BOMBEO NEUMÁTICO

También llamado sistema de bombeo neumático, es un método importante de levantamiento artificial que no necesita ningún tipo de bomba, consiste en inyectar gas natural dentro del pozo a una presión relativamente alta al espacio anular, el cual pasa a la tubería de producción a través de válvulas colocadas en uno o más puntos de inyección. Existen dos métodos de gas lift que son los siguientes:

Bombeo Neumático Continuo:

En este método se introduce un volumen continuo de gas a alta presión por el espacio anular a la tubería de producción para airear o aligerar la columna de fluidos, hasta que la reducción de la presión de fondo permita una diferencial suficiente a través de la formación, causando que el pozo produzca al gasto deseado. Para realizar esto se usa una válvula en el punto de inyección más profundo con la presión disponible del gas de inyección, junto con la válvula reguladora en la superficie. Este método se usa en pozos con alto índice de productividad (IP > 0.5 bl/dia/lb/pg2) y presión de fondo fluyendo relativamente alta, (columna hidrostática del orden del 50% o más en relación con la profundidad del pozo).En pozos de este tipo la producción de fluidos puede estar dentro de un rango de200 a 20000 bl/día a través de tuberías de producción comunes. Si se explota por el espacio anular, es posible obtener aún más de 80000 bl/día. El diámetro interior de la TP (tubería de producción) rige la cantidad de flujo, siempre y cuando el índice de productividad del pozo, la presión de fondo fluyendo, el volumen y la presión del gas de inyección y las condiciones mecánicas sean ideales.

Bombeo Neumático Intermitente:

El bombeo neumático intermitente consiste en producir periódicamente determinado volumen de aceite impulsado por el gas que se inyecta a alta presión, el gas es inyectado en la superficie al espacio anular por medio de un regulador, un interruptor o por la combinación de ambos; este gas pasa posteriormente del espacio anular a la TP a través de una válvula que va insertada en la TP. Cuando la válvula abre, el fluido proveniente de la formación que se ha estado acumulando dentro de la TP, es expulsado al exterior en forma de un tapón o bache de aceite a causa de la energía del gas, Sin embargo, debido al fenómeno de “resbalamiento” del líquido, que ocurre dentro de la tubería de producción, solo una parte del volumen de aceite inicial se recupera en superficie, mientras que el resto cae al fondo del pozo integrándose al bache de aceite en formación. Después de que la válvula cierra, transcurre un periodo de inactividad aparente, en el cual la formación productora continua aportando fluido al pozo, hasta formar un determinado volumen de aceite con el que se inicia otro ciclo. En el bombeo neumático intermitente el gas es inyectado a intervalos regulares, de tal manera que el ciclo es regulado para que coincida con la relación de fluidos que está produciendo la formación hacia el pozo.

PROCEDIMIENTO. Para realizar el diseño optimo de un pozo operado por BN, es indispensable determinar la capacidad de flujo del sistema de producción, así como los costos asociados a la operación y producción por BN. Estas determinaciones sólo pueden obtenerse mediante la aplicación del procedimiento que se muestra a continuación.

Normalmente se realizan considerando el sistema integral de flujo de un pozo, este procedimiento del diseño comprende las determinaciones siguientes:

a) Las pérdidas de presión en el yacimiento.b) La distribución de presiones en la T.P.c) La distribución de presiones en la L.D.

d) La distribución de temperatura en las tuberías.e) La caída de presión a través del orificio de la válvula de inyección de gas.

El diseño del BN se ha realizado considerando una presión máxima disponible, el gas de inyección y una contrapresión fija de la cabeza del pozo. Sin embargo, para establecer el diseño optimo, es necesario incluir además las determinaciones siguientes:

a) El efecto que tiene, sobre el ritmo de producción, el aumento de la contrapresión en la boca del pozo, al incrementar el gasto del gas inyectado. Este cálculo se realiza considerando la boca del pozo como el nodo de solución.

b) La presión de operación del gas de inyección en la boca del pozo, en función del gasto de gas inyectado, la profundidad de inyección y la configuración del espacio anular.

c) La presión de descarga de las compresoras, en función de la geometría de la línea o del sistema de distribución del gas de inyección del gasto de gas inyectado y la presión de operación del gas en la boca del pozo.

d) La potencia (HP) de compresión requerida, de acuerdo a la presión de descarga, a la se succión y al ritmo de inyección de gas.

e) El costo de las inversiones requeridas para aplicar el BN de acuerdo a las necesidades de compresión, operación y mantenimiento.

f) El gasto optimo de inyección de gas.g) Los requisitos para realizar un diseño bajo condiciones de flujo estable.

Las determinaciones complementarias indicadas permiten establecer el diseño óptimo en función de criterios económicos. Este procedimiento comprende los pasos que se detallan en la figura siguiente y se detallan a continuación.

1. Recopilación, evaluación y selección de datos.2. Introducción de datos.3. Selección y ajuste de correlaciones de flujo multifásico y de propiedades de

los fluidos.4. Para diferentes gastos de inyección de gas y profundidades de inyección

supuestos, se calcula mediante el análisis de sistema de producción (análisis nodal), la presión de la boca del pozo y su ritmo de producción. Para determinar si el pozo esta dañado y requiere estimulación o ampliación del área expuesta al flujo por los disparos, se emplea el método de Jones.

Método de Jones (método de evaluaciones de las condiciones de terminación).

Jones, Blount y Glaze, sugirieron en 1976 que el flujo radial de gas y aceite puede ser presentada en forma tal que muestre las restricciones existentes al flujo cerca del pozo. Si la información es suficiente puede aplicarse la ecuación de Darcy; pero si los datos se obtienen de una prueba de flujo de tres o cuatro puntos, puede procederse como se indica a continuación:

a) Calcular (Pws – Pwf)/q0 para diferentes gastos y graficarlos como se muestra en la siguiente figura, contra el gasto de aceite.

b) Ajustar una línea recta al juego de puntos y prolongarla hasta cortar el eje vertical. El resultado igualarlo a C.

c) Obtener la pendiente de la recta. Este valor igualarlo a D.

Con este método pueden distinguirse las pérdidas de presión por flujo turbulento y por daño de la formación, lo cual permite seleccionar el método correctivo apropiado, sea este estimulación o redisparar.

Sus indicadores son tres:- El valor de C indica si hay o no daño en la formación.- D indica el grade de turbulencia del flujo.- La relación de C’/C indica las pérdidas de presión causadas por flujo

turbulento. C’ puede obtenerse de la relación C’= C + Dq máx. en resumen, el diagnostico se establece de acuerdo a las condiciones siguientes:

a) Si el valor de C es bajo (<0.05), la formación no está dañada. El grado del daño aumenta al aumentar el valor de C.

b) Si el valor C’/C es pequeña (<2.0) la turbulencia es poca o nula.c) Si los valores C y C’/C son pequeños, la terminación del pozo es

satisfactoria.d) Si el valor de C es bajo y el de C’/C es alto, la baja productividad es

ocasionada por insuficiencia de área disponible al flujo. Se recomienda la ampliación del intervalo disparado con mayor densidad o penetración o diámetro.

e) Si el valor de C es alto y C’ es bajo, se recomienda un tratamiento de estimulación.

5. A partir de la presión de los fluidos en la TP, a la profundidad de la válvula operante, se calculan las caídas de presión que experimenta el gas inyectado a través del orificio de la válvula del espacio anular del pozo y de la línea de inyección superficial, para obtener la presión de descarga de las compresoras. Así se determinan estas presiones:

Caída de presión a través del orificio de la válvula.Se recomienda que el tamaño del orificio de la válvula se seleccione a fin de establecer una presión diferencial de 100lb/pg² a través del orificio. En muchos casos esto asegura un comportamiento de flujo estable. En consecuencia, es aceptable considerar en el diseño una caída de presión de 100 lb/pg²; sin embargo, se utiliza la ecuación de Cook Dotterweich para calcular la caída de presión mencionada, por tanteos.

Donde:

Caída de presión en un espacio anular con flujo de gas.La presión del gas inyectado en la boca del pozo (Pic) se calcula a partir de la presión de dicho gas frente a la válvula operante.

Donde:

;

El factor de fricción se calcule en función del número de Reynolds, que para flujo anular dado por:

En la práctica, es posible que se presente flujo anular con tuberías combinadas; sin embargo aquí sólo se presentan las ecuaciones correspondientes a una geometría anular uniforme.

Calculo de la presión de descarga de las compresoras.Se utilizan las siguientes ecuaciones, similares a las fórmulas anteriores:

Donde:

;

El número de Reynolds en este casi es:

6. Can la presión de descarga de las compresoras, la presión de succión y el gasto de inyección. Se calcula la potencia de compresión, según se indica a continuación:

Potencia requerida de compresión.La potencia teórica para incrementar la presión del gas de inyección, se calcula mediante la siguiente expresión:

La relación de compresión (RCT) se define como la presión de descarga entre la de succión (Pd/Ps), se recomienda que su valor sea menor de cuatro. Esta limitación es debida a que, al aumentar la relación de compresión, disminuye la eficiencia mecánica de los compresoras y se incrementan los esfuerzos a que se somete al equipo.

Cuando el valor de la relación de compresión resulte mayor de cuatro, el proceso de compresión debe realizarse en varios pasos o etapas. Para calcular el número de pasos de compresión se utiliza la ecuación:

Donde:

Diagrama de flujo del procedimiento empleado para obtener la relación de compresión, el numero de pasos y la potencia requerida de compresión.

7. Se realiza el análisis económico que incluye la estimación de los costos por compresión del gas y de las instalaciones requeridas para aplicar BN. Se terminan:

- El costo de producción por bombeo neumático en dll/bl.- El volumen de aceite producido por cada HP utilizado en la comprensión del

gas.- El gasto de inyección de gas óptimo, en función del concepto de la

pendiente económica. A continuación se explicaran los pasos.

Costos de producción por BN.En esta parte del análisis económico se realizan los cálculos siguientes:

a) Se obtiene la inversión por compresión, en dll/pozo:

b) Se calcula el costo total de las inversiones necesarias para operar el BN.

c) Se calcula el factor de conversión a costo anual.

d) Se obtienen la amortización anual de las inversiones anteriores.

e) El costo del mantenimiento anual por compresión es.

f) El costo de aditivos del gas, para evitar corrosión.

g) Se obtiene el costo total del mantenimiento.

h) El costo anual de combustible (gas) empleado en la compresión del gas.

i) El costo del gas perdido (por fugas).

j) El costo del barril de aceite producido por BN.

Es evidente que los resultados del análisis económico dependen de la precisión de los datos de los costos utilizados en los cálculos. Por otra parte algunos costos pueden variar considerablemente.

Se observa que en la estimación de los costos de producción por BN no aparecen en forma explícita los costos indirectos. Estos deben tomarse en cuenta en la estimación del valor de cada término.

Concepto de la pendiente económica.Kanu y colaboradores establecieron una forma de obtener matemáticamente el gasto de inyección de gas óptimo. Se parte de la grafica del pozo que relaciona el gasto de aceite con el del gas inyectado, figura del comportamiento del BN en función del ritmo de inyección del gas. En esta curva existe un punto donde las utilidades derivadas del aumento en el gato de aceite igualan o exceden el

incremento en el costo requerido para inyectar el gas adicional que se necesita para obtener dicho aumento en el gasto del aceite. Kanu demuestra que la pendiente en el punto económico óptimo es:

Donde:

Por lo tanto, la determinación de la pendiente económica es indispensable en el establecimiento del diseño óptimo. En la figura del comportamiento grafico del incremento de la producción de aceite para gastos de inyección superiores al optimo, se observa que con el gasto de inyección de gas correspondiente a , se obtendrá una producción de aceite q1. El incremento en la producción de aceite, de q1 a q2 que se obtuviera al inyectar mas gas (Δi1), no compensaría las inversiones requeridas para aumentar el volumen de gas inyectado. En la misma figura y sólo con fines de comparación, se aprecia la notable diferencia que se obtiene en el gasto al considerar constante al contrapresión en la boca del pozo.

Es importante también mencionar que la presión de inyección se calcula y no se supone en forma arbitraria. Una presión de operación del gas de inyección baja provocará la inyección del gas a menos profundidad y las siguientes deficiencias en la operación:

- Menor caída de presión en el yacimiento.- Menor producción de aceite.- Mayor volumen de gas de inyección.

8. Finalmente se determina si el flujo es o no estable. Si el fujo es inestable se modifica el diseño. Los requisitos para el flujo estable se expone a continuación:

Flujo estable con BN.Se han presentado dos publicaciones en la que describen métodos para predecir el flujo inestable en BN. De estos se selecciono el propuesto por Asheim, por su simplicidad relativa y porque he sido probado en pozos operados por BN. Se propone como criterio de evaluación de flujo estable, el cumplimiento de las expresiones siguientes:

Como se observa en el paso 22 del Flujograma del procedimiento del diseño, si el flujo es inestable se modifica el diseño, hasta cumplir con los criterios indicados en las ecuaciones anteriores. Las modificaciones convenientes se derivan del análisis de los términos que aparecen en F1 y F2. Las modificaciones más simples corresponden a los términos Ai y Di; sin embargo en ocasiones es conveniente modificar Vc o Vt.

9. Análisis nodal de un sistema de producción.En la realización de este análisis se usan el fondo o la boca del pozo como nodos de solución. Aquí se describe este análisis considerando la boca del pozo como el pinto de solución. El procedimiento comprende los pasos siguientes:

a) A partir de la presión estática y para un gasto de aceite supuesto (qos) se calcula la presión en el fondo del pozo (Pwf). Considera el flujo del yacimiento, previamente caracterizado por la ecuación de Vogel, Fetkovich o Jones.

b) A partir del valor de la Pwf del paso anterior y considerando el flujo en el pozo, se calcula la presión del fluido producido a la profundidad de la válvula (Pti). Estos cálculos se realizan para el gasto de aceite supuesto, con la relación gas-aceite (R) de la formación y usando un método de flujo multifásico apropiado y ajustado al caso estudiado.

c) A partir de Pti y la profundidad correspondiente, se calcula, para el gasto supuesto, la presión de la boca del pozo (Pth1), considerando ahora una relación gas total-aceite (RGTL) constituida por el gas de la formación mas el del gas inyectado (ig).

d) Se repite el procedimiento (pasos de a hasta c) para diferentes hastos de aceite y RGTL.

e) Con los calores de Pth así obtenidos y los correspondientes de gas y RGTL se construye una grafica como la mostrada en la figura de presiones en la boca para diferentes RGTL y gastos, considerando el flujo en el yacimiento y por la TP.

f) A partir de la presión de separación (Ps) y considerando el flujo en la línea de descarga, se calcula la presión en la boca del pozo (Pth2). Este paso se realiza para el mismo rango de gastos de aceite y las mismas RGLT supuestas anteriormente y usando el método de flujo multifásico apropiado.

g) Se grafican los valores de Pth2 en igual forma que en el paso (figura de las presiones en la boca para diferentes RGTL y gastos, considerando el flujo en la línea de descarga).

h) La sobreposición de laa figuras utilizadas en los paso e y g permiten obtener la capacidad de producción del sistema y las presiones en la boca para diferentes RGTL o gastos de inyección de gas. Estos valores están determinados por los puntos de intersección de las familias de curvas derivadas en los pasos e y g como se aprecia en la figura de comportamiento del BN en función de la RGTL.

i) De la figura de comportamiento del BN en función de la RGTL, se obtiene el comportamiento del BN al relacionar el gasto de aceite producido con el ritmo de inyección de gas (Figura del comportamiento del BN en función del ritmo de inyección del gas).