la velocidad de bombeo (N) y la longitud de la carrera o embolada (S), se selecciona de acuerdo a las especificaciones del pistn. Se asume una eficiencia volumtrica del 80%. (Ver grfico 1).

Paso 3:Se debe considerar una sarta de cabillas (se debe determinar el porcentaje de distribucin si se usa ms de dos dimetros de cabilla) y el dimetro de pistn, se determina un aproximado de la carga mxima para el sistema en estudio.

Paso 4:Chequear el valor de factor de impulso para la combinacin velocidad de bombeo (N) y longitud de carrera (S) establecidos en el Paso 2.

Paso 5:Clculo de la carga mxima en la barra pulida. Para este propsito ser necesario obtener cierta data tabulada de acuerdo a los datos establecidos en los pasos previos. Primero se determinar el peso de las cabillas por pie y la carga del fluido por pie. Ahora se calcula el peso de las cabillas en el aire (Wr), la carga dinmica en las cabillas (CD) y la carga del fluido (CF) a la profundidad objetivo.Wr = peso cabillas (lb/ft) x Prof. (ft)CD = F.I. x Wr (lb) > Donde F.I. (Factor de Impulso)CF = peso fluido (lb/ft) x Prof. (ft)Carga mxima barra pulida = CD + CF

Paso 6:Clculo de la carga mnima de operacin (CM), el contrabalanceo ideal y torque mximo.CM = Disminucin de la carga debido a la aceleracin (DC) fuerza de flotacin (FF)DC = Wr x (1-C) > Donde C = (N^2 x S)/70500FF = Wr x (62,5/490) > Valor constantePara el contrabalanceo ideal se debe proporcionar suficiente efecto de contrabalanceo para darle suficiente valor de carga, el cual va a ser el promedio entre el mximo (carga mx. barra pulida) y el mnimo recin calculado.Entonces,Contrabalanceo ideal = promedio de carga (entre mx. y min) la carga mnima.Torque mx. = Contrabalanceo ideal x Punto medio de la longitud de carrera (S/2).

Paso 7:Estimacin de poder del motor elctrico. Conocida la profundidad de operacin, API del crudo y el caudal requerido de produccin, se obtiene una constante que es multiplicada por el caudal de produccin (Ver grfico 3). Este valor obtenido son los HP necesarios justos para levantar el caudal requerido. Lo que se recomienda es que este valor obtenido se incremente de 2 a 2,5 veces para tener un factor de seguridad.

Paso 8:Clculo de desplazamiento de la bomba. El valor obtenido de P sera el valor de caudal de produccin si la bomba trabaja al 100% de eficiencia. El diseo de la bomba debe tener al menos el 80% de eficiencia. En crudos pesados debe tener un mximo de 18 strokes/minutos (promedio 15 API).P = C S NP = Desplazamiento de la bombaC = Constante de la bomba, depende del dimetro del pistnN = Velocidad de bombeo (SPM)

Paso 9:Profundidad de asentamiento de la bomba (Mtodo Shell, Ver Tabla 3). Esto depender enormemente de la configuracin mecnica del pozo. Si este mtodo no cumple, por lo general se asienta a 60 o 90 pies por encima del colgador. Otras bibliografas hacen referencia que se asienta 300 pies por debajo del nivel de fluido.

Propiedades de la Roca YacimientoPropiedades de la Roca Yacimiento

Propiedades de la Roca Yacimiento:

- Definicin de la porosidad - Clasificacin de la porosidad - Factores que afectan la porosidad - Procedimientos para medir la porosidad - Promedios de porosidad - Calidad de la roca en funcin a la porosidad - Correlaciones para el clculo de la porosidad - Definicin de la permeabilidad - Dimensiones de la permeabilidad - Validez de la ecuacin de Darcy - Clasificacin de la permeabilidad - Determinacin de la permeabilidad absoluta - Factores que afectan las mediciones de la permeabilidad - Promedios de permeabilidad absoluta - Correlaciones de permeabilidad absoluta - Modelo de flujocapilarde Poiseuille - Relacin entre porosidad y permeabilidad - Definicin de saturacin - Definicin de tortuosidad - Definicin de compresibilidad - Correlaciones para determinar la compresibilidad - Deformaciones elsticas e inelsticas - Efecto de la compactacin sobre la permeabilidad y la porosidad - Definicin de heterogeneidad - Heterogeneidad vertical - Variacin de permeabilidad de Dykstra Parsons - Coeficiente de Lorenz - Heterogeneidad areal - Determinacin de la heterogeneidad areal - Espesor neto de arena petrolfera Pdvsa lanza oferta pblica de cargamentos de crudo para noviembre y

La estatal venezolana Pdvsa y la petrolera argentina Pan American Energy lanzaronofertas pblicaspara venderen el mercado abierto cargamentos de crudo a ser entregados entre noviembre y diciembre, de acuerdo a documentos a los que Reuters tuvo acceso el lunes.

Petrleos de Venezuela (Pdvsa) est ofreciendo un cargamento de Bachblend (una mezcla de cinco crudos con 17 grados API que incluye el crudo Bachaquero) para entregar del 25 al 27 de noviembre un embarque de 420.000 barriles del tipo Laguna para el 8-10 de diciembre y uno de 300.000 barriles de crudo pesado Bachaquero para el 28-30 de diciembre.

Los trescargamentos saldrn del terminal de Puerto Miranda con destino al Golfo de Mxico o al noroeste de Europa ylas ofertasse recibirn hasta el 5 de noviembre.Pdvsa lanza licitaciones frecuentes al mercado abierto para colocar combustibles, pero las ofertas de crudo al contado son relativamente inusuales y habitualmente se realizan cuando la compaa no puedevendersus volmenes habituales de petrleo a travs de contratos alargo plazo.

Los crudos pesados naftnicos como el Bachaquero suelen ser exportados a refineras de asfalto de Estados Unidos.

Por su parte,Pan AmericanEnergy, una compaa controlada por la gigante britnica BP, recibir ofertas hasta el 4 de noviembre para vender un cargamento de 1 milln de barriles de crudo dulce mediano Escalante que partir desde el terminal de Caleta Crdova entre el 21 y el 31 de diciembre.

Las ofertas deben estar relacionadas a los precios del Brent para el mes siguiente a la entrega.

Se trata de la segunda oferta abierta presentada por la compaaargentinaen el ltimo mes para vender crudo Escalante, extrado de la cuenca que lleva el mismo nombre en el sur del pas sudamericano. El concurso previo fue adjudicado a la firma china Unipec.Publicado porAlexander Jose Valera Cegarraen19:33No hay comentarios:Enviar por correo electrnicoEscribe un blogCompartir con TwitterCompartir con FacebookYacimientos Convencionales y No-Convencionales-Caractersticas

Figura- 1. Muestra una seccin en forma diagramtica de la ocurrencia de los yacimientos no-convencionales y su relacin con los convencionales. Implica que existe migracin de hidrocarburos ascendente hacia los reservorios convencionales. Procedencia: Roberto Garcia-Solorzano.

Desde hace ya unoscuatroa cinco aos que en USA se explotan los yacimientos no-convencionales en granescala. Sin embargo en el restodel mundohasta ahora se comienza a tratar de comenzar su explotacin comercial.

La principal razn por la cual se comenz a explotar estos yacimientos en USA a gran escala fue debido al precio alto del gas en el ao 2008 y la necesidad de producir gas y petrleo de ellos puesto que las reas de exploracin para los yacimientos convencionales yaestabanagotadas o limitadas en su acceso por razones ambientales.

Podramos decir que elaugede la explotacin de yacimientos no-convencionales ha producido una actividad enorme de perforacin y explotacin de estos yacimientos (ms informacin), que en parte, hoy en da se justifican debido a que los precios de los crudos permanecen altos oscilando a ms de los $90.00 dlares por barril.

En elrestodel mundo se trata de usar el modelo de USA para comenzar con la explotacin de este tipo de yacimientos. Sin embargo, debemos recordar que en la mayora de los pases que tienen reservas gigantes de hidrocarburos en yacimientos convencionales no se ha acabado de explotar estos yacimientos y por consiguiente hay todava mucho potencial para encontrar hidrocarburos comerciales en estos reservorios convencionales.

Los pases de la OPEC, entre otros como:Arabia Saudita, Irn e Irak, y NON-OPEC como Rusia, y Mxico tienen todava mucho potencial para yacimientos convencionales. En estos pases la exploracin y explotacin la hace bsicamente la empresa del estado y por consiguiente el nmero de pozos perforados es insuficiente para desarrollar grandes recursos hidrocarburferos adicionales.

Si hacemos una comparacin bsica de las diferencias y similitudes de estos dos tipos de yacimientos podramos describir unos puntos muy bsicos. Estos no son los nicos o todos los que se pueden considerar pero nos ayuda a entender sus diferencias. Algunas de estas caractersticas ya se han mencionado en publicaciones anteriores del blog.

ROCA FUENTE/MADRE

Todos los yacimientos ya sean convencionales o no-convencionales, necesitan roca fuente para que puedan acumular hidrocarburos. En los yacimientos no-convencionales la roca fuente y el reservorio son el mismo horizonte estratigrfico.

Trampas en yacimientos convencionales, pueden existir dentro de toda la extensin de la roca fuente de la cuenca y an fuera de ella, sinembargo, en yacimientos no-convencionales estaremos completamente limitados a donde se encuentra la distribucin de la roca fuente y sobretodo supeditados mayormente a la calidad de la misma.

RESERVORIO

Convencionales: Obviamente el tipo de reservorio en estos yacimientos son las areniscas y carbonatos porosos ya sean con porosidad primaria o secundaria.No-convencionales. Podemos incluir las lutitas, margas, mantos de carbn (Figura 1) y las areniscas y calizas que debido a su baja porosidad y permeabilidad entraran en esta categora.

Porosidad. Se acostumbraba a tomar la porosidad de 10% como lmite de yacimientos que podran ser explotables por medios convencionales de produccin. Es decir, siempre con ms de 10% se considera convencional. Esta cifra es una gua y no un valor absoluto. Sin embargo, si podemos decir que la gran mayora de yacimientos no-convencionales tienen mucho menos del 10% de porosidad.

Permeabilidad. Las lutitas por naturaleza son rocas porosas pero sus poros no estn intercomunicados, a no ser que estn fracturadas o se fracturen artificialmente. Por lo tanto, son de muy baja permeabilidad. En reservorios convencionales la permeabilidad se puede encontrar arriba de los 100 mD (Mili Darcy) pero en los no-convencionales puede ser menor de 0.1 mD. Frecuentemente el rango puede ser en nanodarys.

TRAMPA

Las trampas en reservorios convencionales son crticas para su xito, necesitamos una trampa estructural (anticlinal, bloque fallado, etc.), estratigrfica (truncacin o acuamiento) o combinada para poder almacenar los hidrocarburos (Figura 1). Por el contrario, en los no-convencionales el gas esta embebido en los poros y en la matriz y por consiguiente, la trampa en el sentido clsico no aplica. Naturalmente, dentro del rea prospectiva de los yacimientos no-convencionales hay que identificar los trenes o reas ms apropiados (sweet spots) para su explotacin.

Extensin de la trampa. La extensin fsica de la trampa es por supuesto ms grande en los no-convencionales que en los convencionales. Una de las trampas convencionales ms grandes del mundo en cuanto a extensin es el yacimiento de Ghawar en Arabia Saudita que tiene una extensin aproximada de 174 millas de largo por 16 millas de ancho, o sea que cubre una extensin de 1.3 millones de acres.En el sentido amplio se puede considerar que los yacimientos no-convencionales cubren la totalidad de las cuencas hidrocarburferas donde se encuentre la roca fuente en el subsuelo.

SELLO

En yacimientos convencionales necesitamos una roca sello para impedir el escape de los hidrocarburos (figura 1). En los no-convencionales la roca reservorio de hecho es un sello pero con hidrocarburos embebidos que no podrn salir al menos que los estimulemos de alguna forma como produciendo fracturamientos hidrulicos (Fracking).

MIGRACIN

La migracin y el tiempo de ella pueden ser claves en yacimientos convencionales para su comercialidad. Muchas veces se encuentran yacimientos comerciales a mucha distancia de la roca fuente debido a migracin de los hidrocarburos (Figura 1).En yacimientos no-convencionales la migracin ya no es tan importante o no se considera. Estos yacimientos los encontramos directamente en la roca fuente, es decir, no consideramos migracin a distancia para los yacimientos no-convencionales.

PRESIN DE PORO

Muchos de los yacimientos ms grandes del mundo localizados en rocas convencionales se encuentran en ambientes de presiones poro normales (Prudhoe Bay, Cantarell, Ghawar, etc.). Sin embargo cuando se trata de yacimientos no-convencionales ellos muchas veces los relacionamos con la presencia de espesas secciones de arcillas/lutitas, bajo presiones anormales, en las partes ms profundas de las cuencas hidrocarburferas.

GEOQUMICA

Muchos de los valores y datos geoqumicos aplican para ambos tipos de yacimientos. Sin embargo, en yacimientos convencionales podemos tener campos de hidrocarburos comerciales en rocas inmaduras debido a la migracin de los mismos. En yacimientos no-convencionales la seccin que produce debe tener la madurez y contenido de materia orgnica apropiada para el tipo de gas o gas hmedo si fuera el caso.

EXPLOTACIN

Yacimientos convencionales generalmente pueden presentar varios niveles de contactos de agua ya sean de petrleo-agua o de gas-agua. Estos yacimientos tambin pueden producir algo de agua y con el tiempo a medida que tienen ms madurez, la produccin el agua aumenta y en muchos casos significativamente. En yacimientos no-convencionales, generalmente, hay una muy reducida produccin de agua o ninguna.

En yacimientos convencionales tenemos varios estados de recobro, primario, secundario y aun terciario. En yacimientos no-convencionales no hay fases de recobro ellos no producen al menos que se los estimule y fracturen hidrulicamente (Fracking) para que desarrollen permeabilidad. En yacimientos convencionales la produccin diaria puede ser muy superior a los no-convencionales.

POZOS

En los yacimientos convencionales se perforan pozos mayormente verticales y muchos desviados para utilizar el mismo sitio de perforacin lo cual da muchas ventajas. Se han perforado pozos horizontales en convencionales. Sin embargo, en los yacimientos no-convencionales la mayora de los pozos son horizontales dentro del objetivo.

DECLINACIN

La declinacin o agotamiento de los yacimientos no-convencionales puede ser muy precipitada con relacin a los convencionales. Los pozos de gas de yacimientos convencionales declinan cerca del 20% por ao. Sin embargo, los pozos de gas de yacimientos no-convencionales declinan muchas veces alrededor de 35% anualmente. Por este motivo hay que perforar en proporcin ms pozos que en los yacimientos convencionales. Lgicamente el rea de drenaje de los no-convencionales es mucho menor.

RESERVAS/RECURSOS

En clculo de reservas en yacimientos convencionales, aunque no es una ciencia exacta, ya tenemos mucha informacin histrica del comportamiento de estos yacimientos y por consiguiente, conocemos los factores de recobro/riqueza de muchos tipos de reservorios. Hay yacimientos convencionales que han producido por ms de 30-40 aos y esto nos da un gran conocimiento de su comportamiento para aplicarlo a nuevos yacimientos.En el caso de yacimientos no-convencionales nuestra experiencia se remonta a un poco ms de cuatro aos produciendo en forma masiva. Muchos de los clculos se hacen usando extrapolaciones hiperblicas y se asumen recursos como reservas e indiscriminadamente se habla de los dos trminos como sinnimos lo cual dista mucho de la realidad. En yacimientos no-convencionales si no se contina con un plan agresivo de perforacin de pozos para mantener la produccin esta bajar inexorablemente a corto tiempo.

PRODUCTIVIDAD

Los yacimientos no-convencionales, en general, distan mucho en productividad diaria de los convencionales. En el caso de uno de los yacimientos que actualmente se compara o se usa como base, el Bakken, localizado en el Estado de Dakota del Norte en USA, tiene una productividad promedio por pozo de 140 BOPD. Para mantener este promedio se han perforado alrededor de 5000 pozos (ms informacin).

En el caso de los yacimientos del Eagle Fort en Texas, hay pozos que tienen una produccin de gas que llega a los 15MMCFGD (quince millones de pies cbicos por da). Ya para finales del 2012 el Eagle Fort produca alrededor de 300,000 BOPD y se han perforado unos 3,000 pozos. Este yacimiento solo produca unos 12,000 BOPD en el 2010 (ms informacin).En yacimientos convencionales de buena permeabilidad y espesor las producciones llegan fcilmente a 80 a 100MMCFGD y por tanto la produccin y explotacin se hace con mucho menos pozos.

En cuencas muy maduras en la explotacin de yacimientos convencionales los campos que se descubren actualmente son muchas veces de producciones bajas debido a que las trampas son pequeas y los espesores del reservorio no son considerables. Pozos en estas pequeas trampas se asemejan a la produccin de los no-convencionales.

COSTOS

Los costos de perforacin asumiendo que se perfore solamente en tierra son ms o menos iguales en ambos tipos de reservorios. Sin embargo, en los yacimientos no-convencionales los costos aumentan bastante debido a las fracturaciones hidrulicas. En un pozo de $9MM de dlares del Eagle Fort, el completamiento del pozo es el 60% del costo lo cual incluye la fracturacin, la cual es aproximadamente un 45% (ms informacin).

No consideramos yacimientos no-convencionales en el mar. En yacimientos convencionales los costos de las operaciones de perforacin, explotacin y produccin son supremamente altos en el ambiente de aguas profundas. Este es el caso de las aguas profundas del Golfo de Mxico o de Brasil, donde Petrobras tiene que invertir cerca de 237 billones de dlares para el desarrollo de los campos de aguas profundas (ms informacin).

RIESGO GEOLGICO

Si nos referimos al riesgo geolgico de encontrar hidrocarburos en donde al menos se haga una prueba y fluya algo de hidrocarburos, podramos decir que es muy bajo en los yacimientos no-convencionales, puesto que la roca fuente generalmente tiene hidrocarburos embebidos en los poros. En algunas ocasiones en yacimientos convencionales podemos encontrar las rocas del reservorio completamente lavadas, lo que llamamos pozos secos.

Una de las caractersticas de las cuencas que hace muchos aos las llambamos tight gas basins (cuencas gasferas sin permeabilidad) era la de que prcticamente la totalidad de los pozos perforados presentaban muestras de gas o probaban algo de gas.Hoy en da estas cuencas (tight gas basins) no son ms que las cuencas potenciales para yacimientos no-convencionales. Su comercialidad est supeditada a efectuar fracturamientos hidrulicos masivos en los pozos.

En reas de frontera e inexploradas, sin infraestructura va a ser muy prematuro pensar en la explotacin de yacimientos no-convencionales, debido a los costos de desarrollar la infraestructura adecuada.

ESTRATEGIA Y HERRAMIENTAS

Siempre hemos usado herramientas de baja resolucin para determinar extensin de cuencas tales como gravimetra y magnetometra. Sin embargo cuando tratamos de buscar reas para perforar de yacimientos convencionales la ssmica es nuestra ms confiable herramienta.A pesar de que esencialmente la ssmica nos da la forma estructural tambin hemos avanzado en otros campos de su interpretacin tales como la aplicacin de anomalas de AVO o tratando de establecer detalles estratigrficos.

Por dcadas hemos tratado de tener resolucin en reservorios muy delgados pero sin mucho xito. Para los reservorios no-convencionales tendremos que pensar en esquemas de como adquirir informacin que nos d resolucin adicional para el estudio de las lutitas.Por primera vez despus de explorar por dcadas, la ssmica no nos indica donde perforar la trampa, cuando exploramos yacimientos no-convencionales. En muchos casos, la usamos para lo contrario o sea donde no perforar. Esencialmente muchas veces no queremos cruzar fallas cuando perforamos pozos horizontales.

Inicialmente la estrategia en una cuenca de yacimientos convencionales la ssmica nos localiza en reas donde podramos encontrar la trampa pero en yacimientos no-convencionales debido a que la configuracin estructural no es la ms crtica debemos tener acceso a reas mucho ms grandes.

Ms que la ssmica el estudio geolgico regional de la cuenca y las caractersticas fsicas de la roca fuente como su composicin y detalles geo-mecnicos como tipo de friabilidad y los parmetros de ingeniera son supremamente crticos para determinar las reas mejores dentro del play del yacimiento no-convencional.

Algunas veces se usa micro-ssmica, esta es otra forma de adquisicin de datos pasiva. Mayormente se usa cuando se estn haciendo las fracturaciones hidrulicas, para tratar de detectar trenes de fracturacin durante la inyeccin de fluidos.

Los yacimientos no-convencionales son como una trampa estratigrfica gigantesca con saturacin de hidrocarburos a varios niveles, donde hay que encontrar los puntos o reas ms propensos para lograr produccin de hidrocarburos a partir de permeabilidad inducida por las fracturaciones hidrulicas.

Licuefaccion de Gas Natural

Eldesarrollode laIndustria del GasNatural esta limitado por las dificultades en el transporte del Gas Natural. Muchas fuentes de Gas Naturalestnlocalizadas enreasremotas, a grandes distancias de los mercados comerciales los que los hacendifcilessuproduccinyextraccin.

ElGas Naturaldebe previamente ser sometido a diversos procesos-antes del transporte- luego estos son transportados por ductos comogas comprimido o como gas licuado.Otro medio de transporte del Gas Natural-En estado Liquido- espor mediode Buques Metaneros.Ademas se puede transformar el gas enEnergaElctrica.

El TRANSPORTE POR DUCTOS:

Tal vezsea lasolucinmas simple, pero requiere lainstalacinde red de ductosconectandolos puntos deproduccincon los puntos derecepcinello implica el transporte y el sistema dedistribucin.

EL transporte por buques metaneros es la practica normaldespus de haberse licuado el gas-El gas se transforma a Liquido bajo ciertascondicionesdepresiny temperatura-. LaLicuacindel Gas permite una significativareduccinde volumen de aproximadamente de 600 veces, lo que hace el transporte eficiente.Para producir el GAS LICUADO se utiliza elPROCESODELICUACIN.

El transporte del metano por buques requiere la licuefaccion del Gas Natural, el cual estransportado enfase liquidaapresinatmosfricaa aproximadamente a una temperatura de -160C.El transporte por buque de gas natural presurizado eslimitadopor razones de costos y seguridad.

Las fracciones liquidas pueden ser transportadas en la forma de GLP, si consistenbsicamentede C3 y C4 o pueden ser mezcladas con el crudo para una fraccion C5+ separada de un gas asociado.Es posible transformar el Gas Naturalqumicamenteen un producto liquido a condiciones del ambiente, tales como Metano, gasolina o diesel.

CONVERSINELCTRICA:

Estambinposible convertir el calor decombustindel Gas Natural enenergaelctrica-las centralestrmicas-.En ausencia de un fraccionamiento , el transporte por ductos es posible en dos fases -gas ylquidos o como un fluido supercritico,a mayores presiones que el criconderbar , eliminandoascualquier riesgo decondensacin.

LICUACIN DEL GAS NATURAL:

Lalicuacinde los gases es parte importante de larefrigeracin Muchos procesos a temperaturas criogenicas (temperaturas bajo -100C) depende de la liquefaccion de los gases.A temperaturas sobre el punto critico, una sustancia existe solo en fase gaseosa. Las temperaturas criticas del Helio,Hidrgenoy Nitrogeno (tres gaseslicuefactiblesusadoscomnmente son -268, -240 y -147C. Por lo tanto, ninguna de estas sustanciasexistiren forma liquida a condicionesatmosfricas Ademas, bajas temperaturas de estas magnitudes no pueden ser obtenidas contcnicasderefrigeracinordinarias. LasTcnicasque pueden ser usadas son:Sistema deRefrigeracinen Cascada, Sistema con Refrigerante Mixto,etc.

El proceso deliquefacciongeneralmente comprende una zonacriogenicascon uno o mas ciclos derefrigeracinen donde el gas natural es enfriado en una o mas etapas desde la temperatura ambiente hasta latemperaturadecondensacindel Gas Natural o algo menor. Estatemperaturaes normalmente alrededor de -160C.

Los sistemas derefrigeracingeneralmente hacen uso defluidos refrigerantes,que pueden ser un constituyente puro o una mezcla.El refrigerante es tipicamentevaporizadoen uno o mas intercambiadores de calorcriogenicasen el cual el Gas Natural es enfriado.El refrigerante vaporizado essubsecuente mentecomprimidoa altos niveles depresiny temperatura.El refrigerante es enfriado mediante agua o aire y posteriormente enfriado porexpansin. Escomnen los procesos delicuacincon ciclosmltiplesque los ciclos derefrigeracinconsecutiva sean enfriados pro el refrigerante del primer ciclo.Normalmente, las corrientes de Gas Natural son primeros descontaminados de agua, gasescidose hidrocarburos pesados.

CICLO DEREFRIGERACIN:

El ciclo de refrigeracion puede dividirse en 4 etapas:

Etapa de Expansion:En la etapa de expansion se inicia con la disponibilidad de un refrigerante al estado liquido. Mediante esta etapa, la presion y temperatura son reducidas mediante elFLASHEOdel liquido a travez de una valvula de control( Valvula Joule-Thompson). No ocurre cambio de energia debido a que la entalpia al inicio y al final permanecen iguales(PROCESO ISOENTALPICO).En la salida coexisten ( liquido y gas).Etapa de Evaporacion:El vapor generado durante la expansion no provee ninguna refrigeracion al proceso.El calor adsorvido en esta etapa es causado por la evaporacion de la fase liquida y del gas natural,por lo tanto, el gas natural se llega a enfriar a esa temperatura, y el refrigerante pasa todo al estado de vapor saturado.Etapa de Compresion:Los vaporares refrigerantes dejan elChiller o Intercambiador de Calora la presion de saturacion. Todos los vapores son comprimidosISOENTROPICAMENTE(bajo entropia constante) hasta una presion mayor o igual al de la inicial.

Etapa de Condensacion:El refrigerante sobrecalentado es enfriado a presion constantehasta la temperatura del DEW POINT y los vapores refrigerantes empiezan a condensar a temperatura constante.Durante la reduccion de calentamiento y proceso de condensacion, todo el calory trabajo aumentado al refrigerante durante los procesos de Compresion y Evaporacion,deben ser removidos de modo que elciclo pueda ser completado alcanzando el Punto Inicial.

CONDICIONES DE LICUEFACCION DEL METANO:Generalmente, el metano a las condiciones de salida del yacimiento esta a 15.6C y 5500 KPa y se desea convertirlo a liquido saturado a presion atmosferica ( -161,6C y 101 KPa).

Como el metano tiene una temperatura critica de -85C, este no puede ser licuado bajo ninguna circunstancia a temperaturas mayores. Para enfriar el gas desde las condiciones del yacimiento, se tienen 3 procesos posibles: Intercambio de Calor con una corriente Fria. Expansion Isoentropica con produccion de trabajo, mediante un expander. Expansion adiabatica a traves de una valvula Joule-Thompson.En este proceso de licuacion se considerara como esquema base el deJoule-Thompson, junto con un pre-enfriamiento mediante intercambio de calor. La razon de enfriamiento de la carga se debe a que si se efectua unaexpansindesde 5516 KPa y 15.6C hasta lapresinatmosfrica esta descendera solo hasta -12.2C, por lo que no habra licuacion del Gas Natural. -Se encuentra fuera de la envolvente-.

Lacombinacinde estos dos conceptos da origen alCiclo Linde Simpleel cual se representa en un diagrama de Mollier.

El proceso consiste en un enfriamiento de la carga medianteintercambio de calor con la corriente de gas frio obtenida de la expansion, seguido por una expansion adiabatica del gas.El compresor del gas de recirculacion producido por la expansion representa el punto de inyeccion de la energia del proceso.

CICLO DE CASCADA CONVENCIONAL:

En este proceso , la temperatura es reducida en etapas sucesivas para igualar el perfil de temperatura-entalpia. En si, el proceso consta de 3 etapas.La primera etapa corresponde al enfriamiento producido por elpropanocomo refrigerante donde se obtiene -35C. En esta etapa un 20% de intercambio de calor se da.La segunda etapa utiliza etileno como refrigerante, enfriando el Gas Natural hasta -100C, obteniendose un intercambio de calor en esta etapa de aproximadamente 50%.La tercera etapa utiliza el metano como refrigerante, enfrianfo el Gas Natural hasta -155C, usando el ciclo de metano. En cada uno de los ciclos, la mas baja presion atmosferica, para eliminar el riesgo de ingreso del aire.

DESCRIPCION DEL PROCESO:El propano comprimidoa 1.3 MPa en el primer ciclo,es condensado con agua de enfriamiento. La vaporizacion delpropano a -35Cenfria el gas natural y tambien condensa el etileno, comprimido a 2.1 MPa. La vaporizacion del etileno a -100C ayuda a licuar el gas natural bajo presion y a condensar el metano comprimido hasta 3.9 MPa. en el tercer ciclo.Desde que el gas natural es subenfriado a -155C, la expansion de la fase liquida a presion atmosferica resulta en vaporizacion parcial (flash),la cual ayuda a alcanzar la temperatura de equilibrio liquido-vapor s presion atmosferica.

En este Ciclo de Refrigeracion de Cascada, el ciclo consiste de 3 subciclos con diferentes refrigerantes. En el primer ciclo,el propano deja el compresora alta temperatura y presiony ingresa al Condensador donde agua o aire de enfriamiento es usado como refrigerante.El propano condensa y entra a la Valvula de Expansion donde su presion es disminuida hasta la presion de evaporacion.Como el propano evapora, el calor de evaporacion viene de la condensacion del Etileno, enfriamiento del metano y del Gas Natural.El propano deja el evaporador e ingresa al Compresor, completando asi el ciclo.

El Etileno condensado se expande y evaporaconforme condensa el metano y el gas natural es mas adelante enfriado y licuado. Como el metano entra al compresor para completar el ciclo,la presion del gas natural licuado es reducida en una valvula de expansion multietapas con usualmente tres etapas, y consecuentmente tres niveles de temperatura de evaporacion para cada refrigerante. Los flujos de masa en cada etapa son usualmente diferentes. El Gas Natural desde los ductos va a traves de un proceso durante el cual los gases acidos son removidos y su presion aunmentada a un valor promedio de 40 bar antes de entrar al ciclo.

PLANTA MELCHORITA

La Planta de licuefaccin de gas natural se construye en un terreno costero de 521 hectreas de extensin ubicado a 170 kilmetros al sur de Lima.Esta incluye un centro de licuefaccinde gas natural, un terminal martimo con un muelle de carga y un canal de navegacin que permitir el ingreso y salida de los buques metaneros.En la Planta se producir el gas natural licuado (LNG) mediante un proceso de purificacin y enfriamiento, a travs del cual el gas pasa de su estado gaseoso al estado lquido,reduciendo su volumen hasta 600 veces, facilitando as su almacenamiento hasta su traslado en buques metaneros.La Planta tendr una capacidad nominal de 4.4 millones de toneladas anuales, lo que significa que estar en capacidad de procesar 620 MMSCFD.

Luego de ser enfriado, el LNG se almacenar en dos grandes tanques de almacenamiento de 130,000 m3 a presin atmosfrica para su posterior embarque en buques metaneros. Para permitir la carga del gas licuado, el Proyecto contempla la construccin de un terminal martimo con un muelle de carga y un canal de navegacin.

levantamiento artificial: Inyeccin de gas caliente como sistema en pozos de crudo pesadolevantamiento artificial: Inyeccin de gas caliente como sistema en pozos de crudo pesado

El artculo describe losresultadosde la utilizacin de gas de levantamiento previamente calentado (250 @ 320 F), para pozos que producen crudo pesado (API 12), basndose en las experiencias obtenidas en una prueba piloto realizada en un pozo perteneciente al Campo Piln, Distrito Morichal, Venezuela. Los resultados obtenidos en un pozo engas liftcon una gravedad API de yacimiento de 12, producto de la inyeccin del gas caliente a travs de una completacin con tubera concntrica, se pueden resumir en un incremento en la produccin de 520 @ 817 BNPD (57%), utilizando la misma tasa de inyeccin de gas (400 MPCND). Con el sistema de tuberas concntricas, se logra incrementar la eficiencia en la transferencia de calor, dado que el mismo fluye desde la tubera de inyeccin de gas hacia el crudo que circula por el anular (fluido en contra corriente).

El principio delsistemade levantamiento con tubera concntrica se basa en inyectar gascalientea travs de una tubera de 2-3/8 pulgadas la cual lleva insertada una pieza especial para la inyeccin al final de la tubera, esta tubera est colocada dentro de una tubera de produccin de 4 pulgadas, y el fluido es producido a superficie a travs del anular creado entre el dimetro interno de la tubera de 4 pulgadas y el dimetro externo de la tubera de 2-3/8 pulgadas. La aplicacin de este sistema cobra especial inters en campos que producen crudos pesados, mediante el mtodo de levantamiento artificial por gas. Asimismo, la inyeccin de gas caliente para fines de levantamiento es una opcin competitiva para aumentar la produccin en pozos pesados, permite incrementar la eficiencia del levantamiento y se reducen los costos de produccin del barril de petrleo.

Introduccin

El Distrito Morichal est conformado por las reas dePesadoy Extrapesado, con los campos Piln, Jobo, Morichal y Cerro Negro. Los Campos Morichal y Jobo tienen el crudo ms pesado (8.5 11 API) y Piln tiene el crudo ms liviano (11.5 14 API). El estudio fue enfocado en el campo Piln. En el campo Piln existen un gran nmero de pozos gas lift que se encuentran inactivos por presentar daos en el revestidor de produccin y con el sistema convencional de inyeccin de gas por el anular no pueden mantenerse activos, en este caso es necesario utilizar una completacin con tuberas concntricas, el cual consiste en bajar una tubera de 2-3/8 pulgadas dentro de una tubera de produccin de 4 pulgadas, aislando de esta forma la zona donde se encuentra el hueco en el revestidor. De esta manera se inyecta el gas a travs de la tubera de 2-3/8 pulgadas y el crudo es producido por el anular creado entre el dimetro interno de la tubera de 4 y la tubera de 2-3/8 pulgadas. Estas reas tienen caractersticas especficas que hacen de la extraccin de petrleo un proceso complejo, debido a su alta viscosidad, lo que genera resistencia al flujo a travs del sistema de produccin integrado (desde el medio poroso a las lneas de flujo). Con el fin de mejorar la produccin y disminuir la viscosidad del crudo, se evalu la aplicacin de inyeccin de gas caliente como sistema de levantamiento artificial utilizando una completacin de tuberas concntricas en un pozo de crudo pesado en el campo Piln del Distrito Morichal, en el cual se logr un incremento en la produccin del mismo por encima del 50%.

Descripcin del yacimiento

La siguiente tabla muestra la informacin bsica del pozo donde fue desarrollada la evaluacin con la inyeccin de gas caliente: Gravedad del crudo (API) = 12 Presin de yacimiento (psi) = 1250 Temperatura de yacimiento, Tr (F) = 130 Espesar de la arena productora (ft) = 40 Porosidad (%) = 26 Permeabilidad (darcy) = 2-3 Viscosidad a Tr (cp) = 800 Agua y Sedimento (BSW) = 45%

Existen dos puntos importantes que mencionar acerca del sistema de gas lift en el campo Piln. El primero, este campo ha sido explotado durante ms de 50 aos usando gas lift y el segundo, el incremento de la Relacin Gas-Petrleo ha hecho difcil el uso de otro sistema de levantamiento artificial.

El problema y la solucin

Las condiciones de corrosin asociadas al incremento en el corte de agua y el contenido de CO2 han causado daos en la tubera de produccin durante los ltimos aos. Significativos reemplazos de la tubera de produccin ha sido necesarios, con la finalidad de mantener las condiciones de produccin de los pozos en el campo Piln. Con el dao en el revestidor, los pozos no pueden producir porque el gas pasa a travs de los huecos en el revestidor y no llega con la suficiente presin a la vlvula operadora, por lo tanto el petrleo no puede ser levantado desde el fondo hasta la superficie. La solucin consiste en la bajada de una tubera de menor dimetro (con una nariz de inyeccin al final) para inyectar el gas de levantamiento, dentro de la tubera de produccin. Los fluidos son producidos a la superficie a travs del anular creado entre la tubera de menor dimetro y la tubera de produccin respectivamente. El apndice muestra el esquema de completacin del pozo, donde se observa el diseo utilizado, con el aislamiento del anular usando una empacadura.

Efecto de la transferencia de calor en el crudo pesado por anlisis numrico.

En vista de la evidente importancia que tiene la temperaturacomovariable a considerar en la produccin de un pozo, especialmente en crudo pesado, se evalu el efecto de incrementar la temperatura de inyeccin del gas de levantamiento. Para lograr esto, se propuso calentar el gas de levantamiento (210F) lo ms cercano al pozo, el cual es productor de crudo pesado de 12 API y posee una completacin con inyeccin de gas con tuberas concntricas. Con el sistema de tuberas concntricas, se podr incrementar la eficiencia en la transferencia de calor, dado que el mismo fluye desde la tubera de inyeccin de gas hacia el crudo que circula por el anular (fluido en contra corriente). Debido a que el gas viaja en contra flujo con el crudo que viene ascendiendo por el espacio anular, el efecto es convertir al espacio anular en un gran intercambiador de calor, permitiendo reducir la viscosidad del crudo producido con un incremento en la produccin del pozo.

Para el clculo de todas ecuaciones para la transferencia de calor involucrada en el sistema, se diseo una hoja de clculo que permiti estimar la distribucin de temperatura del fluido inyectado a lo largo de la tubera, al igual que la entalpa (contenido de calor) a cada profundidad, y de all las prdidas de calor. La finalidad de estos clculos es determinar si en el punto de inyeccin de gas, el mismo llegar a las condiciones de calentamiento y estimar cuanto sera la prdida de temperatura a lo largo de la tubera de inyeccin. Las grficas generadas a travs de la hoja de clculo aportan informacin importante para predecir el comportamiento de produccin con la aplicacin de inyeccin de gas caliente mediante el anlisis nodal.Campo Pilon Geometra del Pozo Vertical Tubera de produccin, pulg 4 Tubera de inyeccin de gas, pulg 2 3/8 Temperatura de superficie, F 90 Cp gas, J/Kg-C 2302 Viscosidad del Gas, Pa*s 1.33E-5 Conductividad trmica del Gas, W/m-C 0.0372 Conductividad trmica del petrleo, W/m-C 0.116

Figura 1.Perfil de temperatura con la inyeccin de gas caliente (210F).

Figura 2.Perfil de presin con la inyeccin de gas caliente (210F).

Con la hoja de clculo diseada se logra determinar el perfil de presin y temperatura involucrados en la transferencia de calor, permitiendo conocer el comportamiento de estas variables en el pozo bajo los efectos de inyeccin de gas caliente. Con la finalidad de validar el diseo de la hoja de clculo se realizaron sensibilidades tomando como base las pruebas de produccin del pozo en estudio con la inyeccin de gas en fro y con varias pruebas realizadas al pozo luego de la inyeccin de gas caliente.

Comportamiento de produccin con la aplicacin de inyeccin de gas caliente a travs del anlisis nodal.

Para determinar el beneficio de aplicar la inyeccin de gas caliente como sistema de levantamiento artificial en un pozo de crudo pesado, se realiz una simulacinutilizandoun software especial para levantamiento artificial por gas, configurando el esquema de completacin del pozo y ajustando inicialmente el modelo al comportamiento de produccin actual, a travs de las caractersticas de los fluidos; el corte de agua, tasa de petrleo, RGP y el ndice de productividad del pozo. Se utilizaron correlaciones de flujo multifsico vertical y horizontal especficas para crudo pesado del rea en estudio (Hagedorn & Brown y Xiao, respectivamente). El pozo presenta una produccin de 520 barriles de petrleo bajo el escenario de inyeccin en fro. Los resultados preliminares, producto del anlisis nodal considerando la inyeccin de gas caliente, indicaron un ganancial en la produccin de 55% (286 barriles de petrleo) en comparacin con la produccin en fro del pozo.

Figura 3.Anlisis Nodal con la inyeccin de gas en frio y caliente.

Prueba PilotoPara realizar la prueba piloto requerida, se instal un calentador de fuego indirecto de 2 MM BTU/hr en las adyacencias del pozo, este equipo trabaja bajo el principio de un bao de mara el cual se calienta con un quemador de gas natural. El pozo en estudio presenta un corte de agua bajo y 12 API, lo cual lo hace atractivo para el incremento en la produccin y est completado con el sistema de tubera concntrica. Los parmetros operacionales con la inyeccin de gas en fro son los siguientes: Presin de cabezal: 170 psig Presin de inyeccin de gas: 850 psig Tasa de gas inyectado: 400 MSCFD Tasa de produccin de petrleo: 520 barriles por da Temperatura de cabezal: 115 F Temperatura del gas inyectado: 100 F El da 15 de Octubre de 2010, el proceso de inyeccin de gas caliente fue iniciado. Luego de un periodo de evaluacin de doce (12) semanas, los siguientes resultados fueron obtenidos: Presin de cabezal: 190 psig Presin de inyeccin de gas: 850 psig Tasa de gas inyectado: 400 MSCFD Tasa de produccin de petrleo: 817 Barriles por da Temperatura de cabezal: 127 F Temperatura del gas inyectado: 210 F En funcin de estos resultados, se evidenci un incremento en la produccin de 520 a 817 Barriles (57%), superior a lo estimado por las simulaciones. Basados en estos resultados, se instalar un sistema de inyeccin de gas caliente en diez (10) pozos con un ganancial estimado de 1600 barriles de petrleo.

Conclusiones

Usando una completacin concntrica se asegura una completa transferencia de calor hacia el fluido producido, y las prdidas hacia las formaciones adyacentes son minimizadas.

La inyeccin de gas caliente mostr un incremento en la produccin debido a la reduccin de la viscosidad, adicionalmente la eficiencia de levantamiento se incrementa.

En el caso particular del pozo en estudio, la produccin incremento de 520 barriles a 817 barriles, lo que representa un 57% de incremento.

En campos petroleros de crudo pesado, donde el costo del diluente sea una parte considerable del costo de produccin, se puede mantener la produccin reduciendo la inyeccin del mismo, sin embargo es recomendable efectuar primeramente un anlisis econmico, que permita justificar la instalacin de un equipo de calentamiento, ya sea directo o indirecto.

La utilizacin del calentador de fuego indirecto de 2 MMBTU/hr, obedeci bsicamente a la disponibilidad de este equipo, sin embargo en otras aplicaciones se pueden seleccionar calentadores de menor capacidad que se adapten a los requerimientos del pozo donde se vaya a implantar la mejora.

Figura 4.Efecto de la transferencia de calor.

Figura 5.Esquema de completacin del pozo.

Figura 6.Comportamiento de la viscosidad vs. temperatura.