NDICE Pg.1 GENERALIDADES111.1ANTECEDENTES111.2PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA141.2.1Identificacin del problema141.2.2Formulacin del problema151.2.3Anlisis causa efecto161.3OBJETIVOS171.3.1Objetivo general171.3.2Objetivos especficos171.4JUSTIFICACIN181.4.1Justificacin tcnica181.4.2Justificacin econmica191.4.3Justificacin personal191.5ALCANCE201.5.1Alcance temtico201.5.2Alcance geogrfico201.5.3Alcance temporal211.6MARCO METODOLGICO221.6.1Diseo de investigacin y tipo de estudio221.6.2Mtodo de investigacin221.6.3Fuentes de informacin22

2 MARCO TERICO242.1CLASIFICACIN DE YACIMIENTOS DE GAS242.2PROPIEDADES DE LA ROCA Y LOS FLUIDOS262.2.1 Porosidad262.2.2 Permeabilidad272.2.3 Gravedad API272.2.4 Peso Molecular Aparente272.2.5 Gravedad Especfica del Gas282.2.6 Viscosidad del Gas282.2.7 Factor de compresibilidad z302.2.8 Densidad del Gas332.2.9 Factor volumtrico del gas332.2.10 Nmero de Reynolds332.2.11 Factor de friccin342.3 PROBLEMAS DURANTE LA PRODUCCIN DE UN POZO352.3.1 Baja Permeabilidad del reservorio352.3.2 Presin baja del yacimiento352.3.3 Dao a la formacin362.3.4 Excesiva presin contra la formacin362.3.5 Problemas con los sistemas artificiales362.3.6 Problemas de Produccin de agua362.3.6.1 Contacto Agua-Hidrocarburo dinmico382.3.6.2 Capa inundada sin flujo transversal392.3.6.3 Capa inundada con flujo transversal402.3.6.4 Fracturas o fallas entre inyector y productor412.3.6.5 Fracturas o fallas de una capa de agua412.3.6.6 Conificacin o formacin de cspide422.4 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL432.4.1 Sistemas de levantamiento artificial convencional442.4.1.1 Sistema de Bombeo Mecnico442.4.1.2 Sistema de Bombeo Hidrulico472.4.1.3 Sistema de Levantamiento Artificial por gas492.4.2 Sistemas de levantamiento artificial no convencional512.4.2.1 Sarta de velocidad512.4.2.2 Agentes Espumantes522.5 REGMENES DE FLUJO DE GAS532.6 SISTEMA LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL A BASE DE SURFACTANTE (FOAM LIFT)602.6.1 Surfactante602.6.2 Tipos de Surfactantes602.6.2.1 Surfactante No Inico602.6.2.2 Surfactante Aninico612.6.2.3 Surfactante Catinico612.6.2.4 Surfactante Anftero612.6.3 Espuma622.6.4 Propiedades fsico-qumicas de los surfactantes en agua.622.6.5 Reduccin de la Velocidad Crtica del Gas632.6.6 Tipos de Instalacin del sistema artificial a base de surfactante672.6.6.1 Bacheo de Surfactante672.6.6.2 Inyeccin Continua de surfactante672.6.6.3 Ventajas y Desventajas del sistema732.6.7 Consideraciones para la aplicacin de Surfactante742.7 ANLISIS NODAL752.7.1 Nodo752.7.1.1 Nodo Fijo752.7.1.2 Nodo Comn762.7.2 Componentes del Sistema de Produccin762.7.3 Proceso de Produccin772.7.3.1 Transporte en el yacimiento772.7.3.2 Transporte en las perforaciones782.7.3.3 Transporte en el pozo782.7.3.4 Transporte en la lnea de flujo superficial782.7.4 Capacidad de produccin del sistema792.7.5 Curva de Comportamiento de Afluencia y Efluencia (IPR y OPR)802.8 CURVAS DE DECLINACIN832.8.1 Tipos de Declinacin832.8.1.1 Exponencial832.8.1.2 Hiperblica842.8.1.3 Armnica86

3MARCO PRCTICO873.1 INFORMACIN GENERAL DEL CAMPO SANTA ROSA, SRW-06873.1.1 Consideraciones Estratigrficas883.1.2 Descripcin de las arenas atravesadas913.1.3 Aspectos e informacin del Reservorio923.2 ANLISIS DE LA PRODUCCIN Y COMPORTAMIENTO DEL POZO933.2.1 Historial de Produccin del pozo SRW-06933.2.2 Estado Superficial y Subsuperficial del pozo SRW-06943.3 CLCULO DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS963.4 DESARROLLO DE LAS CURVAS IPR Y OPR993.5 DISEO DEL SURFACTANTE1043.5.1 Velocidad Crtica1043.5.2 Caudal de gas crtico1043.5.3 Volumen de dosificacin1053.5.4 Densidad del Surfactante1053.5.5 Concentracin del Surfactante1053.5.6 Colgador1053.5.7 Coiled Tubing1053.5.8 Vlvula de inyeccin dosificadora1063.5.9 Caudal crtico posterior a la inyeccin del surfactante1073.5.10 Programa operativo108

3.6 PRONSTICO DE PRODUCCIN DE GAS1093.6.1 Declinacin de la produccin sin la implementacin del sistema1093.6.2 Declinacin de la produccin con la implementacin del sistema1124 EVALUACIN TCNICO ECONMICA1144.1 EVALUACIN TCNICA1144.2 EVALUACIN ECNOMICA1165 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES1195.1 CONCLUSIONES1195.2 RECOMENDACIONES121BIBLIOGRAFA122

NDICE DE FIGURAS Pg.FIGURA 1. CURVA DE DECLINACIN DEL POZO PO-1001..12FIGURA 2. HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL CAMPO SANTA ROSA..14FIGURA 3. PRODUCCIN DE LOS POZOS DEL CAMPO SANTA ROSA..15FIGURA 4. DIAGRAMA DE ISHIKAWA CAUSA-EFECTO.16FIGURA 5. MAPA DE LOS POZOS DEL CAMPO SANTA ROSA....20FIGURA 6. DIAGRAMA DE FASES...24FIGURA 7. DIAGRAMA DE FASE DE YACIMIENTO DE GAS SECO....25FIGURA 8. DIAGRAMA DE FASE DE YACIMIENTO DE GAS HMEDO..26FIGURA 9. CORRELACIN DE CARR PARA LA VISCOSIDAD DE GAS.29FIGURA 10. VISCOSIDAD DEL GAS RATIO.30FIGURA 11. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD Z.32FIGURA 12. LMITE ECONMICO EN FUNCIN DE LA RELACIN AGUA- PETRLEO38FIGURA 13. CONTACTO AGUA-PETRLEO DINMICO..39FIGURA 14. CAPA INUNDADA SIN FLUJO TRANSVERSAL....40FIGURA 15. CAPA INUNDADA CON FLUJO TRANSVERSAL..40FIGURA 16. FRACTURA Y FALLAS ENTRE UN INYECTOR Y PRODUCTOR41FIGURA 17. FRACTURA O FALLA EN UNA CAPA DE AGUA...41FIGURA 18. CONIFICACIN O FORMACIN DE CSPIDE.42FIGURA 19. INSTALACIN TPICA DE BOMBEO MECNICO.....45FIGURA 20. CICLO DEL GAS LIFT..49FIGURA 21. BHA VELOCITY STRING51FIGURA 22. REGMENES DE FLUJO MULTIFSICO EN TUBING DE POZO GASFERO.....53FIGURA 23. HISTORIA DE VIDA DE UN POZO PRODUCTOR DE GAS....55FIGURA 24. EQUIPAMIENTO DE LA INYECCION CONTINUA DE SURFACTANTE68FIGURA 25. UNIDAD DE TRABAJO DE COILED TUBING.70FIGURA 26. INSTALACIN DE COLGADORES PARA EMPAQUETAR EL TUBING CAPILAR.71FIGURA 27. TANQUE ALMACENADOR DE AGENTE SURFACTANTE..71FIGURA 28. PROCESO DE PRODUCCIN DE UN POZO....77FIGURA 29. CURVA IPR TPICA DE UN RESERVORIO.81FIGURA 30. EJEMPLO DE DECLINACIN EXPONENCIAL..83FIGURA 31. EJEMPLO DE DECLINACIN HIPERBLICA....85FIGURA 32. SECUENCIA ESTRATIGRFICA ATRAVESADA..90FIGURA 33. ESTADO SUPERFICIAL VISTA LATERAL POZO SRW-06..94FIGURA 34. ESTADO SUBSUPERFICIAL DEL POZO SRW-0695FIGURA 35. CURVA IPR DEL RESERVORIO AYACUCHO.99FIGURA 36. CURVA IPR Y OPR DEL POZO SRW-06101FIGURA 37 CURVA IPR Y OPR ACTUAL102FIGURA 38. COILED TUBING.....105FIGURA 39. VLVULA DE PRESIN DIFERENCIAL.105FIGURA 40. DECLINACIN EXPONENCIAL DEL POZO SRW-06..107FIGURA 41. DECLINACIN DE LA PRODUCCIN SIN IMPLEMENTACIN DEL SISTEMA.....109FIGURA 42. DECLINACIN EXPONENCIAL CON IMPLEMENTACIN DEL SISTEMA.....111

NDICE DE CUADROS Pg.CUADRO 1. CONTENIDO TEMTICO23CUADRO 2. REGMENES DE FLUJO MULTIFSICO EN TUBING DE POZO GASFERO.......54CUADRO 3. METODOLOGA DE LA APLICACIN, VENTAJAS73CUADRO 4. METODOLOGA DE LA APLICACIN, DESVENTAJAS.......73CUADRO 5 INFORMACIN DEL RESERVORIO AYACUCHO.92CUADRO 6. PRUEBAS DE PRODUCCIN93CUADRO 7. COMPOSICIN DEL GAS...96CUADRO 8. PRESIONES Y CAUDALES PARA IPR....98CUADRO 9. PRESIONES Y CAUDALES PARA OPR.100CUADRO 10. HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL POZO SRW-06..108CUADRO 11. DECLINACIN DE LA PRODUCCIN SIN IMPLEMENTAR SISTEMA.108CUADRO 12. DECLINACIN EXPONENCIAL CON IMPLEMENTACIN DEL SISTEMA..110CUADRO 13. COSTO DE INSTALACION..113CUADRO 14. COSTO DE MANTENIMIENTO114CUADRO 15. RELACION BENEFICIO COSTO.115

1 GENERALIDADES

1.1ANTECEDENTESHace unos aos en el pas de Argentina se implement un sistema de levantamiento artificial de espuma que tuvo resultados positivos con el incremento de la produccin de gas. El pozo Po 1001 fue perforado entre los aos 1995 y 1996 alcanzando una profundidad de 4300 metros donde su completacin consta de un Casing de produccin de 7 5/8 cementado y punzado desde 3108 metros hasta 3463 metros (Formacin Huamampampa). La produccin fluye a travs de un tubing de 4 desde 3100 metros hasta superficie, el cual posee un packer permanente en 3032 metros. El proyecto de optimizacin del sistema de extraccin natural de este pozo productor de gas surge como consecuencia de la necesidad de encontrar una solucin al continuo incremento de la produccin de agua aportada por el pozo y la declinacin ms pronunciada de la produccin de gas. Debido a los fenmenos de carga liquida (Liquid Holdup) con el paso del tiempo los fluidos de produccin sobre todo el agua de formacin quedaran inmviles en el fondo del pozo debido a la falta de la velocidad ascensional de gas en la tubera. Por tanto para mejorar la produccin del pozo se determin llevar adelante la aplicacin de un sistema de inyeccin de espumante lquido, el cual es dosificado en el fondo del pozo. De este modo se logr mejorar el aporte de hidrocarburos en el pozo Po 1001 evitando el cierre del pozo y aprovechando la instalacin de produccin existente. La tecnologa que aqu se aplic consisti en bajar un capilar de acero inoxidable, a la profundidad de los punzados con la finalidad de dosificar en forma continua un agente espumante. Este surfactante, al entrar en contacto ntimo con el agua y el gas producidos, reduce la tensin superficial del agua generando espuma de menor densidad que la misma. La disminucin de la densidad de la columna de fondo del pozo facilita el transporte del lquido hacia superficie, favoreciendo la produccin de gas del pozo y disminuyendo la frecuencia de paros de produccin del mismo.En la Figura 1 de curva declinacin del pozo se observa que en el momento previo a la instalacin del sistema artificial el pozo tena un horizonte de produccin no mayor a Diciembre de 2009 (curva color rojo) pero ahora con la implementacin del sistema se observa que la lnea de declinacin se alarga se podra decir de forma continua hasta los aos 2014 (curva de color rojo).FIGURA 1. CURVA DE DECLINACIN DEL POZO PO-1001Fuente: Extrado de Articulo web Optimizacin de la extraccin de gas mediante aplicacin de espumantes en fondo.

Por otro lado a lo que respecta a la historia del campo Santa Rosa, se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz. El campo fue descubierto por YPFB con la perforacin del pozo SRW-X6 que se llev a cabo entre los aos 1981 y 1982. Posteriormente se perforaron los pozos SRW-X4 y SRW-X5. El pozo SRW-X5 result productor de gas condensado en los reservorios Ayacucho y Arenisca N 1; los pozos SRW-X6 y SRWX4 resultaron productores del reservorio Ayacucho.Actualmente se encuentran en produccin los pozos SRW-X5 y SRW-X6; el pozo SRW-X4 est cerrado por invasin de agua desde octubre del ao 2011.

1.2PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA1.2.1Identificacin del problemaEn la vida productiva de un reservorio conforme se va depletando tienden a tener una declinacin de su presin, factor importante que afecta la surgencia del pozo o el potencial del caudal entregado a travs del mismo. En un pozo gasfero cuando la produccin de agua tiende a subir, se le hace ms difcil a la velocidad crtica del gas levantar la columna de fluido, las reducciones en las velocidades de flujo conducen a cambios en los regmenes de flujo pasando de un flujo niebla a un flujo burbuja. En la cual el problema se observa en la Figura 2 donde la lnea azul representa la produccin de agua que se nota claramente su incremento lo que disminuira el potencial del gas para levantar lquidos debido a la influencia del agua.FIGURA 2. HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL CAMPO SANTA ROSAFuente: Extrado de la Evaluacin Anual de la Gestin 2013, YPFB CHACO S.A.FIGURA 3. PRODUCCIN DE LOS POZOS DEL CAMPO SANTA ROSAFuente: Extrado de la Evaluacin Anual de la Gestin 2013, YPFB CHACO S.A.En la Figura 3 Se muestran los valores en produccin del pozo donde la produccin alcanza aprox. 127 Barriles de agua por da el cual en comparacin a la produccin de condensado es mayor siendo favorable a la aplicacin del sistema debido al requerimiento de un contenido de condensado bajo. 1.2.2Formulacin del problemaCmo mejorar la produccin de gas en el pozo SRW-06 con la implementacin del Sistema de Levantamiento Artificial a base surfactante?

122

1.2.3Anlisis causa efecto

FIGURA 4. DIAGRAMA DE ISHIKAWA CAUSA-EFECTOPOZOS CON CRECIENTE PRODUCCIN DE AGUAREGMENES DE FLUJODespresurizacin del reservorio YACIMIENTOFACTOR DE RECUPERACINCOMPLETACINPresin Dinmica Liquid Holdup Invasin de Agua Velocidad crticaFlujo de gas en tuberaRelacin agua gasRelacin gas lquidoPeriodo de Produccin

Fuente: Elaboracin Propia

1.3OBJETIVOS1.3.1Objetivo generalProponer la implementacin del sistema de levantamiento artificial a base de surfactante en el pozo SRW-06, con la finalidad de mejorar la produccin de gas.1.3.2Objetivos especficos Obtener las propiedades del reservorio Ayacucho. Analizar el comportamiento de la produccin del pozo. Realizar anlisis nodal del pozo Desarrollar el diseo del Sistema de Levantamiento Artificial. Elaborar el pronstico de la produccin de gas.

1.4JUSTIFICACIN1.4.1Justificacin tcnicaAl emplear un sistema de levantamiento artificial a base de surfactante se lograr aumentar el caudal de produccin debido a que se disminuir la velocidad crtica del gas capaz de arrastrar consigo mayor cantidad de fluido desde fondo de pozo hasta la superficie. El sistema consiste en bajar un capilar de acero inoxidable, a la profundidad de los punzados con la finalidad de dosificar en forma continua un agente espumante. Este surfactante, al entrar en contacto ntimo con el agua y el gas producidos, reduce la tensin superficial del agua generando espuma de menor densidad que la misma. La disminucin de la densidad de la columna de fondo del pozo facilita el transporte del lquido hacia superficie, favoreciendo la produccin de gas del pozo. Los resultados de la aplicacin de esta metodologa de produccin permiten:

Estabilizar la produccin continua de gas, a pesar del aumento de produccin de agua. Evitar el ahogue prematuro del pozo debido a la acumulacin de lquido en fondo Disminuir la declinacin acelerada de la produccin de gas. Incrementar las reservas de gas a recuperarse. Aumentar la vida productiva del pozo. Lograr que el incremental de gas obtenido cubra los costos diarios del tratamiento.1.4.2Justificacin econmica

La instalacin y mantenimiento del sistema de levantamiento artificial Foam Lift es de bajo costo, es por eso que con la implementacin de este se optimizara la produccin siendo de esta manera un sistema rentable. El incremento en la produccin de gas llegara a cubrir los costos de la inyeccin diaria y el mantenimiento dejando a su vez un margen de ganancia.

1.4.3Justificacin personalEl presente trabajo de grado me permitir aplicar el conocimiento y las investigaciones en el transcurso de mi educacin superior y as mismo lograr obtener el ttulo de Ingeniera Petrolera.

1.5ALCANCE1.5.1Alcance temticorea de Investigacin: Produccin PetroleraTema Especfico : Implementacin de sistema levantamiento artificial a base de surfactante1.5.2Alcance geogrficoEl campo Santa Rosa se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz, Provincia Sara. El campo fue descubierto por YPFB con la perforacin del pozo SRW-X6 en 1981 y 1982 donde es productor del reservorio Ayacucho, el pozo SRW-X4 est cerrado por invasin de agua es por ello que se quiere prevenir esto mediante la aplicacin del sistema Foam Lift en el pozo SRW-06. En la Figura 5 el pozo SRW-X6 se encuentra ubicado en el medio del campo Santa Rosa en las coordenadas UTM en X = 425000 y Y= 8120000.FIGURA 5. MAPA DE LOS POZOS DEL CAMPO SANTA ROSAFuente: Extrado de la Evaluacin Anual de la Gestin 2013, YPFB CHACO S.A.1.5.3Alcance temporalLa investigacin se llevar a cabo en aproximadamente nueve meses, desde Febrero de la presente gestin acadmica 2014 hasta finales del mes de noviembre de la gestin 2014.

1.6MARCO METODOLGICO1.6.1Diseo de investigacin y tipo de estudioSegn la problemtica y los objetivos planteados para el presente trabajo, el diseo de investigacin es del tipo no experimental debido a que no se manipulan las variables que originan la problemtica. El tipo de estudio a ser desarrollado es de carcter transversal-descriptivo porque la recoleccin de datos es realizada en un momento nico y descriptivo por el hecho de que se explicar de manera explcita los principios y tecnologa del Sistema de Levantamiento Artificial a base de surfactante.1.6.2Mtodo de investigacinEn el presente proyecto se empleara el mtodo deductivo-analtico debido a que busca dar solucin a un problema (creciente produccin de agua), adems de analizar los beneficios adicionales que acompaan la implementacin Sistema Artificial a base de surfactante.1.6.3Fuentes de informacinLas fuentes de informacin que se usaron para la elaboracin del presente trabajo de grado son las siguientes:Primarias: Se acudi a libros centrados en el rea de sistemas de levantamiento artificial y anlisis nodal. Otras fuentes de informacin como ser libros, revistas y pginas web son especificadas en la bibliografa del presente documento.Secundarias: Consulta a ingenieros relacionados al rea de produccin petrolera.

1.7 Fundamentacin TericaCUADRO 1. CONTENIDO TEMTICOOBJETIVOS ESPECFICOSACCIONESCIENCIA

Obtener las propiedades del ReservorioAdquirir informacin del reservorio Ayacucho.Clasificar el tipo de yacimiento gasfero.ING. RESERVORIO

Aplicar el anlisis sobre el comportamiento de la produccin del pozo.Evaluar el Historial de Produccin del pozo SRW-06.Calcular propiedades de los fluidos de produccin.ING. PRODUCCIN

Realizar anlisis nodal del pozoExaminar el estado Subsuperficial del pozo.Realizar clculo del IPR y OPR del pozo proveniente del reservorio Ayacucho.Estimar la presin de fondo fluyente.ING. PRODUCCIN

Desarrollar el diseo del sistema de levantamiento artificialAnalizar las correlaciones sobre las velocidades crticas del gas.Establecer la dosificacin necesaria.Calcular la presin de la vlvula dosificadora.Elaborar el diseo superficial y Subsuperficial para la inyeccin de surfactante lquido.ING. PRODUCCIN

Elaborar el pronstico de la produccin de GasElaborar Curvas de Declinacin por el mtodo exponencial.Comparar la variacin de volmenes de gas antes y despus del tratamiento.ING. PRODUCCIN Y RESERVORIO

Fuente: Elaboracin Propia2 MARCO TERICOLa optimizacin en definicin consiste en la seleccin del mejor elemento disponible para incrementar la produccin de un pozo. Los Sistemas de Levantamiento Articial son el primer elemento a cual se recurre cuando se desea incrementar u optimizar la produccin de un pozo aumentando su tasa de ujo. 2.1CLASIFICACIN DE YACIMIENTOS DE GASLos yacimientos de gas natural se definen por la ubicacin de la presin y la temperatura inicial en un diagrama de presin - temperatura como se observa en la figura 6 se subdividen en yacimientos de gas seco, gas hmedo y gas condensado. FIGURA 6. DIAGRAMA DE FASESFuente: Extrado del libro Anlisis Nodal y Explotacin de petrleo, Ing. Jos Luis Rivero, 2007

Los yacimientos de gas seco, son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentrmica y estn constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energa cintica de las molculas y a su baja atraccin, no alcanzan la forma de lquidos a presin y temperatura del tanque como se puede apreciar en la figura 7 el gas sigue manteniendo su estado tanto en fondo como superficie.FIGURA 7. DIAGRAMA DE FASE DE YACIMIENTO DE GAS SECO

Fuente: Extrado de Diapositivas de Reservorio I Diagrama de fases, 2012Los yacimientos de gas hmedo, son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentrmica y estn formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie. Como consecuencia de la disminucin en la energa cintica de las molculas de gas ms pesadas originando un aumento en las fuerzas de atraccin transformndose parte de este gas en lquido. En la figura 8 se puede observar el modelo de diagrama de un yacimiento de gas hmedo. (Rivero J., 2004).FIGURA 8. DIAGRAMA DE FASE DE YACIMIENTO DE GAS HMEDO

Fuente: Extrado de Diapositivas de Reservorio I Diagrama de fases, 2012Los yacimientos de gas condensado, estn constituidos por los fluidos tal que por su expansin isotrmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensacin retrograda, donde el gas al disminuir la presin se condensa estos lquidos se adhieren a los poros siendo este un lquido inmvil, esto ocasiona una disminucin de la produccin de lquidos. (Rivero J., 2004)2.2PROPIEDADES DE LA ROCA Y LOS FLUIDOS2.2.1 Porosidad Es la caracterstica fsica ms conocida de un yacimiento de petrleo o gas. La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fraccin delvolumen total de laroca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.

2.2.2 PermeabilidadLa permeabilidad de una roca puede definirse como la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a travs de la red de poros interconectados dentro del reservorio. Su unidad de medida es mili Darcy.2.2.3 Gravedad API La gravedad API, de sus siglas en ingls American Petroleum Institute, es una medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el petrleo comparndolo con el agua. Es usada como el valor estndar para la medicin y reportes de mediciones. El Petrleo es clasificado en liviano, pesado y extra pesado, de acuerdo a su medicin de gravedad API.2.2.4 Peso Molecular AparenteEc. 1

Una de las principales propiedades del gas que es frecuentemente de inters para los ingenieros es el peso molecular aparente, si se tiene la fraccin molar de cada uno de los componentes de la mezcla gaseosa este es representado como la sumatoria de la multiplicacin de la fraccin molar con el peso molecular respectivo de cada componente.

Donde:

2.2.5 Gravedad Especfica del GasEs la relacin existente entre la densidad absoluta de una sustancia y la densidad de una sustancia de referencia que sera la del aire en el caso del gas. La gravedad especfica de un gas, se define como la relacin entre su densidad y la densidad del aire. En el campo sta propiedad se mide fcilmente en la cabeza del pozo, por lo tanto, es usada como una indicacin de la composicin del gas.Ec. 2

Donde:

2.2.6 Viscosidad del GasEs una propiedad importante para determinar la resistencia al flujo que presenta el gas durante su produccin y transporte. Generalmente, la viscosidad del gas aumenta con los incrementos de presin. A presiones bajas la viscosidad del gas se incrementa con la temperatura. Sus unidades son los centipois, cp. La viscosidad del gas tambin se determina por medio de correlaciones empricas con un margen de error inferior al 2 %. Las impurezas presentes en el gas tienden a incrementar la viscosidad del sistema. La correlacin de Carr permite obtener la viscosidad del gas a la presin atmosfrica ms las viscosidades de las impurezas.Ec. 3

Donde significa la viscosidad de cada componente en la ecuacin obtenidas de siguiente figura 9 obtenidas de la correlacin de Carr.FIGURA 9. CORRELACIN DE CARR PARA LA VISCOSIDAD DEL GASFuente: Extrado de Diapositivas de Reservorio I Propiedades fsicas del gas, 2012Para despejar el valor de la viscosidad del gas finalmente se despeja del valor obtenido de la siguiente figura 10 el cual ser multiplicado con el dato obtenido de la viscosidad total de los componentes de la mezcla gaseosa.

FIGURA 10. VISCOSIDAD DEL GAS RATIO

Fuente: Fuente: Extrado de Diapositivas de Reservorio I Propiedades fsicas del gas, 20122.2.7 Factor de compresibilidad zEl factor de compresibilidad Z, es un factor de correccin, que se introduce en la ecuacin de estado de gas ideal para modelar el comportamiento de los gases reales, los cuales se pueden comportar como gases ideales para condiciones de baja presin y alta temperatura, tomando como referencia los valores del punto crtico, es decir, si la temperatura es mucho ms alta que la del punto crtico, el gas puede tomarse como ideal, y si la presin es mucho ms baja que la del punto crtico el gas tambin se puede tomar como ideal. Uno de los mtodos ms empleados es el de las presiones y temperaturas pseudoreducidas que se obtienen a partir de la presiones y temperaturas pseudocrticas, con las cuales finalmente se obtendr el valor de Z por medio de la grfica de Standing and Katz.

Donde:Ec. 4Ec. 5

Los valores de presiones y temperaturas pseudo crticas pueden hallarse en funcin a la gravedad especfica del gas.Ec. 7Ec. 6

Los cuales deben ser corregidos de acuerdo al contenido de impurezas que tenga la mezcla gaseosa con el mtodo de Carr-Kobayashi-Burrows.Ec. 9Ec. 8

Una vez obtenido las presiones y temperaturas pseudo reducidas se debe hallar Z a partir de la figura 11 de Standing and Katz.

FIGURA 11. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD Z

Fuente: Fuente: Extrado de Diapositivas de Reservorio I Propiedades fsicas del gas, 2012

2.2.8 Densidad del GasLa densidad es la relacin que existe de una masa de gas por una unidad determinada de volumen. De acuerdo a la ecuacin de los gases reales la densidad del gas viene a ser:Ec. 10

2.2.9 Factor volumtrico del gasEl factor volumtrico de formacin del gas, Bg, es un parmetro que relaciona el volumen que ocupa un gas condiciones de presin y temperatura de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estndar (14,7 psia y 60F).Ec. 11

2.2.10 Nmero de ReynoldsEl nmero de Reynolds (Re) es un parmetro adimensional cuyo valor indica si el flujo sigue un modelo laminar o turbulento. El nmero de Reynolds relaciona la densidad, viscosidad, velocidad y dimensin tpica de un flujo en una expresin adimensional, que interviene en numerosos problemas de dinmica de fluidos. Dicho nmero o combinacin adimensional aparece en muchos casos relacionado con el hecho de que el flujo pueda considerarse laminar (nmero de Reynolds pequeo) o turbulento (nmero de Reynolds grande). Ec. 12

2.2.11 Factor de friccinEs un parmetro adimensional que se utiliza para calcular la prdida de carga en una tubera debida a la friccin. El factor de friccin es funcin del nmero de Reynolds como se muestra en la ecuacin siguiente. Ec. 13

Donde:f = factor de friccin, adimensional.e = rugosidad de la tubera.d = dimetro interno de la tubera, pulgadas.Nre = Nmero de Reynolds, adimensional.

2.3 PROBLEMAS DURANTE LA PRODUCCIN DE UN POZOLos problemas de pozos pueden estar relacionados a ciertos puntos como la baja produccin de petrleo o gas, alta relacin gas petrleo, alto porcentaje de agua o por ltimo que tengan que ver con problemas mecnicos. Los problemas de pozos de gas y petrleo son los mismos, en pozos de gas es ms complicado manejar la alta produccin de agua. Los problemas generalmente pueden ser clasificados como caudal de produccin limitada, excesiva produccin de agua, excesiva produccin de gas en pozos de petrleo y lo que son las fallas mecnicas las cuales sern explicadas a continuacin:2.3.1 Baja Permeabilidad del reservorioLa permeabilidad en un reservorio puede ser nica a lo largo del yacimiento o puede que existan variaciones de la misma en alguna porcin del yacimiento, en algunas zonas pueden ser altas tanto como en otras baja. En un yacimiento de baja permeabilidad la productividad del pozo declina rpidamente si los fluidos cercanos al agujero son producidos a un alto caudal. En otras palabras una baja permeabilidad en trminos de propiedades fsicas de la roca indica un nivel bajo de desplazamiento del fluido a travs de un medio poroso lo que limita al caudal de produccin entregado por el pozo. (Garaicochea F., 1995).2.3.2 Presin baja del yacimientoUna presin baja entregada por el yacimiento podra sealar lo siguiente en dos situaciones, antes de producir el pozo y cuando el pozo ya est en produccin. En el primer caso antes de producir el pozo se refiere a que la misma presin del reservorio no ser la ptima como para crear una surgencia natural por lo tanto se tendra que aplicar algn sistema de levantamiento artificial para ayudar a proporcionar la energa necesaria para hacer surgir el pozo. En el segundo caso una vez el pozo ya se encuentra produciendo pero tiene una baja presin aportada por el yacimiento este tiene que ver directamente con el caudal de produccin el cual se vera disminuido ya que la produccin est relacionada con la presin.2.3.3 Dao a la formacinSe puede decir que el dao a la formacin es provocado por factores externos introducidos al reservorio durante el proceso para su habilitacin para la produccin el cual conlleva a una baja productividad del pozo, ejemplo de algunas son los daos ocasionados por los baleos, migracin de finos y otros.2.3.4 Excesiva presin contra la formacinLa contrapresin excesiva puede ser detectada por los caudales de produccin bajos en los pozos que producen de yacimientos cercanos a la presin de depresionamiento. La excesiva contrapresin de la formacin puede deberse a lo limitado de las perforaciones, taponamiento del agujero, el tubing. La remediacin de este tipo de problema incluye incrementar el tamao del tubing o las lneas de flujo (Garaicochea F., 1995). Si se considera que la presin est en funcin de una fuerza por rea al aumentar el rea se reducira la presin que se tiene contra la formacin.2.3.5 Problemas con los sistemas artificialesSi la disminucin en el caudal en los pozos se debe a insuficiente presin de fondo en relacin al peso de la columna de fluido fluyente, los sistemas de levantamiento artificial son usualmente el mejor enfoque. Pero si estos ya han sido instalados, un diseo inapropiado o mal funcionamiento de algn componente en el sistema puede llegar a ser una causa frecuente de la produccin reducida.

2.3.6 Problemas de Produccin de aguaLa produccin de agua en los pozos de un campo se encuentra presente a lo largo de todas las etapas de la vida de un campo hasta su abandono, cuando se producen los hidrocarburos de un reservorio es de esperarse que el agua procedente de un acufero tarde o temprano se mezcle con la produccin de hidrocarburo y esta sea producida junto con el petrleo o gas.Los productores buscan formas econmicas para mejorar la eficiencia de la produccin y los servicios de control de agua resultan ser uno de los mtodos ms rpidos y menos costosos para reducir los costos operativos y aumentar la produccin de hidrocarburos de forma simultnea. El aspecto econmico de la produccin de agua a lo largo del ciclo del agua depende de una variedad de factores como la densidad ya sea del petrleo o gas, la salinidad del agua y por ltimo el mtodo final de desecho del agua producida. Los costos operativos que comprenden las tareas de levantamiento, separacin, filtrado, bombeo y reinyeccin se suman a los costos totales (Elphick and Seright, 2000).El agua es el fluido ms abundante y presente en todos los campos, respecto a la produccin de hidrocarburos el agua puede clasificarse en agua de barrido, agua buena y agua mala. El agua de barrido se refiere al agua que proviene de un pozo inyector utilizados para contribuir al barrido del petrleo o gas del yacimiento, estos constituyen un incremento en la productividad de los pozos y las reservas finales. El agua buena se refiere al agua producida a una tasa inferior a los limites econmicos que se tenga ya sea de relacin agua-gas (RAG) o relacin agua-petrleo (RAP). A continuacin se ilustra en la siguiente figura 12 como la lnea segmentada es la que impone el lmite econmico.FIGURA 12. LMITE ECONMICO EN FUNCIN DE LA RELACIN AGUA-PETRLEO

Fuente: Artculo sobre Control de Agua - Oilfield Review, 2000El agua mala se puede definir como el agua producida en exceso que sobrepasa los lmites econmicos y que la produccin de hidrocarburos no es suficiente en relacin a los costos como para manejar la produccin de agua. El origen de la mayor parte de los problemas de agua mala se puede clasificar dentro de algunos tipos bsicos como ser:

2.3.6.1 Contacto Agua-Hidrocarburo dinmicoReferido al ascenso de manera lenta, gradual y uniforme del contacto agua-hidrocarburo hacia la zona de produccin dentro de un pozo ocasionando produccin de agua indeseada. Esto ocurre habitualmente en zonas donde la permeabilidad vertical es muy baja, tal y como se puede ver en la figura 13 el desplazamiento continuara hasta llegar a posicionarse en la zona productora.FIGURA 13. CONTACTO AGUA-PETRLEO DINMICO

Fuente: Artculo sobre Control de Agua - Oilfield Review, 20002.3.6.2 Capa inundada sin flujo transversalEste problema proviene de la produccin de capas mltiples donde una zona de permeabilidad rodeada por una barrera de flujo est inundada, el origen del agua puede ser que provenga de un pozo inyector o un acufero activo. A falta de flujo transversal en el yacimiento este problema se puede resolver fcilmente cegando la zona. (Elphick and Seright, 2000). En la figura 14 se puede ver como una de las capas est inundada por agua y est conectada a la zona de produccin, el mismo que aportara un gran volumen de agua sino se controla.

FIGURA 14. CAPA INUNDADA SIN FLUJO TRANSVERSAL

Fuente: Artculo sobre Control de Agua - Oilfield Review, 20002.3.6.3 Capa inundada con flujo transversalEl flujo transversal de agua se da en capas de alta permeabilidad que no se encuentran aisladas por barreras impermeables. Al existir esta situacin es ms difcil de manejar que una capa inundada sin flujo transversal. El hecho de que no exista una barrera impermeable eso puede causar que el agua invada las zonas que se estn produciendo como se ve en la figura 15.FIGURA 15. CAPA INUNDADA CON FLUJO TRANSVERSAL

Fuente: Artculo sobre Control de Agua - Oilfield Review, 20002.3.6.4 Fracturas o fallas entre inyector y productorEn formaciones fracturadas que se encuentran en recuperacin secundaria por inyeccin de agua por medio de estas fracturas pueden llegar a alcanzar a invadir gilmente los pozos productores debido a un sistema de fracturas extensas. Como se observa en la figura 16 las fracturas pueden ser como conexiones permitiendo una invasin de agua en la zona productora.FIGURA 16. FRACTURAS O FALLAS ENTRE UN INYECTOR Y UN PRODUCTOR

Fuente: Artculo sobre Control de Agua - Oilfield Review, 20002.3.6.5 Fracturas o fallas de una capa de aguaEl agua proviene de una capa de agua que se encuentra conectada por medio de las fracturas hacia la zona productora, as como se ve en la figura 17.FIGURA 17. FRACTURA O FALLA EN UNA CAPA DE AGUA

Fuente: Artculo sobre Control de Agua - Oilfield Review, 20002.3.6.6 Conificacin o formacin de cspideEste problema se suscita en un pozo vertical cuando el contacto agua-hidrocarburo se encuentra cerca de los disparos o baleos y adems donde la permeabilidad vertical es elevada. (Elphick and Seright, 2000). Como se puede observar en la figura 18 se puede ver cmo es que se vera la Conificacin. FIGURA 18. CONIFICACIN O FORMACIN DE CSPIDEFuente: Artculo sobre Control de Agua - Oilfield Review, 2000

2.4 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIALLos estudios realizados en la ingeniera de produccin comprenden una serie de procesos que van desde el comportamiento de afluencia, el levantamiento de los fluidos del pozo, hasta los procesos en superficie como: recoleccin, separacin, tratamiento, almacenamiento y transporte del crudo. Al poner en produccin un pozo, se crea una diferencia entre la presin del yacimiento y la presin del fondo del pozo. Esta diferencia de presin (P), origina el desplazamiento de los fluidos desde la formacin hacia el pozo (cuando la presin es mayor en el yacimiento que en el pozo). A su vez, por la diferencia de presin entre del fondo del pozo y la de la superficie, los fluidos pueden ser extrados.El proceso de levantamiento de los fluidos del pozo hacia la superficie, puede llevarse a cabo mediante produccin del pozo por flujo natural o por mtodos de levantamiento artificial. Cuando la energa natural de un yacimiento es suficiente para impulsar los fluidos desde un punto del yacimiento hasta el fondo del pozo, y de all hasta la superficie, se dice que el pozo produce por flujo natural. A medida que la energa del yacimiento declina, la produccin del pozo disminuye hasta el punto en que no puede producir por s solo, debindose adoptar una manera de disminuir la presin del fondo del pozo y la vez de transportar los fluidos hasta la superficie, incrementando de esta forma el aporte de fluidos de la formacin al pozo. Esto implica, el uso de un sistema que permita proporcionar energa de manera artificial al pozo, a estos sistemas se les conoce como Sistemas de Levantamiento Artificial.Los Sistemas de Levantamiento Articial son el primer elemento a cual se recurre cuando se desea incrementar la produccin en un campo, ya sea para reactivar pozos que no uyen o para aumentar Ia tasa de ujo en pozos activos. Estos operan de diferentes formas sobre los uidos del pozo, ya sea modicando alguna de sus propiedades o aportando un empuje adicional a los mismos.

2.4.1 Sistemas de levantamiento artificial convencional2.4.1.1 Sistema de Bombeo MecnicoEl bombeo mecnico es un sistema de levantamiento artificial que consiste del accionamiento de un balancn a travs de una sarta de varillas que transmite el movimiento a una bomba de succin ubicada en el fondo del pozo logrando as la transferencia del crudo hasta la superficie. Es el sistema de levantamiento artificial ms antiguo y de mayor uso en el mbito mundial, debido a las pocas limitaciones que presenta. Tiene su mayor aplicacin en la produccin de crudos pesados y extra pesados, aunque tambin se usa en la produccin de crudos medianos y livianos.El sistema est formado bsicamente como en la figura 19 de una unidad de superficie y un equipo de subsuelo, que mediante su accin conjunta va a permitir el desplazamiento del fluido desde el pozo hasta la superficie.

FIGURA 19. INSTALACIN TPICA DE BOMBEO MECNICO

Fuente: Metodologa para la seleccin de los sistemas de levantamiento artificial, Carrillo Luciani 2002.

La Unidad de Superficie tiene la misin de transmitir la energa requerida por la bomba de subsuelo desde la superficie hasta la profundidad donde se encuentra ubicada esta ltima, con el fin de elevar los fluidos hasta la superficie. Est formada por: La Unidad Motriz, compuesta por un motor el cual transmite toda la energa a la caja de engranaje a travs de las correas y genera la potencia necesaria para la operacin de la unidad de superficie, y El Balancn, cuya funcin principal es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado, con el propsito de accionar la sarta de varillas y estas a la bomba de subsuelo, que mediante la accin de correas y engranajes logra reducir la velocidad de rotacin. El movimiento rotatorio resultante se transforma en un movimiento reciprocante a travs de la manivela, la biela y el propio balancn.El Equipo de Subsuelo, est compuesto principalmente de la bomba de subsuelo y las varillas de succin.La Bomba de Subsuelo es el primer elemento a ser considerado al disear una instalacin de bombeo mecnico, ya que de ella depende el resto de los componentes del sistema. Est compuesta por: el cilindro o barril, que es la parte donde se mover el pistn en sus carreras ascendente y descendente y adems permite confinar los fluidos a ser producidos dentro de la bomba, l embolo o pistn, su funcin es desplazar el fluido dentro y fuera de la bomba, La vlvula viajera, est ubicada en el pistn y permite el desalojo del fluido que est dentro de la bomba y la vlvula fija, permite la entrada de los fluidos desde el pozo al interior de la bomba. Las varillas de Succin sirven de conexin entre la bomba de subsuelo y la unidad de superficie, tienen la funcin principal de: transferir energa, soportar las cargas y accionar la bomba. (Carrillo, 2002).

Este sistema tiene ventajas como limitaciones, las principales ventajas son: Las unidades pueden ser instaladas fcilmente en otros pozos a un costo mnimo. El sistema es eficiente, simple y fcil de operar para el personal de campo. Se puede aplicar a completaciones sencillas y mltiples. Puede bombear un pozo hasta una presin muy baja (dependiendo de la profundidad y la tasa). Puede realizar levantamientos de crudos a altas temperaturas, as como de fluidos viscosos.Y sus limitaciones establecen que no es un sistema eficiente cuando estn sujetas a lo siguiente: Cuando la produccin de solidos es muy alta. Se limita a pozos poco profundos, profundidades menor a 12.000 pies. En pozos con alta relacin gas lquido, ya que afecta la eficiencia de la bomba. En pozos desviados, por la friccin de las varillas.2.4.1.2 Sistema de Bombeo HidrulicoEs un sistema de levantamiento artificial donde se aplica el principio de Venturi, se emplea una bomba jet que trabaja a alta presin usando como fuente de energa un fluido motriz.La operacin de la bomba jet se fundamenta en el principio de Venturi donde se genera una succin debido a la diferencia de reas incrementando la velocidad del fluido (efecto jet). En este sistema se bombea un fluido motriz por directa a alta presin que cuando llega este fluido a la camisa donde es que se instala la bomba genera un vaco entonces arrastra al petrleo produciendo una mezcla de fluido que salen por el espacio anular hasta la superficie.Este sistema tiene ventajas como limitaciones, las principales ventajas son: La velocidad y el tamao de la bomba pueden ser cambiadas fcilmente manteniendo las condiciones del pozo. Los crudos pesados y altamente viscosos son manejables al mezclarse con crudos ms livianos como fluidos de potencia. Es posible subir la bomba hasta la superficie, sin remover la tubera de produccin. Las Bombas Hidrulicas son utilizadas exitosamente en pozos direccionales. Una estacin central en la superficie es capaz de manejar varios pozos. Las instalaciones en mltiples pozos pueden accionarse desde una sola fuente de fluido motriz.Y sus limitaciones establecen que no es un sistema eficiente cuando estn sujetas a lo siguiente: El mantenimiento de los equipos de altas presiones en superficie es muy costoso. Alta inversin inicial. Se necesitan equipos de alta presin, bombas triplex, filtros para el tratamiento del fluido de potencia y cabezales en los pozos. Se requiere de tubera de dimetro lo suficientemente grande y resistente a altas presiones. Alta relacin de gas libre a la entrada de bombas afecta su eficiencia. Se requiere todo un equipo de tratamiento para acondicionar el fluido motriz.2.4.1.3 Sistema de Levantamiento Artificial por gasEl Levantamiento Artificial por Gas, opera mediante la inyeccin continua de gas a alta presin en la columna de fluidos de produccin (flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido fluyente y reducir el peso de la columna hidrosttica sobre la formacin, obteniendo as una diferencia de presin entre el yacimiento y el pozo, la cual permite que el pozo fluya adecuadamente; o por la inyeccin de gas a intervalos regulares, para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de fluidos (flujo intermitente). En la figura 20 se puede apreciar el ciclo de una instalacin tpica de levantamiento artificial por gas. (Carrillo, 2002).FIGURA 20. CICLO DEL GAS LIFTFuente: Metodologa para la seleccin de los sistemas de levantamiento artificial, Carrillo Luciani 2002.

Este sistema tiene ventajas como limitaciones, las principales ventajas son: Con una sola planta de compresin, se puede aplicar este mtodo a muchos pozos. Maneja la produccin de agua y sedimentos. Puede manejar grandes volmenes de slidos con problemas mnimos. Da flexibilidad de conversin de levantamiento continuo e intermitente. Vlvulas recuperables con Slickline.Y sus limitaciones establecen que no es un sistema eficiente cuando estn sujetas a lo siguiente: Se debe disponer de una fuente de gas y una planta compresora. Est limitado a levantar crudos medianos y livianos. El pozo debe contar con alto ndice de productividad. No puede producir eficientemente en pozos profundos hasta presiones de abandono.

2.4.2 Sistemas de levantamiento artificial no convencional2.4.2.1 Sarta de velocidadLa velocidad a la cual el gas fluye a travs de las tuberas determina su capacidad para elevar lquidos. Cuando la velocidad de flujo del gas en un pozo no es suficiente para mover los fluidos del reservorio, los lquidos se acumularn en la pared de la tubera de produccin y terminarn bloqueando el flujo de gas del reservorio. Una opcin para vencer la carga lquida es instalar una tubera de produccin de dimetro menor, tambin llamado tubera de velocidad. El rea de la seccin transversal del conducto a travs del cual se produce el gas determina la velocidad del flujo y puede ser crtica a la hora de controlar la carga de lquidos. Una tubera de velocidad reduce el rea de la seccin transversal de flujo e incrementa as su velocidad, logrando la remocin de lquidos y limitando los venteos a la atmsfera. La instalacin de una sarta de velocidad es relativamente simple y requiere el clculo correcto del dimetro de la tubera de produccin para lograr la velocidad necesaria en las presiones entrantes y salientes de la tubera de produccin. Un ejemplo de BHA del llamado velocity string es mostrado en la figura 21.FIGURA 21. BHA VELOCITY STRINGFuente: Opciones para mejorar el flujo en pozos productores de gas, Barry D. 2011

Una tubera de velocidad para facilitar la remocin de lquidos puede ser desplegado con xito en pozos de gas de bajo volumen luego de la terminacin inicial o cerca del fin de su vida productiva. Los pozos candidatos incluyen los marginales que produzcan menos de 60 Mpcd. La instalacin de una tubera de velocidad requiere de un equipo de workover (reparacin) para retirar la tubera de produccin existente y colocar en el pozo la sarta de menor dimetro. Tambin puede utilizarse coiled tubing, cuya instalacin es ms fcil y es ms verstil, ya que puede usarse con dimetros tan pequeos como de 0.25 pulgadas. Puede aplicarse coiled tubing en pozos con produccin de gas de baja velocidad debido a sus caractersticas de mejor aspereza relativa y a la ausencia de conexiones entre caos. (Barry D., 2011).2.4.2.2 Agentes EspumantesEl uso de la espuma producida por surfactantes puede ser efectivo para pozos de gas que acumulan lquido a promedios bajos. La espuma reduce la densidad y la tensin de superficie de la columna de fluido, lo cual reduce la velocidad crtica de gas necesaria para elevar los fluidos a la superficie y ayuda a la remocin de lquidos del pozo. Comparado con otros mtodos de levantamiento artificial, los agentes espumantes son uno de los recursos ms baratos para descargar los pozos de gas. Los surfactantes no son efectivos para lquidos de gas natural es decir el condensado o para hidrocarburos lquidos.

2.5 REGMENES DE FLUJO DE GASA medida que se va reduciendo la velocidad del gas en la sarta de produccin como consecuencia de la explotacin y envejecimiento del reservorio, la velocidad de los lquidos transportados disminuye an ms rpidamente. Las progresivas reducciones de velocidades de flujo conducen a transiciones en los regmenes de flujo pasando por flujo niebla a flujo burbuja mientras que en contrapartida, los porcentajes en volumen de lquido en el gas (Liquid Holdup) en la sarta de produccin se van incrementando. La creciente presencia y acumulacin de lquidos en el Tubing mientras el pozo se encuentra en produccin puede ir reduciendo la misma, o inclusive interrumpirla del todo. La clasificacin de los regmenes del flujo multifsico est dada por las siguientes etapas Mist Flow, Annular-Mist Flow, Slug Annular, Slug Flow y finalmente Bubble Flow. Las que se pueden observar en la Figura 22 donde est representado en funcin de un caudal creciente. (Maggiolo, 2005).FIGURA 22. REGMENES DE FLUJO MULTIFSICO EN TUBING DE POZOS GASFEROSFuente: Artculo sobre Aplicacin de productos qumicos empleando tecnologa capilar, Unidad econmica Loma La Lata, Repsol YPF S.A. 2005

La descripcin en resumen de cada uno de los flujos en tubing de pozos de gas se puede apreciar en el cuadro 2.CUADRO 2. REGMENES DE FLUJO MULTIFSICO EN TUBING DE POZOS GASFEROSFuente: Artculo sobre Aplicacin de productos qumicos empleando tecnologa capilar, Unidad econmica Loma La Lata, Repsol YPF S.A. 2005

Un pozo gasfero puede atravesar todos los regmenes de flujo mencionados a lo largo de su vida til. La Figura 23 muestra la progresin de un pozo gasfero tpico desde el inicio de su produccin hasta el final de la misma.FIGURA 23. HISTORIA DE VIDA DE UN POZO PRODUCTOR DE GASFuente: Artculo sobre Aplicacin de productos qumicos empleando tecnologa capilar, Unidad econmica Loma La Lata, Repsol YPF S.A. 2005

En funcin de los regmenes de flujo multifsico en tuberas de gas, el conocimiento de la velocidad y de las propiedades de los fluidos como la densidad, viscosidad y en algunos casos la tensin Interfacial son requeridos para clculos de gradientes de presin. Cuando estas variables calculadas para flujo bifsico, se utilizan ciertas reglas de mezcla y definiciones nicas a estas aplicaciones. La forma de calcular estos parmetros son los siguientes:El Holdup del lquido o la fraccin de lquido son definidos como la razn del volumen de un segmento de tubera ocupado por lquido al volumen total del segmento de la tubera; este valor vara desde 0 a 1, expresada de la siguiente forma:Ec. 14

Por tanto:Ec. 15

La fraccin correspondiente al gas y al lquido que viajan a una misma velocidad vendra a ser:Ec. 16

Donde: Fraccin de lquido Fraccin de gasqL = Caudal de liquidoqg = Caudal de gasVsL = Velocidad del liquidoVm = Velocidad de la mezclaPor tanto: Ec. 17

Para hallar la densidad de los lquidos en la mezcla de agua y petrleo, es necesario calcular la fraccin de agua y la fraccin de petrleo a travs de las siguientes correlaciones:Ec. 18

Donde Fo vendra a ser:Ec. 19

Es decir que Fw es:Ec. 20

Donde: Densidad de los lquidos Densidad del condensado Densidad del aguaFo = Fraccin de condensadoFw = Fraccin de aguaqo = Caudal de condensadoqw = Caudal de agua Factor volumtrico del condensado Factor volumtrico del agua

La densidad bifsica referida a la conjuncin de la fase liquida y gaseosa se puede determinar con la relacin, usada para determinar el gradiente de presin: Ec. 21

Donde es la densidad bifsica.Las velocidades en un flujo bifsico se toman en cuenta la velocidad de cada una de las fases como si esta fluyera sola a travs de la seccin de la tubera. Las cuales son:Ec. 22Ec. 23

Donde:RGL = Relacin Gas-LiquidoAt = rea transversal de la tubera., pie/seg, BPD, Bbl/STBFinalmente la velocidad bifsica Vm sera igual a la suma de VsL y Vsg.La viscosidad de los lquidos son usados para calcular el nmero de Reynolds y otros nmeros adimensionales usados para correlaciones, la viscosidad de una mezcla agua-petrleo se calcula usando las fracciones de agua y condensado.Ec. 24

A partir de esa relacin se halla la viscosidad en la mezcla . Ec. 25

La tensin superficial cuando la fase liquida contiene agua y condensado se utiliza la siguiente relacin para hallar la tensin superficial del liquido . Ec. 26

Donde son las tensiones superficiales del condensado y el agua respectivamente.Con todos los trminos mencionados anteriormente es posible hallar por medio de correlacin el gradiente de presin segn la correlacin de Hagerdon y Brown expresada a continuacin. Ec. 27

Donde:fm = Factor de friccin en funcin del nmero de Reynoldsgc = 32.174 gravedadd = dimetro interno, pulg.Vm2 = Velocidad de la mezcla, pie/seg Densidad de la mezcla, lbm/pie3

2.6 SISTEMA LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL A BASE DE SURFACTANTE (FOAM LIFT)2.6.1 SurfactanteEs el principal componente responsable de la formacin de una espuma se lo conoce tambin como agente tensioactivo. Este agente es una molcula que se subdivide en dos grupos: el grupo hidrfilo que son aquellos que muestran afinidad para disolverse fcilmente en el agua y los grupos funcionales que lo componen son sulfatos, aminas, hidroxilos y xidos de etileno; el grupo hidrfobo son aquellos que no se disuelven en el agua como cadenas de hidrocarburos ya sean alifticos o aromticos.2.6.2 Tipos de SurfactantesHay fuerzas de atraccin inica que actan entre las molculas de surfactante y lquidos que fortalecen las pelculas delgadas que existen entre ellas.2.6.2.1 Surfactante No InicoLos tensioactivos no inicos son tpicamente polioxietilados compuestos de fenoles o alcoholes. La solubilidad de la mayora de los detergentes en el agua aumenta con la temperatura, pero los tipos de tensioactivos no inicos son generalmente ms soluble en agua fra. Cuando la solucin de tensioactivo se calienta, el tensioactivo pierde solubilidad. Las altas concentraciones de sal y altas temperaturas disminuyen la solubilidad. Por lo tanto, los miembros de esta serie de surfactantes con los mayores contenidos de etiloxidos (ms solubles en agua) se deben utilizar en el agua salina. Los tensioactivos polioxietilados estn disponibles en una serie homloga que van desde solubles en aceite a tipos solubles en agua. Debido a que son no inicos, son relativamente poco afectados por la actividad o la naturaleza qumica de las salmueras de formacin, se utilizan en pozos de carcter salmuera desconocido. Estos tienden a causar menos problemas de emulsin que tensioactivos inicos. (Brown K., 1984).2.6.2.2 Surfactante AninicoLos tensioactivos aninicos son tpicamente tipos no inicos de espumantes que se han sometido a un proceso de sulfatacin durante el proceso de fabricacin. La adicin del radical sulfato en las molculas hace que el tensioactivo pueda ser ms polar, este aumenta su solubilidad en agua. Los tensioactivos aninicos son excelentes espumantes en agua. Como los tensioactivos no inicos, estn disponibles en una serie homloga en la que se prefiere generalmente un rango medio de solubilidad en aceite-agua. Algunos tensioactivos aninicos pueden ser afectados negativamente por los altos niveles de salmuera. (Brown K., 1984).2.6.2.3 Surfactante CatinicoLos tensioactivos catinicos tales como compuestos de amonio cuaternario son agentes de formacin de espuma eficaces, a menudo son ms efectivas en las salmueras que en agua dulce. El bajo peso molecular de este tipo son algunos de los agentes ms eficaces para la formacin de espuma en mezclas de hidrocarburos y salmueras, y segn informes los cuaternarios de alto peso molecular muestran cierta eficacia en la formacin de espuma fluidos del pozo con altos porcentajes de hidrocarburos lquidos. Por otro lado, compuestos cuaternarios de alto peso molecular muestran una disminucin de la eficacia en soluciones de salmuera. En algunos casos, particularmente con problemas de tratamiento excesivo pueden llegar a crearse emulsiones de aceite y agua. (Brown K., 1984).2.6.2.4 Surfactante AnfteroLos agentes tensioactivos de carcter anftero son buenos tensioactivos de espuma. Los compuestos anfteros muestran un carcter catinico en solucin cida, carcter aninico en soluciones bsicas y el carcter no inico en soluciones neutras. Son muy buenos agentes espumantes altas temperaturas.2.6.3 EspumaSe define como el conjunto de burbujas gaseosas separadas por pelculas delgadas de lquido que se forman en la superficie de un lquido. Al formarse las burbujas se amontonan unas sobre otras, formndose pelculas entre ellas. Estas pelculas son sometidas a esfuerzos de estiramiento por lo que es indispensable que no se rompan si se desea tener espuma.La espuma est compuesta por gas dispersado en un lquido, las burbujas de la espuma pueden ser esfricas o polidricas; pequeo o grande; monodispersa o polidispersa. El tipo de burbujas de la espuma obtenidas cambian con el mtodo de generacin tales como agitacin simple, golpes y el burbujeo. Cuando las burbujas alcanzan la superficie de una solucin se crea una columna de burbujas, esta estructura de burbujas apiladas se llama una espuma. Una unidad de volumen de esta estructura pesa aproximadamente la misma cantidad de agua que contiene debido a que la densidad de la espuma puede ser definida como la cantidad de agua contenida en la misma.2.6.4 Propiedades fsico-qumicas de los surfactantes en agua.La presencia de un grupo hidrfilo y un grupo hidrfobo hace que el tensioactivo pueda adsorberse preferentemente en la interfase agua-gas. Las colas de agentes tensioactivos tienen menor tensin superficial que el agua y por lo tanto la tensin superficial de la interfaz agua-gas se reduce. La magnitud de la reduccin depende del tipo y el nmero de molculas adsorbidas en la interfase, que est en funcin de la concentracin del surfactante.

2.6.5 Reduccin de la Velocidad Crtica del GasLa aplicacin de agentes surfactantes, o "espuma" a los pozos con gran porcentaje de volumen de lquidos en el gas permite a los pozos a fluir por debajo de la tasa normal crtica en las condiciones dadas por la prevencin de deslizamiento lquido entre el gas y lquidos que deban descargarse. Esta reduccin en el deslizamiento se logra mediante la reduccin de la tensin superficial entre el agua y el gas, as como la reduccin de la densidad de la fase de agua para ser levantado fuera del pozo. La examinacin de la ecuacin de Turner para la determinacin de la tasa crtica de flujo de gas en un pozo puede demostrar el efecto terico de espuma en la tasa crtica: Ec. 28

Donde: Velocidad Crtica del Gas, ft/seg Constante de 1.3 Tensin Interfacial, dinas/cm Densidad del Liquido, lb/ft3 Densidad del Gas, lb/ft3 Coeficiente de arrastre de Turner, valor de 0.44La literatura sugiere que la tensin superficial se puede reducir de un valor de 60 a 30 dinas / cm, y la densidad de las gotas de lquido se reducir al 20% del valor anterior. A partir de esta ecuacin y estas reducciones en el valor que se puede calcular que la tasa crtica con espuma generada de fondo de pozo debe reducirse en ~ 30% en comparacin con el valor anterior.De acuerdo con Turner, el gas remover continuamente los lquidos desde el fondo de pozo hasta que su velocidad se reduzca por debajo de la velocidad terminal. El caudal de gas mnimo para un conjunto particular de condiciones (presin y la geometra del conducto) se puede calcular utilizando la ecuacin siguiente:Ec. 29

Donde: Caudal de Gas mnimo para levantar los lquidos, MMpcs/da, psia

Encontraron que en este modelo Turner de movimiento de la gota arrastrado subestima los caudales de gas mnimos. Por tanto recomendaron que los valores de la ecuacin derivada debe ajustarse aproximadamente un 20 por ciento para asegurar la eliminacin de todas las gotas. Turner hizo uso de un valor medio de gravedad especifica del gas (0,6) y la temperatura de gas (120 0F), Turner deriv la expresin para la densidad del gas como 0,0031 veces la presin. Sin embargo, no se present un mtodo para el clculo de la presin de gas en un flujo multifsico en el pozo.Tericamente a la velocidad crtica una gota de lquido permanecer suspendida, inmvil en el seno del gas. Si la velocidad del gas resultara inferior a la crtica, la gota caer y los lquidos comenzaran a acumularse en el wellbore.Turner desarrollo sus correlaciones en funcin de informacin de pozos con presiones dinmicas en superficies mayores a los 1000 psi. Las correlaciones de Turner son dos una para el agua y otra para los hidrocarburos condesados, en el caso que se produjeran ambas fases Turner recomienda utilizar solo la correlacin para el agua debido a que tiene una mayor densidad y proporciona valores de velocidad critica ms exigentes.Turner introduce un factor adicional de multiplicacin por 1.2 para obtener lo que son las velocidades crticas del condensado y del agua como se denotan en las siguientes expresiones: Ec. 30

Ec. 31

Donde:

Segn los valores que asumi Turner donde la gravedad especifica del gas es de 0.6 y la temperatura de 120 oF. Se obtienen las siguientes expresiones en funcin de la presin: Ec. 32

Ec. 33

Para presiones en boca de pozos inferiores a los 1000 psi Coleman desarrolla sus propias ecuaciones empricas las cuales son: Ec. 34

Ec. 35

2.6.6 Tipos de Instalacin del sistema artificial a base de surfactante2.6.6.1 Bacheo de SurfactanteLa aplicacin de surfactante en el pozo en baches se lleva a cabo mediante el bombeo peridico de un volumen fijo de surfactante hacia el fondo de la tubera. Cuando el pozo est cerrado un cierto volumen es bombeado y entonces el pozo es abierto ms tarde. En un caso tpico 50 litros de surfactante son bombeados hacia el fondo del tubing seguido de un volumen de 200 litros de salmuera (KCL, NaCl) para ayudar a la transportacin en el interior de la tubera, los datos empricos sugieren que la tasa de cada del tratamiento por baches es de aproximadamente 100 metros por hora, una vez realizado el lanzamiento el pozo debe ser cerrado el tiempo suficiente para permitir que el bache pueda llegar a la profundidad deseada antes de abrir y poner el pozo en produccin. Por lo general se desea reducir el volumen de la espuma a 25 litros para ver si se logran los mismos resultados una sobredosis de espuma puede conducir a emulsiones y representa un desperdicio del agente qumico. (Wittfield, 2005).2.6.6.2 Inyeccin Continua de surfactanteLa instalacin de forma continua para la aplicacin de la inyeccin del surfactante al interior de la tubera del pozo donde se desea llevar a cabo esta operacin, se realiza a travs de un equipo en superficie que ingresa por medio de un tubing capilar de un dimetro reducido a travs del arbolito de produccin al interior del pozo hasta el intervalo o profundidad de inyeccin deseada. A diferencia del anterior mtodo es que el surfactante ingresado al pozo se encuentra en estado lquido y no en estado slido a diferencia del otro mtodo que introduce el surfactante en forma de barras slidas (velas). A continuacin se ilustra en la siguiente figura 24 el diagrama del equipamiento de la inyeccin continua de surfactante.

FIGURA 24. EQUIPAMIENTO DE LA INYECCIN CONTINUA DE SURFACTANTE

Fuente: Libro Gas Well Deliquification, Jame Lea NickensEl surfactante cumplir con la finalidad de reducir la tensin superficial del agua generando espuma de menor densidad que la misma al entrar en contacto con el agua y el gas provenientes del pozo. En cuanto a la dosificacin del surfactante se refiere, segn experiencias realizadas del mtodo en otros lugares, se establece de forma emprica dosificar el surfactante entre un rango aproximado de 0.1 a 0.4 % en base al caudal de agua producido. Los resultados de la aplicacin permiten incrementar la produccin de gas debido a la reduccin de la velocidad crtica necesaria para acarrear los lquidos a la superficie. (Wittfield, 2005).Los componentes que integran este sistema son bsicamente: La vlvula de inyeccin, el tubing capilar, colgador de tubing (Pack Off), tanque contenedor del agente qumico y una bomba de inyeccin qumica.La vlvula de inyeccin ser el mecanismo que regulara el flujo del surfactante permitiendo la circulacin del mismo y comunicando el flujo con el interior del pozo, la ecuacin para determinar la presin de inyeccin es la siguiente: Ec. 36

Donde:

La profundidad a la cual se debe bajar la vlvula de inyeccin es a un tercio 1/3 de la altura por encima de la zona de produccin ms la profundidad de toda la sarta de tubera de produccin.

El tubing capilar es el conducto tubular que ser proporcionado por una unidad especial de coiled tubing como se puede ver en la Figura 25, esta tubera es la que se extender de manera concntrica en el interior de la tubera de produccin hasta la zona deseada.FIGURA 25. UNIDAD DE TRABAJO DE COILED TUBING

Fuente: Archivo PDF Weatherford, Capillary Injection Technology, 2013Se adopta como estndar de trabajo el capilar de DSS 2205 de OD x0.035 de pared para instalaciones permanentes. El acero inoxidable Dplex 2205 es la aleacin ms verstil del mercado visto desde el punto de vista de la resistencia a la corrosin, traccin, durabilidad y costo.Los Colgadores cumplirn la funcin de empaquetar el capilar en boca de pozo donde se regulara hidrulicamente la presin de sello aplicada dependiendo del trabajo que se desea realizar. Existen dos modelos de colgadores el roscado que trabaja a 5000 psi y el bridado que est disponible para operar a 10000 psi. Una instalacin de estos colgadores se puede observar en la siguiente figura 26.FIGURA 26. INSTALACIN DE COLGADORES PARA EMPAQUETAR EL TUBING CAPILAR

Fuente: Archivo PDF Weatherford, Capillary Injection Technology, 2013La bomba de superficie accionada mediante alguna fuente de energa es la encargada de desplazar el fluido (lquido surfactante) del tanque contenedor del agente qumico al interior del pozo a travs del tubing capilar.Finalmente el tanque contenedor del agente qumico es aquel recipiente donde se almacenara el lquido surfactante que se aprovisionara al pozo, tal y como se observa en la figura 27.FIGURA 27. TANQUE ALMACENADOR DE AGENTE SURFACTANTE

Fuente: Opciones para mejorar el flujo en pozos productores de gas, Socios de Natural Gas Star 2011La concentracin del surfactante mnima se encuentran en el rango entre 0.1 a 0.5% donde la concentracin del surfactante en porcentaje en funcin de los lquidos producidos y los inyectados se expresa en la siguiente ecuacin. Ec. 37

Donde:Cs = Concentracin del surfactanteCe = Concentracin mnima de 0.1 a 0.5Lp = Lquidos producidos, GPDLI = Liquido inyectado, GPD

2.6.6.3 Ventajas y Desventajas del sistemaDependiendo de la metodologa o el tipo de instalacin que se pretenda usar para la aplicacin del producto qumico, se pueden observar en los cuadros 3 y 4 las siguientes ventajas y desventajas.VENTAJASMETODOLOGIA DE LA APLICACION

DiscontinuaContinua

La operacin se realiza con el pozo en produccin, minimizando las perdidas asociadas a cierres. Minimiza los riesgos de dao a la formacin y/o ahogo de pozo. La operacin promedio insume entre 3 a 5 horas. Requiere un solo equipo y dos operadores calificados. Aumento de Produccin. Reduccin de Costos Operativos asociados a intervenciones. Mayor eficiencia en los tratamientos qumicos. Amortizacin rpida de la inversin inicial. Instalacin simple y segura.

CUADRO 3. METODOLOGA DE LA APLICACIN, VENTAJASFuente: Artculo sobre Aplicacin de productos qumicos empleando tecnologa capilar, Unidad econmica Loma La Lata, Repsol YPF S.A. 2005CUADRO 4. METODOLOGA DE LA APLICACIN, DESVENTAJASDESVENTAJASMETODOLOGIA DE LA APLICACION

DiscontinuaContinua

Caudales de inyeccin bajos. Incremento del Costo Operativo Diario. La instalacin del sistema complica operaciones de wireline y workover.

Fuente: Artculo sobre Aplicacin de productos qumicos empleando tecnologa capilar, Unidad econmica Loma La Lata, Repsol YPF S.A. 2005

2.6.7 Consideraciones para la aplicacin de Surfactante Las Instalaciones de surfactante continuo requieren mucho ms tiempo y la inversin de dinero que trabajos por baches. Por lo tanto, siempre debe haber un fuerte enfoque en la seleccin de candidatos antes de ejecutar una instalacin. Los factores sealados a continuacin deben ser evaluados como parte de la seleccin de candidatos. (Wittfield, 2005). Condiciones de Presin y Temperatura. Profundidad. Relacin Agua - Condensado. Tipo de Condensado. Salinidad del agua de formacin. Contenido de Solidos. Propiedades de los fluidos. Dimensiones de la Tubera.Para sus condiciones de operacin se establece un rango para una buena operacin que son los siguientes: Una presin de reservorio entre 150 psi a 1500 psi. Una profundidad del pozo mxima de 10000 pies o 3000 metros. Una produccin de condensado del 50% o menor. Gravedad API mayor a 8. Temperatura mxima 200 oC 400 oF.2.7 ANLISIS NODALEl anlisis nodal de un sistema de produccin, realizado en forma sistemtica, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de produccin en nodos de solucin para calcular cadas de presin, as como caudal de los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de produccin de un yacimiento. Como resultado de este anlisis se obtiene generalmente un incremento en la produccin y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el dimetro ptimo de las tuberas de produccin, del estrangulador, y lnea de descarga por el cual debe fluir dicho pozo, as como predecir su comportamiento de flujo (aporte de hidrocarburos) y presin para diferentes condiciones de operacin.El procedimiento del anlisis nodal ha sido reconocido en la industria petrolera como un medio adecuado para el diseo y evaluacin, tanto en pozos fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema artificial de produccin, debido a las necesidades mayor de energticos, y a los incentivos derivados del precio de los hidrocarburos.2.7.1 NodoUn nodo es un punto donde intersectan dos lneas de flujo o donde existe un cambio en el rgimen o direccin de flujo. El mismo que pueden clasificarse en nodo comn y nodo fijo.2.7.1.1 Nodo FijoSon los nodos o puntos que se encuentran ubicados al inicio y al fin de un sistema de produccin, donde no existe algn efecto de cada de presin. Una de esas presiones es la presin promedio del reservorio, y otra es la presin de salida del sistema la cual es generalmente la presin del separador, pero si la presin del pozo es controlada con un orificio en la superficie la presin fija a la salida del sistema ser la presin en cabeza. Una vez que el nodo es seleccionado la presin del nodo es calculada en ambas direcciones comenzando desde las fijas. Todos los componentes aguas arriba del nodo, comprenden la seccin de flujo de entrada (Inflow), en cuanto a la seccin de flujo de salida (Outflow) agrupa todos los componentes aguas abajo.Entrada al nodo (Inflow) Ec. 38

Salida del nodo (Outflow)Ec. 39

2.7.1.2 Nodo ComnEste es el nombre que recibe una seccin determinada de un sistema de produccin donde se produce una cada de presin, las cadas de presin estn expresadas por ecuaciones fsicas o matemticas que relacionan la presin y el caudal.2.7.2 Componentes del Sistema de ProduccinPara que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de produccin, es necesario que la energa de los fluidos en el reservorio sea capaz de superar las prdidas de carga en los diversos componentes del sistema. Los fluidos tienen que ir desde el reservorio hacia los separadores en superficie, pasando por las tuberas de produccin, equipos superficiales en cabeza de pozo y las lneas de surgencia. En resumen tendran que atravesar por las siguientes fases. (Maggiolo, 2005). Flujo a travs del medio poroso. Flujo a travs de la tubera vertical o direccional. Flujo a travs de tubera horizontal.2.7.3 Proceso de ProduccinEl proceso de produccin en un pozo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de produccin en la estacin de flujo. En la figura 28 que se encuentra a continuacin, se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completacin, Pozo, y Lnea de Flujo Superficial. Existe una presin de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presin esttica del yacimiento, (Pws), y una presin final o de entrega que es la presin del separador en la estacin de flujo, (Psep). (Maggiolo, 2005).FIGURA 28. PROCESO DE PRODUCCIN DE UN POZO

Fuente: Publicacin de ESP OIL Engineering Consultants, titulada Optimizacin de la Produccin Mediante Anlisis Nodal.2.7.3.1 Transporte en el yacimientoEl movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presin es (Pws), viaja a travs del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, (rw), donde la presin es (Pwfs). En este mdulo el fluido pierde energa en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo, presente restricciones en las cercanas del hoyo y el fluido ofrezca resistencia al flujo.Mientras ms grande sea el hoyo mayor ser el rea de comunicacin entre el yacimiento y el pozo aumentando el ndice de productividad del pozo. La perforacin de pozos horizontales aumenta sustancialmente el ndice de productividad del pozo. 1. 2. 2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 2.4.1. 2.4.2. 2.4.3. 2.4.4. 2.4.5. 2.4.6. 2.4.6.1. 2.7.3.2 Transporte en las perforacionesLos fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completacin que puede ser un revestidor de produccin cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la prdida de energa se debe a la sobre compactacin o trituracin de la zona alrededor del tnel perforado y a la longitud de penetracin de la perforacin; en el segundo caso la perdida de energa se debe a la poca rea expuesta a flujo. Al atravesar la completacin los fluidos entran al fondo del pozo con una presin (Pwf). 2.7.3.3 Transporte en el pozoYa dentro del pozo los fluidos ascienden a travs de la tubera de produccin venciendo la fuerza de gravedad y la friccin con las paredes internas de la tubera. Llegan al cabezal del pozo con una presin (Pwh). 2.7.3.4 Transporte en la lnea de flujo superficialAl salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una cada brusca de presin que depender fuertemente del dimetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presin es la presin de la lnea de flujo, (Plf), luego atraviesa la lnea de flujo superficial llegando al separador en la estacin de flujo, con una presin igual a la presin del separador (Psep), donde se separa la mayor parte del gas del petrleo. La prdida de energa en forma de presin a travs de cada componente, depende de las caractersticas de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado en el componente. (Maggiolo, 2005).2.7.4 Capacidad de produccin del sistemaLa prdida de energa en forma de presin a travs de cada componente, depende de las caractersticas de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de produccin del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energa del yacimiento y la demanda de energa de la instalacin para transportar los fluidos hasta la superficie. La suma de las prdidas de energa en forma de presin de cada componente es igual a la prdida total, es decir, a la diferencia entre la presin de partida, (Pws), y la presin final, (Psep): Ec. 40

Donde:

Tradicionalmente el balance de energa se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de produccin permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de produccin: cabezal del pozo, separador, etc. (Maggiolo, 2005).2.7.5 Curva de Comportamiento de Afluencia y Efluencia (IPR y OPR)Histricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento de afluencia de un pozo o IPR (Inflow Performance Relationship), result de la suposicin de que la IPR era una lnea recta. Por lo tanto, bajo esta suposicin, el flujo de fluidos en un pozo ser directamente proporcional a la cada de presin en el fondo del mismo. La ecuacin del flujo de un gas real, el cual proviene de la combinacin de la ecuacin de continuidad y la ley de Darcy para flujo radial es expresada en la siguiente ecuacin: Ec. 41

Donde: Caudal de gas a condiciones estndar, Mpcs/daPr = Presin de reservorio, psiPwf = Presin de fondo fluyente, psiT = Temperatura del Reservorio, ORk = Permeabilidad, mdh = Espesor de la zona de gas, pies Viscosidad del gas, cpZ = Factor de Compresibilidad del gas, adimensionalS = Dao, adimensional Radio del pozo, pies

Las curvas de comportamiento de afluencia obtenidas, son funcin de los siguientes puntos claves del sistema: Caractersticas del yacimiento. Caractersticas de la tubera de produccin y lnea de descarga. Presin en el nodo inicial y final del sistema. Porcentaje de agua producido Relacin gas-lquido Longitud de las tuberas. Temperatura Caractersticas de los fluidos a manejarEn la siguiente figura 29 se muestra representado a manera de ejemplo una curva IPR donde el eje x se ubican los caudales de gas y en el eje y se ubican las presiones de fondo fluyente a partir de la presin de reservorio.FIGURA 29. CURVA IPR TPICA DE UN RESERVORIO

Fuente: Libro Gas Well Deliquification, James Lea NickensLa presin de fondo fluyente necesaria para graficar la curva de OPR puede ser determinada por medio del mtodo de presin y temperatura promedio, expresadas en la siguiente ecuacin: Ec. 42

Donde:Pwf = Presin de fondo fluyente, psiaPwh = Presin de cabeza, psiaS = 0.0375 Gravedad Especfica del gasq = Caudal de gas, MMpcsdf = factor de friccin en funcin del nmero de Reynoldsd = dimetro interno de la tubera, pulgMD = Profundidad medida, piesTVD = Profundidad vertical verdadera, pies Factor de Z promedio en base a Temperatura promedio, oR

2.8 CURVAS DE DECLINACINLa finalidad de las curvas de declinacin es analizar el comportamiento actual y predecir el comportamiento futuro de un pozo o un grupo de pozos. Las curvas de declinacin no tienen una base fsica sobre el flujo de fluidos en la formacin, por tanto los pozos no siempre siguen la curva de declinacin estimada. Son de amplio uso en la industria por su simplicidad para pronosticar la produccin.Un anlisis de una curva de declinacin tpica consiste en graficar la produccin vs tiempo en papel semilog tratando de aproximar a una recta y luego extrapolarla.2.8.1 Tipos de Declinacin2.8.1.1 ExponencialAsume una que la tasa de declinacin permanece constante a lo largo del tiempo, donde se grafica en hoja semilog el caudal en el eje logartmico y el tiempo en el eje cartesiano como se muestra a manera de ejemplo la figura 30.FIGURA 30. EJEMPLO DE DECLINACIN EXPONENCIAL

Fuente: Diapositivas de Reservorios II 6 Semestre, 2012 Curvas de Declinacin

Donde la razn de declinacin est definida como el cambio fraccional del caudal con el tiempo. Los factores que intervienen para la elaboracin de la grfica son los siguientes: Ec. 45Ec. 44Ec. 43

Donde:a = Constante de declinacin.qi = Caudal inicialq = Caudal finalq1 = Caudal finalq2 = Caudal inicialt = tiempo transcurridoN = Volumen a recuperarse2.8.1.2 HiperblicaLa declinacin ya no es constante y est afectada por el caudal de produccin donde a menor caudal, menor es la declinacin. La constante b vara entre 0 y 1. Los factores que intervienen para la elaboracin de la grfica son los siguientes: Ec. 47Ec. 46

Donde para las ecuaciones anteriores: Ec. 50Ec. 49Ec. 48

b = Constante numricaD = Constante numrica puede ser inicial o final.t = tiempo, mesesA manera de ilustracin se puede ver en la siguiente figura 31 un ejemplo de curva hiperblica.FIGURA 31. EJEMPLO DE DECLINACIN HIPERBLICA

Fuente: Diapositivas de Reservorios II 6 Semestre, 2012 Curvas de Declinacin

2.8.1.3 ArmnicaLa declinacin ya no es constante y est afectada por el caudal de produccin donde a menor caudal, menor es la declinacin. La constante b es igual a 1.

Para poder saber el valor del gas o el petrleo en un tiempo determinado, el poder predecir la produccin de los mismos es muy importante. Siempre es muy importante para poder determinar los precios de los hidrocarburos el tener una idea clara acerca del pronstico de la produccin de los mismos.Estos mtodos utilizados para poder saber la cantidad de hidrocarburo producido a travs de una escala de tiempo determinado son las curvas de declinacin, las cuales son representadas por el trazo de una curva para as poder tener una idea del comportamiento histrico de la produccin de hidrocarburos a travs del tiempo.

3MARCO PRCTICO

En el desarrollo de esta siguiente etapa se realizara primeramente una caracterizacin del reservorio Ayacucho y un anlisis del comportamiento del pozo SRW-06 con el objeto de reunir la informacin necesaria para adaptar los datos obtenidos a los criterios de seleccin para la aplicacin del sistema de levantamiento artificial a base de surfactante. Finalmente una vez concluida la primera fase de reconocimiento se proceder a realizar el planteamiento del diseo para la instalacin del sistema con su respectivo anlisis nodal a fin de hallar la presin de fondo fluyente para el desarrollo del sistema artificial adicionando a eso el pronstico de produccin de gas para monetizar la produccin futura y poder dar viabilidad al proyecto en caso de resultados positivos.3.1 INFORMACIN GENERAL DEL CAMPO SANTA ROSA, SRW-06El campo Santa Rosa, se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz. El campo fue descubierto por YPFB con la perforacin del pozo SRW-X6 que se llev a cabo entre los aos 1981 y 1982. La estructura Santa Rosa forma en su extensin oriental una culminacin denominada El Pulpito, donde se ubic el pozo SRW-06 esa culminacin al igual que las otras, tiene su flanco norte truncado por la Falla B y el sur bien desarrollado. Donde en esta rea forma un codo con el denominado Boomerang Hills.Posteriormente se perforaron los pozos SRW-X4 y SRW-X5. El pozo SRW-X5 result productor de gas/condensado en los reservorios Ayacucho y Arenisca N 1; los pozos SRW-X6 y SRWX4 resultaron productores del reservorio Ayacucho.El ao 2008 se realizaron trabajos de rehabilitacin en los 3 pozos para habilitar a produccin las reservas de gas de los reservorios Ayacucho y Arenisca N 1. Actualmente se encuentran en produccin los pozos SRW-X5 y SRW-X6; el pozo SRW-X4 est cerrado por invasin de agua desde octubre del ao 2011. Es por ello que se quiere prevenir esto mediante la aplicacin del sistema Foam Lift en el pozo SRW-06. El pozo SRW-X6 se encuentra ubicado en el medio del campo Santa Rosa en las coordenadas UTM en X = 425000 y Y= 8120000 ubicado con respecto a la ciudad de Santa Cruz de la Sierra a 105 Km. aproximadamente.3.1.1 Consideraciones EstratigrficasLa estructura de Santa Rosa morfolgicamente muestra bajas elevaciones, tpicas de sedimentos terciarios; est conformado por una serie de culminacin de inters petrolfero una de ellas es la culminacin El Pulpito donde se inici el pozo SRW-06. El mencionado pozo atraves una secuencia estratigrfica en forma normal, inicindose la perforacin en sedimentitas terciarias de la formacin Chaco, atravesando la formacin Yecua y Petaca del mismo sistema; Yantata e Ichoa del Cretcico, parte de un posible nivel Carbnico y sedimentitas pertenecientes a los sistemas Devnico y Silrico.El terciario tiene un desarrollo similar al encontrado en los pozos vecinos perforados en la zona del denominado Boomerang Hills suprayaciendo discordantemente a rocas cretcicas.El Carbnico, no est claramente definido ya que no existen indicaciones significativas en la respuesta de perfilajes de pozo y caractersticas litolgicas que distingan esta unidad. En cambio el ingreso al sistema devnico es bastante claro y se marca all donde aparecen las pelitas gris violceas, gris verdosas y gris oscura que alcanzan aproximadamente un espesor de 328 metros desarrollo que en relacin a los pozos perforados hacia el oeste es mayor y podra deberse a efectos tectnicos que han dado lugar a una menor accin erosiva de la discordancia post-devnica. Las rocas silricas infrayecen con el devnico litolgicamente se caracterizan por presentar un conjunto de areniscas duras y compactas por debajo de un paquete peltico que las separa de la arenisca Piray perteneciente al Devnico.Por medio de la perforacin se atravesaron las formaciones del devnico y silrico probndose su carcter gasfero especialmente la arenisca Ayacucho, mientras que las areniscas pertenecientes al cretcico y de la edad terciaria se evaluaron como improductivas.Los objetivos de acuerdo a la propuesta geolgica de perforacin fueron los siguientes: Arenisca Sara (Silrico). Arenisca Piray (Devnico). Arenisca Ayacucho (Devnico). Arenisca Nm. 1 (Devnico). Arenas Adyacentes (Cretcico). Arenas de la Formacin Yantata (Cretcico-Carbnico). Arenas de la Formacin Petaca (Terciario).Con la profundidad final de 2312 m. se atravesaron todos los objetivos propuestos iniciando la perforacin el 14 de diciembre de 1981 al 3 de febrero de 1982.La secuencia estratigrfica atravesada, est libre de complicaciones tectnicas, comprende los sistemas Terciario, Cretcico, Carbnico, Devnico penetrando alrededor de 100 metros ms all del Silrico. A manera de visualizar esta secuencia atravesada se representa en la siguiente figura 32 donde la zona de inters es el sistema Devnico dentro del cual se halla la formacin Icla en la misma que se encuentran las Areniscas Ayacucho y Piray. Por otro lado en el sistema Silrico se halla la arenisca Sara clasificada como arena acufera.FIGURA 32. SECUENCIA ESTRATIGRFICA ATRAVESADAFuente: Elaboracin propia a partir de la Gentil colaboracin del Centro Nacional de Informacin Hidrocarburfera

3.1.2 Descripcin de las arenas atravesadasLa Arenisca Ayacucho se presenta en dos cuerpos bien definidos y separados por una delgada intercalacin peltica, caracterstica general de este reservorio en todo el rea del Boomerang. La arenisca es de color gris blanquecino, de grano fino, subredondeado a redondeado, cemento silcico, porosidad regular. En esta arenisca se obtuvieron dos testigos de fondo con las caractersticas litolgicas descritas previamente adicionando que dentro de estos existen finas intercalaciones pelticas de coloracin gris oscura. Abarca un tramo de 2032,5 m a 2057,5 m.En el anlisis de los diferentes registros se presentan buenas caractersticas de reservorio al tratarse de areniscas limpias, buen efecto de hidrocarburos y altas resistividades donde en los perfiles snicos existen saltos posiblemente a efectos de la presencia de pequeas fracturas.La evaluacin de registros arrojo resultados en la saturacin de agua valores interesantes que dieron la pauta de la existencia de hidrocarburo; esta evaluacin fue confirmada con pruebas de produccin que definieron a la arenisca Ayacucho como la nica productora de toda la secuencia atravesada en el pozo, dando valor a la culminacin El Pulpito. La posible rea productora de la arenisca Ayacucho en la culminacin es de 2,3 Km2 ubicando el contacto gas-agua en 2053 metros y un espesor neto productor de gas de 19 metros.La Arenisca Sara ubicada dentro del sistema silrico abarca desde 2213,5 m a 2257 m siendo un reservorio de extensin de rea amplia y principal objetivo de la perforacin del pozo SRW-06.Litolgicamente se caracteriza por ser una arenisca blanquecina, de grano fino, subredondeado, de porosidad regular (7% - 12%), matriz limosa, cemento silceo tambin presenta areniscas cuarcticas muy duras y abrasivas. Los indicios de hidrocarburos fueron bajos al realizar la prueba de produccin dando resultados negativos por tanto fue clasificado como una arena acufera con saturacin de agua del 54 %. 3.1.3 Aspectos e informacin del ReservorioEl Reservorio Ayacucho es considerado por su aporte de fluidos en superficie como un reservorio de gas y condensado aunque por otro lado segn la clasificacin de reservorios por diagrama de fases es considerado como un reservorio de gas seco, es comprensible denotarlo de esa manera ya que su produccin de condensado en superficie es relativamente baja. Inicialmente el reservorio contaba con una presin de aproximadamente 3200 psi la misma que actualmente se ha reducido por efecto de despresurizacin natural a 2400 psi mantenindose la temperatura en 191 oF, entre otros datos se tienen la saturacin, porosidad, permeabilidad, espesor mostrados en el siguiente cuadro 5.CUADRO 5. INFORMACIN DEL RESERVORIO AYACUCHODatos del Reservorio AyacuchoUnidades

Presin inicial3200 psi

Presin Actual 2400 psi

Temperatura del Reservorio 191 F

Saturacin de Agua38%

Porosidad10%

Permeabilidad24 md

Espesor neto 19 m

Fuente: Elaboracin propia a partir de la Gentil colaboracin del Centro Nacional de Informacin Hidrocarburfera

3.2 ANLISIS DE LA PRODUCCIN Y COMPORTAMIENTO DEL POZO3.2.1 Historial de Produccin del pozo SRW-06En la apertura de su produccin previamente se realizaron dos pruebas de produccin la primera que resulta fallida en la arenisca Sara y una segunda p