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Tipo de Investigación y Plan de trabajo
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Capítulo 3
Marco Metodológico
Tipo de Investigación
El presente trabajo de Aplicación Profesional desde el punto de vista
metodológico, puede clasificarse como de campo. Según Méndez (1995) un estudio
de campo se caracteriza porque los problemas que estudia surgen de la realidad y la
información requerida debe obtenerse directamente de ella. Para el desarrollo del
presente trabajo todos los cálculos se basarán en datos suministrados por el CEPRO
(Centro de Producción Experimental), que son datos de pruebas de pozos ubicados en
esas instalaciones. De acuerdo a las características y objetivos de estudio, se inserta
como un Proyecto de Tipo Factible, según el Manual de Trabajos de Grado de
Especialización y Maestría
elaboración y desarrollo de una propuesta de un modelo operativo viable para
este caso se utilizó para satisfacer la necesidad de diseñar un sistema que consolide el
cálculo de variables de producción asociadas a sistemas de levantamiento artificial
aplicados en pozos petroleros venezolanos.
Nivel de Investigación
El presente trabajo se puede clasificar como descriptivo, ya que según Arias
fenómeno o suposición con la finalidad de establecer su estructura o
eocupación primordial radica en describir las
características fundamentales de un conjunto de fenómenos, utilizando criterios
sistemáticos que permitan poner de manifiesto su estructura o comportamiento.
ptivo se miden, evalúan o
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recolectan datos sobre diversos conceptos (variables), aspectos, dimensiones o
las notas que caracterizan a la realidad estudiada. Partiendo de esto se caracteriza el
comportamiento de los sistemas de levantamiento artificial de pozos para poder
obtener una herramienta de cálculo que facilite la obtención de algunos parámetros de
operación de pozos venezolanos.
Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos
formas o maneras de obtener la información. Son ejemplos de técnicas; la
observación directa, la encuesta en sus dos modalidades (entrevista o cuestionario), el
análisis documental,
Entrevista: Es una técnica de gran utilidad que consiste en una conversación
previamente determinado (Arias, 2006). En este proyecto de investigación se optó por
la entrevista personal, cara a cara, donde el entrevistador pregunta al entrevistado y
recibe de éste las respuestas sobre la información necesaria para la investigación.
Esta técnica fue utilizada para recibir los conocimientos básicos de la industria
petrolera, la inducción a los sistemas de levantamiento artificial de pozos, explicación
de procedimientos de cálculo de análisis nodal y algoritmo de cálculo de
correlaciones de flujo multifásico.
Revisión documental: Peláez Bote
documental es una técnica que busca obtener información a partir de lo que se
denominan fuentes secundarias. Se trata de establecer un diálogo entre el texto y la
persona que está desarrollando el estudio que permita identificar unas categorías o
de PDVSA INTEVEP, programas de adiestramiento y capacitación de la gerencia
técnica de manejo integrado de producción, trabajos de investigación y desarrollo
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llevados a cabo en el área de levantamiento artificial y material de apoyo de cursos de
análisis nodal y flujo multifásico en tuberías.
Fases Metodológicas
Fase 1: Establecimiento de las variables de producción asociadas a sistemas de
levantamiento artificial de pozos petroleros.
El desarrollo de esta fase se inició con una revisión documental que consistió
en la búsqueda de las principales variables asociadas a sistemas de levantamiento
artificial de pozos petroleros, con la finalidad de establecer cuales tienen mayor
influencia sobre la operación productiva de los pozos y entender cómo interactúan
entre ellas para definir y caracterizar las condiciones del yacimiento. Estas variables
son tomadas en cuenta para realizar la elección y el adecuado diseño de los esquemas
de levantamiento artificial, constituyendo una parte decisiva dentro del desempeño
operativo y productivo; ya que la eficiencia y seguridad del desempeño depende de la
correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman,
realizando un adecuado análisis de sus condiciones mecánicas y la rentabilidad
económica. Posteriormente fue corroborado el correcto establecimiento de estas
variables por expertos en el área de levantamiento artificial de pozos petroleros, Ing.
Fernando Valencia, Ing. Sergio Caicedo y la Ing. Sarita Sandoval.
Fase 2: Selección de los métodos de cálculo de afluencia en arenas productoras,
propiedades termodinámicas de los fluidos, pérdidas hidráulicas y esfuerzos
mecánicos a emplear en el desarrollo de la herramienta.
Para el desarrollo de esta fase de selección de métodos de cálculo, se
elaboraron mesas de trabajo con expertos en el área de sistemas de levantamiento
artificial de pozos, a partir de ellas se acordaron las técnicas de cálculo a ser
empleadas en el desarrollo de esta herramienta, posteriormente se realizó una revisión
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bibliográfica la cual abordó la búsqueda y selección de cada uno de los
procedimientos de cálculo.
La selección de los métodos de cálculo de afluencia en arenas productoras, se
realizó considerando las condiciones del fluido, ya sea que estuviera en estado
monofásico o multifásico y teniendo en cuenta la información o datos experimentales
con que se cuenta para estos cálculos.
En cuanto a las correlaciones a ser empleadas para el cálculo de las
propiedades termodinámicas de los fluidos, fueron seleccionadas a partir de criterios
de clasificación de los crudos, que de acuerdo con la estructuración geográfica de
producción de PDVSA es la siguiente: sector occidente, cuenta con producción de
crudos pesados, medianos y livianos; sector oriente, cuenta con una producción de
crudos livianos y pesados; sector centro sur, cuenta con una producción de crudos
medianos y sector faja petrolífera del Orinoco cuenta con una producción de crudos
pesados y extrapesados.
Las correlaciones empleadas para el cálculo de pérdidas hidráulicas
consideran el deslizamiento entre las fases y algunas de ellas toman en cuenta los
patrones de flujo, los modelos escogidos cuentan con sistemas de evaluación que
consideran un amplio rango y condiciones de flujo, ya sea para patrones de flujo
horizontales, verticales ascendentes o descendentes y con ángulo de inclinación.
Fase 3: Desarrollo de la herramienta de cálculo que consolide el análisis de
variables de producción asociadas a sistemas de levantamiento artificial.
Una vez planteadas las ecuaciones y el procedimiento de cálculo utilizado
para la obtención de variables e indicadores de producción de un sistema de
levantamiento artificial de pozos petroleros, se procedió a desarrollar la interfaz de la
herramienta que consolida la estructuración del procedimiento de cálculo; este paso
constituye la etapa final del proyecto, donde se ajustó la data y el tratamiento de la
misma en una aplicación práctica que permita satisfacer las necesidades de la
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empresa PDVSA INTEVEP en cuanto al desarrollo de una herramienta de cálculo
propio que se ajuste a las necesidades de los operadores de producción venezolanos.
La interfaz gráfica del programa fue realizada en lenguaje de programación
Visual Basic; la estructuración de la interfaz tiene las ventanas de aplicación que se
mencionan a continuación:
1. Pantalla de presentación: pantalla inicial que se despliega al ejecutar el programa
esta porta la identificación de la empresa y el título del programa desarrollado.
2. Pantalla de selección: esta pantalla despliega un menú conformados por 6 botones
cada botón permite acceder al menú principal de cada sistema de levantamiento
artificial.
3. Menú principal: esta pantalla se despliega una vez que el usuario ha seleccionado
el método de levantamiento artificial con el que desea trabajar. Tiene dos pestañas
principales Archivo y Datos, los cuales le permiten acceder a la selección de las
ventanas de cálculo de la herramienta.
4. Datos de identificación: permite ingresar la identificación del usuario y del pozo
con el que se está trabajando, tanto su distrito, ubicación y observaciones, de esta
manera se puede almacenar en archivos la información de los campos que se están
analizando.
5. Datos de yacimiento: esta representa las opciones de la metodología del cálculo
para determinar el valor del IPR, que puede ser Datos Petrofísicos, Prueba de
Producción e IP Constante, cada uno de sus procedimientos de cálculo serán
explicados en la sección métodos de cálculo de afluencia en arenas productoras.
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6. Curva de afluencia del pozo: una vez determinado el valor del IPR, se puede
observar la curva de afluencia del pozo, esta es muy importante en el análisis de
producción debido a que muestra de una forma gráfica simple, la capacidad de
respuesta que tiene el yacimiento de entregar fluidos al pozo en función de la
presión en las perforaciones.
7. Datos de superficie: ventana que pide el ingreso de los datos de presión y
temperatura en el separador y en la línea de flujo, es necesario conocer estas
condiciones para cálculos posteriores.
8. Datos PVT: esta ventana de aplicación define las propiedades físicas más
importantes de los fluidos que se encuentra contenido en el reservorio; para la
determinación de dichas propiedades se recurre al uso de correlaciones empíricas
definido su procedimiento de cálculo en la sección de método de cálculo de las
propiedades termodinámicas de los fluidos.
9. Correlaciones de flujo multifásico: esta ventana de la aplicación permite que el
usuario seleccione el procedimiento de cálculo para determinar las pérdidas
hidráulicas en el sistema a partir de correlaciones de flujo multifásico.
10. Datos de completación: esta ventana permite seleccionar todos los datos
referentes a las tuberías y revestidores que se utilizarán para la completación del
pozo, de la cual depende la elección de la sarta de cabillas adecuadas para la cual
se realiza el procedimiento de cálculo de esfuerzos mecánicos.
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Capítulo 4
Desarrollo y Resultados del Plan de Trabajo
Establecimiento de las Variables de Producción Asociadas a Sistemas de
Levantamiento Artificial de Pozos Petroleros.
El análisis de las diferentes variables asociadas al manejo de crudo, permitió
establecer cuáles de ellas, de acuerdo a su impacto sobre la operación de los sistemas
de levantamiento artificial, debían ser empleadas en el desarrollo de la herramienta.
Estas variables se mencionan a continuación.
La presión de burbuja de un sistema de hidrocarburos es definida como la
mayor presión a la cual a una determinada temperatura se encuentran en equilibrio
termodinámico, 100% la fase líquida con la primera burbuja de gas. De tal forma que
a presiones menores que la presión de burbujeo se tienen dos fases en equilibrio, la
fase líquida (petróleo con su gas en solución) y la fase gaseosa (gas natural o el
condensado). Como la fase liquida está constituida por crudo saturado con gas
natural, a estas presiones se les llama de saturación , dependiendo de las
condiciones de presión, varían las condiciones de cálculo y ecuaciones que se
utilizarán, puesto que los procedimientos para resultados monofásicos y multifásicos
son diferentes.
La gravedad API también se determinó como variable a tener en cuenta,
puesto que ésta es indicativa de cuan pesado o liviano es el fluido con el que se está
trabajando; esta condición debe influir en la elección del tipo de correlaciones que se
utilizan para determinar las propiedades del fluido, ya que existe una variedad de
correlaciones que funcionan para los diferentes rangos de gravedades API, unas más
adecuadas que otras. Los crudos son clasificados como se muestra a continuación:
Crudo liviano es definido como el que tiene gravedades API mayores a 31,1 °API
Crudo mediano es aquel que tiene gravedades API entre 22,3 y 31,1 °API.
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Crudo pesado es definido como aquel que tiene gravedades API entre 10 y 22,3 °API.
Crudos extrapesados son aquellos que tienen gravedades API menores a 10 ° API.
La relación gas petróleo es una variable que representa la proporción de gas y
petróleo obtenido en un pozo productor bajo condiciones de presión y temperatura
dadas. Existen equipos utilizados en las instalaciones de los pozos petroleros que son
más sensibles al manejo de la fracción de gas pudiendo presentar fallas o
disminuyendo su eficiencia, por ello se hace necesario conocer si el equipo a instalar
es el adecuado en relación con la fracción de gas que maneja; en algunos casos se
utilizan separadores de gas antes de las bombas para mejorar la eficiencia del proceso
productivo.
El corte de agua representa el porcentaje de agua que se produce con un barril
de petróleo. Esta condición puede afectar la rentabilidad del pozo, puesto que
mientras mayor sea, disminuye la obtención neta del crudo.
La conjugación de algunas de estas variables para sistemas de levantamiento
artificial se explica a continuación:
El bombeo mecánico se utiliza principalmente para el manejo de crudos clasificados
según la gravedad API como pesados y extrapesados, y en algunos casos medianos,
no es apto para pozos desviados o dirigidos puesto que la sarta de cabillas estaría
expuesta a una serie de esfuerzos no recomendables, no se recomienda en pozos con
alta producción de sólidos (sedimentos y arenas) ya que podría obstruir o trancar la
bomba, Para relaciones gas-líquido puede afectar considerablemente la eficiencia de
la bomba. Su limitación radica en la profundidad que pueden tener los pozos.
El bombeo electrosumergible se utiliza en pozos que producen grandes
volúmenes de fluido, medianamente profundos, sin embargo los consumos de
potencia son muy altos, lo que se traduce en costos operacionales elevados sobre todo
en fluidos altamente viscosos por ello no se recomienda para crudos pesados o
extrapesados.
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El bombeo por cavidades progresivas opera a bajas velocidades y permite
operar altos volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua, y son ideales
para manejar crudos de baja y mediana gravedad API, no puede trabajar a
profundidades muy grandes puesto que para presiones y temperaturas altas el material
elastómero del rotor se hincha y se deforma, ocasionando que se tranque la bomba y
se paralice la producción.
En la Tabla 4 se muestra la capacidad que tienen los sistemas de
levantamiento artificial para el manejo de las variables de producción que se
observan.
Tabla 4. Variables de producción asociadas a métodos de levantamiento artificial
BMC BES BCP LAG
Caudal Hasta 5000 bpd Hasta 15000
bpd
Hasta 7000
bpd
Hasta 5000
bpd
Viscosidad Puede manejar
desde crudos
medianos hasta
extrapesados
Puede manejar
crudos livianos
y medianos
Puede manejar
desde crudos
medianos
hasta
extrapesados
Se recomienda
manejar
crudos
medianos
Arena y
Sedimentos
Baja capacidad Muy baja
capacidad
Alta capacidad Alta capacidad
Fracción de
gas
Baja capacidad Baja capacidad Alta capacidad Alta capacidad
Profundidad Hasta 6000 ft Hasta 12000 ft Hasta 6000 ft Hasta 7000 ft
Selección de los métodos de cálculo de afluencia en arenas productoras,
propiedades termodinámicas de los fluidos, pérdidas hidráulicas y esfuerzos
mecánicos a emplear en el desarrollo de la herramienta.
Métodos de cálculo de afluencia en arenas productoras.
Cuando se empieza a trabajar con una formación productora, el primer
parámetro que se debe conocer es el IPR (Curva de Comportamiento Productivo),
pues este da una idea más amplia de las condiciones en las que se encuentra el
61
yacimiento, para así poder considerar posteriormente otras condiciones de operación
y selección de métodos de levantamiento artificial. Existen varias ecuaciones que
pueden ser empleadas para obtener el índice de productividad de un pozo, pero para
el desarrollo de esta herramienta se seleccionaron y utilizaron los procedimientos que
se mencionan a continuación, tomando en cuenta las condiciones de presión que
pueden presentar los yacimientos:
1. Yacimiento Subsaturado: para una presión de yacimiento que se mantiene por
encima de la presión de burbuja, se tendrá un comportamiento monofásico. El
cálculo del IPR se realiza de dos maneras: si se cuenta con los datos petrofísicos
del yacimiento se utiliza el modelo de Darcy, Ecuación 39 (Página 34). Si se
cuenta con los datos de una prueba de producción y la presión de yacimiento se
utiliza la Ecuación 40 (página 34).
2. Yacimiento Saturado: para una presión de yacimiento que se mantiene por debajo
de la presión de burbuja, existirá un comportamiento multifásico, el cálculo del
IPR utilizará el modelo de Vogel, Ecuación 42 (página 36).
3. Yacimiento Saturado y Subsaturado: para una presión de yacimiento por encima
de la presión de burbuja, que posteriormente desciende hasta alcanzar la presión
de burbuja, se observa en el comportamiento de afluencia la presencia de un
rango monofásico y un rango multifásico por lo cual el cálculo del IPR tiene el
siguiente procedimiento.
Zona Monofásica: según el modelo de Darcy se utiliza la Ecuación 39 (Página
34). Es necesario conocer los datos petrofísicos del yacimiento. Si se cuenta con
los datos de una prueba de producción y la presión de yacimiento se utiliza la
Ecuación 40 (Página 34).
Zona Multifásica: se utiliza la Ecuación 42 (página 36) basada en el modelo de
Vogel.
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Método de cálculo de las propiedades termodinámicas de los fluidos.
Mediante procedimientos experimentales en el laboratorio, conocidos en
conjunto como análisis PVT, es posible obtener las propiedades de los fluidos en
función de presión y temperatura constante, sin embargo como el comportamiento
real de producción de los fluidos a lo largo de la tubería de producción y de las líneas
de flujo es a temperatura variable, considerando que estos análisis son costosos y
sobre todo como en la mayoría de los casos no se dispone de esta información, se
hace necesario utilizar correlaciones matemáticas empíricas de cálculo de dichas
propiedades.
Propiedades del Petróleo:
1. Relación petróleo-gas: en la Figura 27 se muestra las correlaciones empleadas en
esta herramienta para determinar la relación gas petróleo existente en el
yacimiento.
Figura 27. Correlaciones empleadas para el cálculo de la relación petróleo-gas.
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2. Factor de volumen de formación de petróleo: dependiendo de las condiciones de
presión a las que se encuentre sometido el crudo, se cuenta con las correlaciones
mostradas en la Figura 28 para determinar el factor de volumen de formación del
petróleo.
Figura 28. Correlaciones empleadas para el cálculo del factor de volumen de formación del petróleo.
3. Densidad del petróleo: para obtener el valor de la densidad del petróleo se trabajó
con las condiciones de presión mostradas a continuación:
Para presiones menores a la presión de burbuja se utiliza la Ecuación 15.
Para presiones mayores a la presión de burbuja se utiliza la Ecuación 16.
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4. Viscosidad del petróleo: para la determinación de la viscosidad del petróleo se
cuenta con 3 procedimientos mostrados en la Figura 29, en la cual se observa una
serie de correlaciones utilizadas en cada caso, ya sea que se considere el cálculo
de viscosidad para petróleo muerto o para el crudo cuando está en condiciones de
saturación o subsaturación.
Figura 29. Correlaciones empleadas para el cálculo de la viscosidad del petróleo.
5. Coeficiente de compresibilidad isotérmica del petróleo: la Figura 30. Muestra las
correlaciones empleadas en esta herramienta para el cálculo del coeficiente de
compresibilidad isotérmica del petróleo.
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Figura 30. Correlaciones empleadas para el cálculo del coeficiente de compresibilidad isotérmica del
petróleo.
Propiedades del gas:
1. Densidad del gas: para su cálculo se utiliza la Ecuación 30 (página 26).
2. Factor de compresibilidad del gas: se usan las siguientes correlaciones para su
cálculo:
Correlación de Hall y Yarborough: aplica la Ecuación 31 (Página 27), los rangos
recomendados para la presion y temperatura seudoreducida para obtener buenos
resultados son los siguientes:
0.1 24
1.2 3
Correlación de Brill y Beggs: presentaron en 1974 la Ecuación 32 (página 28).
En la Tabla 4 se presentan los rangos de presión y temperatura seudoreducida en los
cuales fue probada la correlación, además los errores relativos promedios y las
desviaciones estándares.
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Tabla 5. Rango de datos de presión y temperatura seudoreducida para la correlación de Beggs y Brill.
Rango de Presión y Temperatura Seudoreducida
Variable 0.0 < < 5.0 0.0 < < 13
1.3 < < 1.7 1.2 < < 2.4
3. Factor de Volumen de Formación del Gas: se utilizó para su cálculo la Ecuación
33 (Página 28).
4. Viscosidad del Gas: La correlación más común para estimar la viscosidad del gas
es dada por Lee et al, Ecuación 34 (Página 28).
Propiedades del agua:
1. Factor de volumen de formación del agua: se determino a través de la Ecuación
35 (Página 30).
2. Densidad del agua de formación: para determinar su valor se empleo la Ecuación
36 (Página 30).
3. Solubilidad del gas natural en el agua: para su cálculo se utilizo la Ecuación 37
(página 31).
4. Viscosidad del agua: para su cálculo se utilizó la Ecuación 38 (Página 31).
5. Gravedad especifica del agua: se utiliza la siguiente ecuación que no tomó en
cuenta la presencia de sólidos
= 1.004 1.366 105
9.503 107 2
Se realizó un chequeo de la estabilidad de las correlaciones utilizando los
datos mostrados en la Tabla 6, a continuación se muestra el comportamiento gráfico
de los resultados obtenidos.
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Tabla 6. Datos para el chequeo de estabilidad de correlaciones.
Datos para el chequeo de estabilidad de correlaciones
Presión de yacimiento 1000
Temperatura de yacimiento 175
Presión de burbuja 600
Gravedad API 9.3
Gravedad del gas 0.95
IP 3
En la Figura 31, se observa el comportamiento de las correlaciones validadas
y seleccionadas para el cálculo del Rs. Se observa que presentan el comportamiento
típico de Rs en función de la presión como se muestra en la Figura 7 (Página 19). Los
cálculos realizados para observar este comportamiento de las correlaciones fueron
basados en datos mostrados en la Tabla 6.
Figura 31. Comportamiento de las correlaciones de Rs en función de la presión.
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En la Figura 31, se observa el comportamiento de las correlaciones validadas y
seleccionadas para el cálculo del Rs. Se observa que presentan el comportamiento
típico de Rs en función de la presión como se muestra en la Figura 8 (Página 21). Los
cálculos realizados para observar este comportamiento de las correlaciones fueron
basados en datos mostrados en la Tabla 6.
Figura 32. Comportamiento de las correlaciones de Bo en función de la presión
Para determinar el valor de la viscosidad del petróleo se cuenta con 3
modalidades de cálculo, ya sea que la condición del fluido se considere saturado,
subsaturado o muerto, dependiendo de las condiciones de presión a las que se
encuentre; las figura 33 a 35 revelan el comportamiento gráfico de las correlaciones
utilizadas para determinar la viscosidad del petróleo.
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Figura 33. Comportamiento de las correlaciones de la viscosidad del petróleo en función de la presión.
Figura 34. Comportamiento de las correlaciones de la viscosidad del petróleo saturado en función de
la presión.
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Figura 35. Comportamiento de las correlaciones de la viscosidad del petróleo subsaturado en función
de la presión.
La Figura 36 deja ver el comportamiento las correlaciones empleadas para el
Co. Se observa que presentan el comportamiento típico de Co en función de la
presión como se muestra en la Figura 10 (Página 25).
Figura 36. Comportamiento de las correlaciones del coeficiente de compresibilidad del petróleo en
función de la presión.
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Métodos de cálculo de pérdidas hidráulicas.
El flujo de fluidos bifásicos ocurre en la industria petrolera durante la
producción y transporte de gas y petróleo, tanto en los pozos como en las líneas de
flujo, en tuberías horizontales, inclinadas o verticales. Es necesario el diseño de
métodos que determinen la caída de presión y el holdup del líquido, o el volumen de
líquido a través de estas tuberías, para lo cual se cuenta con las correlaciones de flujo
multifásico, a continuación se muestra las correlaciones empleadas en esta
herramienta de cálculo.
1. Correlación de Beggs and Brill
2. Correlación de Hagedorn & Brown
3. Correlación de Duns & Ros
4. Correlación de Orkiszewski
Existe un algoritmo para el cálculo de las pérdidas de presión en tuberías en el cual se
basan las correlaciones mencionadas anteriormente y se describe a continuación:
1. Determinar un perfil de temperaturas dinámicas tanto en la línea como en el pozo.
2. Dividir la tubería de producción en secciones de 200 a 500 pies de longitud.
3. Considerar el primer tramo y asignar a la presión 1 el valor de la presión en el
separador de superficie 1 = y asumir un valor de 2 .
4. Calcular P y T promedio para el tramo considerado y determinar las propiedades
de los fluidos petróleo, agua y gas.
5. Calcular el gradiente de presión dinámica utilizando la correlación de flujo
multifásico en tuberías más apropiada.
6. Calcular: = y 2 = 1 + ; luego compararlo con 2 , si satisface
una tolerancia pre-establecida se repite el procedimiento para el resto de los
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intervalos hasta el fondo, de lo contrario se repiten los cálculos en el mismo
intervalo tomando como asumido el último valor de 2 calculado hasta satisfacer
el valor de la tolerancia pre-establecida.
Algunos autores también utilizan como parámetro de comparación el tramo de
tubería asumido tal y como se explica en la Figura 25. El gradiente de presión
dinámica se calcula a través del procedimiento explicado en la Figura 26. Para la
determinación del factor de fricción en primer lugar se calcula el número de Reynolds
a través de la Ecuación 50. En caso de que exista flujo laminar se utiliza la Ecuación
51 o si es flujo turbulento se considera la Ecuación 52.
Métodos de cálculo de esfuerzos mecánicos.
Una vez conocida la condición de operación del equipo de bombeo, es
necesario dimensionar la sarta de cabillas tomando en consideración los
requerimientos del sistema en función de las cargas que se generan.
Como primer paso se debe calcular aquellas variables que no dependen de las
propiedades del fluido: la fuerza hidráulica, como muestra la Ecuación 53 (Página
49), la potencia hidráulica según la Ecuación 54 (Página 49), el torque hidráulico
según la Ecuación 55 (Página 49), el torque por fricción según la Ecuación 56 (Página
49) y el peso de la cabilla como indica la Ecuación 57 (Página 50). Luego se deberá
dividir la tubería de producción en tramos de tamaño constante, y para cada uno de
estos tramos se calculará, usando las correlaciones adecuadas la temperatura, la
presión, el gradiente de presión, la densidad y la viscosidad promedio del fluido.
Entonces se calcula en cada tramo de la cabilla la fuerza de flotación, como indica la
Ecuación 58 (Página 50), la fuerza de arrastre según la Ecuación 60 (Página 50) y el
torque resistivo según la Ecuación 59 (Página 50), y se van sumando tramo a tramo.
Cuando se hayan calculado todos los tramos de la tubería de producción se tendrá la
fuerza de flotación total, la fuerza de arrastre total y el torque resistivo total de la
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cabilla a la altura del cabezal del pozo. Una vez calculadas todas las fuerzas y torques
aplicados en la cabilla, se calcula como se observa en la Ecuación 61 (Página 50) la
fuerza axial y el torque máximo de la cabilla como muestra la Ecuación 62 (Página
51). Después se calcula el esfuerzo normal máximo con la Ecuación 63 (Página 51) y
el esfuerzo cortante máximo, según la Ecuación 64 (Página 51), y mediante la teoría
de Von Mises reflejada en la Ecuación 55 (Página 49), se calcula el esfuerzo principal
máximo de la cabilla. Por último se calcula la potencia total requerida en el cabezal
del pozo con la Ecuación 66 (Página 51).
Desarrolló de la herramienta de cálculo que consolida el análisis de variables de
producción asociadas a sistemas de levantamiento artificial.
Las rutinas de cálculo de esta herramienta fueron consolidadas en una interfaz
accesible y de fácil operación, esta interfaz gráfica se muestra a continuación:
1. Pantalla de presentación: identifica la herramienta de cálculo desarrollada y el
nombre de la empresa, tal y como se observa en la Figura 37.
Figura 37. Pantalla de presentación.
2. Pantalla de Selección: despliega el menú de opciones que se muestra en la Figura
38. Aquí se selecciona el sistema de levantamiento artificial o programa que el
usuario desee utilizar.
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SEDLA, (Sistema Experto de Levantamiento Artificial), ejecuta el programa
desarrollado en PDVSA Intevep, el cual brinda una orientación del sistema de
levantamiento artificial óptimo para aplicar; esta aplicación ya desarrollada por la
empresa se incorporó a la herramienta de cálculo por solicitud de los responsables
del desarrollo de esta aplicación. Los botones BMC, BCP, BES y LAG
correspondientes a los tipos de sistemas de levantamiento artificial, despliegan el
Menú principal; si se selecciona el botón SALIR las ventanas de aplicación se
cierran dando fin a la ejecución de la herramienta.
Figura 38. Pantalla de selección.
11. Menú principal: una vez seleccionado el método de levantamiento artificial se
despliega el menú principal de trabajo que se observa en la Figura 39. Permite
acceder a las principales ventanas de cálculo o funciones básicas de la
herramienta como se muestra en la pestaña Archivo y Datos que se muestran más
adelante.
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Figura 39. Menú archivo.
La opción Nuevo: inicializa la herramienta y todos los valores de las variables de
producción para que pueda realizarse una nueva corrida de cálculos. Abrir: en cado
de existir archivos de extensión SAC
tenga la opción de abrirlos y ver la información que contenga. Guardar: permite
almacenar los datos ingresados por las ventanas de aplicación y almacenar los valores
de las variables calculadas por la herramienta en un archivo de extensión SAC
Figura 40. Menú datos.
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El menú datos contiene las pestañas que se observan en la Figura 40. La función de
cada una de ellas será explicada por separado en los siguientes puntos.
12. Datos de identificación: permite ingresar la identificación del usuario y del pozo
con el que se está trabajando, su distrito, ubicación y observaciones, tal y como se
puede ver en la Figura 41.
Figura 41. Datos de identificación.
13. Datos de yacimiento: en la Figura 40 si el usuario selecciona la opción datos de
yacimiento, se despliega una ventana de aplicación como la mostrada en las
figuras 42 a 44, estas son las opciones de la metodología del cálculo para
determinar el valor del IPR, que puede ser Datos Petrofísicos, Prueba de
Producción e IP Constante, cada uno de sus procedimientos de cálculo fueron
explicados en la sección anterior.
El módulo de afluencia de datos petrofísicos se observa en la Figura 42, tiene
su procedimiento de cálculo basado en el modelo de Darcy, y requiere el ingreso
de de datos del yacimiento. En caso de que cuente con los datos de una prueba de
producción de un pozo puede obtener el IPR con la ventana de aplicación
mostrada en la Figura 43.
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Figura 42. Modelo de afluencia datos petrofísicos.
Figura 43. Modelo de afluencia: prueba de producción
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Figura 44. Modelo de producción: IP constante
Cuando el usuario determine el valor del IPR tiene la opción como se muestra en la
Figura 45 de ver un gráfico que representa el comportamiento de afluencia del pozo
según la información ingresada.
Figura 45. Resultado del IPR y comando Ver Gráfico
La curva del IPR es muy importante en el análisis de producción debido a que
muestra de una forma gráfica simple, la capacidad de respuesta que tiene el yacimiento de
entregar fluidos al pozo en función de la presión en las perforaciones. Para obtener la curva
se utiliza el siguiente procedimiento:
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Yacimiento Saturado: el IPR tendrá un comportamiento lineal, ya que esta en
un rango monofásico, su representación gráfica viene dada por una recta, es conocido
que para poder graficar un recta es necesario conocer dos puntos de la recta o el valor
de la pendiente de la recta y un punto de la misma, el valor de la pendiente en este
caso viene representado por el valor del IPR, para obtener un punto de la recta si se
tiene la presión del fondo de pozo para un caudal de 0, se puede graficar el
comportamiento de afluencia.
Yacimiento Subsaturado: para construir la curva mostrada en la Figura 18, se
utiliza la Ecuación 41 Página 35, de la cual se despeja el valor de y disminuyendo
los valores de la presión de fondo de pozo se van obteniendo nuevos puntos de .
Posteriormente se grafican los puntos vs y se obtiene la curva del
comportamiento de afluencia. En la herramienta de cálculo para poder obtener estos
puntos se diseñaron vectores que disminuyen proporcionalmente el valor de la
presión de yacimiento y así calcular progresivamente los otros puntos de la gráfica.
Figura 46. Curva de comportamiento de afluencia.
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14. Datos de superficie: ventana que pide el ingreso de los datos de presión y
temperatura en el separador y en la línea de flujo, es necesario conocer estas
condiciones para cálculos posteriores.
Figura 47. Datos de superficie.
15. Datos PVT: define las propiedades físicas más importantes de los fluidos que se
encuentra contenido en el reservorio; para la determinación de dichas propiedades
se recurre al uso de correlaciones empíricas definido su procedimiento de cálculo
en la sección método de cálculo de las propiedades termodinámicas de los fluidos.
Figura 48. Ventana de aplicación para el cálculo de propiedades PVT.
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El usuario puede evaluar las propiedades PVT a condiciones de reservorio o si
desea puede evaluarlas en condiciones de presión y temperatura que puede ingresar a
través de la ventana como se muestra en la Figura 48; posteriormente se deben
suministrar los datos de los fluidos que se indican: Gravedad API del crudo, gravedad
específica del crudo, gravedad específica del gas, gravedad especifica del agua,
relación agua petróleo, porcentaje de agua y sedimentos y seleccionar las
correlaciones empíricas que desee para el cálculo de las propiedades del fluido.
16. Correlaciones de flujo multifásico: esta ventana de la aplicación permite que el
usuario seleccione el procedimiento de cálculo para determinar las pérdidas
hidráulicas en el sistema a partir de la correlación de flujo multifásico indicada.
Figura 49. Ventana de aplicación para el cálculo de correlaciones de flujo multifásico
17. Datos de completación: esta ventana permite seleccionar todos los datos
referentes a las tuberías y revestidores que se utilizaran para la completación del
pozo. Los cuales servirán para posteriormente seleccionar la bomba y sarta de
cabillas adecuada, que son la base para el cálculo de esfuerzos mecánicos. El
diseño de la sarta consiste en el cálculo de los esfuerzos axiales y cortantes
derivados de cada una de estas cargas y los correspondientes esfuerzos
principales, que deben compararse a los esfuerzos admisibles por el material a fin
de determinar el diámetro y la resistencia de las cabillas.
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Figura 50. Datos de completación.
El cálculo de estos esfuerzos está condicionado al ingreso de los datos referentes a las
bombas y las cabillas suministradas por los fabricantes. La generación y carga de esta
base de datos será desarrollada por la empresa en futuras fases de este proyecto.
