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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO COMITÉ TÉCNICO DEL PROGRAMA DE INGENIERÍA COSTA ORIENTAL DEL LAGO

EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN EN POZOS CON UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO CORLIFT Trabajo Especial de Grado para Optar al Título de Ingeniero de Petróleo

Autor: T.S.U. Sánchez N. Yoel S.

Tutor Académico. Ing. Juan Silva. Tutor Industrial. Ing. Dimas Reyes.

Cabimas, Marzo de 2010

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EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN EN POZOS CON UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO CORLIFT

Yoel Salvador Sánchez Navarro C.I. 16.980.835 [email protected] Tlf. 0414-5758598 Dirección: Sector Guabina, casa 86 Cabimas-Edo. Zulia

Ing. Juan A. Silva S.

Ing. Dimas Reyes

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Este jurado aprueba el trabajo especial de grado titulado “Evaluación del Comportamiento de Producción en Pozos con Unidad de Bombeo hidráulico Corlift” que Yoel Sánchez C.I. 16.980.835 respectivamente, presenta al Consejo Académico del Núcleo LUZ Costa Oriental del Lago en cumplimiento de los requisitos para optar al título de Ingenieros de Petróleo según los reglamentos de Grado de la Universidad. Cabimas Marzo de 2010.

PROF. Ing. Juan A. Silva S.

PROF. Ing. Carlos Colmenares.

PROF. Ing. Oscar García.

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Yoel Sánchez: “Evaluación del comportamiento de producción en pozos con unidad de bombeo mecánico corlift” Trabajo Especial de Grado para Optar al Título de Ingeniero de Petróleo. La Universidad del Zulia Núcleo Costa Oriental del Lago. Cabimas Marzo de 2010. RESUMEN En vista a la problemática que presentan algunos pozos pertenecientes al campo coapechaca debido a los bajos niveles de producción y a la necesidad de obtener un mayor factor de recobro lo que se traduce en ganancia, es necesario un estudio para determinar las causas que originan estas diferidas. Por lo que se planteo un proyecto de investigación que se realizó en base al objetivo general que consiste en evaluar el comportamiento de producción en pozos con unidad de bombeo mecánico corlift. El tipo de investigación se determinó como descriptivo, explicativo y evaluativo. La población utilizada esta constituida por 125 pozos ubicados en el campo coapechaca sector palma sola, en la ciudad de Poza Rica, estado de Veracruz México pertenecientes a la interestatal PEMEX y operados por la empresa SCHLUMBEGER. Con una muestra conformada por tres (3) pozos que representan el estado de producción promedio de la población, estos son el Coape-574, Coape-814 y Coape-854 a los cuales se les realizó un análisis exhaustivo a partir de la adquisición de datos de producción, nivel de fluido, calculo de presiones de fondo y mediciones dinamométricas para elaborar un diagnostico permitiendo así explicar la fuente de los problemas asociados a la merma de producción en pro a la optimización de los sistemas de levantamiento artificial. En función de esto se determinó que las condiciones de los equipos instalados en superficie son óptimas y existen altas fricciones de fondo, debido a la elongación de las cabillas, se genera una compresión en las sartas para coape-578 y 854, se determino que para estos dos pozos el nivel de líquido no es representativo para la prueba IPR calculada, no representa el estado actual de los dos pozos. En base a los resultados es recomendable el uso de un software de predicción para el cálculo de las cargas en el sistema.

Palabras claves; Producción, diagnostico, optimización, levantamiento artificial.

e-mail: [email protected]

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Yoel Sanchez: "Evaluating the Performance of Production Wells with Corlift Mechanical Pumping Unit" Special Degree To qualify for Title Petroleum Engineer. La Universidad del Zulia Núcleo Costa Oriental del Lago. Cabimas March 2010.

ABSTRACT In view of the issues that have some wells belonging to coapechaca field due to low production levels and the need to obtain a higher recovery factor which translates into profit, you need a study to determine the causes of these deferred. As presents a research project that is performed based on the general objective is to evaluate the performance of production wells corlift mechanical pumping unit. The research was established as descriptive, explanatory and evaluative. The population used is constituted by 125 wells in the field coapechaca palm sector alone in the city of Poza Rica, Veracruz Mexico from Interstate PEMEX and operated by the company SCHLUMBEGER. With a sample comprised of three (3) wells that represent the state average production of the population, these are the COAP-574, Coapa-814 and COAP854 to which they conducted an exhaustive analysis from the acquisition of production data, fluid level, calculating background pressures and torque measurements to develop a diagnostic allowing explain the source of the problems associated with production decline towards the optimization of artificial lift systems. In function of this to settled what the conditions of the units installed in surface is on performer and existing friction bottom hole to elasticity of roll. Is generated compressing in the all rolls for coape-578 and 854. Is settled for this wells the dehpt liquid level doesn´t perform to test IPR calculed. No perform the situation present of the two wells. On base to result recommended the use of software to prediction for calculate chargers of the system.

Keywords, Production, diagnosis, optimization, artificial lift.

e-mail: [email protected]

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INTRODUCCIÓN La industria petrolera se esfuerza por obtener el mayor factor de recobro en pozos que producen por flujo natural o bien que produzcan por medio de algún sistema de levantamiento artificial, a razón de percibir ganancia por renta petrolera. En este sentido es necesario mantener o aumentar las cuotas de producción, por lo que se realizan inversiones en estudios a fin de detectar las causas que originan las bajas de producción. Siguiendo con estos lineamientos la empresa operadora SCHLUMBERGER, en concesión con la interestatal PEMEX, solicita los servicios de la empresa UPCO de Venezuela a fin de que evalúe los diseños, determine las causas que inciden directamente con las bajas de producción y diagnostique mediante el análisis de la adquisición de datos dinamométricos, mediciones acústicas con equipo electrónico analizador de pozos de la marca reconocida ECHOMETER C.O.,

en determinada

cantidad de pozos en el campo Coapechaca estado de VeraCruz, Poza Rica México. El siguiente trabajo de investigación tiene como principal objetivo la evaluación del comportamiento de producción en pozos con unidad de bombeo mecánico corlift. Para cumplir con el objetivo propuesto se tomará como base para la recolección de información, la investigación de campo combinada con la documental, en sus diferentes niveles, y observaciones dinámicas directas en el campo de trabajo. A través del presente proyecto de investigación se dan a conocer todos los aspectos relacionados con el trabajo especial de grado, para cumplir con los requisitos establecidos para optar al título de ingeniero de petróleo. El trabajo de investigación desarrollado

a continuación se estructura de la

siguiente manera: Capítulo I. En este capítulo se desarrolla el planteamiento del problema, se plantean los objetivos a alcanzar durante este trabajo, la justificación y la delimitación de la investigación así como la descripción de la empresa en el cual se ha desarrollado este proyecto. Capítulo II. En el marco teórico se recolecta toda la información bibliográfica necesaria para conocer más a fondo el proyecto de investigación. Este material bibliográfico abarca desde el conocimiento de las partes que conforman la estructura del sistema de levantamiento, tipos, variables y ecuaciones para identificar escenarios

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de producción así como las formas correctas de interpretar los datos dinamométricos adquiridos. Capítulo III. El marco metodológico describe la manera como se pretende alcanzar los resultados de la investigación. Este capítulo está estructurado describiendo cada una de las fases y actividades por cada objetivo planteado para el desarrollo de este proyecto de investigación. Capítulo IV. En este capítulo se describen los resultados alcanzados por cada uno de los objetivos propuestos. Para finalizar se plantean las conclusiones y las recomendaciones para futuros estudios en el área de producción con este tipo de unidades poco comunes en algunos países.

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ÍNDICE GENERAL

Frontispicio

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Carta de aprobación

iii

Dedicatoria

iv

Agradecimiento

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Resumen

vi

Abstract

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Introducción

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Capítulo I 1. EL PROBLEMA

Pg. 20

1.1 Planteamiento del problema.

20

1.2 Objetivos de la investigación.

21


Objetivo general.

21


Objetivo especifico.

21

1.3 Justificación de la investigación.

22

1.4 Alcance de la investigación.

22

1.5 Delimitación de la investigación.

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Capítulo II 2. Marco teórico. 2.1 Antecedentes de la investigación. 2.2 Bases teóricas. 2.3 Sistema de bombeo mecánico.
Unidades de bombeo convencional.
Unidades de bombeo mark II.
Unidades de bombeo balanceadas por aire

Pg. 25 25 26 26 27 27 28

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2.2.2 Otras unidades de bombeo.
Unidad de bombeo reverse mark II.

29 29


Unidad de bombeo churchill.
Unidad de bombeo bajo perfil.
Unidad de bombeo strapjack.
Unidad de bombeo rotaflex.
Unidad de bombeo dynapump.
Unidad de bombeo corlift. 2.2.3 Equipo de superficie.
Cabezal de producción. • Componentes del cabezal de producción. • Otros componentes. 2.2.4 Equipo de subsuelo.
Sarta de varillas.
Varillas API.
Varillas API UPCO.
Varillas no API. • Varillas electra. • Varillas continuas corod. • Varillas de fibra de vidrio.
Barras de peso.
Barras de subsuelo. • Clasificación de las bombas.  Componentes de las bombas. 2.2.5 Método de ecuación de onda.
Modelo de GIBBS. 2.2.6 Diagrama modificado de GOODMAN.
Factor de servicio.
Ecuación de análisis de tensión de GOODMAN modificado. 2.2.7 Análisis de tensión con el método de GOODMAN modificado. 2.2.8 Comportamiento de producción.
Índice de productividad 2.2.9 Definición de variables implícitas.
Calculo de presiones de fondo. • Presión de fondo estática • Presión de fondo dinámica. • Correlación de podio. 2.2.10 Técnicas y métodos para la determinación y análisis de las condiciones de bombeo
Equipo ECHOMETER.
Computador.
Analizador de pozos.

29 30 30 31 32 33 34 34 35 38 38 38 40 42 42 42 42 43 44 46 46 48 52 54 57 61 61 63 65 65 66 66 67 70 72 75 76 76 76

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Dispositivo de disparo ó disparador acústico. • Pulso de explosión. • Pulso de implosión.
Transductor de presión.
Manómetro WG. • Cables del analizador. • Sensores dinamométricos electrónicos de ECHOMETER.  Celda de carga tipo herradura.  Celda de carga de la barra pulida (PRT).  Celda de carga con elevación hidráulica.
Medición acústica de nivel de fluido. • Procedimiento.
Prueba de restauración de presión.
Conteo automático de cuellos.
Presión de fondo de pozo.
Adquisición de datos dinamométricos  Cartas dinagráficas.  Procedimiento. • Prueba de válvula viajera.  Procedimiento para realizar prueba de válvula viajera. • Prueba de válvula fija.  Procedimiento para realizar prueba de válvula fija. • Análisis de prueba de válvula. • Procedimiento para el análisis de prueba de VV. • Procedimiento para el análisis de prueba de VF. • Análisis de cargas a partir de registros dinamométricos.  Carta dinagráfica de superficie.  Carta dinagráfica de fondo. 2.2.11 Software de diseño QROD. 2.3 Sistema de variable. 2.4 definición de términos básicos. Capítulo III 3. MARCO METODOLÓGICO 3.1 Tipo de investigación. 3.2 Diseño de la investigación. 3.3 Operacionalización de la variable. 3.4 Procedimiento de la investigación. 3.5 Técnica de recolección de datos. 3.6 Revisión documental o bibliográfica. 3.7 Metodología de la investigación.

77 78 78 78 79 79 79 79 80 81 81 82 83 84 85 87 87 88 93 93 94 95 96 96 99 101 101 103 104 106 106 109 109 110 112 113 114 115 115

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Capítulo IV 4. Resultados.

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CONCLUSIONES RECOMENDACIONES BIBLIOGRAFÍA ANEXOS

142 144 146 147

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ÍNDICE DE CUADROS

Pg. Cuadro N° 1, Clasificación API de las cabillas según su fuerza ténsil mínima Cuadro N° 2, Especificaciones de fabricación API por diámetro de las cabillas Cuadro N° 3, Combinaciones de cabillas según el diámetro del pistón de la bomba Cuadro N° 4, Cabillas API UPCO Cuadro N° 5, Especificaciones de las cabillas COROD Cuadro N° 6, Especificaciones de las cabillas de fibras de vidrio Cuadro N° 7, Especificaciones de barras de peso Cuadro N° 8, Representa la operacionalización de la variable en estudio Cuadro N° 9, Datos mecánicos Cuadro N° 10, Datos de sarta de varillas Cuadro N° 11, Datos de producción Cuadro N° 12, Resumen de datos de superficie coape-578 Cuadro N° 13, Resumen general de datos de superficie de los pozos Cuadro N° 14, Resumen de datos de superficie coape-578 Cuadro N° 15, Resumen general de datos de fondo de los pozos Cuadro N° 16, Datos adquiridos a partir del análisis acústico de nivel Cuadro N° 17, Datos de producción de los pozos seleccionados

40 41 41 42 43 44 45 112 119 120 120 121 122 126 127 136 137

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ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Balancín convencional. Figura 2. Unidad de bombeo unitorque Mark II. Figura 3. Unidad de bombeo air balance. Figura 4. Reverse mark II. Figura 5. Unidad de bombeo Churchill. Figura 6. Unidad de bombeo de bajo perfil. Figura 7. Unidades de bombeo strapjack. Figura 8. Caja reductora o caja de engranaje. Figura 9. Unidades de bombeo rotaflex. Figura 10. Unidades de bombeo dynapump. Figura 11. Unidades de bombeo corlift. Figura 12. Unidad de superficie corlift. Figura 13. Componentes del cabezal de producción. Figura 14. Prensa estopa. Figura 15. Preventor. Figura 16. Diseño adecuado de selección de varillas. Figura 17. Varilla API. Figura 18. Bomba reciprocante. Figura 19. Barril de la bomba de subsuelo. Figura 20. Pistones metal-metal. Figura 21. Pistones tipo copa, Anillos y Anillos-copas. Figura 22. Esquema Bola-Asiento. Figura 23. Jaulas y bombas de subsuelo. Figura 24. Arreglo típico de una bomba reciprocante de subsuelo. Figura 25. Balance de fuerzas en un elemento de diferencial de varillas. Figura 26. Construcción del diagrama API modificado de Goodman. Figura 27. Uso del diagrama API modificado de Goodman. Figura 28. Aumento de tensión debido a ataque corrosivo. Figura 29. Ejemplo, para un pozo con 50% de RAP. A condiciones de bombeo y después de cerrado. Figura 30. Datos de gradientes de petróleo para diferentes gravedades API, Agua fresca, salmuera, entre otros. Figura 31. Comparación entre correlación de Gilbert y ajuste presentado por J. McCoy-A. Podio. Figura 32. Heavy Oil Test Points (red line) Plotted on Echometer “S” Curve Graph (black line).presentado por J. McCoy-A. Podio. Figura 33. Computador acoplado al analizador de pozos. Figura 34. Dispositivos de disparos más utilizados. Figura 35. Transductor de presión. Figura 36. Celda de carga tipo herradura Figura 37. Diagrama de la instalación del transductor de la barra pulida Figura 38. Instalación en la barra pulida debajo de la barra portadora Figura 39. Celda de carga tipo herradura con elevación de carga. Figura 40. Válvula anular. Figura 41. Dispositivo de disparo conectado a la válvula anular Figura 42. Dispositivo de disparo conectado a la válvula anular enlazado con el

Pg. 27 28 28 29 29 30 30 31 32 33 33 34 35 36 38 39 40 47 48 49 50 51 51 52 54 59 60 65 69 69 73 75 77 77 78 80 80 80 81 82 82 83

xiv

analizador Figura 43. Prueba build up o prueba de restauración Figura 44. Prueba build up o prueba de restauración Figura 45. Calculo de presiones a partir de un gradiente conocido Figura 46. Selección de transductor de carga Figura 47. Unidad de bombeo detenida al final de la carrera descendente Figura 48. Ubicación adecuada de la grapa en la barra pulida Figura 49. Momento de colocación de pedestal Figura 50. Grapa temporal en contacto con el pedestal Figura 51. Modo correcto de colocar el transductor de carga Figura 52. Transductor de carga por debajo del espaciador de celda de carga Figura 53. Transductor de carga sobre el elevador Figura 54. Forma adecuada de protección de cables, conector de celda de carga Figura 55. Unidad de bombeo iniciando carrera ascendente Figura 56. Unidad de bombeo iniciando carrera descendente Figura 57. Prueba de válvula viajera y fija Figura 58. Bomba reciprocante de subsuelo Figura 59. Prueba de válvula viajera a WT constante Figura 60. Prueba de válvula a WT no constante Figura 61. Posición del pistón respecto a las lecturas de cargas Figura 62. Prueba de válvula fija con carga constante Figura 63. Prueba de válvula fija con disminución de carga Figura 64. Carta dinagráfica de superficie a baja velocidad de bombeo Figura 65. Carta dinagráfica de fondo asumiendo llenado completo sin presencia de gas Figura 66. Curva de comportamiento de afluencia Figura 67. Diseño de sistema de levantamiento Figura 68. Carta dinagráfica predictiva Qrod Figura 69. Carta dinagráfica de superficie Coape-578 Figura 70. Carta dinagráfica de superficie Coape-814 Figura 71. Carta dinagráfica de superficie Coape-854 Figura 72. Análisis de tensión de Goodman para Coape-578 Figura 73. Análisis de tensión de Goodman para Coape-814 Figura 74. Análisis de tensión de Goodman para Coape-854 Figura 75. Carta dinagráfica de fondo Coape-578 Figura 76. Carta dinagráfica de fondo Coape-814 Figura 77. Carta dinagráfica de fondo Coape-854 Figura 78. Grafico de velocidad del pistón vs. Posición del pistón. Pozo Coape578 Figura 79. Grafico de velocidad del pistón vs. Posición del pistón. Pozo Coape854 Figura 80. Grafico de posición de barra pulida, posición del pistón vs. Tiempo. Pozo Coape-578 Figura 81. Grafico de selección de nivel de líquido Coape-578 Figura 82. Grafico de determinación del nivel de líquido Coape-578 Figura 83. Grafico de mini build up Coape-578 Figura 84. Grafico de mini build up Coape-814 Figura 85. Carta dinamométrica de fondo Coape-578 Figura 86. Carta dinamométrica de fondo Coape-814

83 84 85 88 88 89 90 90 91 91 92 93 94 95 95 96 97 98 99 100 100 102 103 104 105 105 121 123 123 124 125 125 126 127 127 129 130 131 132 133 134 135 139 140

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ÍNDICE DE GRÁFICOS Grafico N° 1. Curva IPR-Vogel Coape-578 Grafico N° 2. Curva IPR-Vogel Coape-814 Grafico N° 3. Curva IPR-Vogel Coape-854

Pg. 136 138 140

CAPÍTULO I EL PROBLEMA

CAPÍTULO I EL PROBLEMA 1.1 Planteamiento del problema El recurso energético más importante a nivel mundial es el petróleo por toda la variedad de derivados que se pueden obtener a través de él mediante procesos de refinamiento, obteniendo materia prima para la elaboración de productos que luego de su comercialización mueven las economías del mundo, pero cada vez es más difícil localizar esta fuente de energía y en algunos casos extraer para la industria petrolera. Uno de los objetivos de la industria petrolera es obtener el mayor porcentaje de recobro de hidrocarburos aportados por los pozos completados que producen por flujo natural, debido a la declinación de la presión en función del tiempo, basados en metas de producción los expertos en el área se han visto en la necesidad de aplicar técnicas y métodos de recuperación secundaria de crudo, entre estos destaca el bombeo mecánico como sistema de levantamiento artificial. Con la finalidad de mantener la producción en el campo coapechaca, se instalaron en pozos unidades de superficie novedosas que funcionan bajo el principio de bombeo mecánico denominada unidad corlift, el cual es una unidad de bombeo que transforma fuerza hidráulica en energía mecánica transmitida como un movimiento reciprocante adecuado a la bomba de subsuelo a través de la sarta de cabillas. Esta unidad tiene un bajo consumo energético y ahorra más espacio físico que las unidades convencionales, unitorque Mark II, airbalance y rotaflex entre otras, de las unidades conocidas bajo este método. En estos pozos la producción se mantuvo durante un tiempo hasta que fue declinando progresivamente, debido al desconocimiento técnico en la aceleración de la disminución del factor de recobro en función del tiempo que presentan ciertos pozos del campo coapechaca, ha traído como consecuencia que actualmente los pozos presenten una diferida de producción quedando las unidades de superficie en funcionamiento con baja producción, lo que hace necesario recurrir a la evaluación del comportamiento de producción, que permitió determinar las causas del declive de los niveles productivos mediante el uso de una herramienta de test dinagráfico diseñado

para sistemas de bombeo mecánico con bombas reciprocantes de desplazamiento positivo. Debido a los propósitos importantes de las cartas dinagraficas y mediciones acústicas de nivel de líquido complementadas con el cálculo de presiones de fondo a partir de un gradiente conocido, se seleccionaron como técnicas para ejecutar el análisis de los sistemas de producción, y para ello se contó con las aplicaciones del software Total Well Management de la empresa Echometer Co. y los equipos de medición correspondientes a cada prueba a realizar. 1.2 Objetivos de la investigación
Objetivo general: •

Evaluar el comportamiento de producción en pozos con unidad de bombeo hidráulico corlift.


Objetivos específicos: •

Diagnosticar las condiciones de los equipos instalados en superficie del sistema de levantamiento en los pozos seleccionados para así interpretar la relación entre el recorrido de la barra pulida y el pistón durante las carreras ascendentes y descendentes.

•

Verificar el comportamiento de la sarta de varillas mediante análisis de tensión con el método de Goodman Modificado.

•

Examinar el recorrido efectivo del pistón y cargas en la bomba a partir del cálculo de la carta dinagraficas de fondo.

•

Determinar el nivel de líquido en condiciones dinámicas a través de mediciones acústicas.

•

Describir el comportamiento de producción de los pozos seleccionados y estimar la capacidad de producción a partir de curvas IPR basadas en el método de Vogel.

1.3 Justificación de la investigación En lo práctico se basa en evaluar el comportamiento de producción por medio de análisis de las cartas dinagraficas y mediciones acústicas de nivel de líquido complementadas con el cálculo de presiones de fondo a partir de un gradiente conocido que permita describir el comportamiento del sistema de levantamiento para así determinar las posibles causas del declive de los niveles productivos en los pozos seleccionados en el campo coapechaca. En lo teórico se describieron los registros de las cargas a lo largo de la barra pulida vs. él desplazamiento de la misma para la carta dinagráfica de superficie mediante el modelo de ecuación de Hooke, para la carta dinagráfica de fondo la cual corresponde a las cargas (lbs.) sobre el pistón en la bomba vs la posición (pulg) del mismo se utilizó el modelo de ecuación de onda. A su vez se utilizó la ecuación de Vogel para estipular la capacidad de producción de los pozos. Todos estos modelos sirvieron de apoyo para obtener los parámetros necesarios que descritos a través de las cartas dinagraficas permitieron evaluar el comportamiento de producción y así establecer las causas de la disminución del factor recobro para cada pozo. En lo metodológico, en base al tipo y diseño de investigación toda la información recolectada permitió analizar las cartas dinagráficas para así conocer las condiciones del sistema de levantamiento a fin de que se determinaran las causas de la disminución de la producción en los pozos del área sirviendo como aporte para investigaciones futuras en el área de producción. 1.4 Alcance de la investigación Evaluar el sistema de bombeo en los pozos para determinar las causas que inciden en la disminución de producción para maximizar el recobro en el campo coapechaca mediante el análisis dinamométrico y datos de presiones de fondo obtenidas para cada pozo.

1.5 Delimitación de la investigación
Delimitación espacial La ubicación de los pozos seleccionados para realizar el estudio se encuentran en el campo coapechaca sector palma sola, estado de Veracruz en la ciudad de Poza Rica México pertenecientes a la empresa estatal PEMEX y operados bajo concesión por la transnacional SCHLUMBERGER quien solicitó los servicios del personal técnico especializado de la empresa UPCO de Venezuela. Las interpretaciones de las cartas dinagraficas se realizaron a distancia desde la sede de UPCO de Venezuela radicada en Maracaibo edo. Zulia, Av. 19 entre 65 y 66 No. 65-64.

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 2.1 Antecedentes de la investigación Con la finalidad de sustentar la presente investigación se realizó la revisión del material bibliográfico, trabajos especiales de grado y otras investigaciones relacionadas con el tópico. A continuación se presentan algunos trabajos de investigación los cuales fueron tomados como antecedentes para este proyecto debido a la relación existente entre el título y contenido. Año 2008, Suarez José, Colmenares Rosa y Rondón Dhamelys realizaron en el instituto universitario de tecnología de Cabimas, un trabajo especial de grado titulado “Optimización de pozos con bombeo mecánico usando equipo echometer y suite de aplicaciones theta oilfield”, este estudio evaluó 30 pozos del distrito PDVSA San Tomé en los campos de Guara Este Guara Oeste los cuales producen por bombeo mecánico como sistema de levantamiento artificial, identificando las oportunidades que permiten mejorar la eficiencia general del sistema, para esto contó con la información de niveles acústicos, registros dinamométricos, mediciones de corriente y potencia los cuales se determinaron con el equipo ECHOMETER MODELO E DIGITAL. Se analizó, diagnostico y diseño una propuesta por THETA OILD FIELD a modo de optimizar el rendimiento de los equipos instalados. Año 2006 García José y Ontiveros Jorge, realizaron en la universidad del Zulia, facultad de ingeniería de petróleo. Núcleo LUZ-COL. Cabimas, un trabajo especial de grado para optar al título de ingeniero de petróleo. “Optimización del bombeo mecánico de los pozos PX52 Y LX107 del yacimiento LAGINF-03”, Este trabajo presenta el método de producción descrito para los pozos PX52 y LX107 y de esta forma se pudo conocer el comportamiento de producción de los pozos anteriormente mencionados. Entre las recomendaciones del estudio se considera necesario realizar la descripción del método aplicado, para más pozos en la zona de estudio y así comprobar y demostrar lo concluido. Que analizó el funcionamiento de todo el sistema de bombeo mecánico una vez optimizado el yacimiento, presentando

mejoras en la producción al menor costo de operación y mayor vida útil de los equipos de superficie: motor y caja de engranaje. Año 2000, Sulbarán Gleydi y Villanueva Efraín realizaron un trabajo especial de grado, en la universidad del Zulia, facultad de ingeniería de petróleo. Núcleo LUZCOL.

Cabimas.

Titulado

“Aplicación

del

echometer

en

pruebas

de

restauración de presión”. Esta investigación tuvo como objetivo principal, facilitar en una prueba de restauración de presión la obtención de la data utilizando el Echometer, el cual requiere almacenar y analizar datos de presión transitorias, se demostró en efecto que este sistema facilita la obtención de datos, ya que el mismo cuenta con un procesador automático con presión acústica y permite visualizar los datos adquiridos para realizar alguna modificación durante la prueba. Año 1997, Bravo Miguel presentó, En la Universidad Nacional Rafael María Baralt, un trabajo de grado titulado

“Análisis de falla en el pasado de una

manivela de los balancines de pozos petróleo en el campo de lagunillas, de la empresa Maraven S.A”, para optar al título de Ingeniero en Mantenimiento industrial. Esta investigación tuvo como objetivo general analizar las fallas en el pasador de una manivela de los balancines de pozos petróleo en el campo de lagunillas, de la empresa Maraven S.A. El tipo de la investigación fue descriptiva, con un diseño de campo no experimental. De los resultados de la investigación se concluye que las condiciones de diseño y mantenimiento de los conjuntos de los pasadores de manivela, no influencia en la ocurrencia de fallas. Por el contrario el proceso de recuperación al que son sometidos los pasadores de manivela, afecta significativamente las propiedades y características del material contribuyendo a que ocurran las fallas. 2.2 Bases teóricas 2.2.1 Sistema de bombeo mecánico El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado a nivel mundial. Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que es abastecida con energía producida a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual moviliza a una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas.


Unidades de bombeo convencional Es de fácil operación y mínimo mantenimiento. Su principio de funcionamiento está basado en la transmisión del movimiento rotativo del motor por medio de correas a la caja de transmisión, la cual reduce la velocidad a través del sistema de engranajes. Este movimiento angular más lento es comunicado a la viga ga viajera mediante la conexión biela-manivela, manivela, convirtiéndolo en alternativo vertical, que se refleja en el ascenso y descenso de la barra pulida. Estas unidades son balanceadas generalmente en la manivela. Sin embargo, los equipos co con n cajas de engranaje pequeñas pueden ser balanceados en la viga viajera. La capacidad de la caja de engranajes varia en el rango de 25 a 912 MLbs-pulg, pulg, y la longitud de las carreras entre 12 y 192 pulg.

Figura 1. Balancín convencional. Fuente Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.


Unidades de bombeo Mark II La unidad unitorque Mark II, como se observa en la siguiente ilustración, es una variante del diseño convencional donde cambia la posición de los brazos y el poste maestro para obtener un sistema unitorsional, con el fin de reducir el torque en la caja de engranajes. Esta, generalmente, es capaz de soportar más fluido sin sobrecargar el equipo en comparación con la unidad convencional o la balanceada por aire, sin embargo, su manufactura ufactura es más costosa y requiere mayor balanceo. El balanceo de ésta sta unidad se realiza, necesariamente, en la manivela y su requerimiento adicional es para contrarrestar el desbalance estructural, originado por su geometría. La capacidad de la caja varía desde 114 Mlbs Mlbs-pulg hasta 1280 Mlbs-pulg pulg y la longitud de carrera entre 64 y 216 pulgs.

Figura 2. Unidad de bombeo unitorque Mark II. Fuente. ente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.


Unidades de bombeo balanceadas por aire Estas unidades de bombeo utilizan un cilindro con aire comprimido en lugar de pesas de hierro, como se puede observar en la figura. Esta cualidad permite mejor transporte de la unidad y por ser un 40% más livianos que las convencionales, se reducen los costos de transporte e instalación. Sin embargo, los costos de operación son altos debido al mantenimiento del sistema de balanceo (cilindro de aire, pistón, compresor y controles neumáticos)

Figura 3. Unidad de bombeo air balance. Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.


Unidades de bombeo balanceadas por aire Estas unidades de bombeo utilizan un cilindro con aire comprimido en lugar de pesas de hierro, como se puede observar en la figura. Esta cualidad permite mejor transporte de la a unidad y por ser un 40% más livianos que las convencionales, se reducen los costos de transporte e instalación. Sin embargo, los costos de operación

son altos debido al mantenimiento del sistema de balanceo (cilindro de aire, pistón, compresor y controless neumáticos)

Figura 3. Unidad de bombeo air balance. Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.

2.2.2 Otras unidades nidades de bombeo
Reverse mark II Esta unidad ofrece una alternativa mejorada al diseño y geometría de las unidades convencionales. A pesar de las similitudes en la apariencia la geometría geo de las unidades reverse mark ark II pueden reducir el torque y los requerimientos de potencia en muchas aplicaciones de bombeo. En algunos ejemplos cajas de engranajes y motores más pequeñas ñas pueden usarse.

Figura 4. Reverse mark II. Fuente Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.


Unidad de bombeo Churchill Disponibles exclusivamente por el Fabricante Lufkin, estas ofrecen la misma dureza y resistencia que las unidades convencionales. Han sido utilizadas regularmente en pozos poco profundos.

Figura 5. Unidad de bombeo Churchill. Fuente Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.


Unidades de bombeo de bajo perfil Unidades de bombeo compactas diseñadas para instalación en campos de irrigación con sistemas de aspersores móviles o en áreas urbanas donde las características del bajo perfil serian deseadas.

Figura 6. Unidad de bombeo de bajo perfil Fuente. uente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.


Unidades de bombeo strapjack Las Unidades de bombeo Strapjack combinan longitudes de carrera máximas y requerimientos de altura mínimos (similar al bajo perfil) permitiendo operación continua bajo sistemas de irrigación activos. Esta unidad es única y apropiada para aplicaciones especiales donde el impacto visual debe ser minimizado. Con este diseño de “bajo perfil” el impacto visual es reducido en áreas sensibles tales como parques y zonas residenciales. Mejorando la relación con los propietarios de las áreas mencionadas.

Figura 7. Unidades de bombeo strapjack Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.


Caja reductora o caja de engranaje Las unidades convencionales, markII, reverse mark, balaceadas por aire, churchill, strapjack y bajo perfil están provistas de una caja de engranaje o caja reductora, por otra parte las unidades dynapump y corlift dependen de un empuje hidráulico suministrado ado por una unidad de potencia conectada a una bomba de aceite, por lo tanto no se hace necesario la medición de torque para efectos de balanceo. A razón de esta investigación no se tomarán en cuenta datos de torque ya que la unidad de bombeo objeto de estudio udio corresponde a una del tipo hidráulico como lo es corlift.

Figura 8. Caja reductora o caja de engranaje. Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.

La función de la caja de engranaje es convertir torque bajos y altas rpm de la unidad motriz en altos torque y bajas rpm necesarias para operar la unidad de bombeo. Una reducción típica de una caja de engranaje es 30:1. Esto significa que la caja de engranaje reduce los rpm a la entrada 30 veces mientras intensifica el torque de

entrada ada 30 veces. Son de doble reducción. Con manivelas gemelas y engranajes con dientes en V con razón de reducción según normas API.
Unidades de bombeo rotaflex (Longitudes de carrera largas) Este sistema utiliza tecnología probada e innovación en el diseño diseñ para proveer una eficiencia excelente y eficacia en los costos para pozos profundos, problemáticos y de alto potencial. Con la Unidad Rotaflex bombas de cabillas de succión pueden ser utilizadas en vez de bombas electro sumergible, o bombas hidráulicas de d subsuelo. Usando todas las 306 pulgadas de longitud de carrera resultaría en ahorros operacionales e incremento de productividad.

Figura 9. Unidades de bombeo rotaflex Fuente. Manual de bombeo mecánico UPCO de Venezuela S.A.

Las unidades Rotaflex virtualmente no tienen velocidades mínimas asegurando el incremento de su flexibilidad. Velocidades más bajas y longitudes de carrera largas resultan en un llenado del barril más completo. Las cartas dinagraficas tomadas en aplicaciones es Rotaflex son similares a la carta teórica perfecta.
Unidad de bombeo dynapump Dynapump es un sistema de unidad de bombeo computarizado. El dynapump utiliza sensores electrónicos, equipamiento hidráulico y sistemas de monitoreo computarizado con el propósito opósito de extraer petróleo lo más eficientemente posible tanto para pozos profundos como para pozos someros. El dynapump ynapump consiste en dos componentes principales que son la unidad de bombeo y la unidad de potencia. La unidad de potencia maneja la unidad de d bombeo y es el control central del sistema. Este consiste en una computadora controlada con un

sistema de modem radio, electrónica sólida, controladores de motor y bombas hidráulicas. Actualmente este equipo se utiliza en el Sureste de California, Texas, Nuevo México, Utah, Colorado y Venezuela. Algunas de estas unidades han excedido el record de producción de fluidos para sistemas hidráulicos, siendo capaces de producir tasas que superan los 10.000 Bls/d.

Figura 10. Unidades de bombeo dynapump Fuente; www.dynapumpinc.com


Unidad de bombeo corlift Mediante presión hidráulica generada por una bomba conectada a un motor de combustión interna que le suple energía, llena un recipiente cilíndrico que levanta y recoge un pistón al momento de la carga y descarga transmitiendo este movimiento reciprocante a la barra pulida mediante guayas que se sujetan al elevador acoplado a dicha barra manteniendo el principio de bombeo mecánico no-convencional.

Figura 11. Unidades de bombeo corlift. Fuente. Schlumberger 2008.

Si bien todas las unidades de bombeo tienen características comunes, estas también tienen diferencias que podrían influenciar significativamente el comportamiento del sistema. Es por eso que se estandarizan los diseños según su capacidad de levantamiento, uso especifico de la energía y transmisión de potencia. Para el caso de la unidad corlift el método estándar es de la siguiente forma:

Figura 12. Unidad de superficie corlift. Fuente. Schlumberger 2008.

2.2.3. Equipo de superficie
Cabezal de producción Es un conjunto de válvulas, colgadores y elementos empacadores, los cuales con sus accesorios sirven para producir el pozo de forma segura; su principal función es controlar y dirigir la entrada y salida de los fluidos o gases mediante el uso de las válvulas, colgar la tubería y los revestimientos y sellar espacios anulares entre tubería y revestimiento al nivel de la superficie.

•

Componentes del Cabezal de Producción:

Figura 13. Componentes del cabezal de producción. Fuente. Echometer Co.

1. Prensa Estopa. 2. Cruceta. 3. Primera Válvula de 4” del brazo. 4. Segunda Válvula de 4” del brazo. 5. Válvula Toma muestra. 6. Válvula del Revestidor. 7. Válvula sonolog de 2”. 8. Válvula de 2” del mechero. 9. Brida superior del cabezal. 10. Línea de flujo. 11. Válvula Cheque. 12. Válvula 2” de la tubería de producción.

 Prensa Estopa (Figura 1): Es un conjunto de piezas que se utilizan para sellar el espacio entre la barra pulida y la tubería, permitiendo el paso del petróleo hacia la línea de flujo evitando así la salida incontrolada de crudo al ambiente.

Figura 14. Prensa estopa. Fuente. www.skinnerbrosco.com

En los primeros años de la industria petrolera la mayoría de los prensa estopa utilizaban empaques con forma de dona. Eran fabricados con varios tipos de aditivos tales como grafito para mejorar su eficiencia. Durante los años recientes los empaques tipo cono se han hecho muy po populares pulares y miles de prensa estopas con empaque cónico están en servicio en la industria. Un modelo mejorado esta en el mercado y es virtualmente a prueba de fugas, aunque su costo podría no ser justificado para pozos marginales. Con pozos marginales de prof profundidades undidades medias a someras el modelo cónico es todavía satisfactorio. Si el sentido común y precaución es utilizado durante la instalación y los empaque se ajustan periódicamente estos podrían durar varios años sin presentar casi ninguna fuga. Es important importante e señalar que una de las principales condiciones a considerar para mantener la integridad del empaque es mantener el elevador bien centrado sobre el pozo. 

Tipos de prensa estopa:

Existen dos tipos de prensa estopa, el regular y el del sistema de seguridad o tipo ram.

o

Tipo regular: Se emplea en pozos de muy baja presión. Su uso se tiende a

descontinuar, ya que algunas veces se requiere desahogar o “matar” el pozo para poder cambiar los empaques.

o

Tipo ram: Es el de uso más generalizado. Esta provisto de un sistema de

seguridad que permite cambiar las empacaduras sin necesidad de desahogar o “matar” el pozo, ya que al cerrar el sistema (girando los “rams” media vuelta a la izquierda) se sella por debajo de la empacadura el espacio existente entre la barra pulida y la tubería de producción.  Cruceta (Figura 2): Es una pieza de cuatro vías con conexiones de líneas de tubería de 4”, sirve para ensamblar las conexiones en superficie.  Primera Válvula de 4” del brazo (Figura 3): Se Utiliza para bloquear la comunicación de la estación al pozo.  Segunda Válvula de 4” del brazo (Figura 4): Se utiliza para bloquear la presión entre la estación y el pozo.  Válvula Toma muestra (Figura 5): Es una válvula de ½” de diámetro que sirve para tomar muestras de crudo y la presión de cabezal (THP, siglas en ingles para tubing head pressure), mientras el pozo bombea.  Válvula del Revestidor (Figura 6): Utilizada para desahogar la presión en el revestidor y tomar registros.  Válvula de 2” del Sonolog (Figura 7): Válvula instalada en la parte inferior que tiene como objetivo permitir el paso de la onda sonora que se propaga por el espacio anular revestidor/tubería de producción hasta detectar el nivel de fluido.  Válvula de 2” del mechero (Figura 8): Esta instalada en la válvula de 2” del casing en el cabezal del pozo, tiene como finalidad servir de vía de comunicación al fluido que viene del casing y va hacia la atmósfera.  Brida superior del cabezal (Figura 9): Se utiliza para sellar el espacio anular, soporta el peso de la tubería de producción y permite las conexiones de superficie.  Líneas de flujo (Figura 10): Es una línea que se utiliza para transportar el crudo desde la superficie hacia la estación recolectora.

•

Otros componentes del cabezal  Preventor Los preventores o impide reventones, son equipos especialmente diseñados

para impedir que el flujo de gas y/o liquido en un reventón, salga a la superficie en forma incontrolada. Existen diversos tipos de preventores, según las condiciones de trabajo en el pozo (preventores de revestidor, de tubería y de cabilla). En este caso, se explicara el uso del preventor de cabillas, el cual se instala en pozos activos e inyectados con vapor, por las siguientes razones:  Para controlar la presión y salida de flujo hacia la superficie en caso de que el pozo se active.  En caso de roturas en la barra pulida o de las cabillas, para sellar el espacio e impedir la salida de flujo.  Al realizar actividades de subsuelo, para controlar el pozo durante la extracción o introducción de cabillas.  Cuando se va a realizar trabajos de empaque o cambio de prensa estopa, en pozos activos, a fin de efectuar esta actividad en condiciones seguras.

Figura 15. Preventor Fuente. www.gascon.com.ar

2.2.4 Equipo de subsuelo
Sarta de varillas La sarta de varillas conecta la bomba de fondo con la barra pulida. La función principal es transmitir el movimiento oscilatorio de la barra pulida a la bomba. Esto proporciona la potencia necesaria por la bomba para producir hidrocarburos. La resistencia, vida útil y fuerzas fricciónales de la sarta de cabillas tiene un impacto significativo en la economía de un pozo.

Las varillas illas de succión son hechas de acero o fibra de vidrio. La mayoría de las varillas illas son fabricadas 100% en acero. Sartas p parcialmente arcialmente acero y fibra de vidrio son también comunes en muchos campos petroleros. Estas son principalmente utilizadas en localizaciones con problemas de corrosión, para reducir cargas en la unidad de bombeo, para evitar la compra de unidades excesivamen excesivamente te grandes o para incrementar increm la tasa de producción. Varillas de acero son fabricadas en longitudes de 25 o 30 pies. Varillas illas de fibra de vidrio son construidas en longitudes de 25, 30 o 37,5 pies. El tamaño de varillas illas de fibra de vidrio más común es 37.5 pies. Esto reduce el número de acoples haciendo la sarta tan ligera como sea posib posible. le. El rango del diámetro de varillas var de acero va de 0.5 plg hasta 1.25 plg, para las de fibra de vidrio se encuentran rangos desde 0.75 plg hasta 1.5 plg. Cada varilla de la sarta debe soportar las cargas de fluido y el peso de las cabillas por debajo de ellas. Para minimizar los costos y las car cargas gas tensiónales, la sarta de varillas illas se diseña usualmente de forma ahusada (adelgazamiento en forma cilíndrica). drica). Diámetros mayore mayores de varillas illas son colocados en el tope y más pequeños en la base. Dependiendo de la profundidad, la sarta de varillas illas va desde una (1) hasta cinco (5) secciones ahusadas. Las secciones típicas son 1” 1”-7/8”-3/4” 3/4” o 7/8”-3/4”. 7/8” Barras de peso (Varillas de diámetro tro mayor para el fondo de la sarta) son comúnmente usadas para sobreponerse a las fuerzas de flotación y mi minimizar nimizar la compresión en las varillas var en la base de la sarta. En n el diseño de las sartas de var varillas, illas, un ensayo para determinar el porcentaje en cada a sección debería resultar en las mismas cargas tensiónales tensiónale al tope de cada sección de varillas. El diseño de sarta de vari variillas illas se discutirá con más detalle luego.

Figura 16. Diseño adecuado de selección de varillas. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.

La sarta de varillas illas tiene un impacto mayor en el comportamiento del sistema. Afecta las cargas en la barra pulida y la caja de engranaje, consumo de energía, torque en la caja de engranaje, carrera de fondo, y frecuencia de fallas de las varillas.


Varillas API: De acuerdo erdo al material de fabricación, exi existen sten tres tipos de clases de varillas var API: C, D y K. La siguiente tabla., resume sus especificacione especificaciones. s. Los fabricantes de varillas var también manufacturan clase KD, con metalurgia tipo K, pero con más dureza para obtener mayor yor resistencia (115 M Lpc). El siguiente cuadro presenta la clasificación API de las diferentes varillas utilizadas comúnmente en los sistemas de bombeo mecánico: Cuadro N° 1, Clasificación API de las varillas según su fuerza ténsil mínima Clase API C

D

K

Resistencia a la tensión mínima

90

115

85

Dureza, Brinell

185-235

235-285

175-235

Metalurgia

AISI-1036

Carbón

AISI-46xx

Carbón

Aleación*

Aleación*

*Níquel Níquel y Molibdeno

La siguiente figura presenta una varilla illa API, mostrando especificaciones impresas. El módulo de elasticidad de acero es de aproximada 30.5 MM Lbs/ Lbs/pulg2, con un pequeño ajuste debido al cuello. La velocidad de propagación de d la onda de esfuerzo de las varillas illas es alrededor de 16 M pies/seg.

Figura 17. Varilla API. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.

Las varillas API son de 25 pies de longitud (variación ± 2 puig.), excepto en la Costa Oeste de los Estados Unidos, que miden 30 pies (variación ± 2 puIg). A continuación, en la siguiente tabla se detallan más especificaciones API: Cuadro N° 2, Especificaciones de fabricación API según el diámetro de las varillas

Diámetro (pulg.) 1/2 5/8 3/4 7/8 1 1-1/8

Peso (lbs/pie) 0.726 1.135 1.634 2.224 2.904 3.676

Área (pulg.) 0.1964 0.3068 0.4418 0.6013 0.7854 0.9940

Cuello (Diam. exte.) Normal Especial (pulg.) (pulg.) 1.000 1.500 1.250 1.625 1.500 1.813 1.625 2.188 2.000 2.375 -

Tamaño de tubería Min. (Diam) Normal Especial (pulg.) (pulg.) 1.66 2-1/16 1.99 2-3/8 2-1/16 2-7/8 2-3/8 3-1/2 2-7/8 3-1/2 -

Cuadro N° 3, Combinaciones de varillas según el diámetro del pistón de la bomba Según diámetro de pistón de la bomba Diametro (pulg.) 1 ½”

3/4" - 7/8"

7/8"- 1 "

3/4"- 7/8"- 1"

1"- 1-1/8"

7/8"- 1"- 1-1/8"

%3/4

%7/8

%3/4

%7/8

%1

%7/8

%1

68.6

74.3

50.5

26.4

78.1

58.8

21.7

1 ¾”

65

71.9

44.9

29.5

76.5

54.9

23.7

2”

60.8

68.1

35.2

33

74.5

50.5

26

2 ¼”

56.1

66

30.8

36.5

72.4

45.4

28.7

2 ½”

50.8

62.5

22.5

41.3

69.7

39.8

31.7

2 ¾”

45

53.6

13.2

46.2

67.3

33.5

35

3 ¼”

31.6

49.7

61.2

19.2

42.6

3 ¾”

16

39.3

54

26

51.4

Nomenclatura de combinación de sarta para el diseño

66

¾”

88

1

99

1-18”

77

7/8”

86

1-7/8-3/4

97

11/8- 1 – 7/8

76

7/8-3/4”

87

1-7/8

98

1 -1/8- 1


Varillas API UPCO

Son varillas de fabricación patentada por la empresa UPCO INC., con sede en estados unidos de norte América. Su elaboración se adapta a las exigencias de las condiciones de trabajo crítico dependiendo de la capacidad que se requieran.

Cuadro N° 4, Varillas API UPCO

Base Metal Min Tensile Str, psi Loading Corrosión Tolerance Abrasive Service

API Grade 1 Micro Alloy

API Grade 1 Spray Metal

API Grade2 Chrome Alloy

API Grade 2 Nickel Alloy

API Grade 2 Spray Metal

1045M

1045M

4140M

4623M

4140M

90.000

90.000

95.000

95.000

95.000

Medium

Medium

Heavy

Heavy

Heavy

Light

Mild

Mild

Mild

Mild

Limited

Severe

Limited

Limited

Severe


Varillas NO-API: Entre las cabillas que no cumplen con las normas API tenemos las siguientes:

•

Varillas electra

Son fabricadas con acero de gran resistencia, generalmente se utilizan en pozos donde las Varillas convencionales API experimentan frecuentes fallas. La gran resistencia, se debe a que la parte exterior es sometida a un proceso de tratamiento con calor (endurecimiento por inducción) y la parte interna a compresión; como resultado se presenta una varilla capaz de soportar esfuerzos hasta de 50M Lpc, independientemente del rango del esfuerzo; por lo tamo, el diagrama de Goodman no es aplicable. •

Varillas continúas COROD:

Es una sarta continua de varillas que no tienen cuellos ni pasadores y los diámetros varían en 1/16 de pulg en vez de 1/8 puIg, como lo indican las normas API; sin embargo, la metalurgia si cumple con dichas normas, así que, el diagrama modificado de Goodman es aplicable para evaluar las cargas de diseño. Estas varillas

son almacenadas y transportadas en grandes carretos; además, requieren de un equipo especial

instalación/desinstalación

y

de

soldadura

para

operaciones

de

conexión/desconexión. La limitada disponibilidad del equipo especial para meter y sacar, ha probado ser la principal desventaja de las varillas continuas COROD. Cuadro N° 5, Especificaciones de las varillas COROD Tamaño (pulg.) 1- 1/16 1 15/16 7/8 13/16 3/4 11/16

•

8vos.

No.API

Peso (lbs/pie)

8/8 7/8 6/8 -

8 7 6 -

3.015 2.670 2.347 2.044 1.763 1.502 1.262

Diferencia * (%) 8.0 8.4 8.1 -

varillas de fibras de vidrio:

Para facilitar su estudio se presentan ciertas ventajas y desventajas comparándose con las convencionales API, fabricadas con acero: Ventajas  Su bajo peso reduce las cargas y consumo de energía en los equipos de superficie.  Reducción en los equipos de superficie.  Si existe potencial adicional, la producción puede ser incrementada porque permiten la instalación de la bomba a mayores profundidades. Desventajas  No son recomendables para pozos direccionales o altamente desviados. La carga adicional por fricción reduce considerablemente la carrera efectiva en la bomba, debido al bajo modulo de elasticidad.  La temperatura máxima de diseño es 200ºF.  El torque en el cuerpo está limitado a 100 Lbs/pie para las varillas de 1 pulgada.

 Las operaciones de pesca se dificultan si la partidura es en el cuerpo de la varilla; además, partículas de estas pueden acortar la vida de las bombas de subsuelo.  El espaciamiento de las bombas es dificultoso.

Cuadro N° 6, Especificaciones de las varillas de fibras de vidrio. Diámetro (pulg.) 0.750 0.855 0.980 1.200

Longitud (pies) 37.5 37.5 37.5 37.5

Peso (lbs/pie) 0.507 0.746 0.848 1.100

Área (pulg2.) 0.442 0.574 0.754 1.131

El módulo de elasticidad de las varillas de fibra de vidrio está en el rango de 7.2 a 9.0 MM Lpc y una velocidad de propagación de onda para los esfuerzos de 14.4M Pie/Seg. Así pues, estas varillas se elongan 3.8 veces más que las manufacturadas con acero, con la misma carga y tamaño del encabillado.
Barras de peso Las barras de peso son varillas de gran diámetro diseñadas para añadir peso al final del tren de varillas. Lo que diferencia a las barras de peso de las varillas regulares de succión es que están diseñadas para usarlas al fondo de la sarta de varillas. Los pines son más pequeños que el diámetro de su cuerpo para permitirles entrar en la tubería. El tamaño del pin no suele ser un problema ya que las cargas en las varillas al fondo de la sarta son pequeñas comparadas con las cargas cerca de la superficie. Esto se debe a que las varillas cercanas a la superficie tienen que soportar su propio peso, el peso de las varillas debajo de ellas y la carga del fluido. Sin embrago, las barras de peso, al estar al fondo de la sarta sólo soportan su propio peso y la carga del fluido. Los diámetros de las barras de peso van desde 1-1/4” a 2”. El tamaño de la tubería limita el diámetro máximo de barra de peso que se pueda usar. La tabla 7.3 muestra los

diámetros estándar de barras de peso disponibles, su peso y el tamaño de tubería mínimo requerido para cada uno.

Diámetro de

Peso

Tamaño mínimo

barra de peso

(lb/pié)

de tubería requerido

1-1/4" 1-3/8" 1-1/2" 1-5/8" 1-3/4" 2"

4,2 5,0 6,0 7,0 8,2 10,7

1,90" 2-3/8" 2-3/8" 2-7/8" 2-7/8" 3-1/2"

Cuadro N° 7, Especificaciones de barras de peso Algunos operadores usan varillas regulares en lugar de barras de peso para el mismo propósito. El resto de la discusión sobre las barras de peso también se aplica cuando se utilizan varillas regulares. ¿Por qué Usar Barras de Peso? Las barras de peso se utilizan por las tres siguientes razones: • Para ayudar a bajar las varillas durante la carrera descendente. • Para evitar problemas de pandeo de varillas al final de la sarta. • Para mantener tensionadas las varillas de fibra de vidrio. Otra razón para usar barras de peso es para ayudar a balancear la unidad de bombeo. En algunos pozos la unidad puede ser demasiado grande para la aplicación y puede tener mucho contrabalanceo (peso pesado) aun sin contrapesas en las manivelas. Al añadir barras de peso se obtiene mayor carga en la barra pulida y así poder balancear la unidad. Sin embargo, esta aplicación para las barras de peso sólo se recomienda si es la única forma de reducir el torque en la caja de engranaje. Este problema se puede prevenir seleccionando el tamaño correcto de unidad para el pozo.
Bombas de subsuelo Las Bombas de Subsuelo son típicamente clasificadas en base al mecanismo a través del cual estas le agregan energía al fluido (bien sea incrementando su velocidad

o presión) y aún más por la manera específica en que ese mecanismo es implementado. Este sistema de clasificación, el cual es ilustrado en el siguiente diagrama,, divide las bombas en diferentes tipos o categorías diferentes: Dinámicas o de Desplazamiento Positivo. Las bombas dinámicas (Electro sumergibles o Jets) continuamente agregan energía al fluido mientras éste pasa a través de la bomba para incrementar su velocidad de manera que las subsecuentes reducciones de velocidad dentro o fuera de la bomba producen un incremento de presión. Bombas de desplazamiento nto positivo (Reciprocantes, de diafragma o rotativas) periódicamente añaden energía al fluido a través de la aplicación de fuerza a un volumen de fluido constante. Las bombas de desplazamiento positivo pueden ser subdividas en las bases de si la acción de bomba es causada por rotación o movimiento reciprocantes de sus elementos. •

Clasificación de las bombas Flujo Axial Centrifugas Dinamicas Especiales

Bombas

Flujo Mixed Peripheral

Pistón Reciprocante

Dezplazamiento Rotativo

Diafragma Vane Pistón Tornillo, CP Engranes Lobulares

Diagrama N° 1. Diagrama de clasificación de las bombas. Fuente. Manual de bombeo mecánico Ing. Dimas Reyes.

 Bombas de desplazamiento positivo Las bombas de desplazamiento positivo tienen una cavidad que se expande en el lado de la succión y una cavidad que decrece en el lado de la descarga. El líquido fluye dentro de la bomba en la medida que la cavidad en la succión se expande y fluye fuera de la descarga a medida que la cavidad colapsa. Las bombas de desplazamiento

positivo son máquinas de flujo constante. Una bomba de desplazamiento positivo no debe ser operada contra una válvula cerrada en el lado de la descarga, debido a que la bomba continuaría bombeando hasta que la presión en la línea de descarga se incremente y produzca el estallido de la tubería o un daño severo en la bomba.  Bombas reciprocantes. En una bomba reciprocante, un volumen de líquido es atraído dentro del cilindro a través de la succión de la válvula en la embolada de entrada y es descargado bajo presión positiva a través de la válvula de salida en la embolada de descarga. La descarga a partir de una bomba reciprocante es pulsante y cambia sólo cuando la velocidad de la bomba es cambiada. Esto se debe a que la entrada mantiene un volumen constante. Un tipo de construcción común de bombas reciprocantes es la que convierte el movimiento circular de baja velocidad en movimiento reciprocante usando una caja reductora de velocidad. La bomba de potencia puede por igual ser de acción simple o de acción doble. El diseño que nos interesa (de acción simple) descarga líquido sólo en un lado del pistón, sólo una embolada de succión y una de descarga puede ocurrir por revolución del eje de la manivela.

Figura 18. Bomba reciprocante. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.

•

Componentes de la Bomba  Barriles y pistones Ambos, el barril y el pistón de una bomba por cabillas de succión son simples

tubos, maquinados y pulidos para una tolerancia bien pequeña entre los diámetros internos del barril y externo del pistón (fit). El tamaño nominal de la bomba es el diámetro interno exacto del barril. El diámetro externo del pistón, en el caso de los

pistones de metal, difiere sólo ligeramente del diámetro interno del barril usado. El fit del pistón se conoce como el espacio libre entre el barril y el pistón, y está en el orden de unas pocas milésimas de pulgadas.  Barriles El barril de trabajo en bombas de subsuelo es una pieza de metal con tratamiento térmico, maquinado y con las paredes internas pulidas para permitir un movimiento suave del pistón.

Figura 19. Barril de la bomba de subsuelo. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.

 Pistones Existen dos tipos de pistones: metal metal-metal metal y empaque suave. Empaque suave son menos costosos al momento de comprar o repararlos. Sin embargo, estos no son tan eficientes como los de metal metal-metal metal y no pueden bombear en pozos profundos. La longitud del pistón varía entre 6 y 12 plg por cada 1000 pies de profundidad de la bomba. Esta longitud varia también dependiendo de la viscosidad del fluido, temperatura de fondo, o, diámetro del pistón y espacio libre entre el pistón y el barril. Por ejemplo, si se utiliza un pistón de 8 plg por cada 1000 pies entonces a un pozo de 6000 pies necesitara un pistón de 4 pies.  Pistones metal-metal: metal: Los pistones metal-metal metal son por igu igual lisos o ranurados (Figura Figura b). b) Estos son usados en pozos profundos o en pozos que producen sin sólidos. Debido al pequeño espacio entre el pistón y el barril (desde 0.001 hasta 0.005), los pistones de metal permiten eficiencias de la bomba más altas que los de empaque suave. Sin embargo, embar

cuando el pozo produce sólidos, estos pistones pueden no ser los indicados para el trabajo debido a que el desgaste seria más rápido que con pistones de empaque suave.

Figura 20. Pistones metal-metal Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.

 Pistones de empaque suave: Los pistones de empaque suave pueden ser por igual de tipo copa o tipo anillo, o una combinación de ambos. Pistones tipo anillos tiene cualquier composición o anillos de flexite. Debido al gran espacio libre entre el p pistón istón y el barril, bombas con empaques suaves presentan mayores pérdidas por escurrimiento y por lo tanto menores eficiencias volumétricas que los de metal metal-metal.  Pistones tipo copas Pistones tipo copa usan la presión del fluido para expandirse en la carrera ascendente y proveer el sello entre el pistón y el barril. Las copas son fabricadas con diferentes tipos de materiales sintéticos para diferentes aplicaciones. Estos son típicamente usados en pozos de menos de 3000 pies. Las ventajas de estos pistones pisto incluyen la habilidad de compensar el desgate del barril y tener bajos costos de reparación.

Figura 21. Pistones tipo copa, Anillos y Anillos-copas. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.

 Pistones tipo anillo Pueden usarse pistones tipo anillo para lograr fits pequeños entre el pistón y el barril de la bomba. Estos pistones son más comunes que los de tipo copa debido a que son los apropiados para profundidades de hasta 7000 pies. Pistones tipo anillo de flexite tiene anillos impregn impregnados de grafito que son auto-lubricantes. lubricantes. Estos pistones son excelentes para pozos con altos cortes de agua y con problemas de corrosión.  Válvulas y jaulas Las válvulas son consideradas el corazón de las bombas por cabillas de succión, debido a que la eficiencia ciencia de la operación de bombeo depende principalmente en la acción apropiada de la válvula fija y viajera. Estás son válvulas Check simples y operan bajo el principio de bola y asiento. Los asientos son maquinados, y acabados para protegerlos de corrosión ón con metales resistentes a la erosión.

Figura 22. Esquema Bola-Asiento. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.

Durante la operación de las válvulas, la bola es periódicamente asentada y desasentada del asiento. Las presiones altas a la profundidad de la bomba causan que la bola golpee el asiento con fuerzas de impacto altas. Si el movimiento de la bola no es restringido, podría moverse fuera de la línea del asiento cuando esta levante. Entonces, durante el cierre, la bola golpearía sólo un lado del asiento, resultando en excesivo desgaste para ambos componentes (bola –asiento). asiento). Para disminuir el daño de las válvulas y mejorar el comportamiento del sistema, las jaulas para válvulas son usadas para guiar y restringir el movimiento de llas as bolas. Es claro entonces que la tarea de las jaulas es restringir tanto el movimiento lateral como el vertical de las bolas, mientras impactan lo menos posible la capacidad de flujo a través del ensamblaje de la válvula.

Figura 23. Jaulas y bombas de subsuelo. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.


Bombas de subsuelo utilizadas en levantamiento artificial por bombeo mecanico (Sucker Rod Pump) La típica bomba por cabillas de succión es un arreglo embolo-cilindro. embolo en la terminología de campos petroleros el embolo es llamado pistón y el cilindro se le conoce como barril de la bomba bomba.. El pistón tiene una válvula de bola y asiento llamado Válvula Viajera debido a que viaja hacia arriba y hacia abajo con el pistón. A la entrada entrad del barril de la bomba existe otra válvula llamada Válvula Fija debido a que está fijada a la tubería y no se mueve. La Figura 24 muestra un diagrama simplificado de las bombas de cabillas. Entender la operación de la bomba es esencial para la comprensión total del sistema incluyendo la interpretación de la forma de las cartas dinagráficas. La operación de la bomba afecta todos los componentes del sistema. Esta influye en las cargas sobre la sarta de cabillas, unidad de bombeo, caja de engranaje engranaj y motor. Sistemas con bombas de diámetros grandes son muy sensibles a la presión en la línea de flujo, incluso pequeños aumentos en la presión de la línea podrían incrementar significativamente las cargas en la barra pulida.

Figura 24. Arreglo típico de una bomba reciprocante de subsuelo. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.

2.2.5 Método de la ecuación de onda En 1954, en un intento de desarrollar métodos más precisos, un grupo de productores y fabricantes comisiona un estudio en el “Midwest Research Institute” para entender más acerca del complejo comportamiento de los sistemas de bombeo mecánico. La API publicó el resultado de este estudio en 1967 como “Recommended Practice 11L”. Desde su aparición, la API RP- 11L se ha convertido en el método de diseño más popular, sin embargo, el método tiene muchas limitaciones debido a las suposiciones realizadas cuando fue desarrollado. Los fabricantes de las unidades de bombeos han modificado la API RP 11L para permitir el diseño con Mark II, Balanceado por Aire, entre otras unidades, y así ampliar el rango a pozos pocos profundos. Todas estas modificaciones usan constantes empíricas para modificar las ecuaciones originales. Mientras se desarrollaban las Practic Practicas as Recomendadas 11L de la API, el Dr. Sam Gibbs desarrolló un método de diseño más sofisticado usando un modelo matemático basado en la ecuación de onda. Este método requiere el uso de computadoras para resolver el modelo de la ecuación de onda para una sarta sa de cabilla. Este método no tiene las limitaciones del API RP 11L, sin embargo, debido a su complejidad no goza de tanta popularidad como la API RP 11L. Hoy en día el uso de computadoras ha aumentado y muchas compañías de petróleo, de servicios y universidades sidades han desarrollado sus propios métodos de solución para resolver las ecuaciones de ondas. La clave para una buena predicción de un sistema de bombeo está en la correcta simulación del comportamiento de la sarta de cabillas. Esto provee la exactitud

necesaria en los cálculos de parámetros operacionales validos para condiciones de superficie como de subsuelo. Todos aquellos modelos simplificados están propensos a un alto error y no proporcionan la exactitud requerida en el diseño y análisis de instalaciones de bombeo. La característica más importante en una sarta de cabilla es su elasticidad, la cual es la responsable de la complejidad de determinar las condiciones de subsuelo a partir de las condiciones de superficie. Debido a la naturaleza altamente elástica de la sarta de cabilla, todos los impulsos generados por el movimiento de la unidad de superficie son transmitidos al fondo. Así como también la bomba de subsuelo envía señales similares hacia la superficie. Todos estos impulsos toman la forma de fuerza elástica u ondas de esfuerzo que viajan a lo largo de la sarta de cabilla a la velocidad del sonido. La interferencia y los reflejos de estas ondas tienen un drástico efecto en el desplazamiento y en las cargas que pueden ser observados en diferentes puntos a lo largo de la sarta. La sarta de cabilla satisface el criterio físico de una barra idealmente esbelta, haciendo la propagación de las ondas de esfuerzo en un fenómeno de una dimensión. Han existido varios intentos por simplificar el cálculo de este fenómeno, de hecho, el método API RP 11L es el resultado de uno de estos estudios. Aunque el principio se entiende claramente, paso mucho tiempo hasta que Gibbs publicó el primer método confiable para resolver la ecuación de onda unidimensional para una sarta de cabillas. Una vez calculado la tensión pico y la mínima de las cabillas, se puede hacer un análisis de tensión para saber si las cabillas están sobrecargadas. El rango de tensión permitida en las cabillas depende del material, grado de la cabilla y la corrosión del pozo.
Modelo de Gibbs La siguiente figura muestra la sección de una sarta de varillas con una sección transversal uniforme, A y de longitud L. Los ejes coordenados x y u están dirigidos hacia abajo y representan la distancia axial y el desplazamiento de la varilla a lo largo de la sarta respectivamente. Con el fin de encontrar la ecuación que gobierna el movimiento de la sarta, es necesario realizar un balance de fuerzas a un elemento diferencial de la cabilla. Como se muestra en la figura, las siguientes fuerzas actúan sobre el elemento diferencial.

Figura 25. Balance de fuerzas en un elemento de diferencial de varillas Fuente. Manual de diseño de instalación de levantamiento artificial por bombeo mecánico CIED PDVSA

W = peso sumergido del elemento de sarta Fx = fuerza de tensión que representa el halado del elemento hacia arriba FX + Dx = fuerza de tensión que representa el empuje del elemento Fd = fuerza de amortiguamiento opuesto al movimiento del elemento, la cual resulta del efecto del fluido y de fricción. Usando la segunda ley de newton:  

Fx + F x + x + W – Fd = m

 

Ecuación n° 1

El peso del elemento de cabilla, W, es una fuerza estática que es constante durante el ciclo de bombeo, por lo tanto se colocará luego de la so solución lución de la ecuación de onda. Las fuerzas de tensión Fx y Fx+ Fx+∆x x pueden ser expresados por los esfuerzos mecánicos presentes en la sección de la cabilla a la distancia axial x y x+∆x: x+ Fx = S x A Fx + x = S x + x A Donde: Sx y Sx + ∆ = esfuerzos en la cabilla en las secciones x y ∆ A = área de la sección transversal de la cabilla Sustituyendo estas expresiones en la ecuación n°1:  

(Sx-Sx+x)A-Fd= m

 

Ecuación 2

Sabiendo que la sarta de varillas está sometida a una deformación elástica, aplicamos la ley de hooke.

S= E

 

Ecuación 3

Donde: E= Módulo de Young del material de la cabilla ⁄  = esfuerzo de la cabilla. Usando la ecuación 2 definido para el esfuerzo en la cabilla y sustituyendo los términos apropiados en la ecuación 1 obtenemos:



 

 +  −

 

 

  −  = m

 

Ecuación 4

El multiplicador del término EA puede ser expresado con la segunda derivada de desplazamiento, u, con respecto a la distancia, x. Incluyendo esto y expresando la masa, m, a través del volumen y la densidad del elemento de varilla, llegamos a la siguiente expresión:       EA x  -Fd =    

Ecuación 5

Donde:  = densidad del material de la varilla gc = 32.2, constante gravitacional Falta por determinar las fuerzas de amortiguamiento (damping force), Fd. Esta es la suma de las fuerzas que actúan en dirección opuesta al movimiento de la varilla, que incluyen: la fuerza que ejerce el fluido sobre las varillas, acoples y la tubería; y la fricción mecánica entre varillas, acoples y tubería. De estas fuerzas la más complicada de determinar es la fricción, ya que esta depende de muchos factores (a veces desconocidos), por ejemplo, daño por corrosión en la superficie metálica, desviación del pozo, etc. Por otra parte, las fuerzas ejercidas

por el fluido pueden ser aproximadas a las fuerzas viscosas. Esta es la razón por la cual prácticamente todos los investigadores aproximan las fuerzas de amortiguamiento a las fuerzas viscosas. Gibbs desarrolló la siguiente fórmula para Fd:

 = 

∆     

Ecuación 6

Donde:

 ! = coeficiente de amortiguamiento, 1 /s "#

C=

= factor de amortiguamiento adimensional

Vs = velocidad de sonido en el material de la varilla, pies / segundo L = longitud total de la varilla, pies Sustituyendo ecuación 5 en ecuación 6 y dividiendo ambos lados por ∆, tendremos:

EA

 

 

-c





 

=



 

  

Ecuación 7

Esta ecuación es la forma final de la ecuación de onda unidimensional que describe la propagación de las fuerzas en la sarta de varillas. Esta es válida para sartas con diámetro de varillas diferentes (ahusadas). A continuación se presenta la forma más familiar de la ecuación de onda para sarta de varilla con diámetro uniforme, que se logra con una simple sustitución de términos:

Vs

"   

−

 

=

   

Ecuación 8

Donde:

Vs = $144'( = velocidad del sonido en el material de la varilla (pies/segundo) Para la resolución de esta ecuación es necesario la aplicación de métodos matemáticos y principalmente la ayuda de computadora para conseguir rápida y eficientemente la solución de un sistema.

2.2.6 Diagrama modificado de GOODMAN La norma API publicación RP11BR recomienda el uso del diagrama modificado de Goodman para calcular la tensión máxima permisible en varillas API de acero. Este método se puede aplicar gráficamente o con ecuaciones. Aquí se cubren ambas opciones. Sin embargo, se recomienda la ecuación puesto que esta puede fácilmente ser programada en una calculadora o la computadora. La mejor manera de mostrar cómo se construye el diagrama API de Goodman es con un ejemplo. Se pueden usar estas instrucciones para construir diagramas de cualquier grado de varilla usando la mínima fuerza tensil de la varilla que se quiera analizar. El cuadro 1 muestra la fuerza tensil mínima para varilla API grados K, C y D. Para el grado K, es 85.000 lpc, para el grado C es 90.000 lpc, y para el grado D es 115.000 lpc. Para construir el diagrama de Goodman, se hace lo siguiente (en este ejemplo usaremos varillas grado C): 1. Obtener la fuerza tensil mínima T de las varillas. Para grados C, T = 90.000 lpc. 2. Dibujar una eje vertical como en la figura 26, usando una escala de tensión de manera que el tope del eje vertical corresponda a la fuerza ténsil mínima T. 3. Dibujar un cuadrado usando el valor de T como la longitud de los lados. 4. Dibujar una línea a 45º conectando la esquina inferior izquierda con la superior derecha del cuadrado como se ve en la figura 26. Esta línea de 45º es la línea de la tensión mínima. 5. Localizar el punto T/4 en el eje vertical. Para el grado C es 90.000/4 = 22.500 lpc. 6. Localizar el punto T/1.75 en el eje vertical. Para el grado C es 90.000/1.75 = 51.429 lpc 7. Localizar la intersección de la línea horizontal desde el punto T/1.75 (ver paso 6) a la línea de 45º como muestra la figura 26. 8. Conectar el punto del paso 7 con el punto T/4 en el eje vertical. Esta es la línea de la tensión máxima permisible. El área sombreada en la figura 26 muestra el rango de tensión permisible para las cabillas grado C en un ambiente no corrosivo.

 Pasos para usar el diagrama API modificado de GOODMAN 1. Calcular las tensiones mínima (Smin) máxima (Smax) de la sección de varillas que se va a analizar. 2. Localizar el punto de tensión mínima en la línea de tensión dibujando una línea horizontal como muestra la figura 27. 3. Dibujar una línea vertical desde el punto de la línea de tensión mínima hasta línea de máxima tensión permisible. 4. Si el punto en el paso 3 queda fuera del rango de tensión permisible, las varillas están sobrecargadas. Si está por debajo de la línea de tensión máxima permisible, entonces las varillas están bien.

Paso 3

90000 Paso 2

Paso 4

67500 Paso 6

Paso 7 T/1.75=51.429

45000

Paso 3

Paso 8 T/4=22.500

22500 Paso 5

0 0

22500

45000

67500

Paso 3 Figura 26. Construcción del diagrama API modificado de Goodman Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.

90000

Ejemplo de Análisis de Tensión del Diagrama Modificado de Goodman Problema: Según una carta dinagráfica, la carga pico en una sección de varilla grado C de 1” es 26.235 lbs, y la carga mínima es 4.750 lbs. Usando el diagrama modificado de Goodman calcular si las varillas están operando dentro de su rango aceptable de tensión. Solución: La tensión máxima es: Carga Máxima

(Smax) = Área de Cabilla

26.235 lbs 2 0.785 pulg

33,403 lpc

La tensión mínima es: Carga Máxima

(Smin) = Área de Cabilla

4.750 lbs 2 0.785 pulg

6.051 lpc

Al usar el Diagrama de Goodman de la figura 27, con una tensión mínima de 6.051 lpc, vemos la figura 27, (paso 1) en el eje vertical la línea de tensión mínima. Dibujar una línea vertical como muestra el paso 2, desde la línea de tensión mínima hasta el punto de tensión máxima de 33.403 lpc (paso 3). Ya que este punto está fuera del rango de tensión permisible (área sombreada), las cabillas están sobrecargadas. Como se ve en la figura 27, la tensión máxima permitida es de unos 25.900 lpc. Esto corresponde a la intersección de la línea vertical del paso 2 y la línea de la mayor tensión permisible.

Figura 27. Uso del diagrama API modificado de Goodman Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.


Factor de servicio Al usar varillas de succión en ambientes corrosivos, se debe ajustar la tensión permitida para asegurar la carga apropiada y prevenir fallas prematuras. Esto se puede lograr con factores de servicio. Un factor de servicio es un número, típicamente entre 0.7 y 1.0 y multiplica la carga máxima permisible calculada por el diagrama API de Goodman. La reducción de la tensión máxima permisible, ayuda a extender la vida útil de la sarta de cabillas. Las condiciones del pozo difieren ampliamente dependiendo del fluido producido, la presencia de sulfuro de hidrogeno (H2S), dióxido de carbono (CO2) y el programa químico inhibidor. Así, el factor de servicio debe ser ajustado según las condiciones locales del campo. Los factores de servicio de 0.7 a 0.75 se recomiendan para condiciones severas tales como presencia de grandes cantidades de H2S. Factores de servicio de 0.8 a 0.85 se recomiendan para corrosión por CO2 o pequeñas cantidades de H2S. Factores de servicio de 0.9 a 0.95 se recomiendan para corrosión media como cuando se produce salmuera. También se debe ajustar el factor de servicio para varillas usadas, pozos desviados, golpe de fluido severo y problemas similares además de corrosión. En el ejemplo anterior si el factor de servicio era de 0.8 la tensión máxima permitida sería de 20.720 lpc (25.900x0.8).

 Factores de servicio combinados Además de la corrosión, se debe reducir la tensión máxima permisible al re-usar varillas, cuando hay golpe de fluido, etc. Los factores de servicio se combinan multiplicándolos. Por ejemplo, para una sarta 86 grado D cuyo factor normal de servicio sería 0.9, si hay golpe de fluido 24 horas diarias, se debe recalcular la tensión máxima permisible multiplicándola por 0.9, por ende, el factor de servicio efectivo total a ser usado sería: FS = 0.9 * 0.9 = 0.81
Ecuación de análisis de tensión API modificado de GOODMAN El análisis de tensión API modificado de Goodman también se puede aplicar por fórmula. La forma por ecuación es sencilla de usar; especialmente si se programa en un computador. También es más rápida y precisa porque se pueden calcular los números en lugar de leerlos en un gráfico. La fórmula para calcular la línea de tensión máxima permisible es: SA = (0.25T + 0.562Smin) SF Ecuación 9 Donde: SA = Tensión máxima permitida (lpc) Smin= Tensión mínima medida o calculada (lpc) SF = Factor de Servicio. El rango de tensión permisible se calcula así: DSA = SA - Smin

Ecuación 10

Existe un número útil que muestra cuán cargadas están las varillas porcentualmente, el mismo se define así: % de Carga de varillas =

Smax - Smin DSA

* 100

Ecuación 11

Como se ve en la ecuación 11, si el rango real de tensión (Smax - Smin) es igual al rango de tensión permisible (DSA) las varillas están 100% cargadas. Si el rango real de tensión excede al rango de tensión permisible se debe calcular una carga de más de 100%. Esto indica que las varillas están sobrecargadas. En el anterior análisis de tensión, la tensión máxima permisible es:

SA = [0.25 (90.000) + 0.5625 (6.051)](1.0) = 25.904 lpc. El rango de tensión permisible es: 25.904 – 6.051 = 19.853 lpc El rango de tensión real es: 33.403 – 6051 = 27.352 lpc. Por lo tanto la carga porcentual en las varillas es: 27.352 19.853

* 100 = 137.8%

Esto muestra que las varillas están sobrecargadas. Se puede reducir la carga de las varillas bajando la velocidad de la unidad, usando un pistón de menor diámetro o usando varillas de mayor grado. Por ejemplo, con varillas grado D la tensión máxima permisible sería: SA = [0.25(115.000) + 0.5625(6.051)](1.0) = 32.154 lpc Esto se traduce en un rango de tensión permisible de 26.103 y un porcentaje de carga de 104.8%. Las varillas estarían aun sobrecargadas pero mucho menos que con las varillas grado C. 2.2.7 Análisis de tensión con el método MGS La implementación del diagrama API modificado de Goodman arriba discutido es el método más utilizado para calcular el porcentaje de carga en las varillas. Sin embargo, este método no es universalmente usado. Otra forma de calcular el porcentaje de carga en las varillas es método modificado de cargas de Goodman (MGS). De acuerdo con el método MGS, el porcentaje de carga en las varillas está dado por: % de Carga en Varillas:

(Smax - 0.5625Smin) (T/4 * SF)

* 100 Ecuación 12

Los términos en la ecuación de arriba son los mismos que en la ecuación 1, el término T es la fuerza tensil mínima de la Varilla. La ecuación 12 aplica sólo a varillas API (C, K y D). Para el anterior ejemplo con una tensión mínima de 6.051 lpc, una tensión máxima de 33.403 lpc, y un factor de servicio de 1.0, la carga para varillas grado C sería: % de Carga en Varillas:

(33.403 - 0.5625 * 6.051) (90.000 / 4 * 1.0)

* 100 = 133.33%

 Fallas en las cabillas La mayoría de las fallas de las varillas suceden en la caja o en el pin del conector debido a un armado incorrecto. Este problema puede ser reducido si se tiene cuidado en armar apropiadamente la rosca usando método de desplazamiento circunferencial descrito en API 11BR y Spec 11C. Estas publicaciones recomiendan que las llaves de apriete sean debidamente calibradas para producir el desplazamiento circunferencial recomendado. También recomienda que la calibración sea revisada cada 1000 pies de varilla. Muchas rupturas de varillas son causadas por manipulación tosca que resulta en daños a la superficie de las varillas. Los golpes y raspaduras superficiales actúan como elevadores de tensión o puntos de ataque corrosivos si la capa protectora exterior de la varilla resulta dañada. La figura 28 muestra el efecto del ataque de la corrosión en un golpe o raspadura. Como muestra esta figura, los fluidos corrosivos carcomen el metal. Esto reduce el área de sección transversal de la varilla y traduce en mayor tensión. En realidad, la tensión local alrededor del hoyo es mucho mayor que la tensión promedio mostrada en la figura 29. Mayor tensión abre la grieta aun más, exponiendo más metal al ambiente corrosivo. Esto acelera la corrosión que pronto llevará a una falla en la varilla. Para minimizar este problema, se recomienda la inspección de las varillas en sitio para evitar el uso de varillas dañadas. Además, las varillas pueden fallar debido a la excesiva fricción con la tubería en pozos desviados con “pata de perro”. El pandeo de varillas también causa este problema. Las guías de varillas pueden reducir este problema. También pueden usarse barras de peso para mantener derechas las varillas y evitar la compresión que hace pandear las varillas. Un diseño incorrecto de sarta también puede hacer fallar las varillas. Especialmente en sartas ahusadas, los errores de diseño pueden resultar en distribución no uniforme de la tensión, como resultado,

una sección puede estar

severamente sobrecargada mientras las demás están sobredimensionadas,

para

asegurar que las varillas están cargadas apropiadamente, se puede usar un moderno programa de diseño como el Qrod para diseñar las varillas con iguales cargas de tensión. El Qrod también se puede usar para evitar la compresión de fondo en varillas de fibra de vidrio. Rupturas frecuentes en la misma sección de una sarta son un fuerte indicio de la necesidad de rediseñar. Otras causas de fallas en las varillas incluyen

golpes de fluido, pandeo de tubería cuando la tubería no está anclada o un programa ineficaz de corrosión.

Figura 28. Aumento de tensión debido a ataque corrosivo Fuente. Sánchez

2.2.8 Comportamiento de producción
Índice de productividad El índice de productividad o (Productivity Index) o IP, es un indicador de la capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo (reservorio). Se expresa como la relación entre el caudal producido en tanque (Q) y la caída de presión del reservorio. Cuando la presión dinámica de fondo de pozo (Pwf) es más gr grande ande que la presión de punto de burbuja (Pb), el flujo de fluido es similar a un flujo monofásico, y se representa este índice con una recta.

)* =

+ ,*- − *./0

IP= Índice de Productividad Q= Caudal Pe= Presión Estática Pwf= Presión de Fondo Fluyente Si la presión de fondo fluyente es menor que el punto de burbujeo, resulta en un fluido multifásico, por lo tanto se debe usar el método del IPR (Inflow Performance Relationship)

+12 =

+

*./ " *./ 1.0 − 0.2 6 8 − 0.8 6 8 *7 *7

desarrolló un estudio sobre IPR para yacimientos con

M.V.VOGEL (1968)

empuje por gas en solución derivando ecuaciones que describían los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones considero variaciones en las caídas de presión y en las propiedades roca-fluido, hasta obtener una relación adimensional para el índice de productividad. La correlación de vogel para obtener una curva IPR adimensional es la siguiente: +

+12

*./ *./ = 1.0 − 0.2 6 8 − 0.8 6 8 *7 *7

Qo= Tasa de petróleo, crudo correspondiente a la Pwf, en BPD Qomax= Tasa máxima de producción de petróleo cuando la Pwf es igual a cero, en BPD. Pwf= Presión de fondo fluyente, en Psia Pr= Presión promedio del yacimiento, en Psia. 2.2.9 Definición de variables implícitas de producción
Calculo de presiones de fondo Es la presión existente frente a las perforaciones en el fondo del hoyo, producto de peso de la columna de fluido existente en el pozo, aun cuando la presión de la tubería en el cabezal del mismo.

*./ = *: + ;/ ∗ * Donde: Pwf= Presión de Fondo Fluyente, Lppc Gf= Gradiente de Fluido Lppc/ft Pcp= Presión en el Cabezal del Pozo en casing, lppc. P= Profundidad del Pozo hasta el Tope de las Perforaciones, ft.

Generalmente Pe e IP, se pueden asumir constantes en los yacimientos en un tiempo determinado, lo cual, significa que Q varia en proporción directa con Pwf, es decir, al aumentar Pwf disminuye Q.
Condiciones Estáticas Cuando un pozo se cierra por un periodo de tiempo suficiente, la bomba deja de trabajar y se cierra la válvula del anular del casing, el pozo alcanza una condición estabilizada. El gas producido por el yacimiento es acumulado en la sección superior del anular del casing y el líquido se mantiene depositado en la parte inferior del pozo. Tales condiciones del pozo permiten determinar la presión de fondo estática y dicho valor representa la presión promedio de la formación en condiciones estáticas. Esta puede ser determinada a partir del balance de las presiones hidrostáticas de la columna de líquido y gas, cuya expresión estaría definida por: =>?* = * + *' + *@ Donde: SBHP = Presión de fondo estática (Static Bottomhole Pressure), psi. Pc = Presión de Casing medida en superficie, psi. Pg = Presión hidrostática de la columna de gas en el anular, psi. Pl = Presión hidrostática de la columna del liquido en el anular, psi. De tal manera, la presión de casing (Pc) es medida en superficie con precisión utilizando un manómetro. La presión hidrostática de la columna de gas (Pg), puede ser determinada solo si la profundidad del nivel de liquido estático en el pozo es conocido, usualmente esto es posible utilizando mediciones acústicas. Para un a mejor evaluación de la presión hidrostática de la columna de gas es necesario el conocimiento de la composición del gas y la distribución de la temperatura en el anular. La mayor porción de la presión de fondo está dada por la columna hidrostática de líquido en el anular (Pl), debido a que la diferencia de densidades entre los líquidos distribuidos en el anular le otorga el mayor porcentaje. La determinación de este gradiente no es problema si solo se produce petróleo, pero para cortes de agua y

petróleo se necesitan consideraciones espec especiales. iales. Esto es mostrado por McCoy y compañía, en un documento que expone los cálculos desarrollados por la empresa Echometer Co., que menciona que la composición de la columna liquida en el anular depende de la relación del nivel de líquido en condiciones dinámicas sobre la bomba, medido antes de cerrar el pozo. Una regla general es considerar el estado estable de las condiciones de bombeo, debido a la separación gravitacional del petróleo y del agua, generan el efecto de solo la existencia de petróleo sobr sobre e la bomba. Después que el pozo es cerrado, el corte de agua es aproximadamente el mismo, así que los datos de una prueba de pozo que indiquen el %AyS son validos para realizar los cálculos. La siguiente figura muestra la condición de bombeo de un pozo y de cómo se denotan los fluidos en el anular para un ejemplo de 50%RAP (Relación Agua Petróleo), a su vez la consideración de ajuste por el porcentaje de agua en el mismo.

Figura 29. Ejemplo, para un pozo con 50% de RAP. A condiciones de bombeo y después de cerrado. Fuente. Ing. Dimas Reyes.

La figura ilustra, que después de estabilizarse la relación de agua-petróleo, agua la presión hidrostática puede ser calculada a partir de los gradientes conocidos de ambos fluidos. Para un cálculo aproximado, se puede establecer un gradiente promedio en base a la RAP. Utilizando la siguiente tabla se pueden conocer los gradientes del petróleo para diferentes gravedades API y del agua fresca, salmuera y otros.

Figura 30. Datos de gradientes de petróleo para difere diferentes ntes gravedades API, Agua fresca, salmuera, entre otros. Fuente. Echometer Co.


Condición Dinámica: Para condiciones de producción, el cálculo de la presión de fondo al igual que en la condición estática depende del gradiente de los fluidos en el pozo. Usualmente, la mayor proporción de la presión de fondo es atribuida a la presión de casing en cabezal, pero la presión de la columna de liquido puede ser considerablemente alta; así que depende de la cantidad de fluidos que aporte el yacimiento hacia el pozo po y las fracciones de liquido en este. También hay que recordar que el pozo debe encontrarse en su condición estabilizada y todo el líquido sobre la bomba corresponde a petróleo, si entendemos el efecto de la separación gravitacional. En casos donde se pr produzca oduzca gas, se debe considerar el efecto de reducción del gradiente de fluido debido a que el gas que sale de la formación hacia el pozo, se mueve en el espacio anular hacia la parte superior del casing atravesando la columna liquida en forma de burbujas, lo que sería válido si se asume que todo el gas que sale de la formación entra en el anular. El anular de un pozo bombeando, un ca caso so especial es el flujo multifásico multifás en algunos lugares, si la formación aporta gas continuamente este se mueve como burbujas a través de las perforaciones y la columna liquida en el anular. Este depende

de la tasa volumétrica del gas, así que la densidad del fluido en la columna estaría dado por una mezcla entre líquido acumulado y gas fluyendo en el anular. Y estaría dado por:

A = # ?# +  ? Donde: Ρm = Densidad de la mezcla, lbs/pie3. ρl y ρg = Densidades del liquido y del gas, lbs/pie3. Hl = Fracción de volumen del Liquido (Liquid Holdup), Adim. Hg = Fracción de volumen del gas (Gas Holdup), Adim. La contribución de la densidad del gas a la mezcla es despreciable (muy baja), por lo tanto puede borrarse de la ecuación. Tomando en cuenta que la presión hidrostática

es proporcional al densidad de la columna liquida, el gradiente de la

columna liquida gasificada puede estar expresado con el gradiente de la columna liquida libre de gas:

;7BA = ;7B# ?# Donde: Gradm = Gradiente hidrostático de la columna liquida gaseosa en el anular, psi/pie. Gradl = Gradiente hidrostático de la columna liquida libre de gas en el anular, psi/pie. Hl = Fracción de volumen del Liquido (Liquid Holdup), Adim. La fracción efectiva de volumen de petróleo (Oil Holdup), puede ser considerado como una corrección del gradiente de liquido; y lo podemos llamar como factor de corrección del gradiente de liquido. Esto es importante para el cálculo de la presión de fondo dinámica, y equivale a una corrección severa para determinar este valor. Gilbert 1972, presentó una correlación (popularmente conocida como curva S), que permite determinar la fracción efectiva de petróleo (Oil holdup) tomando en cuenta los siguientes parámetros:

Q/(A x P0.4) Donde: Q = Tasa de flujo de gas, Mpcn/día. A = Área transversal del anular, pulg2. P = Presión actual de la columna, psi. Los cálculos presentados por Gilber fueron corregidos posteriormente, debido a que carecía de exactitud en los resultados finales al comparar los datos de presión con datos medidos con sensores de fondo, es por ello que J. McCoy, A. Podio y compañía desarrollaron a partir de un estudio de campo un modelo que corrige la curva “S”. Estudio que fue presentado en la SPE como “Acoustic Determination of Producing Bottomhole Pressure, Society of Petroleum Engeneers Formation Evaluations, Sep1988.”En este estudio se utilizaron datos de una muestra representativa de pozos en Texas, las pruebas se realizaron por la empresa Ecometer Co., y las características de los pozos se resumen en: Tamaño de casing de 4.5 a 7pulg y gravedades del petróleo desde 32°API hasta 43°API. Tomando en cuenta que las columnas liquidas gasificadas de los pozos eran mayores a 5000 pies, y los pozos con profundidades de más de 9000 pies. Las tasas de flujo de gas en el anular de 13 a 120 MPCND y fracciones efectivas de petróleo de 20 a 77%. Los pozos presentan gradientes normales de temperatura en el rango de 0.9 a 1.2°F/100pies.
Correlación de PODIO En la figura siguiente se muestra la correlación de Gilbert (Derecha) y la curva corregida por J. McCoy, A. Podio (Izquierda), donde se muestran los puntos de ajuste que se ejecutaron a partir del trabajo de campo. Dado que es posible medir el caudal de gas dado a un área conocida se puede determinar la fracción efectiva de líquido en el anular y de esta manera determinar las proporciones de la columna liquida gaseosa y columna liquida libre de gas, para posteriormente calcular la presión dinámica de fondo con la siguiente expresión: *./ = * + *' + *@

Donde: Pwf = Presión dinámica de fondo, psi. Pc = Presión de casing en cabezal durante el bombeo normal y estabilizado, psi. Pg = Presión hidrostática de la columna de gas en el anular, psi. Pl = Presión de la columna de liquido gasificada en el anular, psi.

Figura 31. Comparación entre correlación de Gilbert y ajuste presentado por J. McCoy McCoy--A. Podio. Fuente. Acoustic determination of producing bottom hole pressure SPE 1988.

Posteriormente, aplicando la curva “S” (J. McCoy, A. Podio) se determina la fracción efectiva de liquido (Hold up), con la presión de casing medida en cabezal, la presión hidrostática del gas determinada a partir del conocimiento del nivel de fluido y de la gravedad especifica de este en el anular a condiciones de presión y temperatura, se establece e la siguiente ecuación: *C = D#  ;7B#  ?#

Donde: PL = Presión de la columna de liquido libre de gas, psi. hl = Altura de la columna de liquido gasificada en el anular sobre la formación, pies. Gradl = Gradiente hidrostático de la columna de liquido libre de gas, psi/pie. El cálculo de la presión de fondo fluyente puede ser llevado a cabo en un 90% en pozos de bombeo sin considerar presencia de gas en la columna de líquido, bien sea con líquido sobre la formación o sin líquido sobre la formación con la bomba al mismo nivel de las perforaciones. En pozos donde hay presencia de gas en la columna de líquido, la presión de fondo fluyente puede ser obtenida por el uso de la correlación presentada por (J. McCoy, A. Podio). Otra herramienta para determinar la presión dinámica de fondo es el Método de Walker, que se basa en una técnica poco económica y no muy practica considerando las pérdidas de tiempo y producción, esta consiste en deprimir deprimir la columna de liquido gasificada en pozos con producción de gas utilizando una válvula de contra presión en la superficie, esto ayudara a separar el gas de la columna liquida, produciendo el pozo a una tasa constante. Una vez que la presión de casing allá estabilizado en un valor fijo y el nivel de líquido se situé a una profundidad fija, se asume que el gas se ha liberado hacia la parte superior del anular y el liquido en el fondo del pozo, determinando la columna liquida sobre las perforaciones (asumiendo solo liquido) es posible determinar con precisión los gradientes de los fluidos y así la presión de fondo. Aunque el procedimiento es muy exacto en los resultados finales, carece de preferencia debido a que se consume mucho tiempo, y en ocasiones los pozos podrían quedar con el nivel por debajo de la bomba pudiendo causar problemas. Aunque hay que considerar que este estudio basado en los gradientes actuales medidos en el anular, ofrece una mayor precisión superando la correlación previa basada en los modelos y teorías de superficie. Debido a la limitación de la curva “S” corregida por J. McCoy, A. Podio y compañía, para crudo pesado, se presentó en el 2005 un ajuste realizado en el campo de San Tomé en la ciudad del Tigre, estado Anzoátegui – Venezuela, que muestra las variaciones que tiene la curva cuando los pozos producen crudo pesado para

densidades de (10 a 12°API), donde por efectos de la viscosidad del crudo se observó que las burbujas de gas se liberan a menor velocidad hacia la parte superior del anular. "S"curve for Heavy Oil Compared with the Echometer "West Texas Wells S curve"

Q /A S C F D /in 2

100000

10000

1000

100 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Effective Oil Fraction Figura 32. Heavy Oil Test Points (red line) Plotted on Echometer “S” Curve Graph (black line).presentado por J. McCoy-A. Podio. Fuente. Acoustic determination of pump intake pressure in well whit heavy oil crude SPE 1988.

Se muestra que la curva se desplaza, hacia la derecha y se puede notar que para las mismas relaciones de tasas de gas y área del anular se presentan mayores fracciones efectivas de líquido, comparándola con la curva original presentada por J. McCoy y A. Podio. Para este caso se cubre la necesidad que presentaron las operadoras de campos productores de crudo pesado y extrapesado. 2.2.10 Técnicas y métodos para la determinación y análisis de las condiciones de bombeo A continuación se describen las técnicas utilizadas para el análisis e interpretación del comportamiento de producción del pozo, que producen bajo bombeo mecánico. En particular se refiere a las pruebas de superficie: pruebas de pozos, registros acústicos, registro de presión y cartas dinagráficas que son tomadas en la presente tesis de grado, explicando la obtención, interpretación e importancia de los resultados para la determinación de las condiciones de bombeo.


Equipo ECHOMETER • Computador El analizador de pozo se controla por medio de un computador portátil. La batería interna del computador se debe cargar con el cargador apropiado.

•

Analizador de pozos El analizador de pozo es una unidad electrónica compacta. Esta unidad adquiere

y digitaliza las señales del micrófono y del transductor de presión. Estas señales se envían al computador para su procesamiento. Normalmente, se requieren menos de tres minutos para una prueba. El Analizador de Pozo contiene una batería interna de 12 voltios. Esta es una batería de 2.5 Amperios-hora. El flujo de corriente es de menos de 1 amperio cuando el amplificador esta prendido. Si se desea, el Analizador de Pozo se puede dejar conectado a un cargador apropiado cuando no está en uso. La batería no se puede sobrecargar cuando se está usando un cargador AC que se provee con el sistema. Cuando el interruptor de potencia maestro se prende, un indicador amarillo se ilumina, indicando que el circuito A/D se ha activado. El indicador cambiará a verde cuando el procesador se ha inicializado y está listo para comunicarse con el computador portátil. Esta luz del indicador cambiará a rojo cuando los datos están siendo adquiridos. La luz roja indica que el amplificador esta encendido. El computador enciende y apaga el amplificador cuando sea necesario para obtener los datos. Siempre asegúrese que el amplificador esté apagado antes de cerrar la maleta y almacenar la unidad. Apague el interruptor de potencia maestro al final de cada día.

Figura 33. Computador acoplado al analizador de pozos. Fuente. Manual de TWM Echometer Company.

•

Dispositivo de disparo ó disparador acústico La pistola a gas disparada remotamente (WG) genera un pulso acústico y

detecta los ecos del fondo del pozo. Esta pistola a gas contiene una cámara la cual se llena con gas comprimido para enviar un pulso acústico al pozo. La pistola a gas tiene un micrófono que detecta el disparo, las uniones, otros ecos del pozo y el nivel de fluido. El número de serie de este tipo de pistola tiene las letras WG (en las unidades más nuevas) seguido por tres o cuatro números. Por ejemplo WG123 o WG1234. La unidad estándar tiene una presión de trabajo de 1500 psi, pero el diseño se puede modificar para operar hasta 3000 psi, en la actualidad operan hasta 15000 psi.

Dispositivo de disparo remoto 1500 psi

Dispositivo de disparo manual 2000 psi

Dispositivo de disparo manual 5000 psi

Figura 34. Dispositivos de disparos más utilizados. Fuente. Manual de TWM Echometer Company

La pistola compacta de gas tiene un micrófono y una cámara de 10 pulgadas cúbicas con una válvula de salida de ¼ de pulgada. Se conecta al pozo con un mínimo de reducción de diámetro. La válvula de salida abre rápidamente cuando se acciona el gatillo. Esto genera un pulso de presión. Si la presión de la cámara es mayor que la del anular, se genera un pulso de compresión. Si la presión en el anular es mayor que la presión en la cámara, se genera un pulso de vacío. Debe haber una diferencia de presión entre la cámara y el anular para que se genere el pulso. El usuario tiene la opción de escoger un pulso de explosión o implosión.

 Pulso de explosión La explosión usa gas externo para generar un pulso acústico en el pozo. En esta modalidad, la cámara se carga con un suministro de gas externo que está a una presión mayor que la presión del pozo.  Pulso de implosión La modalidad de implosión se usa si la presión del revestimiento (casing) es mayor que 200 psi. Este método utiliza la presión del gas del pozo para generar un pulso. Para liberar el gas desde la cámara se usa la válvula de alivio/llenado de la pistola a gas. En esta modalidad no se necesita un suministro de gas externo.

•

Transductor de presión Las medidas de presión en el revestimiento (casing) son hechas con un

transductor electrónico. El transductor de presión estándar tiene un rango de trabajo de 0 a 1500 psi. La presión de estallido es de 3000 psi. El número de serie y los seis coeficientes se encuentran en la placa del transductor. Estos coeficientes se usan para calcular la presión a partir de la señal de salida del transductor. Estos números se deben ben entrar en la pantalla de instalación antes de comenzar una prueba. prue

Figura 35. Transductor de presión. Fuente. Manual de TWM Echometer Company.

Acerca del Transductor de Presión Presión, cuando la pistola se instala en el pozo debe asegurarse que la válvula del revestimiento (casing) está cerrada y la válvula de alivio está abierta a la atmósfera mientras se fija el cero en el transductor. Si la lectura de cero es grande, ±100 100 psi, el transductor puede estar defectuoso. Revise el transductor comparado omparado con un manómetro convencional. La presión máxima de operación del transductor en psi corresponde a dos veces el coeficiente C2. Usar el transductor por encima del límite permitido de presión ocasionará severos daños al transductor. Si el

transductor no da lecturas apropiadas, este puede estar corroído y su uso es peligroso. Envíelo a Echometer Co. para su calibración y prueba. •

Manómetro WG El manómetro mide la presión en la cámara de la pistola a gas. Éste se utiliza

para determinar si la presión de la cámara es suficientemente alta (modalidad de explosión) para generar el pulso acústico. Si la válvula de la pistola a gas está abierta y la válvula del anular está abierta - el manómetro registra la presión del revestimiento (casing). •

Cables del analizador Para la realización de las pruebas utilizamos cable de 150 pies y 300 pies, los

cuales permiten activar o energizar el selenoide a distancia, de esta manera recibimos la señal acústica que registra el micrófono y mantenemos un margen de seguridad entre operador – pozo. •

Sensores dinamométricos electrónicos de ECHOMETER  Celda de Carga tipo Herradura La celda de carga tipo herradura es un transductor altamente exacto diseñado

para proveer un valor de carga preciso cuando sea necesario. Esta celda de carga se localiza en la varilla lisa entre la grapa permanente de la barra pulida y la barra portadora. Esta tiene también un acelerómetro que mide la aceleración de la barra pulida. El programa calcula la velocidad y posición de la barra pulida, por medio de integración numérica de la señal de aceleración versus tiempo.

Figura 36. Celda de carga tipo herradura. Fuente. Manual de TWM Echometer Company.

 Celda de Carga de la Barra Pulida (PRT) El transductor de la barra pulida es un sensor muy conveniente para mediciones rápidas y fáciles del dinamómetro. Este consiste de una pequeña abrazadera tipo C la cual se localiza en la barra pulida. Este contiene medidores extremadamente sensitivos que miden el cambio en el diámetro de la barra pulida debido al cambio en la carga durante un Ciclo de bombeo. Este transductor también tiene un sensor de aceleración.

Figura 37. Diagrama de la instalación del transductor de la barra pulida Fuente. Manual de TWM Echometer Co.

Figura 38. Instalación en la barra pulida debajo de la barra portadora Fuente. Manual de TWM Echometer Co.

PRECAUCIÓN: A pesar de que el acelerómetro el cual está en el transductor de carga puede soportar un impacto de 40g, es probable que se dañe si se deja caer sobre una superficie dura. Estos instrumentos de precisión se deben manejar con mucho cuidado todo el tiempo.  Celda de carga con elevación hidráulica Este sistema tiene como objetivo facilitarla instalación de una celda de carga tipo herradura y evitar errores de análisis del funcionamiento de la bomba debido al cambio de espaciamiento del pistón que ocurre cuando se instala el transductor de herradura convencional.

Figura 39. Celda de carga tipo herradura con elevación de carga. Fuente. Manual de TWM Echometer Company.

Este dinamómetro requiere la instalación permanente de un carrete entre la grapa y la barra portadora. El sensor y el levantador hidráulico se instalan fácilmente sin necesidad de maniobras. Después de levantar la carga hidráulicamente se instala una lámina delgada de acero debajo del sensor y al librar la presión la carga se asienta sobre la celda con un mínimo de cambio en la carrera del pistón. La adquisición del dinamómetro procede normalmente una vez desconectada la bomba hidráulica •

Medición acústica de nivel de fluido. Un computador Portátil (Lap-top) controla el sistema de Analizador de pozos

enviando al disparador remoto una señal, la cual acciona la válvula solenoide dispuesta en la misma para dejar el gas (CO2 o N2) contenido en la cámara de carga del disparador remoto, el cual genera un pulso acústico que viaja por el espacio anular o tubería de producción hasta el nivel de fluido existente en él pozo. Este dispositivo se conecta al espacio anular (casing) o tubería de producción, el cual está conectado a su vez por medio de cables al Analizador de pozos y a un computador portátil que obtiene y analiza los datos acústicos y de presión obtenidos por el micrófono y el transductor de presión. Los equipos “Echometer”, poseen un límite de operatividad para los disparadores remotos y manuales (pistolas), el cual está determinado por el fabricante. Éstos se encuentran, para la pistola manual una presión máxima de operación de 5.000 psi, y para la pistola automática, 1.500 psi.  Procedimiento



Discutir el ART respectivo.



Verificar que la válvula del anular del pozo este cerrada. Si ésta abierta, cerrarla.

VÁLVULA ANULAR

Figura 40. Válvula anular. Fuente. Manual de TWM Echometer Company.



Desconectar el tapón de la toma de dos pulgadas de diámetro del anular, si existe.



Inspeccionar la rosca. Limpiar si es necesario.



Conectar el dispositivo de disparo, aproximadamente 4 ½ giros (mantener la válvula del anular cerrada) (Ver Figura No 37)

Figura 41. Dispositivo de disparo conectado a la válvula anular. Fuente. Manual de TWM Echometer Company.



Conectar el transductor de presión en el dispositivo remoto.



Conectar los cables al dispositivo de disparo y al analizador de pozo, leer presión de casing medida con el manómetro (abriendo la válvula del anular), luego de ser medida la presión, cerrar la válvula otra vez y drenar la presión. (Ver Figura No 38).

Figura 42. Dispositivo de disparo conectado a la válvula anular enlazado con el analizador. Fuente. Manual de TWM Echometer Company.



Encender el analizador y esperar que se encienda la luz verde (Amp. Power).



Encender el computador, activar el programa TWM.

•

Prueba de restauración de Presión Los datos de presión en el revestidor se miden por espacio de 15 minutos y

después de este tiempo, la adquisición de los datos termina automáticamente. Generalmente dos (02) minutos son suficientes para medir una tasa correcta de restauración en el revestimiento.

Figura 43. Prueba build up o prueba de restauración. Fuente. TWM Echometer Company.

•

Conteo automático de cuellos Esta opción permite identificar la totalidad de la señal acústica después de que

ha sido procesada para ver en detalle los ecos de las uniones. El programa muestra la señal procesada y cuenta las uniones hasta el nivel de líquido. Marcas verticales se trazan en cada eco de las uniones al mismo tiempo que se cuentan. La grafica de uniones mostrada en la figura se obtiene filtrando los datos acústicos usando la frecuencia correcta para las uniones que previamente se calculo y que se muestra en la parte inferior izquierda de la sección de determinación de profundidad. La cuenta de uniones continúa hasta que la relación señal-ruido disminuye por debajo del límite permitido. La frecuencia del último segmento de uniones se usa para extrapolar la profanidad a partir del tiempo de la reflexión del nivel de líquido indicada por la línea vertical punteada. La última marca muestra el comienzo de la sección extrapolada.

Figura 44. Prueba build up o prueba de restauración. Fuente. TWM Echometer Company.

Debe tratarse de obtener los mejores datos de uniones posibles para asegurar buena precisión en el nivel de fluido y en el cálculo de la presión de fondo de pozo. En lo posible la cuenta de uniones debe cubrir un 80-90% del total de juntas del pozo. Un bajo porcentaje de uniones contadas indica que el nivel de señal es muy bajo y cercano a la señal de ruido o que una frecuencia incorrecta de uniones se uso para filtrar la señal. En ese caso se debe repetir el disparo con una presión más alta en la cámara para mejorar la relación señal-ruido.

•

Presión de fondo de pozo (BHP), Echometer. Esta sección calcula la presión de fondo de pozo basándose en los datos

acústicos medidos y presión del revestimiento (casing) además de los datos del pozo y fluido en el archivo del pozo. El objetivo es proveer un análisis completo de las condiciones del pozo al tiempo de la medida.

Figura 45. Calculo de presiones a partir de un gradiente conocido. Fuente. TWM Echometer Company.

Los siguientes parámetros se muestran en el diagrama de presión de fondo del pozo (BHP) y se describen a continuación: 1. Presión del Revestidor: Es la presión de revestidor en la superficie (cabezal), medida automáticamente con el TWM (Software de echometer) o introducida manualmente en la aplicación por el usuario. 2. Restauración de presión (Buildup): Es la tasa de cambio en la presión de cabezal del revestidor en función del tiempo cuando la válvula del cabezal esta cerrada. Se expresa en lpc por minutos. Se calcula a partir de la pendiente de la línea de presión vs. Tiempo o se introduce manualmente. 3. Flujo de gas en el anular: Es la tasa de gas que fluye a través del liquido del anular y sale a través de la válvula del cabezal, MPcn/d. Se calcula a partir del mini buildup y el volumen del anular por lo que debe introducirse el diámetro interno del revestidor y el externo de la tubería.

4. Porcentaje Líquido: Es el porcentaje de líquido calculado que está presente en la columna líquido gaseosa del anular. Se calcula a partir del flujo de gas en el anular usando una correlación basada en datos de campo. 5. Presión de la interfase Gas/liquido: Es la presión calculada a la profundidad de la interfase gas/liquido. Se calcula a partir de la presión en el cabezal del revestidor y se le adiciona el peso de la columna de gas. 6. Nivel de Liquido: Es la profundidad en pies, a la interfase gas/liquido tal como se determina por el registro Echometer. Corresponde a la profundidad calculada y mostrada en la sección Determinación de la profundidad. 7. Profundidad de la Formación: Es la profundidad de referencia, en pies, tal como se entro en la pantalla de datos del pozo. A esta profundidad el software calcula la presión. 8. Presión de entrada a la bomba: Es la presión calculada a la profundidad de entrada de la bomba (niple de asentamiento de la bomba). 9. Presión Dinámica de Fondo de Pozo: Es la presión dinámica de fondo de pozo calculada a la profundidad de referencia. 10. Presión de Yacimiento: Es la presión estática de fondo de pozo tal como se entro en el archivo de datos del pozo.

•

Adquisición de datos dinamométricos  Cartas dinagraficas La carta dinagráfica representa una herramienta de análisis que permite detectar

las fallas en sistemas de bombeo mecánico con la finalidad de aumentar la eficiencia y reducir los problemas que disminuyan la producción. Es un grafico de carga vs posición, que se obtiene desde la barra pulida a través de un sistema dinamométrico, el cual puede ser analizado a través de un software de diagnostico y diseño especializado como lo es el caso de total well management desarrollado por echometer co.

Entre los aspectos más importantes que se pueden detectar a través de la carta dinamométrica son los siguientes: •

¿Está el pozo bombeando con la bomba vacía (pumped off)?

•

¿Cuál es el porcentaje de llenado de la bomba?

•

¿Están las válvulas fija y/o viajera con fugas?

•

¿Cuál es el desplazamiento de la bomba en barriles por día?

•

¿Cuál es el desplazamiento efectivo del pistón de la bomba?

•

¿Cuál es la velocidad de bombeo?

•

¿Cuál es la carga de fluido en la bomba?

•

¿Están las cargas máximas y mínimas en la barra pulida dentro de la capacidad de la unidad de bombeo y de las varillas?

•

¿Cuántos Caballos de Fuerza tiene la barra pulida?

•

¿Es el torque máximo, menor que el de la caja reductora?

•

¿Está la unidad bien balanceada?

•

¿Qué cambio requieren las contrapesas para balancear la unidad?

•

¿Cuál es el peso de las varillas en el fluido?

•

¿Requiere todo el sistema de bombeo un análisis detallado y/o rediseño?

 Procedimiento Selección del sensor de dinamómetro. •

Se selecciona el tipo de sensor dinamométrico y de acuerdo al tipo se selecciona en el programa al momento de ingresar los datos previos a la prueba.

Figura 46. Selección de transductor de carga. Fuente. TWM Echometer Company.

•

Seleccione el número de serial del transductor de carga. Pulse crear nuevo (create new) si el número no aparece en la lista. Asegúrese que todos los coeficientes sean introducidos como aparecen en la etiqueta del transductor.

•

Antes de colocar la celda de carga en la Barra Portadora debe ajustar el cero en el transductor sin carga.

•

Detenga cuidadosamente la unidad de bombeo cerca del final de la carrera descendente.

Figura 47. Unidad de bombeo detenida al final de la carrera descendente. Fuente. Echometer Co.

•

Como medida de seguridad al detener la unidad de bombeo para colocar la celda de carga, el operador debe apagar el motor y aplicar el freno.

Coloque la grapa temporal de barra pulida bajo la barra portadora para luego: •

La distancia entre la de la barra portadora y el tope de la grapa de la barra pulida debe ser mayor que la altura del transductor de carga.

•

Al final de la carrera descendente aun debe haber espacio para que la grapa de la barra pulida no toque la prensa estopa o la grapa temporal de barra pulida debe ser retirada antes de adquirir datos dinamométricos.

•

Coloque la grapa de barra pulida bajo la barra portadora en una ubicación adecuada.

Figura 48. Ubicación adecuada de la grapa en la barra pulida. Fuente. Echometer Co.

•

Retire cualquier artefacto que no soporte peso que esté sobre la prensa estopa.

•

Retire cualquier equipo sobre la prensa estopa, tal como lubricador, que no puede soportar el peso del tren de cabillas más la carga de fluido.

•

Puede necesitarse un pedestal especial.

Figura 49. Momento de colocación de pedestal. Fuente. Echometer Co.

•

Detenga cuidadosamente la unidad cuando la grapa toque el pedestal.

•

Como medida de seguridad al detener la unidad de bombeo para colocar el transductor de carga, el operador debe apagar el motor y aplicar el freno.

•

Cuando la grapa temporal de barra pulida haga contacto con el pedestal, posiblemente toda la carga de la sarta de cabillas más la columna de fluido puede descansar sobre la prensa estopa del cabezal.

Figura 50. Grapa temporal en contacto con el pedestal. Fuente. Echometer Co.

•

Coloque el transductor de carga sobre la barra portadora bajo la grapa de la barra pulida.

•

El freno o las grapas podrían deslizarse, por su seguridad nunca coloque las manos entre la barra portadora y la grapa de la barra pulida.

Figura 51. Modo correcto de colocar el transductor de carga. Fuente. Echometer Co.

Uso de pin de seguridad para el transductor de carga en la barra pulida: •

Luego de colocar la celda de carga sobre la barra portadora, inserte el pin de seguridad en la celda de carga para mantenerla en posición.

•

Coloque la celda de carga sobre la barra portadora por debajo de otros equipos, tales como rotador de cabillas o espaciador de celda de carga.

•

Pueden surgir errores en los datos de carga si la barra portadora y la grapa de barra pulida no tienen un contacto uniforme con la celda de carga.

Figura 52. Transductor de carga por debajo del espaciador de celda de carga. Fuente. Echometer Co.

Remueva el freno cuidadosamente para transferir la carga de las cabillas al transductor de carga.

Antes de poner en marcha la unidad retire el pedestal y (si aplica) retire la grapa temporal de barra pulida.
Cable espiral con rosca de seguridad •

Usar el cable en espiral con conector de seguridad para evitar vibraciones en el cable que aflojen el conector del transductor de carga mientras la barra pulida viaja arriba y abajo.

•

Hay un cable conectado desde el analizador portátil hasta la celda en herradura para el registro exacto de la carga en la barra pulida y también los datos de aceleración.

•

No permita que la cabeza de caballo golpee el transductor de carga al final del ascenso.

Figura 53. Transductor de carga sobre el elevador. Fuente. Echometer Co.

El cable serpentín del dinamómetro se puede enredar en el cabezal. 1. Apoye el cable para evitar que se enrede con las conexiones del cabezal durante el movimiento de la barra pulida. 2. Un extremo del cable serpentín va conectado al transductor de la barra pulida y el otro extremo del cable va suspendido o ajustado a un objeto fijo. 3. Esta es una forma segura de proteger los conectores del cable, el conector de la celda de carga y el cable del dinamómetro.

Figura 54. Forma adecuada de protección de cables, conector de celda de carga. Fuente. Echometer Co.

4. Se procede a calibrar el transductor dinamométrico para luego adquirir la información dinamométrica. •

Prueba de válvula viajera. Esta prueba consiste en medir las cargas ejercidas sobre la válvula viajera, que

se encuentra en el pistón de la bomba para así determinar su eficiencia de sello y empuje de fluidos.  Procedimiento para realizar la prueba de carga sobre la válvula viajera La prueba de válvula viajera se realiza durante la carrera ascendente usando cuidadosamente el freno para detener la unidad de bombeo a aproximadamente ¼ del final de la carrera. Para realizar la prueba de válvula viajera, siga los siguientes pasos: 1. Tenga listo el dinamómetro para el chequeo de válvulas de acuerdo a las instrucciones del fabricante, para registrar las cargas vs tiempo. 2. Arranque la unidad y déjela realizar varios ciclos completos, durante al menos dos o tres emboladas para asegurar una acción apropiada de bombeo. 3. Detenga la unidad en la carrera ascendente. Aplique el freno tan suavemente como sea posible y deje la unidad detenida entre 5 y 10 segundos.

Figura 55. Unidad de bombeo iniciando carrera ascendente. Fuente. Echometer Co.

4. Repita los pasos 2 y 3 cerca de una o dos veces más. Intente detener la unidad en diferentes posiciones de la carrera ascendente para obtener resultados más precisos. 5. El ciclo de bombeo ha sido interrumpido durante la carrera ascendente cuando la válvula fija está abierta y la válvula viajera está cerrada para probar la carga sobre la válvula viajera. 6. La presión estática por encima y por debajo de la válvula fija esta igualada. 7. La carga de válvula viajera adquirida es el peso de las cabillas flotando en el fluido más el diferencial de carga sobre el pistón 8. Detenga la adquisición de data y guarde los cambios. 9. Se procede al análisis de prueba de válvulas. 10. Revise la pantalla y verifique que ha seleccionado la revisión correcta de carga en válvula fija y válvula viajera. •

Prueba de válvula fija La prueba de válvula fija se realiza durante la carrera descendente usando

cuidadosamente el freno para detener la unidad de bombeo a aproximadamente ¼ del final de la carrera.  Procedimiento para realizar la prueba de carga sobre la válvula fija 1. El ciclo de bombeo fue interrumpido durante la carrera descendente cuando la válvula viajera estaba abierta y la válvula fija estaba cerrada para realizar una prueba de carga sobre la válvula fija.

Figura 56. Unidad de bombeo iniciando carrera descendente. Fuente. Echometer Co.

2. Las presiones estáticas a través del pistón son iguales para la carga en la válvula fija. 3. La carga de válvula fija adquirida es el peso de la sarta de cabillas en flotación dentro de la tubería. 4. Realice dos pruebas de válvula fija. TV

25. 0

SV

BUO YANT W EI G HT + F O MAX

22. 5 20. 0 17. 5

BUO YANT W EI G HT 15. 0 12. 5 10. 0

0

31. 25

62.50

93. 75

125.00

156. 25

187.50

Figura 57. Prueba de válvula viajera y fija. Fuente. TWM Echometer CO .

5. Presione Alt-Q para detener la adquisición luego guarde los cambios 6. En caso de haber usado un transductor de barra pulida para la verificación de válvulas es necesario tener en cuenta que se ha seleccionado la revisión correcta de carga en válvula fija. 7. Debe ajustar la válvula fija al peso en flotación de las cabillas. 8. Se ajusta la carga de válvula fija seleccionada para cuadrar exactamente el peso en flotación calculado para las cabillas.

•

Procedimiento para el análisis de prueba de VV (válvula viajera) Luego de obtener las dos pruebas de válvula viajera recomendadas en el anterior

procedimiento, se determina mediante un análisis grafico si existen fugas en la válvula o en el espacio anular entre el barril de la bomba y el pistón.

Figura 58. Bomba reciprocante de subsuelo. Fuente. Sucker-Rod Pumping Manual by Gábor Takács.

 WT constante En caso de no haber fuga la presión en la columna de fluido debe ser mayor a la presión en el barril de la bomba y esta menor o igual a la presión en la entrada de la bomba. (Pump intake pressure) por lo tanto se mantiene una lectura de carga constante en la parada y el arranque de la unidad. * E *F G *H

TV

20.0

SV

BUOYANT WEIGHT + FO MAX 17.5

15.0

12.5 BUOYANT WEIGHT 10.0

7.5

0

25.00

50.00

75.00

100.00

125.00

Figura 59. Prueba de válvula viajera a WT constante. Fuente. TWM Echometer CO.

150.00

175.00

En el grafico se debe observar una línea constante al final y al inicio de la siguiente prueba. (weith travel). Para WT constante seria el producto de la suma del peso de la sarta de varillas más la columna de líquido.

IJ = IK/ + L Donde: Wsf= Peso de la sarta de varillas en flotación Fo= Peso de la columna de lliquido  WT no constante En caso de haber fuga en la válvula viajera se observa una disminución de las cargas debido a una pérdida de presión en la columna de fluido a través de la válvula o a través del espacio barril y pistón. Donde: * E *F G *

Figura 60. Prueba de válvula a WT no constante. Fuente. TWM Echometer CO.

Donde: WTA = Wsf + Fo WTA= Peso sobre la válvula viajera Wsf = peso de sarta de varillas en flotación. Fo = carga de fluido. El punto A representa gráficamente un punto de carga al inicio de la prueba de válvula viajera donde se verifican las cargas hasta el punto B. El grafico esta dimensionado en relación de las cargas medidas en libras y el tiempo en segundos. El análisis de esta prueba de válvula se realiza observando las

cargas entre los puntos A y B ya que se pueden observar las perdidas por carga en función del tiempo a través de la válvula viajera. Para el cálculo de carga en la válvula viajera en el punto B será igual al peso de la sarta de varillas en flotación. Donde: WTB

= Wsf

Figura 61. Posición del pistón respecto a las lecturas de cargas Fuente. Sánchez

•

Procedimiento para análisis de VF (Standing valve) El análisis de esta prueba está basado en la diferencia de cargas detectadas en

la válvula fija a una posición del pistón en carrera descendente, permitiendo así obtener la data correspondiente ndiente para detectar fugas en esta por medio de un gráfico que relaciona las cargas vs el tiempo en segundos. WS constante Cuando las cargas en la válvula fija se mantienen constante las lecturas de cargas en el grafico mantiene una tendencia lineal al final y principio de la siguiente prueba en función del tiempo. Por lo tanto:

* E *F G *H Ws = cte = Wsf = peso de sarta de varillas en flotación.

Figura 62. Prueba de válvula fija con carga constante. Fuente. Echometer Co.

WS no constante En caso de que la grafica de prueba de válvula fija muestre una fuga, su análisis debe determinar lo siguiente:

* G *F E *H Para lo cual su grafica debe registrar lo siguiente:

Figura 63. Prueba de válvula fija con disminución de carga. Fuente. Software TWM de Echometer CO.

WSA = WsF WSB = WsF + Fo Cuando se analizan las cargas desde el punto A hasta el punto B se observa un aumento de carga sobre la válvula fija sin registrar constancia en la lectura. En el punto B la válvula logra cerrar rar por determinado tiempo y mantiene la carga en un intervalo muy estrecho, lo que no permite un llenado completo del pistón por disminución de presión en el barril a causa de fuga en la VF. •

Análisis de cargas a partir de registros dinamométricos  Carta dinagráfica de superficie La carta dinagráfica de superficie consiste en la descripción grafica de carga

sobre la barra pulida (lbs) vs posición (pulgadas). Esta carta permite observar el comportamiento de la sarta de varillas

tanto en la carrera ascendente as como

descendente (elongación y contracción), determina las cargas pico en la barra pulida (PPRL) y las cargas mínimas en esta (MPRL), así como las cargas en la válvula viajera y válvula fija, estructurales y torque en la caja de engranaje y motor.

1 1

Figura 64. Carta dinagráfica de superficie a baja velocidad de bombeo. Fuente. Ing. Dimas Reyes.

Donde:

2

CMBP = W s + W f + Ff + Cd CmBP = W s + Ff

2

El diagrama API de Goodman es un paso importante para la construcción de la carta dinagráfica de superficie, que permite calcular la tensión máxima y mínima sobre la sarta de varillas para posteriormente a través de la ecuación de onda (Ley de Hooke), determinar la elongación de las cabillas y si existe sobre dimensionamiento en ellas.

Donde; Smax=

NOPO 1O. ÁPRO

NOPO 1ST.

, Smin=

ÁPRO

 Carta dinagráfica de fondo

3

3

0

Figura 65. Carta dinagráfica de fondo asumiendo llenado completo sin presencia de gas. Fuente. Ing. Dimas Reyes.

La carta dinagráfica de fondo representa las cargas ejercidas sobre el pistón vs el desplazamiento del pistón MPT = Recorrido máximo del pistón

Donde:

EPT = Recorrido efectivo del pistón

CMF = Fo

Fo = Carga sobre el pistón

CmF ≤ 0 CMF = Carga máxima de fluido CmF = Carga mínima de fluido

Ejemplo: cálculo del desplazamiento efectivo del pistón M = 1, 75 in

DE = 0, 1166*M p*Lse*Spm (EF = 100%)

Lse = 80 in

DE = 81, 62 BPD

Spm = 5

DE = QL Estimado

2

La carta dinagráfica de fondo ofrece una directa detección de mal funcionamiento de la bomba,, permite calcular el desplazamiento efectivo del pistón pudiendo así calcular una tasa de líquido inferida para luego compararla con la producción real y realizar un análisis de potencial de producción.

Para poder cortar la curva de comportam comportamiento iento de afluencia y determinar cuál es la tasa de líquido calculada es necesario conocer la PWF ó presión de fondo fluyente por lo tanto: Pip=Thp + Profb*GF Profb*GF-Fo/(AP)

/

Pip= PWF

Figura 66. Curva de comportamiento de afluencia. Fuente. Ing. Dimas Reyes.

Coteja con prueba de producción producción. QL = medido en tanque PWF = Acústico 2.2.11 Software de diseño Qrod El software Qrod es utilizado para diseñar sistemas de levantamiento artificial por bombeo mecánico. Este permite determinar en base al tipo de unidad de superficie, sarta de varillas, tamaño del pistón de la bomba, presiones en el pozo y la gravedad especifica del fluido, las cartas dinagráficas respectivas para el análisis del comportamiento de producción a condiciones ideales asumiendo fricciones fricc bajas en la sarta de varillas y en la bomba, permitiendo simular velocidades de bombeo con el fin de diseñar a razón de la situación más crítica (nivel en la bomba) en la dinámica de todo el sistema de levantamiento.

Figura 67. Diseño de sistema de levantamiento. Fuente. Qrod 2.4 de Echometer CO.

Figura 68. Carta dinagráfica predictiva Qrod. Fuente. Qrod 2.4 de Echometer CO.

2.3 Sistema de variable Un sistema de variable, según Arias F, (2006), “es el conjunto de características cambiantes que se relacionan según su dependencia o función en una investigación”. (Pág.109). Según Tamayo y Tamayo (2004), el sistema de variables es “un conjunto de aspecto o dimensión de un fenómeno que tiene como característica la capacidad de asumir distintos valores, ya sean cuantitativa o cualitativamente”.(Pág.34). Según Sampierí (2003), sostiene que la variable es definida como una propiedad que puede variar (adquirir diversos valores), y cuya variación es susceptible al medirse. (Pág.196). Según Sabino (1996), es “cualquier característica o cualidad de la realidad que es susceptible de asumir diferentes valores”. (Pág.51) Partiendo de estos conceptos la variable definida para esta investigación está representada por el comportamiento de producción de los pozos.
Definición conceptual Comportamiento de la producción: es la propiedad por la cual se produce una afluencia de fluidos bien sea gas, petróleo o agua según el aporte del pozo.
Definición operacional Comportamiento de la producción: este proceso implica directamente la tasa a la que se obtienen los fluidos, proporcional al potencial del pozo y la medida en que se produce cada uno. (Gas, petróleo y agua).

2.4 Definición de términos básicos API: instituto americano de petróleo, cuya función es la estandarización de los equipos y normas utilizada en la industria petrolera. Bombas: aparato diseñado para mover líquidos. Compresión: es el resultado de las tensiones o presiones que existe dentro de un sólido deformable o medio continuo. Corrosión: es el deterioro de un material a consecuencia de un ataque electrolítico por su entorno. Desplazamiento: movimiento por el cual se permite traslada de un lugar a otro. Diseño: consiste en una especulación ideadora de la resolución de un producto, un proyecto o una necesidad a futuro. Elongación: alargamiento de una pieza sometida a tracción antes de romperse. Falla: es una anomalía en el comportamiento de un proceso de cualquier índole. Fluido: es una sustancia o medio continuo que se deforma continuamente en el tiempo ante la aplicación de una solicitación o tensión tangencial sin importar la magnitud de esta. Porcentaje % A y S: es la cantidad de agua y sedimento que contiene un crudo en suspensión. Presión: es la relación que existe entre una fuerza cualquiera y un área determinada. Producción: consiste en determinar la cantidad de materia procesada por unidad de tiempo. Tensión: es una fuerza interna que actúa por unidad de superficie. Software: es un programa de computadora de manipulación binaria imperceptible físicamente. Strokes: longitud de la carrera del pistón.

CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO

CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO En este capítulo está enmarcada la metodología que siguió la investigación, y al mismo tiempo indica el tipo de proyecto seleccionado, el método utilizado en la misma, así como la población, muestra técnica de recolección de datos y la operacionalización de la variable. Todos estos aspectos relevante con el fin de evaluar el comportamiento de producción en pozos con unidad de bombeo corlift. 3.1 Tipo de investigación Carlos A. Sabino (1996), una investigación explicativa es aquel trabajo donde nuestra preocupación se centra en determinar los orígenes o las causas de un determinado conjunto de fenómenos, donde el objetivo es conocer por que suceden ciertos hechos, a través de la delimitación de las relaciones causales existentes o al menos, en las condiciones en que ellos se producen, profundiza nuestro conocimiento de la realidad, porque nos explica la razón y el por qué de las cosas. (Pag.39). De acuerdo a Nilda Chávez (2001), toda investigación descriptiva es aquella que se orienta a recolectar información relacionada con el estado real de la persona, objetivo, situaciones o fenómeno, tal como se presentaron en el momento de su recolección, así mismo define el estudio documental los cuales son aquellos que se realizan sobre la base de documento o revisión bibliográfica. En esta categoría se incluyen, entre otros, los diseños de modelos o propuesta. (Pag.133). Tamayo y Tamayo (2004), la investigación descriptiva trabaja sobre las realidades, de hechos, su característica fundamental es la de presentarnos una interpretación correcta. Esta comprende la descripción del registro y análisis e interpretación de la naturaleza actual de la composición o procesos de los fenómenos estudiados. (Pag.46). Jacqueline H. (2008), investigación evaluativa, evalúa los resultados de uno o más programas, que han sido, o están siendo aplicados dentro de un contexto determinado. Los conceptos planteados por los diferentes autores permiten determinar que esta investigación es descriptiva porque busca establecer de forma clara y precisa la evaluación del comportamiento de producción en pozos con bombeo mecánico corlift,

con el fin de obtener resultados confiables que permitan generar recomendaciones efectivas, se considera explicativa ya que permite determinar las causas del problema planteado en la investigación. También se considera evaluativa debido a que permite obtener resultados más específicos y se orienta a la solución del problema en concreto. La misma se considera documental por la consulta y revisión de diversas fuentes bibliográficas, como libros, textos y autores para brindar todo el apoyo teórico a la investigación para reforzar y establecer los criterios teóricos que sustenten la evaluación. 3.2 Diseño de la investigación Según Hurtado J. (2008), El “dónde” del diseño alude a las fuentes: si son vivas la información se recoge en su ambiente natural, el diseño se denomina de campo. Según Tamayo (2004), la investigación de campo surge cuando los datos se obtienen de la realidad estudiada, permitiendo observar las verdaderas condiciones en que se han obtenido los datos, facilitando su revisión o modificación en caso de surgir dudas. La modalidad de la investigación es la estrategia general que adopta el investigador para responder al problema planteado, puede ser de diseño documental o experimental. (Pag.52). Según Fidias G. Arias (2004), la investigación de campo consiste en la relación de datos directamente de los sujetos investigados o de la realidad donde ocurren los hechos (datos primarios), sin manipular o controlar variable alguna, es decir el investigador obtiene la información pero no altera las condiciones existentes. (Pag.28). Según Carlos Sabino (1996), los diseños de campo son los que se refieren a los métodos a emplear cuando los datos de interés se recogen en forma directa de la realidad, mediante el trabajo concreto del investigador y sus equipos. Para el diseño de esta investigación se considera de campo debido a que los datos a ser evaluados son obtenidos directamente del campo de aplicación (pozos activos).
Población Según Tamayo y Tamayo (2004), la población de una investigación es la totalidad del fenómeno estudiado donde las unidades de tal población poseen al menos

una característica en común la cual se estudiará y dará origen a los datos de la presente investigación. (Pag.78). La población que se tomó para la evaluación del comportamiento de producción de pozos con unidad de bombeo mecánico corlift, está constituida por los pozos ubicados en el campo coapechaca sector palma sola, poza rica estado de Veracruz México pertenecientes a la interestatal PEMEX y operados por la empresa Schlumberger.
Muestra Para Sierra Bravo (2004), la muestra se puede definir como una parte de un conjunto o población debidamente elegidos que se somete a observación científica en representación de conjunto con el propósito de obtener resultados validos para el universo total investigado. (Pag.74). En este sentido la muestra estará representada por tres (03) pozos que son el coape-578, coape-814 y coape-854, los cuales conforman parte del campo coapechaca.

3.1 Operacionalización de la variable Cuadro N° 8 Representa la operacionalización de la variable en estudio Objetivo General: Evaluar el comportamiento de producción en pozos con unidad de bombeo hidráulico corlift. Objetivos específicos

Variable

Dimensión

Indicadores

Diagnosticar las condiciones de los equipos instalados en superficie del Verificación

pozos

desempeño de la unidad

•

de

•

seleccionados

interpretar

la

para

relación

así

entre

el

las

carreras

ascendentes y descendentes.

Verificar el comportamiento de la sarta de varillas mediante análisis de tensión con el método de Goodman modificado. Examinar el recorrido efectivo del pistón y cargas en la bomba a partir del cálculo de la carta dinagráficas de fondo.

Determinar el nivel de líquido en condiciones dinámicas a través de mediciones acústicas. Describir

el

producción seleccionados

comportamiento de

los y

• Comportamiento

de

la

sarta de varillas

pistón

efectivo

y

cargas

la

bomba

Prueba

acústica

para

determinar nivel de fluido.

la

curvas IPR basadas en el método de

• • • •

Velocidad acústica Tiempo de doble viaje Gravedad del gas Conteo de collares

•

Presión de fondo dinámica. Presión de fondo estática. Presión en la entrada de la bomba. Potencial de los pozos.

• Comportamiento producción

de

Porcentaje de stress en las varillas Cargas máximas que soportan las varillas Cargas mínimas en las varillas

•

del

en

Porcentaje total de carga estructural. Carta dinamométrica de superficie Longitud de la carrera de la barra pulida Coeficiente de elasticidad

Carta dinamométrica de velocidad del pistón vs. Posición del pistón. Carta dinamométrica de posición de barra pulida, posición del pistón vs. Tiempo.

• Recorrido

pozos

estimar

• •

de

capacidad de producción a partir de Vogel.

de

•

Comportamiento de producción

durante

levantamiento

superficie.

recorrido de la barra pulida y el pistón

del

•

sistema de levantamiento en los

• •

3.3 Procedimiento de la investigación El procedimiento establecido para dar sentido y orientación a la estrategia especifica de la investigación, se explica de la siguiente manera: •

Se describieron los datos de entrada para el diagrama mecánico del sistema de levantamiento.

•

Se evaluó el diseño de la sarta de varillas y cargas calculadas.

•

Se calcularon las cartas dinagráficas de fondo y superficie para:
Analizar las cargas y desplazamiento en la barra pulida para determinar el desempeño de la Unidad de bombeo coreLift.
Analizar la tensión en la sarta de varillas.
Analizar las cargas y desplazamiento del pistón para evaluar desempeño de la bomba.
Describir la operación de las válvulas de entrada y descarga.

•

Se analizó el nivel de fluido a través de la prueba acústica.

•

Se estimó el potencial de producción.

•

Se determina el comportamiento de la producción y observaciones finales. Con la aplicación del esquema descrito se tiene como objetivo principal el

analizar el desempeño del equipo de bombeo, para obtener la mayor eficiencia total y la producción optima de fluidos. En base a los resultados que se obtuvieron, se presentan las conclusiones y recomendaciones correspondientes para optimizar la producción en los pozos seleccionados. 3.4 Técnica de recolección de datos Según Sabino Carlos (1996; p.143) “los medios de recolección de datos son cualquier recurso de que se puede valer el investigador para acercarse a los fenómenos y extraer de ellos la información” Según Tamayo y Tamayo (2000; p. 121) “la recolección de datos depende en gran parte del tipo de investigación y del problema planteado para la misma”. Para la recolección de datos de la presente investigación estará dada a través de fuentes primarias y revisión bibliográfica.

Entrevistas no estructuradas, adquisición de datos en campo por parte del personal de ingeniería, revisión de informes técnicos. Según Sabino. C (1992; p.153) afirma que “cualquier método que se utilice desde el punto de vista de interacción social, tiene como objetivo primordial la indagación para la recolección de la información”. Se realizaron entrevistas , mesas de trabajo y asesorías con los tutores académico e industrial, con el fin de correlacionar los criterios emitidos por cada uno de ellos y así determinar la evaluación del comportamiento de producción en pozos con unidad de bombeo mecánico corlift Fuentes primarias Según Carlos A, Sabino (1996), los datos primarios son aquellos que se obtienen directamente a partir de la realidad misma, sin sufrir ningún proceso de elaboración previa, en otras palabras son los que el investigador o sus auxiliares recogen por sí mismos en contacto con la realidad. (Pag.113). Según Fidias Arias (2004), un instrumento de recolección de datos es un dispositivo o formato (en papel o digital), que se utilizan para obtener, registrar o almacenar información. La recolección de datos se obtuvo mediante pruebas con el software TWM (Total Well Manager) que se realizaron en los pozos por personal técnico calificado perteneciente a la empresa UPCO de Venezuela S.A., en el estado de Vera Cruz México, garantizando la fidelidad de los datos por su extensa experiencia en campo, lo cual permitió realizar la evaluación del comportamiento de producción de los pozos seleccionados en la base principal de UPCO en Venezuela por parte del investigador. 3.5 Revisión documental o bibliográfica Para Fidias Arias (2004), “la investigación documental es un proceso basado en búsqueda, recuperación, análisis, criticas e interpretación de datos secundarios, es decir los obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes documentales: impresas, audiovisuales o electrónicas. Como en toda investigación el propósito es el aporte de nuevos conocimientos. (Pag.25).

Para Nilda Chávez (2001), es el marco teórico de una investigación, constituye la sustentación y construcción teórica de un estudio. Es el análisis crítico de alguna de las distintas corrientes, tendencias o enfoques, que se han enunciado y de la revisión de la literatura sobre la base de resultados de otras investigaciones, en la cual se refleja las posiciones coincidentes y contradictorias, relacionadas con la o las variables de un estudio; definiciones de términos básicos, formulación de hipótesis y el sistema de variables (en el caso en que las contenga). (Pag.101). En forma recurrente se extrajo información vital relacionada con las variables de estudio por medio de documentación escrita; libros, tesis, y trabajos de ascenso, manuales, libros especializados y aplicaciones funcionales como: Microsoft Excel: programa utilizado para realizar las hojas de cálculo. TWM (Total Well Manager): programa utilizado para la obtención y manejo de datos de producción, nivel y porcentaje de fluidos presentes en el pozo y otra cantidad de datos relacionados directamente con las variables en estudio. QRod: simulador usado para evaluar diseños de bombeo mecánico. 3.7 Metodología de la investigación La siguiente metodología en función a los objetivos planteados permitió la ejecución y desarrollo de la investigación: Selección de pozos candidatos •

Se inició con la revisión bibliográfica referente a los fundamentos teóricos de diseño, diagnostico y optimización TWM (Total Well Manager) y QRoad, así mismo como los procedimientos teóricos y operacionales del mismo.

•

Se consultó en la empresa UPCO de Venezuela, con los ingenieros de producción y optimización quienes son los encargados de realizar los trabajos de mejoramiento, para obtener una visión general del campo.

•

Se inició con la selección de los pozos candidatos como muestra representativa pertenecientes a una población determinada, que permitiera dar validez a los resultados de los objetivos planteados.

Análisis acústico El análisis comprende a partir de una onda acústica la detección del nivel de fluido y el porcentaje en que estos se encuentran para luego ser calculada por medio de una prueba build up la presión estática del pozo, presión de entrada de la bomba y presión de fondo fluyente (Pwf). Con estos datos obtenidos más la gravedad específica del gas partiendo de un gradiente conocido obtuvimos la velocidad acústica de la onda y determinamos el comportamiento de afluencia mediante la ecuación de Vogel. Análisis dinamométrico Se calculó la carta dinagráfica de fondo partiendo de la medida en superficie, se analizaron las cargas respectivas para cada una de ellas, se determinaron las cargas en la sarta de cabillas las cuales mediante el método de Goodman modificado permitió establecer las cargas máximas y mínimas que pueden soportar las cabillas según su tipo y se realizó un análisis al grafico barra pulida Vs pistón en la bomba para diagnosticar su funcionamiento. Evaluación de diseño del sistema de levantamiento Se realizó la evaluación utilizando un simulador denominado QRod para simular las condiciones de trabajo del sistema de levantamiento lo cual permite establecer criterios para el análisis de los resultados.

CAPÍTULO IV RESULTADOS

CAPÍTULO IV RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN

4.1

Resumen de los datos utilizados para el diagnóstico de los pozos

seleccionados. Para realizar los diagnósticos de los pozos, es necesario recopilar la información de los equipos de superficie y fondo de manera de ordenar la base de datos utilizada por el software de procesamiento de datos de Echometer (Total Well Management). Esto incluye los datos de producción, unidad de superficie, barra pulida, sarta de varillas, tipo y profundidad de la bomba, con la finalidad de generar un resultado efectivo del sistema levantamiento en general.
Datos de los pozos •

Datos mecánicos de los pozos Cuadro N° 9, Datos mecánicos

Profundidad de las Perforaciones.(pie) Profundidad de la Bomba (pie) Diámetro de Tubing(pulg) Diámetro de Casing(pulg) Profundidad del Ancla(pie) Profundidad del Liner(pie) Diámetro del Liner(pulg)

Coape- 578 Tope-6482 Base-6646

Pozos Coape- 814 Tope-5530 Base-5613

Coape- 854 Tope-6276 Base-6364

6305,77

5577

6151

OD-2 7/8 ID-2,441 OD -5 1/2 ID-4,95

OD-2 7/8 ID-2,44 OD -5 1/2 ID-4,95

OD-2 7/8 ID-2,441 OD -5 1/2 ID-4,95

6207

5479

6003

6432

5480

6226

OD-4,95 ID-3 ½

OD-4,95 ID-3 ½

OD-4,95 ID-3 ½

•

Datos de sarta de varillas Cuadro N° 10, Datos de sarta de varillas M Barra Pulida

Pozos Coape- 578 Coape- 814 Coape- 854 •

1 ½´´x 30 pie 1 ½´´x 30 pie 1 ½´´x 30 pie

Sarta de Succión 7/8´´ 3/4´´Long(pie) Long(pie) 1312,34 4993,44 1246,72 4330,71 1535,43 4616,14

Datos de Producción Cuadro N° 11, Datos de producción

Pozos Coape- 578 Coape- 814 Coape- 854

CHP(psi) 46,5 85,7 80,4

THP(psi) 45 85 90

BPD 24 25 33

%AyS 29 20 32

°API 26 26 26

UH2o 1,05 1,05 1,05

Los datos mostrados en el cuadro N°11, exponen la producción de los pozos días antes de realizar las mediciones de campo, cabe destacar que los (03) tres pozos son evaluados con el objetivo de justificar el por que de la perdida de producción durante los últimos días, en este orden se hace notar el pozo Coap-854 en el momento de las mediciones no se encontró aportando fluidos (Condición: Sin producción).

4.2 Diagnostico de las condiciones de los equipos instalados en superficie del sistema de levantamiento en los pozos seleccionados para así interpretar la relación entre el recorrido de la barra pulida y el pistón durante las carreras ascendentes y descendentes.
Unidad de superficie •

Datos de diseño de unidad Espesificaciones Corlift 18-120

 Longitud de la carrera de superficie 0-120pulg  Carga máxima soportada por la estructura 18.000 lbs  Velocidad variable 0-7 spm (depende de la carga en la barra pulida)

El análisis dinamométrico como principal herramienta para determinar la condición de sistemas de bombeo mecánico, se utiliza en conjunto con las características de los equipos instalados tanto en superficie como en fondo, con el objetivo de establecer a través del conocimiento de las cargas registradas en la barra pulida y la bomba, un diagnóstico del comportamiento del sistema. Tomando en cuenta la medición dinamométrica de superficie (Cargas y Posición en la barra pulida) para cada uno de los pozos objetos del estudio, se determina lo siguiente:
Carta dinagráfica de superficie medida. Cuadro N° 12, Resumen de datos de superficie coapechaca 578 Resumen de Datos Adquiridos PPRL, (Lbs). 13.401,00 MPRL, (Lbs). 8.828,00 Polished Rod 2,2 Power, (Hp). Stroke, (SPM). 2,59 Kr, (Lbs/Pulg). 188

Kr

14 13 12 11 10 9 8

0

103.3 Figura 69. Carta dinagráfica de superficie Coape-578. Fuente. TWM Echometer CO.

Tomando en consideración las máximas cargas leídas por el dinamómetro, y las dimensiones de la unidad de superficie Corelift, se establecen los porcentajes de carga a la cual estas se encuentran sometidas para realizar el trabajo de levantamiento. Dado que la empresa operadora del campo Coapechaca ha instalado en todos los pozos de bombeo la misma unidad Corelift (18-120), esto establece que presentan una carga máxima permisible estructural de 18.000,00 Lbs y una longitud de carrera máxima en la barra pulida de 120 pulg. Así mismo, en base a lo planteado se calcula a través del software Total Well Management unas cargas estructurales en porcentaje, para el caso del pozo Coapechaca 578, existen unas cargas estructurales del 74,5% lo que indica que se tiene capacidad de resistir estructuralmente un incremento de cargas generadas por cualquier modificación al sistema. Por criterios de diseño se establece en base a experiencias del fabricante que es recomendable trabajar estas unidades en un rango

del 75-95%, ya que si se está por debajo, los equipos estarían sub-dimensionados y sobre-dimensionados en caso contrario. Adicionalmente se tienen lecturas en tiempo real del coeficiente de elasticidad de la sarta de varillas (Kr), TWM a partir de la Ley de Hooke determina un Kr = 188 Lbs/pulg. Lo que indica que la sarta de varillas “en promedio” se está deformando 1 pulgada por cada 188Lbs aplicadas, tomando en consideración las cargas aplicadas en el sistema (PPRL= 13.401,00 Lbs) se estima una deformación alta de las varillas. En base a los datos expuestos, se observa por otra parte la longitud de la carrera de la barra pulida de 103,3 pulg, debido a que en estas unidades existe la posibilidad de una carrea máxima de 120 pulg, para este caso (Pozo Coapechaca 578) se tiene la disponibilidad de incrementar dicho parámetro con el objetivo de elevar la tasa de recobro de hidrocarburos; si fuese el caso, esta condición a su vez incrementaría las cargas del sistema lo que es posible soportar debido a que estamos trabajando por debajo del 75%. Sin dejar de tomar en cuenta que antes de realizar cualquier tipo de ajuste se debe, utilizar un simulador de bombeo mecánico como lo es Qrod, para determinar los márgenes de trabajo de los equipos. Cuadro N° 13, Resumen general de datos de superficie de los pozos Kr, (Lbs/Pulg)

(%) de carga estructural

2,59

188

74,5

1.7

1.21

214

70,6

3.8

1,79

195

84,3

Pozos

PPRL, (Lbs).

MPRL, (Lbs).

Polished Rod Power, (Hp).

Stroke, (SPM).

Coape- 578

13.401,00

8.828,00

2,2

Coape- 814

12.699,00

7,173,00

Coape- 854

14,747,00

4,080,00

En vista de lo antes mencionado en cuanto al rango ideal de trabajo de las estructura recomendado por la empresa diseñadora de la unidad podemos observar que para coape- 814 con un máximo de carga estructural de 70,6 % la unidad se encuentra sub-dimensionada y para coape-854 con un máximo de carga estructural calculado de 84,3 % se encuentra trabajando a condiciones ideales según los parámetros recomendados por el fabricante. La longitud de la carrera de la barra pulida para los pozos coape-814 y 854 es de 120pulg, por ser la máxima longitud permitida por el sistema no se puede aumentar.

Kr

13.75

Kr

15.625

12.50 12.500

11.25 10.00

9.375

8.75 6.250

7.50 6.25

0

120.0

3.125

0

Figura 70. Carta dinagráfica de superficie Coape-814. Fuente. TWM Echometer CO.

120.0

Figura 71. Carta dinagráfica de superficie Coape-854. Fuente. TWM Echometer CO.

Las lecturas del coeficiente de elasticidad tomado a tiempo real de la sarta de varillas para los siguientes dos pozos, siendo mayor los valores calculados comparados con kr del pozo coape-578 anteriormente analizado, se puede denotar que existe deformación en la sarta de varillas en los pozos coape- 814 y 854 respectivamente. 4.3 Verificar el comportamiento de la sarta de varillas mediante análisis de tensión con el método de Goodman modificado El software Total Well Management de Echometer Co., calcula el stress de la sarta de varillas en base al diagrama de Goodman modificado (recomendado por la norma API RP 11L) el cual establece un factor de servicio para cada condición de trabajo. Para el caso del pozo coape-578 el software calcula el porcentaje de stress de promedio en la sarta de varillas por cada sección de esta, facilitando el análisis de los esfuerzos, en el caso de ser un conjunto de varillas nuevas se utilizaría un factor de 1.0, de ser varillas de segunda pero que estaban en presencia de ambientes corrosivos se utilizaría un factor de 0.60, como fue descrito en el capítulo II. Para este caso de dicho pozo es necesario utilizar un factor de servicio de 0.85 para las varillas 7/8 y 3/4 de pulgada, debido al desgaste de estas durante su tiempo de trabajo lo que refiere a asumir un factor de seguridad del 15%, por lo tanto el porcentaje de 40,1% para las varillas de 7/8 pulg. y 49,6% para 3/4 pulg. Estos porcentajes de esfuerzos indican que el arreglo de sarta sometida a las cargas medidas se encuentra por debajo de los límites máximos establecidos.

Figura 72. Análisis de tensión de Goodman para Coape-578. Fuente. TWM Echometer CO.

Para los siguientes dos pozos el resultado del análisis del diagrama de Goodman es el siguiente: Coape-814 El factor de servicio considerado es de 0.85 por las razones anteriormente expuestas en el capítulo II, el stress calculado para este pozo es similar al del pozo anterior mente descrito por lo que estos porcentajes de esfuerzos indican que el arreglo de sarta sometida a las cargas medidas se encuentra por debajo de los límites máximos establecidos.

Figura 73. Análisis de tensión de Goodman para Coape-814. Fuente. TWM Echometer CO.

Coape-854 En este caso de arreglo de varillas el stress calculado a factor de 0.85 para 7/8 pulg. es de 80.9% siendo un rango operable, pero para el caso de las varas de ¾ pulg. es de 96.4% por lo que existe un riesgo de ruptura por tensión por su cercanía al margen del 100% de stress, lo que permite deducir que existen altas fricciones en el sistema de levantamiento. Para lo cual es necesario rediseñar la sarta completa de varillas.

Figura 74. Análisis de tensión de Goodman para Coape-854. Fuente. TWM Echometer CO.

4.4. Examen del recorrido efectivo del pistón y cargas en la bomba a partir del cálculo de la carta dinagráficas de fondo.
Equipo de fondo •

Datos del equipo de fondo

El tipo de bomba utilizada es el mismo en los tres pozos seleccionados del campo coapechaca de la siguiente asignación; API-25-125-RHBM-AC-18-5-4.


Carta dinagráfica de fondo Calculada. Cuadro N° 14, Resumen de datos de fondo coape-578 Resumen de Datos Adquiridos PPUMPL, (Lbs). 2.983,00 MPUMPL, (Lbs). -430,00 Pump Card 2,0 Power, (Hp). Lsp, (pulg). 111,2 Kt, (Lbs/Pulg). 709,00

3.750 3.125

Fo Max

2.500 1.875 1.250 0.625 0 -0.625

0

111.2

Figura 75. Carta dinagráfica de fondo Coape-578. Fuente. TWM Echometer Co.

Por la apreciación que genera la carta dinagráfica de fondo para este pozo es importante destacar que existe un alto porcentaje de carga sobre el pistón, producto de un buen llenado del barril de la bomba y un excelente estado de apertura y cierre de la válvula viajera y de la válvula fija. Sin embargo se puede observar una inclinación de las líneas de carga verticales que dibujan la carta dinagráfica indicando tendencia a la compresión de la sarta de varillas, por otra parte se observa un sobre viaje del pistón (carrera de superficie menos a la carrera total del pistón) de 7,9pulg que resulta de: Carrera de Superficie, pulg. – Carrera del Pistón, pulg = - 7,9pulg. Evidentemente, la condición de sobre viaje es anormal en la mayoría de los casos donde los pozos cuentan con sarta de varillas de acero, condición que en pozos con sarta de fibra de vidrio es un objetivo del diseño ya que el material con que son fabricadas estas permite tal efecto sin riesgo de ruptura. Las altas fricciones en el fondo del pozo y la viscosidad del fluido que desplaza la bomba, generan una fuerza en sentido contrario al movimiento descendente del pistón, lo que tiende a comprimir la sarta. Este fenómeno podría generar; en corto o largo plazo, las fallas por fatiga o por desgaste en la sarta de acero. Estas cargas por fricción se pueden notar en el cuadro N°14 apreciando las cargas mínimas de la bomba, tomando en cuenta que estas para una condición normal de fricciones de fondo deberían de ser iguales a cero y no menores, estas cargas negativas representan en el fondo la acumulación de asfáltenos en la bomba y a su vez cierto porcentaje de sólidos, que al entrar en contacto con el pistón en movimiento generan una fricción excesiva.

Cuadro N° 15, Resumen general de datos de fondo de los pozos PPUMPL,

MPUMPL,

Pump Card

(Lbs).

(Lbs).

Power, (Hp).

Coape- 578

2983

-430

Coape- 814

3795

Coape- 854

4427

Pozo

Lsp, (pulg).

Kt, (Lbs/Pulg).

2,0

111,2

709

-1244

1.7

123,2

801

-4290

3.7

129

727

En resumen para los siguientes dos pozos coape-814 y coape-854 podemos destacar la similitud de las cartas para cada uno comparadas con la anteriormente explicada en detalle del pozo coape-578 representada por la figura n° 75, por lo que se deduce un buen estado para las dos bombas de los pozos. 5.0

5 4

Fo Max

2.5

3

Fo Max

2

0

1 0

-2.5

-1 -2

-5.0

0

Figura 76. Carta dinagráfica de fondo Coape-814.

123.2

0

129.0

Figura 77. Carta dinagráfica de fondo Coape-854.

Fuente. TWM Echometer CO.

Fuente. TWM Echometer CO.

Nótese que en el pozo Coape-854, las fricciones generadas (-4.290,00 Lbs), representan la misma magnitud de las cargas máximas, esto indica cualitativamente que la bomba no está llenando de liquido en ningún momento de la carrera, aparentemente existe una restricción total en la entrada de la bomba que evita que el fluido se desplace hacia el interior del barril. Probablemente esta obstrucción se deba a la acumulación de asfáltenos y sólidos en la entrada de la bomba, esto explica el por que de la condición del pozo sin producción durante los últimos días. El análisis del comportamiento del equipo de fondo se complementa con el dinagrama de la bomba, ya conocidos los esfuerzos a la cual se encuentra sometida la sarta de varillas, observando el recorrido efectivo del pistón y la inclinación hacia la izquierda de las líneas verticales que dibujan la carta de fondo, se puede concluir que existe una tendencia a la compresión en la sarta.

Si bien, la sarta no está sometida a mayores esfuerzos por tensión que podrían generar daños (ruptura) por fatiga, durante las operaciones (como se describe en el análisis de esfuerzos a partir de Goodman modificado), es probable que se esté comprimiendo la sarta debido a la fricción excesiva. Para entender lo antes expuesto, el software TWM complementa el análisis con los siguientes gráficos. Gráficos de Análisis. 20.00

Plunger (Pump) Velocity (In/sec)

15.00 10.00 5.00 0 -5.00 -10.00 -15.00 -20.00

0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

Plunger Postion (In)

Figura 78. Grafico de velocidad del pistón vs. Posición del pistón. Pozo Coape-578. Fuente. TWM Echometer Co.

Si se observa detalladamente el grafico de Velocidad del pistón, se puede notar que existen variaciones significativas de dicha variable respecto a su posición dentro del barril. Como se mencionó en el análisis preliminar de la carta de fondo, la existencia de altas fricciones en la bomba, es posible relacionar dichas variaciones de velocidad con tal condición; es decir, durante la carrera ascendente del pistón (marcados con círculo rojo - específicamente en las primeras 8,64 pulg muestra un incremento de velocidad de 0 pulg/seg a 19,75 pulg/seg) y en las siguientes 6pulg una disminución drástica (de 19,75 pulg/seg a 0 pulg/seg), este efecto de variaciones se repite consecutivamente durante la cerrera ascendente cada 14pulg (aprox) indicando una restricción al movimiento continuo del pistón, generado por las fricciones dentro de la bomba ocasionadas por algún tipo de incrustación de sólidos dentro del barril.

En el mismo orden de ideas, se observan reducciones de velocidad durante el recorrido descendente (marcados con círculo azul), en las primeras 8 pulg de recorrido descendente existe un incremento de velocidad de 0 pulg/seg a 17,66 pulg/seg, y a su vez después las 8 primeras pulgadas hasta las primeras 14,71 pulg existe una disminución de velocidad de 17,71 pulg/seg a 3,66 pulg/seg, este efecto en la carrera descendente se repite en lapsos de 14 pulg de recorrido (Aprox), aunque no se mantiene constante la tasa de desaceleración al igual que en la carrera ascendente, el efecto es generado por la misma causa.

2pilg. 4pulg.

30.00

2pulg.

3pulg.

4pulg. Donde: Movimiento normal. Movimiento Anormal.

Plunger (Pump) Velocity (In/sec)

20.00

10.00

0

-10.00

-20.00

0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

Plunger Postion (In)

Figura 79. Grafico de velocidad del pistón vs. Posición del piston. Pozo Coape-854. Fuente. TWM Echometer Co.

Seguidamente el pozo Coape-854, muestra efectos más críticos respecto a las reducciones de velocidad y esfuerzos compresivos en la sarta de varillas, si se observa el grafico de velocidad del pistón para el respectivo pozos se puede notar que, adicional a esta desaceleración debido a las fuerzas compresivas en la sarta se mueve 2, 3, 4 pulgadas progresivamente hacia abajo aun cuando se debería estar desplazando hacia arriba como se muestra a continuación. Esto confirma las fricciones excesivas de las que se mencionó en el análisis de la carta de fondo (Fricciones de ±4.500,00Lbs.).

120.00

80.00

Plunger Post ion (I n)

Polished Rod Position (In)

100.00

60.00

40.00

20.00

0

0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

Elapsed Time (Sec)

Figura 80. Grafico de posición de barra pulida, posición del pistón vs. Tiempo. Pozo Coape-578. Fuente. TWM Echometer Co.

La presente grafica representa la diferencia entre la posición de la barra pulida respecto a la posición del pistón durante un ciclo de bombeo, donde se puede observar que durante la carrera ascendente la barra pulida y el pistón se mueven a una aproximada frecuencia dentro del barril, salvo por algunas oscilaciones del segundo debido a los cambios de velocidad. Se puede notar que al final del recorrido ascendente de la barra pulida (punto muerto superior), el pistón continúa desplazándose hacia arriba en el momento que la barra pulida se detiene por una fracción de segundo e inicia su recorrido descendente. Efecto que se conoce como sobre-viaje del pistón, el cual se debe a la elasticidad de la sarta de varillas, que aunque no es excesiva respecto a los límites permisibles establecidos por API para las varillas grado D, es elevado y genera tal condición.

4.5 Determinar el nivel de líquido en condiciones dinámicas a través de mediciones acústicas.

La determinación acústica del nivel de líquido se realizó a través de un software denominado Total Well Manager de la empresa ECHOMETER CO., partiendo de la

selección apropiada del nivel de este, luego de que se registra la velocidad acústica del pulso y se establece el tiempo de doble viaje se determinan el total de juntas hasta el nivel del fluido, permitiendo calcular la profundidad a la que se encuentra. La prueba de mini buildup muestra la capacidad que tiene el nivel de líquido al deprimir y estabilizar en dos posiciones mientras el pozo produce a una tasa constante para así asumir un nivel representativo y poder realizar el cálculo de la presión de fondo fluyente a partir de una correlación partiendo de datos de producción previos a la prueba, que permiten obtener el gradiente de los gases presentes en la columna de liquido.

Determinación de nivel de líquido

Figura 81. Grafico de selección de nivel de liquido Coape-578. Fuente. TWM Echometer Co.

A partir de la medición acústica se determino la señal que representa la profundidad del nivel de fluido con un indicador de tiempo = 0,361 seg, es decir, el tiempo equivalente de respuesta en superficie después de ser liberado el pulso acústico en el pozo (tiempo de doble viaje). Para la selección de la señal que corresponde al nivel de fluido se tomaron en cuenta las características y amplitud de la onda registrada.

Figura 82. Grafico de determinación del nivel de líquido Coape-578. Fuente. TWM Echometer Co.

Para determinar la profundidad del nivel de fluido se utilizó el método automático de conteo de collares, esto permitió determinar una velocidad acústica de Va = 1317,97 pies/seg., considerando el tiempo de doble viaje se calcula la profundidad del nivel de fluido a partir de: [\]!

NF=

VW,VYWZ !]^ _Y,`a,bR0 "

=147,6 pies.

Figura 83. Grafico de mini buildup Coape-578. Fuente. TWM Echometer Co.

Una vez registrado el nivel se graba con el sensor electrónico la presión de casing y como esta viaja respecto al tiempo registrando en este caso oscilaciones anormales que indican que el pozo no estabiliza su comportamiento de producción. Se puede notar en la medida de presión que incrementa cuando la barra pulida va en su carrera descendente y disminuye en la carrera ascendente. Para el caso del pozo Coape-814, la prueba de restauración de presión es representativa debido a que el nivel de líquido al momento de la prueba no presento ninguna anormalidad.

Figura 84. Grafico de mini buildup Coape-814. Fuente. TWM Echometer Co.

Para finalizar se determina la presión de fondo a partir del método acústico, para este caso Coape-578, registra una presión en la entrada de la bomba (PIP), de 2277,3 psi y una presión de fondo fluyente (PBHP ó PWF) de 2432,4 psi. El software TWM utiliza la correlación de podio para corregir el gradiente de fluido dentro del pozo y determinar la sumergencia liquida gaseosa de 6068 pies, con su equivalente a líquido libre de gas de 6068 pies. Los modelos matemáticos del programa asumen que no existe producción de gas, ya que la restauración de presión es inestable. A partir de los datos de producción se conoce que la relación gas liquido (RGL) es bajo para los pozos objeto de estudio. Así que se asume una sumergencia liquida de 100%.

Cuadro N° 16, Datos adquiridos a partir del análisis acústico de nivel. Pozo

Tiempo de doble viaje

Nivel (pies)

Velocidad (pies/seg)

Sumegercia liquida 100% (pies)

Sumegercia liquida + gas (pies)

Presión de Casing (psi)

PIP (psi)

PBHP (psi)

(seg)

C-574

0,361

147.61

817,807

6158

6158

46.5

2232

2387

C-814

2,474

1648,81

1364,03

3713

3893

85.7

1461

1477

C-854

7,014

2769

782,132

3382

2727

80.4

1091

1175

4.6 Descripción del comportamiento de producción de los pozos seleccionados y estimación de la capacidad de producción a partir de curvas IPR basadas en el método de Vogel. Para determinar el comportamiento de afluencia de los pozos de petróleo y/o gas, TWM utiliza dos métodos de cálculo, a partir del IP (índice de productividad para pozos en yacimientos cuya presión de burbujeo está por debajo de la presión del reservorio – Yacimientos subsaturados) y el método de IPR Vogel (Inflow Performance Relationship – Para yacimientos saturados). En base a esto se plantean los resultados de potencial de producción en la ventana de BHP (Bottom hole pressure) del software, sabiendo que para su desarrollo se consideran los valores de tasa de fluido medida en la última prueba del pozo “QL en BPD” lo más actualizada posible y en estado estable, la presión de fondo dinámica del fondo del pozo “Pwf” (BHP – Producing Bottom Hole Pressure en TWM) que represente el estado del pozo cuando fue medida la tasa de producción, la presión estática promedio del yacimiento lo más actualizada posible, y por último la proporción de los fluidos producidos (RAP y RGL – Relación Agua Petróleo y Relación Gas Liquido).

Para realizar los cálculos se tomaron los siguientes resultados referidos a los pozos evaluados:

Cuadro N° 17, Datos de producción de los pozos seleccionados Pozo

Coape-578

Coape-814

Coape-854

QL, bpd.

212

25

33

% AyS

29

20

32

Pwf, psi.

2432

1477,6

2359

Pe, psi.

2600

2600

2600

De los datos mostrados en el cuadro anterior, los caudales de líquido y %AyS fueron suministrados por la empresa operadora del campo, resaltando que las pruebas de producción fueron realizadas con anticipación a las mediciones de nivel de fluido y presiones de fondo a partir de métodos acústicos, y carta dinagráfica en los pozos. Considerando esto, se compararán los resultados de las pruebas de pozo con las mediciones dinamométricas y validarán los resultados de las IPR calculadas. Continuando con el desarrollo del objetivo planteado, se determina el potencial de producción utilizando una plantilla en Excel, de manera de visualizar gráficamente la tendencia de variaciones de tasa de fluido respecto a las presiones de fondo, debido a que TWM no muestra gráficamente estos datos, solo resalta las tasas máximas que pueden ser producidas por el pozo considerando las condiciones estables del mismo.

Curva IPR Pozo Coape 578 - Vogel 3000,00 2500,00 2000,00 1500,00 1000,00 500,00 0,00 0,00

100,00 IPR

200,00

300,00

Prueba de Pozo

50%

Grafico N° 1. Curva IPR-Vogel Coape-578. Fuente. Ing. Dimas Reyes

400,00 85%

500,00

Una vez mostrados los resultados de IPR, la empresa operadora establece un rango típico de producción que considera como “Rango de pozo Optimizado”, este se encuentra entre el 50% y 85% de su potencial máximo, es decir si un pozo se encuentra por debajo de 50% se considera sub-optimizado lo que indica posibles problemas en el sistema que evitan una mayor producción, dirigiendo a los ingenieros a la toma de decisiones para el incremento de producción una vez analizado el pozo. Si se encuentra por encima del 85% el pozo se considera “Sobre Optimizado” por lo cual el pozo debería reducir su régimen de fluido de manera de no irrumpir en tasas criticas que conlleven a la producción de altas tasas de agua, gas o sedimentos. Para el caso del pozo Coape-578 se observa que su potencial máximo es de 212 BPD, esto calculado a partir de las presiones de fondo medidas y los resultados de la prueba de pozo. Detallando la grafica IPR se nota como se encuentra produciendo “muy por debajo” del 50% a una eficiencia de 11,3%. Cotejando estos resultados con las mediciones acústicas, donde se hace mención de la inestabilidad del pozo, es muy probable que la prueba de pozo no sea representativa para las condiciones a la que fue medida la Pwf, por lo que se puede asumir que no es representativo el cálculo de IPR, y se debería medir la Pwf y la QL para condiciones estables de producción. Comparando los datos con la carta dinagráfica de fondo se puede notar que la bomba desplaza en el momento de la medición una tasa de 52BPD, lo que no concuerda con la medición de fluido en el pozo. c: = 0.1166  M:"  = *  =*e = 0.1166  ,1.250: @'"  110: @'  2.59K:h. = 51,9 >*c. 3.750 3.125

Fo Max

2.500 1.875 1.250 0.625 0 -0.625

0

110.8 Figura 85. Carta dinamométrica de fondo Coape-578. Fuente. TWM Echometer Co.

Donde: SEP = Recorrido efectivo del pistón, pulg. Ǿp = Diámetro del pistón, pulg. SPM = Velocidad de bombeo, Stroke/min. Para el caso del pozo Coape-814 se determina una tasa máxima de 39.81 BPD, y se ubica con un 62,8% dentro del rango tipico optimizado establecido por el fabricante.

Curva IPR Pozo Coape 814 - Vogel 3000,00 2500,00 2000,00 1500,00 1000,00 500,00 0,00 0,00

5,00

10,00 IPR

15,00

20,00

25,00

Prueba de Pozo

30,00 50%

35,00

40,00

45,00

85%

Grafico N° 2. Curva IPR-Vogel Coape-814. Fuente. Ing. Dimas Reyes

Los resultados de la prueba de pozo cotejan perfectamente con la medición dinamometrica, que indican que la bomba desplaza 26,9 BPD. c: = 0.1166  M:"  = *  =*e = 0.1166  ,1.250: @'"  121.3: @'  1.22K:h. = 26.9 >*c. 5 4 3

Fo Max

2 1 0 -1 -2

0

121.3

Figura 86. Carta dinamométrica de fondo Coape-814. Fuente. TWM Echometer Co.

Recordando las acotaciones de las pruebas acústicas en este poso, hay que tener en cuenta que el pozo se encontró en una condición estable de producción y ya que la prueba de pozo es comprobada con la medición dinámometrica, por lo que el calculo de la IPR en este caso representa el estado actual del pozo, y se puede tomar como referencia para su optimización. El caso del pozo Coape-854 se puede notar a partir de la IPR calculada que se encuentra sub-optimizado, con un 16% de eficiencia, y su tasa máxima se establece a partir de Vogel en 206,29 BPD.

Curva IPR Pozo Coape 854 - Vogel 3000,00 2500,00 2000,00 1500,00 1000,00 500,00 0,00 0,00

50,00 IPR

100,00

150,00

Prueba de Pozo

50%

200,00

250,00

85%

Grafico N° 3. Curva IPR-Vogel Coape-854. Fuente. Ing. Dimas Reyes

Para este pozo, la prueba de tasa no es representativa ya que la carta dinagráfica de fondo arrojó que la bomba no se encuentra desplazando fluidos, solo refleja la alta fricción de fondo, y el comentario general enfoca la existencia de una obstrucción en la entrada de la bomba. La prueba del pozo el cual arrojó una tasa de 33 BPD fue tomada con anterioridad a la medición dinamométrica y de nivel, observando la tasa de restauración de la presión del revestidor en superficie tomada con el sensor electrónico, se nota que el pozo aun se encuentra restaurando liquido proveniente del yacimiento; es decir, existe un estado inestable representado por el efecto de almacenamiento del

yacimiento mientras el pozo está sin producción. La presión de fondo registrada a partir de métodos acústicos fue de 2359 psi, y la presión de yacimiento suministrada por la operadora es de 2600psi, entonces, la presión de fondo dinámica no estabilizará hasta tanto no promediarse a un valor cercano a los 2600 psi que mantiene el yacimiento, por lo tanto la IPR calculada no representa el estado actual del pozo.

Conclusiones
Las unidades de bombeo para los pozos Coape-578 y 814, se encuentran subdimensionadas, considerando el rango de 75-95% establecido por el fabricante. Tomando en cuenta esto es posible modificar las condiciones para levantar mayores cargas de fluido, partiendo de un análisis de predicción de cargas. Para el caso del pozo Coape-854, la unidad se observa a 84.3% de carga, dicha carga entra en el rango optimo establecido, pero en mayor proporción son generadas por las fricciones de fondo ya que en la bomba no se observan cargas de fluido.
Cabe concluir que existe una alta deformación en las sartas de varillas que conforman los tres pozos coape-578, 814 y 854 respectivamente basado en los resultados del cálculo de coeficiente de elasticidad (kr). Aunque no presentan cargas por tensión excesiva las fricciones de fondo en los pozos son elevadas lo que genera compresión y el efecto de sobre viaje del pistón por elasticidad no controlada.
Se utiliza un factor de seguridad de 0,85 para el cálculo del esfuerzo de las varillas considerando el desgaste que se estima durante su tiempo de trabajo establecido por la empresa operadora,

en base al porcentaje de stress se

concluye que el porcentaje de esfuerzo indica que el arreglo de sarta sometida a las cargas medidas se encuentra por debajo de los límites máximos establecidos, esto aplica para coape-578 y 814. En el caso de coape-854 la sarta de varillas de

¾ de pulg sobre pasa el límite máximo de esfuerzo permitido generado por las altas fricciones en el sistema de levantamiento.
En cuanto a las cartas dinagráfica de fondo las altas fricciones en el fondo del pozo y la viscosidad del fluido que desplaza la bomba, generan una fuerza en sentido contrario al movimiento descendente del pistón, lo que tiende a comprimir la sarta. Este fenómeno podría generar; en corto o largo plazo, las fallas por fatiga o por desgaste, la inclinación hacia la izquierda de las líneas verticales que dibujan la carta de fondo explican que existe una tendencia a la compresión en la sarta, tomando en cuenta el comportamiento de la velocidad del pistón respecto

a la velocidad de la barra pulida en superficie, se observa dicho comportamiento que corresponde a la compresión generada por las altas fricciones de fondo.
Las pruebas de restauración de presión para los pozos coape-578 y coape-854 no son representativas ya que al momento de las pruebas ninguno estabilizo correctamente, lo que afecta el cálculo acertado de la presión de entrada de la bomba con la que se calcula la presión de fondo fluyente (Pwf ó PBHP). Por lo que se puede asumir que no es representativo el cálculo de IPR, y se debería medir la Pwf y la QL para condiciones actuales y estables de producción.
El pozo coape-814, se determina una tasa máxima de 39.81 BPD, y se ubica con un 62,8% dentro del rango tipico optimizado establecido por la empresa operadora. Recordando las acotaciones de las pruebas acústicas en este pozo, hay que tener en cuenta que el pozo se encontró en una condición estable de producción por lo que el calculo de la IPR en este caso representa el estado actual del pozo, y se puede tomar como referencia para su optimización.
Para coape-854 se concluye que la prueba de tasa no es representativa ya que la carta dinagráfica de fondo arrojó que la bomba no se encuentra desplazando fluidos, solo refleja la alta fricción de fondo, y el comentario general enfoca la existencia de una obstrucción en la entrada de la bomba. Sin omitir que la prueba de restauración de presión no es representativa debido a que el pozo al momento de la prueba no se encontró produciendo fluidos, por lo tanto la prueba IPR calculada no representa el estado actual del pozo.

Recomendaciones

•

Tomando en cuenta que los pozos coape-578 y 814 se encontraron con la unidad de superficie sub-dimensionada, es recomendable utiliza r un software de predicción como QRod ó Rodstar para calcular las cargas en la barra pulida y sarta de varillas, que se adicionarán el sistema cuando se considere una variación de longitud de carrera, no es recomendable el incremento de velocidad debido a que existen altas fricciones en el fondo, lo que aumentará significativamente la compresión en la sarta. El pozo coape-854 solo es posible considerar dichas modificaciones después de ser intervenido y retirada la obstrucción en la bomba. De igual manera es recomendable utilizar los software de predicción para realizar los cálculos de cargas futuras para una condición de bomba llena.

•

Debido a que todos los pozos presentan altas fricciones de fondo, que generan fuerzas compresivas en la sarta de varillas, es recomendable la instalación de barras de peso en el fondo para balancear los esfuerzos. Esto es viable cuando se considere l intervención del pozo en trabajos futuros.

•

Para establecer los factores de servicio es recomendable realizar análisis de fallas a la sarta cuando los pozos sean intervenidos, de esta manera medir directamente el desgaste y la fatiga que puedan presentar de manera exacta. Los factores de servicio establecidos por la operadora de los pozos podría no ser el indicado si se consideran las fricciones de fondo y la compresión en la sarta.

•

A partir del análisis dinamométrico de fondo, se considera importante el monitoreo continuo de los pozos debido, es importante destacar que los pozos coape-578 y 814 presentan condiciones para modificar su configuración en busca de un incremento de producción, ya que las cartas de fondo para ambos casos muestran bomba llena más del 90%, para disminuir las fricciones de fondo se podían poner los pozos a circular con algún producto diluente por anular, lo que mecánicamente es posible ya que se cuentan con bombas insertables y se pueden desanclar para ejecutar dicha actividad, de manera de circular del anular hacia en casing. Esto reduciría considerablemente las fricciones de fondo y

mejoraría el llenado de la bomba, un programa de circulación ha de ser diseñado para tal actividad, bien sea una inyección permanente o periódica. •

Para considerar las curvas IPR es recomendable actualizar los datos de pruebas de pozo y mediciones de presión de fondo fluyente, el caso del pozo coape-578 corroborar con una segunda prueba y su respectiva medición de presiones de fondo, el pozo coape-814 se debe medir nuevamente y cotejar con carta dinagráfica actualizada, esto para condiciones de presión estables corroboradas con la medición acústica de nivel y presiones de casing. El pozo coape-854 requiere de una intervención mecánica para eliminar obstrucciones en fondo, una vez hecho esto actualizar prueba de pozo, carta dinagráfica y nivel de fluido para establecer diagnósticos exactos.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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ANEXOS