FACULTAD DE INGENIERIA

RED NACIONAL UNIVERSITARIAUNIDAD ACADÉMICA SANTA CRUZ

Facultad de Ingeniería

Ingeniería en Gas y Petróleos

OCTAVO SEMESTRE

SYLLABUS DE LA ASIGNATURA

PRODUCCIÓN II

Gestión Académica I/2013

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UDABOL

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIAAcreditada como PLENA mediante R. M. 288/01

MISION DE LA UNIVERSIDAD

Desarrollar la Educación Superior Universitaria con calidad y competitividad al servicio de la sociedad.

Estimado (a) alumno (a):La Universidad de Aquino Bolivia te brinda a través del Syllabus, la oportunidad de contar con una compilación de materiales que te serán de mucha utilidad en el desarrollo de la asignatura. Consérvalo y aplícalo según las instrucciones del docente.

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SYLLABUS

ASIGNATURA: PRODUCCION IICODIGO: PET – 208REQUISITO: PET – 207CARGA HORARIA: 100 H.T, 20 H.PCREDITOS: 5

I. OBJETIVOS GENERALES DE LA ASIGNATURA Interpretación de la caída de presión para los diferentes tipos de flujo. Describir el comportamiento de los hidrocarburos en la etapa de producción. Analizar las ecuaciones requeridas para los distintos tipos de flujo. Analizar los parámetros o variables que determinan el comportamiento de un

determinado tipo de flujo en las diversas secciones por las que atraviesa.

II. PROGRAMA ANALITICO DE LA ASIGNATURA

UNIDAD 1: ANÁLISIS DESCRIPTIVO DE LAS PROPIEDADES FISICAS INVOLUCRADAS

TEMA 1: Estudio de las Propiedades Físicas1.1.Densidad del Gas1.2.Gravedad especifica del Gas1.3.Factor de compresibilidad del gas “ Z ”1.4.Determinación del factor de compresibilidad1.5.Calculo de viscosidad1.6.Factor Volumétrico del Gas1.7.Factor Volumétrico del Petróleo1.8.Factor de contracción o Merma

UNIDAD 2: CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS

TEMA 2: Estudio de los diversos tipos de yacimientos 2.1 Yacimientos de Petróleo

2.1.1 Yacimientos de Petróleo Volátil2.1.2 Yacimientos de Gas y Condensado

2.2 Yacimientos de Gas Húmedo2.3 Yacimientos de Gas Seco

2.3.1 Diagramas de Fase2.3.2 Propiedades Intensivas2.3.3 Recuperación y regeneración del glicol

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TEMA 3: Mecanismos de producción

3.1. Compresibilidad de la roca y de los fluidos

3.2. Liberación de gas en solución3.3. Segregación gravitacional3.4. Empuje de capa de gas3.5. Empuje hidráulico3.6. Inyección de fluidos3.7. Balance volumétrico3.8. Expansión del petróleo y gas en solución

UNIDAD 3: EVALUACIÓN DE YACIMIENTOS

TEMA 4: Índice de Producción y Potencial Absoluto del pozo

4.1 Ecuaciones que describen en flujo de los fluidos4.1.1 Ecuación de Continuidad4.1.2 Ley de Darcy para flujo radial4.1.3 Ecuación de estado para fluidos de compresibilidad pequeña4.1.4 Ecuación de difusividad radial4.1.5 Coeficiente isotérmico de Compresibilidad 4.1.6 Condiciones necesarias para la solución de ecuaciones de

difusividad4.1.7 Soluciones de la ecuación de difusividad radial

4.2 Indice de productividad ip4.2.1 Determinación del índice de productividad4.2.2 IPR en pozos de petróleo con Empuje de Gas en Solución

4.3 Absolute open flow aof1.1.Método de rawlins – schellardt1.2.AOF condiciones de flujo

TEMA 5: Presiones de fondo

5.1 Introducción5.2. Pruebas de presión

5.2.1. Planificación de pruebas de presión5.2.2. Diseño de pruebas de presión5.2.3 Funciones de una prueba de presión5.2.4 Finalidad de una prueba de presión

5.3 Preparación de un pozo de gas condensado

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TEMA 6: Métodos de interpretación Presiones de fondo

6.1 Análisis de pruebas de presión6.2 Análisis de presiones6.3 Tipos de pruebas de presión

6.3.1. Pruebas de restauración de presión “Build up tests”.6.3.2. Pruebas de arrastre “Drawdown tests”.6.3.3. Pruebas a tasa de flujo múltiple.6.3.4. Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores

“Fall off test”6.3.5. Pruebas de interferencia.6.3.6. Pruebas de pulso.6.3.7. Pruebas de producción DST (Drill Stem Test).

UNIDAD 4: ALTERACION POR TURBULENCIA Y DAÑO

TEMA 7: Estudio del daño con respecto a la productividad7.1 Clases de daño7.2 Daños por perforaciones7.3 Daños por desviación de pozo7.4 Análisis de los parámetros involucrados en el daño7.5 Método grafico de análisis

UNIDAD 5: ANÁLISIS NODAL

TEMA 8: Objetivo del análisis nodal8.1 Definición de Nodo8.2 Clasificación de Nodos8.8 Ubicación de los Nodos componentes8.2 Componentes que intervienen en el análisis nodal8.5 Análisis del sistema

UNIDAD 6: MÉTODOS DE PRODUCCION

TEMA 9: Sistemas de producción9.1.El Sistema de producción y sus componentes9.2.Capacidad de producción del sistema

9.2.1. Flujo Natural9.2.2. Levantamiento Artificial

9.2.2.1. Bombeo Mecánico9.2.2.2. Gas Lift9.2.2.3. Bombeo Hidráulico

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9.2.2.4. Bombeo Electrosumergible9.2.2.5. Bombeo Por Cavidades Progresivas

III. ACTIVIDADES PROPUESTAS PARA LAS BRIGADAS UDABOL

Las brigadas UDABOL constituyen un pilar básico de la formación profesional integral de nuestros estudiantes. Inmersos en el trabajo de las brigadas, los estudiantes conocen a fondo la realidad del país, y completan su preparación académica en contacto con los problemas d la vida real y la búsqueda de soluciones desde el campo profesional en el que cada uno desempeñara en el futuro próximo

La actividad de las brigadas permite a nuestros estudiantes llegar a ser verdaderos investigadores capaces de elaborar y acometer proyectos de desarrollo comunitario y a la vez adquirir hábitos de trabajo en equipos multidisciplinarios como corresponde al desarrollo alcanzada por la ciencia y la técnica en los tiempos actuales. De interacción social y la elaboración e implementación de proyectos de investigación y desarrollo comunitario derivados de dichos programas confiere a los estudiantes quienes son, sin dudas, los mas beneficiados con esta iniciativa, la posibilidad de:

Desarrollar sus prácticas PRE-profesionales en condiciones reales y tutoradas por sus docentes, con procesos académicos de enseñanza y aprendizaje en verdadera aula abierta.

Trabajar en equipos, habituándose a ser parte integral de un todo que funcióna como un sistema, desarrollando un lenguaje común, criterios y opiniones comunes, y planteándose metas y objetivos comunes para dar soluciones en común a los problemas.

Realizar investigaciones multidisciplinarias en un momento histórico en que la ciencia atraviesa una etapa de diferenciación y en que los avances tecnológicos conducen a la aparición de nuevas y mas delimitadas especialidades.

Desarrollar su mentalidad critica y solidaria, con plena conciencia de nuestra realidad nacional.

1.- Realizar trabajos de apoyo en las brigadas generales de la Universidad UDABOL.

2.- Efectuar un listado de todas las empresas contratistas que aportan con la producción de gas al estado boliviano

3.- Hacer una referencia de los resultados de las auditorias que se determinaron a las empresas contratistas indicando que conclusiones se obtuvieron de todos esos contratos

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ACTIVIDADES DE INCURSIÓN MASIVA A LA COMUNIDADEn el periodo del presente año en curso se efectuara la toma de datos mediante encuestas a las empresas petroleras de la ciudad de Santa Cruz para tratar de verificar en las condiciones en las que se obtienen los hidrocarburos, sus procesos y el transporte.

IV. EVALUACIÓN DE LA ASIGNATURA

PROCESAL O FORMATIVA

A lo largo del semestre se realizaran exposiciones, repasos cortos y otras actividades en aulas, cada una se tomara como evaluación procesal edificándola entre 0 y 50 puntos (resolución de casos y DIF’S)de laboratorio como análisis de muestras tanto de hidrocarburos como de rocas reservorios.

Las segundas serán resultado del análisis que pueda obtenerse de las encuestas realizadas a las distintas empresas vinculadas con los hidrocarburos.

Cada uno se tomara como evaluación procesual edificándola entre 0 y 50 puntos independiente de la cantidad de actividades realizadas por cada alumno

DEL RESULTADO DE PROCESO DE APRENDIZAJE O SUMATIVA (Examen parcial o final)

se realizaran dos evaluaciones parciales con contenido teórico y practico

(sobre gas natural) sobre 50 puntos cada uno

el examen final consistirá en un examen escrito (con un valor de 80 % de la nota final) y la presentación de los informes documentados sobre los resultados obtenidos de las encuestas realizadas durante el semestre tendrá el restante 20 % de la nota

V. BIBLIOGRAFÍA

BC. CRAFT.B.C. HAWKINS “Ingeniería aplicada a Yacimientos” Louisiana University 1978

Mc CRAY COLE. Tecnología de la perforación de pozos petroleros editorial continental, Bolivia, 1963

H.K. VAN POLEN AND ASSOCIATES, INC. “Gas Reservoir Engineering” Año 1981

SANJAY KUMARY AND Ch. IKOKU”Gas production engineering, año 1992

VI BIBLIOGRAFIA COMPLEMENTARIA

HUGO PEREDO ROMAN. “ 2da mesa departamental de concertación del sector de hidrocarburos Yacuiba Julio del 2202.

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CARLOS MIRANDA “ Viabilidad o inviabilidad de la exportación de gas al Brasil” Tesis de grado UAGRM año 1988

INF.CMM. “ Información de mercado sobre productos básicos”

VII. CONTROL DE EVALUACIONES

1ra evaluación Parcial

Fecha: Quinta semanaNota.

2da Evaluación Parcial

Fecha: Undécima semanaNota.

Examen FinalFecha. Décima Novena SemanaNota.

ApuntesEvaluación del segundo turnoFecha: Vigésima semana

APUNTES

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VIII. PLAN CALENDARIO

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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD

WORK PAPER # 1

UNIDAD O TEMA: MÉTODOS DE INTERPRETACION DE FONDO

TITULO: ECUACIONES QUE DEFINEN EL FLUJO DE FLUIDOS

FECHA DE ENTREGA: 2Da. Semana

PERIODO DE EVALUACIÓN: Primer Parcial

Como resultado de estudios experimentales se obtiene la ley de Darcy para ser aplicada en el flujo de fluidos a través de medios porosos donde se enuncia que “ la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”.

Matemáticamente se expresa de la siguiente manera:

Donde:

V= Velocidad aparente (cm/seg)= Viscosidad del Fluido (centipoises)

dp/ds= Gradiente de Presión (atm/cm)K= Permeabilidad (Darcy)

El signo ( - ) de la ecuación indica que si se toma el flujo positivo en la dirección positiva de S, la presión disminuye en esa dirección y la pendiente dp/ds es negativa, y como la velocidad y la movilidad son siempre positivas se tiene que usar el mismo signo del gradiente para que lo anterior se cumpla.

La Ley de Darcy se aplica solamente para flujo en régimen laminar; el régimen de flujo de los fluidos que escurren en el yacimiento es de este tipo por tanto se puede decir que la Ley de Darcy se cumple para este caso.

Clasificación de Sistemas de Flujo en el yacimiento de acuerdo con la Geometría de Flujo (Flujo Lineal).- En este caso debe considerarse un medio

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poroso horizontal de longitud (L) y de sección transversal (A), totalmente saturado con un liquido incompresible cuya viscosidad es .

De la ecuación general deberemos tomar en cuenta que por definición la velocidad aparente es igual al gasto o ritmo de flujo por unidad de area, esto es:

Estableciendo la relacion:

Para integrar la expresión es necesario hacer las siguientes suposiciones:

1.- El flujo es horizontal.2.- El area de la seccion transversal es constante.3.- El flujo laminar es viscoso.4.- El fluido es homogeneo e incompresible5.- El medio poroso es homogeneo.6.- El proceso es isotermico.7.- La viscosidad del fluido es independiente de la presión.8.- El gasto y la permeabilidad son constantes con la presión.

Integrando por separacion de variables

Quedando finalmente:

CUESTIONARIO WORK PAPER # 1

MÉTODOS DE INTERPRETACION DE FONDO

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1. ¿ En que consiste la Clasificación de Sistemas de Flujo en el yacimiento de acuerdo con la Geometría de Flujo ?

2. ¿Qué indica el signo negativo en la ecuación de Darcy ?

3. ¿De que manera se comportaría la pendiente representada por dp/ds si el signo de la ecuación de Darcy fuese positivo ?

4. ¿Cuáles de las suposiciones que se realizan para sistemas de flujo en el yacimiento le parecen injustificadas ?

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WORK PAPER # 3

UNIDAD O TEMA: ANÁLISIS NODAL

TITULO: OBJETIVO DEL ANÁLISIS NODAL

FECHA DE ENTREGA: 9Na. Semana

PERIODO DE EVALUACIÓN: Segundo Parcial

Análisis Nodal

El análisis nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en puntos o nodos donde se producen cambios de presión los cuales están definidos por diferentes ecuaciones y correlaciones.

El análisis nodal ha sido usado por muchos años para evaluar otros sistemas compuestos los que serán aplicados a pozos de producción.

Nodo Común.- Sección determinada de un sistema donde se produce una caída de presión.

Nodo Funcional.- No existe variación de presión ni caída de misma.

Es importante hacer notar que para cada restricción localizada en el sistema de caída de presión a través del nodo como una función del caudal esta representada por la siguiente ecuación:

Elementos usados en el sistema nodal

1.- Separador2.- estrangulador3.- Cabeza4.- Válvula de Seguridad5.- Restricción6.- Pwf7.- PR8.- Salida de gas9.- Tanque para almacenaje de liquido

Ubicación de los nodos componentes

NODO POSICION TIPO1 Separador --------------

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2 Choque Superficial funcional3 Cabeza de Pozo --------------4 Válvula de seguridad Funcional5 Choque de fondo Funcional6 Presión de fondo fluyente --------------7 Presión a la pared del Pozo --------------8 Presión promedio del Reservorio --------------1ª´ Salida de línea de gas --------------1ª” Tanque de Almacenaje --------------

Componentes que intervienen en el análisis nodal

En función de la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que interviene como componente de un sistema de producción definiremos la funcionalidad de los mas importantes.

a) Separador.- En el proceso de separación de petróleo y gas en campos petroleros no existe un criterio único para establecer las condiciones mas adecuadas de producción optima de los equipos, pero el estudio esta orientado a obtener ciertos objetivos puntuales que nos den condiciones de máxima eficiencia en el proceso de separación.

b) Válvula de seguridad.- Este componente es un elemento que se instala en la tubería vertical y que opera en cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa y productiva del pozo.

c) Choque de fondo.- De acuerdo a la necesidad de elevar la presión o controlar la energía en el flujo de la línea vertical, así como también tener una presión de aporte y elevación controlada. Se procede a la bajada de este tipo de restricción por lo que se va a producir una presión diferencial en la que también se tendrá una caída de presión.

d) Presiones fluyentes.- Esta es muy importante para el sistema ya que de ella depende toda la capacidad de la instalación que se desea conectar al reservorio a través del pozo y así producir todo el campo.

Esta presión es medida en el fondo del pozo tomada en su punto medio del nivel productor, su determinación se la hace en forma directa usando herramienta de toma de presión o se puede calcular usando ecuaciones y correlaciones.

e) Presión promedio del reservorio.- Esta presión es evaluada respecto a un nivel de referencia y es la presión a la cual se encuentran sometidos los cálculos de los fluidos del reservorio, siendo esta presión de gran interes para conocer el indice de productividad del pozo y asi mismo nos permitira conocer la capacidad de fluencia del reservorio hacia el pozo.

Análisis detallado del sistema

Cuando empezamos a detallar un sistema del análisis nodal para un pozo de producción observamos una figura que demuestra la interrelacion de los nodos

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componentes por simples ecuaciones. Siendo aplicado el mismo procedimiento para cualquier nodo en particular.

Esquema grafico del análisis completo de un sistema de producción

Donde podemos observar la relacion directa de las caidas de presión entre los nodos componentes mas comunes.

Procedimiento del análisis nodal

Una vez que se tenga el sistema completado en el pozo se procede a efectuar el análisis de la siguiente forma:

1.- Primeramente se determina cual componente del sistema de producción puede ser cambiado para dar una mayor optimización al sistema.

2.- Luego se seleccionan los nodos componentes para ser analizados.

3.- También se selecciona la ubicación de cada uno de los nodos y se aisla el efecto de cambio sobre los demás componentes seleccionados.

4.- Se determina las relaciones para la entrada y salida de flujo del nodo.

5.- Se describe el método que va a usarse para determinar la entrada y salida de flujo.

6.- Se construyen curvas vs. Salida de flujo en las que se determinan los efectos de cambio en la capacidad de producción sobre el rendimiento completo del sistema.

7.- Y esto se repite para cada nodo componente.

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CUESTIONARIO WORK PAPER # 3

ANÁLISIS NODAL

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1. ¿A que se denominamos análisis nodal?

2. ¿Qué clases de nodos se conocen y de acuerdo a que esta esta clasificación ?

3. Explicar el procedimiento que se sigue para realizar un análisis nodal.

4. ¿Cuáles son los componentes que intervienen en un análisis nodal ?

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WORK PAPER # 4

UNIDAD O TEMA: CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS

TITULO: Introducción al estudio de los tipos de yacimiento

FECHA DE ENTREGA: 13ra. Semana

PERIODO DE EVALUACIÓN: Evaluación Final

Las acumulaciones de gas y de petróleo ocurren en trampas subterraneas formadas por características estructurales, estratigraficas o ambas. Por fortuna estas acumulaciones se presentan en las partes mas porosas y permeables de los estratos, siendo estos principalmente arenas, areniscas, calizas y dolomitas con las aberturas intergranulares o con espacios porosos debido a diaclasas fracturas y efectos de soluciones. Por lo que un yacimiento esta definido como una trampa donde se encuentra contenida petróleo o gas como mezclas complejas de compuestos como un solo sistema hidraulico conectado. Mucho de los yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas de agua, denominadas acuiferos, como tambien muchos de estos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuifero comun.

Se aclara que el estado fisico de un fluido de yacimiento generalmente varia con la presión pues la temperatura es esencialmente constante.

Es practica comun clasificar a los yacimientos de acuerdo a las características de los hidrocarburos producidos y a las condiciones bajo las cuales se presenta su acunulacion en el subsuelo.

Asi tomando en cuenta las características de los fluidos producidos se tiene yacimientos de:

Petróleo Petróleo Ligero (Volátil) Gas Seco Gas Húmedo Gas y Condensado

Las características de los fluidos producidos para delimitar un yacimiento dentro de la clasificación anterior son:

Yacimientos de Petróleo.- Estos yacimientos están confinados por limites o estratos geológicos impermeables y en muchos casos por características geológicas tales como los contactos agua – petróleo y gas – petróleo y su descubrimiento predomina a profundidades menores a 8000 pies.

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Los fluidos encontrados en estos yacimientos son esencialmente mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos que contienen con frecuencia impurezas como Nitrógeno, Dióxido de Carbono y Sulfuro de hidrogeno.

El petróleo en si tiene una clasificación entre pesados y livianos contenidas una relación gas – petróleo (RGP) debajo de 11.229 PCS/Bbl, al mismo tiempo los yacimientos de petróleo tienen un contenido de gas disuelto que varia desde cero (petróleo muerto) a unos pocos miles de pies cúbicos por barril, como asi también petróleo volátil. Al presentar gas disuelto este puede formar casquete de gas en la parte superior denominándose yacimientos de petróleo con casquete de gas. Producen un liquido negro o verde negruzco, con una densidad relativa mayor de 0.80.

Yacimientos de Petróleo Volátil.- Este yacimiento es intermedio entre el condensado de gas y los tipos de petróleo negro o pesado. Producen un liquido café obscuro con una densidad relativa entre a 0.74 y a 0.80 y con una relación gas petróleo entre 11229 a 81200 PC/Bbls.

Yacimientos de Gas y Condensado.- Con el advenimiento de las perforaciones profundas han sido descubiertos yacimientos de gas a alta presión con propiedades materialmente diferentes de aquellos yacimientos de gas seco anteriormente encontrados. El fluido del yacimiento esta compuesto predominantemente por metano; sin embargo es encuentran cantidades considerables de hirocarburos pesados. Este tipo de fluido son llamados comúnmente fluidos de “Condensado de Gas” y los yacimientos donde se encuentran son llamados “yacimientos de Gas y Condensado”, estos en si provienen generalmente de yacimientos intermedios entre petróleo y gas.

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El punto critico generalmente cae a la izquierda de la cricondenterma. Si la mezcla de los fluidos se encuentran cae a la izquierda de la cricondenterma. Si la mezcla de los fluidos se encuentra inicialmente en estado gaseoso por encima del punto de rocio, los fluidos que penetran al pozo, en su camino hasta el tanque de almacenamiento sufren una fuerte reduccion, tanto en temperatura como en presión y penetran rapidamente a la region de dos fases para llegar a la superficie con relacion Gas/Petróleo que varian aproximadamente entre 5000 – 64374 Pc/bbl variando el contenido de licuables en el gas; según las condiciones y numero de etapas de separación, el liquido recuperable es en general de coloración clara con densidades que varian entre 0.8 – 0.75 grs/cc.

Cuando en el yacimiento se produce una reducción isotermica y alcanza la presión de rocio se entra a la region de dos fases ocurriendo la llamada condensación retrograda de las fracciones mas pesadas o intermedias que se depositan como liquidos en los poros de las rocas. Los hidrocarburos asi depositados no logran fluir hacia los pozos, ya que raramente se alcanza la saturación critica del liquido.

Yacimientos de Gas Húmedo.- Son yacimientos con hidrocarburos en estado gaseoso en cuya composición aun predomina un alto porcentaje de metano entre

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75 – 90% aunque las cantidades relativas de los componentes mas pesados son mayores que en el caso del gas seco, siendo este mas o menos equivalente a condensado de gas. El diagrama de fases correspondiente a un gas humedo se presenta en la siguiente grafica en la cual se puede observar que la temperatura del yacimiento es mayor que la cricondernterma de la mezcla. Por tal razon nunca se tendran dos fases en el yacimiento si no unicamente fase gaseosa, cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran en la region de 2 fases generando relacion Gas/Petróleo que varia entre 56145 – 112.929 PC/Bbl.

El liquido recuperable tiende a ser transparente con densidades menores a 0.75grs/cc y el contenido de licuables en el gas son generalmente debajo de 30 Bbl/MMPc.

Yacimientos de Gas Seco.- Conocido como yacimiento de gas se caracterizan porque tanto a condiciones de yacimiento como a condiciones normales, el fluido se encuentra en una sola fase. Conocido tambien como gas no asociado que ocurren como gas libre en el yacimiento. En algunos casos, el gas seco puede producir una minima cantidad de liquido (condensado), pero en muy bajas cantidades con una razon gas petróleo mayores a 100.000 PCS/Bbl.

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CUESTIONARIO WORK PAPER # 4

CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS

1. ¿ Como se clasifican los yacimientos tomando en cuenta las características de los fluidos ?

2. ¿ En que consiste un yacimiento de gas seco ?

3. ¿ En que consiste un yacimiento de petróleo volátil ?

4. ¿Qué comportamiento define al punto critico para yacimiento de gas y condensado ?

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WORK PAPER # 5

UNIDAD O TEMA: ANÁLISIS DESCRIPTIVO DE LAS PROPIEDADES Y VARIABLES FISICAS INVOLUCRADAS

TITULO: ESTUDIO DE LAS PROPIEDADES FISICAS

FECHA DE ENTREGA: 12da. Semana

PERIODO DE EVALUACIÓN: Segundo Parcial

Antes de describir el diagrama de fases y su definición aclaremos algunos de los conceptos basicos asociados con los diagramas mencionados;

Propiedades Intensivas.- denominamos asi a aquellas que son independientes de la cantidad de materia considerada como ser: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. función principal de las propiedades fisicas de los liquidos.

Punto Crítico.- Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual las propiedades intensivas de las fases liquidas y gaseosas son idénticas, donde cuya correspondencia es la presión y temperatura critica.

Curva de Burbujeo (ebullición).- Es el lugar geométrico de los puntos presión temperatura para los cuales se forma la primera burbuja de gas, pasar de la fase liquida a la region de dos fases, siendo este estado el equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en la cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas.

El yacimiento de punto de burbujeo se considera cuando la temperatura normal esta debajo de la temperatura critica, ocurriendo también que a la bajada de la presión alcanzara el punto de burbujeo.

Curva de Rocío (condensación).- Es el lugar geométrico de los puntos, presión – temperatura, en los cuales se forma la primera gota de liquido al pasar de la region de vapor a la región de las dos fases.

El punto de rocío es analogo al punto de burbuja, siendo el estado en equilibrio de un sistema el cual esta compuesto de petróleo y gas, lugar en la cual el gas ocupa prácticamente todo el sistema dando excepcion a cantidades infinitesimales de petróleo.

Region de dos Fases.- Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y rocío (cricondenbara y cricondenterma). En esta región coexisten en equilibrio las fases liquida y gaseosa.

Cricondenbar.- Es la maxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y su vapor.

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Cricondenterma.- Es la maxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y su vapor.

Zona de Condensación Retrograda.- Es aquella cuya zona esta comprendida entre los puntos de las curvas cricondenbar y cricondenterma (punto critico y punto de rocio) y que a la reduccion de presión a temperatura constante ocurre una condensación.

Petróleo Saturado.- Particularmente son empleados para petróleo. Es un liquido en equilibrio con vapor (gas) a determinada presión y temperatura. La cantidad del yacimiento con respecto a la region de dos fases (Gas y Petróleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presión.

El area encerrada por las curvas de burbujeo y del punto de rocio hacia el lado izquierdo inferior en la region de combinaciones de presión y temperatura en la cual existen dos fases: liquida y gaseosa. Las curvas dentro de la region de dos fases muestran el porcentaje de liquido en el volumen total de hidrocarburos, para cualquier presión y temperatura. Inicialmente toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende solo de la composición de la mezcla.

Cuando la presión y temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la region de dos fases puede compotarse:

1.- Como yacimientos normales de gas, donde la temperatura del yacimiento excede el Cricondentérmico.

2.- Como yacimiento de condensado retrogrado (de punto de rocio), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura critica del punto Cricondentérmico.

3.- Como yacimientos de petróleo bajo – saturado (de punto de burbujeo) donde la temperatura del yacimiento esta debajo de la temperatura critica.

Cuando la presión y la temperatura iniciales del yacimiento caen dentro de la region de dos fases pueden comportarse:

1.- Como yacimientos de petróleo saturado, donde existe una zona de petróleo con un casquete de gas.

2.- Como yacimiento de petróleo saturado sin estar asociados a un casquete de gas, esto es cuando la presión inicial es igual a la presión de saturación o de burbujeo. La presión y temperatura para este tipo de yacimientos se localizan exactamente sobre la línea de burbujeo.

CUESTIONARIO WORK PAPER # 5

ANÁLISIS DESCRIPTIVO DE LAS PROPIEDADES Y VARIABLES FISICAS INVOLUCRADAS

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1. ¿ Que es una cricondentermica ?

2. ¿ Que es lo que conocemos como región de dos fases ?

3. ¿ Cual es la relación que tiene el punto de roció y el punto de burbuja ?

4. Definir a que se denomina punto critico.

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WORK PAPER # 6

UNIDAD O TEMA: MÉTODOS DE PRODUCCION

TITULO: PRODUCTIVIDAD A NIVEL MUNDIAL

FECHA DE ENTREGA: 19na. Semana

PERIODO DE EVALUACIÓN: Evaluación Final

Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.

Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará “surgente”: produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo.

Los yacimientos tienen tres tipos principales de “empujes naturales”, a saber:

a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.

b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%.

c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.

El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado “árbol de Navidad”, compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.

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Fig. 1- Esquema de pozo surgente

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento.Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción.Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:

a. El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000 aproximadamente.

b. Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente.

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c. Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos.

d. Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.

e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos.

f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.

Fig. 2- El bombeo mecánico es el medio de extracción artificial más usado en Argentina.

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Fig. 3- Bombeo electrosumergible

Fig. 4.- Gas Lift consiste en inyectar gas dentro del pozo en el espacio entre el casing y el tubing.

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Productividad a Nivel Mundial

La producción en el mundo varía enormemente según los pozos: algunas aportan unos pocos metros cúbicos y otros más de un millar por día, lo que se debe a factores tan diversos como el volumen de hidrocarburos almacenado en el espacio poral de las rocas reservorio hasta la extensión misma de las capas o estratos productivos. En la Argentina, el pozo promedio produce 9,4 m3/día (59 barriles/día). El valor más alto de productividad se tiene en Arabia Saudita con una producción promedio de 1828,5 m3/día (11.500 barriles/día) por pozo. En el otro extremo se encuentra Estados Unidos con una productividad promedio por pozo de 6,4 m3/día (40 barriles por día).

Productividad media por pozo

País barriles/día m3/día

Estados Unidos 40 6,4

Argentina 59 9,4

Venezuela 200 31,8

Indonesia 210 33,4

Gabón 700 111,3

Argelia 700 111,3

Ecuador 1.000 159,0

Libia 1.700 270,3

Nigeria 1.750 278,3

Qatar 2.000 318,0

Kuwait 4.000 636,0

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Irak 7.500 1192,5

Irán 9.500 1510,5

Arabia Saudita 11.500 1828,5

La producción argentina en el año 2000 alcanzó los 122.500 m3/día aproximadamente, según OLADE, representando un 1,1% de la producción petrolera mundial (11.169.750 m3/día) y un 8% de la producción de Latinoamérica y el Caribe (1.530.255,75 m3/día). En cuanto a la producción de gas natural, Argentina alcanzó en el año 2000 un total de 44.800 106 m3, representando un 1,8% de la producción total mundial (2.487.342 106 m3) y un 22,8% de la producción que se tiene en Latinoamérica y el Caribe (196.500 106 m3).

Producción Mundial de Petróleo. 2000.

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Producción Mundial de Gas Natural. 2000.

Accesorios de Superficie.

Cabe aquí realizar una breve descripción del extremo del pozo en la superficie, denominado comúnmente “cabezal” o “boca de pozo” y para el caso de pozos surgentes “árbol de Navidad”. La boca de pozo involucra la conexión de las cañerías de subsuelo con las de superficie que se dirigen a las instalaciones de producción. El “colgador de cañerías” y el “puente de producción” son los componentes principales de la boca de pozo. Cada una de las cañerías utilizadas en el pozo (guía, casing, intermedia) debe estar equipada con un “colgador” para soportar el tubing. Este colgador va enroscado en la extremo superior de la cañería, y debe ser el adecuado para soportar a la cañería de menor diámetro.

Los fluidos producidos por el pozo son recibidos en la superficie en un “puente de

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producción”, que constituye el primer punto elemental del control de la misma. Este puente no sólo está equipado con los elementos necesarios para la producción de petróleo, junto con el gas y el agua asociados, sino también para la captación del gas que se produce por el espacio anular entre la tubería y el revestidor.

Reactivación de pozos de baja productividad

En la Cuenca del Golfo San Jorge, la más antigua y de menor productividad del país, se están llevando a cabo pruebas piloto para reactivar pozos de baja profundidad. Para ello se está aplicando el sistema Born Lift, el que puede asemejarse a un aljibe, en tanto consiste en un carretel de cinta accionado por un pequeño motor eléctrico, el que sumerge hasta el nivel de producción un tubo flexible (‘manguerote’), de una extensión aproximada de 6 metros, con una válvula en su extremo. Al contactar el petróleo, la válvula se abre por presión y da ingreso al hidrocarburo, que llena el tubo flexible; luego el carretel enrolla la cinta y trae consigo el tubo flexible, que hace las veces de recipiente del petróleo. El sistema está diseñado para mantener los niveles hidrostáticos de petróleo y agua dentro del diámetro interior del pozo durante el proceso de lifting, por lo que el petróleo fluye más libremente y permite extraer sólo petróleo, dejando el agua en su lugar.

Este sistema fue creado especialmente para operar pozos de baja productividad (hasta 10 barriles por día) y pocos profundos (no más de 900 metros). El costo promedio de este equipo está en el orden de los U$S 20.000, bastante inferior al de los equipos normalmente utilizados (por ejemplo, bombeo mecánico).

Fig. 6– Esquema del sistema Born Lift

En cuanto a las pruebas efectuadas en la cuenca del Golfo San Jorge, las mismas se han llevado a cabo en el pozo 881, el que tiene una profundidad de 280 metros y se realizan cinco carreras por hora, llevando la producción diaria entre 1y 1,5 m3;

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es claro que se trata de un pozo de baja productividad, comparado con el promedio de los pozos de la región, que es de 4 m3 diarios. Un equipo similar se utiliza en el histórico pozo 4, que ha sido reactivado en mayo del 2001, después de dos décadas de inactividad; el mismo ha producido 215 m3 entre mayo y octubre último, conservando aún su producción primaria.

Métodos para mejorar la recuperación de petróleo.

Hasta aquí se ha tratado la extracción de petróleo en su fase de “recuperación primaria”, es decir, aquella que se efectúa en función de la energía existente en el yacimiento, acudiendo en algunos casos a métodos artificiales. Dicha fase permite obtener entre un 15% y un 35% del petróleo in situ. Si se trata de petróleos viscosos, la extracción puede ser inferior al 10%.

Es común aplicar algunos medios para mejorar los valores de recuperación, por ejemplo la inyección de gas o agua en determinados pozos denominados “inyectores”, con el objeto de desplazar volúmenes adicionales de petróleo hacia el resto de los pozos del yacimiento que conservan el carácter de “productores”. Esto se llama “recuperación secundaria”.

Fig. 4- En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento.

Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria:

Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del yacimiento;

Económica: para recuperar volúmenes adicionales de petróleo. Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento.

En lo que hace a la inyección de gas cabe destacar, por ser pionero, el proyecto PIGAP (de inyección de gas a alta presión), el cual inyecta gas a una presión de

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632,7 Kg/cm2 en el yacimiento Carito en el norte de Monagas (Venezuela), valor de presión nunca antes manejado en el mundo.Además de la recuperación secundaria, se suelen aplicar otros métodos llamados de recuperación terciaria o mejorada, tales como la inyección de anhídrido carbónico (CO2), solventes, de polímeros, o métodos térmicos tales como la inyección de vapor, o de combustión in situ. Atendiendo a su costo elevado, esta fase se lleva a cabo cuando los precios del crudo la vuelven económicamente factible.

Conducción del petróleo crudo.

El petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son conducidos desde cada uno de los pozos hasta baterías o estaciones colectoras a través de cañerías enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de diámetro. El material más común para estas líneas de conducción es el acero, aunque se utilizan cada vez más cañerías de PVC reforzado con fibra de vidrio, resistentes a la corrosión.La batería recibe la producción de un determinado número de pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. En el caso de petróleos viscosos, también se efectúa su calentamiento para facilitar su bombeo a plantas de tratamiento.

Más específicamente, en el propio yacimiento, el petróleo crudo sufre algunos tratamientos:

a. Separación de gases:

Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan con facilidad.

1. El Metano (CH4) y el Etano (C2H6), componen el gas seco, así llamado porque no se licua por compresión. El gas seco se utiliza como combustible en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos, mezclándolo con el gas natural.

2. El Propano (C3H8) y el Butano (C4H10), constituyen el gas húmedo que se licua por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de acero de 42-45 Kg. La apertura de la válvula, que los recoloca a presión atmosférica, lo reconvierte en gas.

a. Deshidratación:

Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo general está acompañado por agua de formación, sales contenidas en el agua, sólidos en distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos y corrosivos. Ante esta situación es necesario separar los sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir se elimina el agua y sal que naturalmente contiene el petróleo en formación, o el

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agua que producen otras capas. Este proceso se realiza en la Planta Deshidratadora.

El hecho de acondicionar el crudo se realiza por una exigencia tanto de los transportadores, ya sea en barcos o en oleoductos, como de las refinerías, que es su destino final. Dentro de estas exigencias se establece que el petróleo no contenga un porcentaje de agua e impurezas mayor al 1% y un máximo de 100 gramos de sales por cada metro cúbico de producto.

El petróleo, una vez separado de los sedimentos, agua y gas asociados, se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación.

Gas

Para el caso de captación de gas de pozos exclusivamente gasíferos, gas libre pero no necesariamente seco, es necesario contar con instalaciones que permitan la separación primaria de líquidos y el manejo y control de la producción de gas, normalmente a mayor presión que el petróleo. A continuación seguirá el mismo proceso que el gas asociado ya separado.

El movimiento del gas a plantas y/o refinerías se realiza a través de gasoductos, bombeándolo mediante compresores.

Métodos de extracción artificial y recuperación secundaria en el área Entre Lomas.

El área Entre Lomas se localiza en la Cuenca Neuquina (Provincia de Neuquén y Río Negro) abarcando una superficie de 74.057 hectáreas. Dentro de sus límites, existen varios yacimientos de petróleo y gas.

La gran profundidad a que se encuentran los reservorios, la abundante presencia de gas asociado y la existencia de arena de fractura en los fluidos producidos, llevó a elegir como sistema de extracción al denominado Gas-Lift, motivo por el cual, oportunamente se debieron diseñar, montar y poner en marcha 29 motocompresoras que totalizan 29.000 HP de potencia, asegurando así los 2.000.000 de metros cúbicos diarios de gas de alta presión, requeridos por el yacimiento. En su momento, este sistema se constituyó en el más grande de la República Argentina y uno de los más importantes de Sudamérica.

Así como en condiciones originales favorecían la instalación del sistema Gas-Lift, con el correr del tiempo se fueron produciendo situaciones condicionadas por grandes caudales de agua, por zonas alejadas y por el progresivo agotamiento del reservorio. De allí entonces que se debieron implementar sistemas más tradicionales de extracción como el Bombeo Mecánico y el Bombeo Electrosumergible.

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Para mejorar la recuperación final de las reservas, en agosto de 1975, el área Entre Lomas inició la operación de Recuperación Secundaria en uno de sus yacimientos, posteriormente, el proyecto se extendió a otros yacimientos del área.

El promedio diario de producción para el ejercicio 1999, fue de aproximadamente 1.600mdiarios de petróleo y 1.150.000m3 de gas.

CUESTIONARIO WORK PAPER # 6

MÉTODOS DE PRODUCCION

1. Nombrar los tipos empujes conocidos para optimizar la producción petrolera

2. ¿ En que consiste la conducción del petróleo crudo ?.

3. ¿ A que se denominan accesorios de superficie ?

4. Explicar algunas de las razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria.

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PROGRAMA DE CONTROL DE CALIDAD

DIF’s # 1

U UNIDAD O TEMA: ANÁLISIS NODAL

T TITULO: OBJETIVO DEL ANÁLISIS NODAL

FECHA DE ENTREGA: 14ta. Semana

1.-Habiéndose hecho una definición completa de un sistema de producción y explicado que función cumplen los nodos analizar de que manera se podría optimizar la producción simplemente utilizando la variable de la ubicación de los mismos dentro del sistema.

2. Realizar un análisis probabilístico que involucren cálculos con las formulas y problemas realizados en clase donde se involucren aspectos como diámetro de cañería, caudales y tiempo mismos que podrán variar a criterio personal con la premisa de optimizar la producción.

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TAREA DEL DIF´s

Analizando los resultados generados por los cambios respecto a la ubicación de los nodos proceder a aplicar el seccionamiento a los datos de un pozo real que presente información actual.