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  • INGENIERA PETROLERA.- Publicacin mensual de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre A Piso 12. Col. Vernica Anzures C.P. 11300, Mxico D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorizacin como Correspondencia de Segunda Clase de Administracin de Correos nm. 1 de Mxico D.F. Distribuido por la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C. Publicacin editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Jurez, Mxico D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edicin: 1500 ejemplares. Certificado de licitud de ttulo en trmite nm. 8366 y Certificado de contenido nm. 5866 ante la Comisin Certificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo nm. 003322 ante la Direccin General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTCULOS TCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR.

    rgano de Divulgacin Tcnica e Informacin de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C.

    Certificado de Licitud de Ttulo Num. 8336. Certificado de Licitud de Contenido Nm. 5866.

    Vol. LI No. 7 JULIO 2011

    Editorial

    Seccin tcnica

    Resmenes de artculos tcnicos

    ArtculosSimulacin dinmica del transporte de mezclas de los campos Ayatsil-Tekel

    Incremento de produccin en pozos con flujo inestable, por medio del uso de vlvula motora y control de tiempo

    Detector de coples (CCL-REY)

    Continuando con la mejora continua, coaching en auditoras efectivas

    Uso de modelos de aproximacin basados en superficies de respuestas polinmicas multivariables (MDA PEP) para la generacin de pronsticos de produccin probabilistas a partir de los resultados de simulacin de yacimientos

    Tema de actualidadPanorama energtico hacia el 2030: gas natural a partir de fuentes no convencionales

    ADAIPM

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    7

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    Contenido

    47

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    exferResaltado

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    Incremento de produccin en pozos con flujo inestable, por medio del uso de vlvula motora y control de tiempo

    Ing. Edgar Cruz Osornio

    Figura 1. Patrones de flujo establecidos por Beggs and Brill, 1991.

    Introduccin

    Los factores que influyen para producir con flujo inestable son:

    Incremento en el porcentaje de agua Incremento en la produccin de gas

    Las consecuencias de producir un pozo con flujo inestable son:

    Baja presin en la cabeza del pozo Baja produccin de aceite Cerrar pozo por baja recuperacin o abatimiento de presin Cerrar pozo por invasin de agua salada

    Para determinar los factores que provocan un flujo inestable y poderlos mitigar, se requiere informacin como: produccin del pozo, registros de presin de fondo cerrado y fluyente, grficas de presin en cabeza, estado mecnico del pozo, datos de laboratorio, con esta informacin podemos realizar el anlisis nodal para determinar las prdidas de presin en el sistema; el cual incluye la suma de las prdidas de energa en forma de presin en cada componente del sistema de produccin desde el yacimiento-pozo hasta la batera de separacin, Figura 2, y dichas prdidas son la diferencia entre la presin de partida, presin del yacimiento (Pws) y la presin final, presin de separacin y se escribe como:

    Pws Psep = DPy + DPc + DPp + DPl (1)

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    Donde:

    Figura 2. Cadas de presin en el sistema de produccin.

    Considerando que la mayor prdida de presin es en el pozo (Ecuacin 4), que puede ser hasta de un 90%; siendo uno de los elementos ms desestabilizadores de la produccin conforme aumenta el corte de agua, el cual ocasiona colgamiento de fluido, en otras palabras aumenta el peso de la columna hidrosttica, muchas veces sin dejar fluir el pozo, el incremento de produccin de gas origina patrones de flujo anular viajando el gas en la parte de en medio de la TP y el

    aceite con agua pegado a las paredes de la TP, esto es por la diferencia de velocidades que existe entre el gas y el aceite, llegando ms rpido el gas que el aceite a superficie.

    Se utiliz el anlisis nodal de la siguiente manera para identificar de los factores que inestabilizan el flujo y poderlos mitigar.

    DPy = Pws Pwfs = Cada de presin en el yacimiento, (IPR) (2)

    DPc = Pwfs - Pwf = Cada de presin por disparos, (Jones, Blount & Glaze) (3)

    DPp = Pwf - Pwh = Cada de presin en el pozo. (FMT vertical) (4)

    DPl = Pwh Psep = Cada de presin en la lnea de flujo. (FMT horizontal) (5)

    DPp = Pwf - Pwh = DPe + DPf + DPa Cada de presin en el pozo

    DPe = Gf*PMI Cada de presin por elevacin

    DPf = Cada de presin por friccin

    DPa = Despreciable en pozos fluyentes Cada de presin por aceleracin

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    Con este anlisis se verific que la mayor cada de presin es en el pozo grficamente se puede observar en la Figura 3; adems de ser una de las principales causas de la inestabilidad en el flujo, sobre todo cuando incrementa el porcentaje de agua y gas.

    Figura 3. Grafica de prdidas de presin con respecto a la trayectoria de flujo desde el yacimiento-pozo hasta la batera de separacin.

    En la cada de presin por elevacin que es parte de la cada de presin en el pozo; cuando incrementa el porcentaje de agua, aumenta el gradiente de fluido de valores de 0.055 a valores de 0.090 kg/cm2/m, causando mayor peso en la columna hidrosttica generando la inestabilidad de flujo en el pozo.

    Otro de los factores que influyen en la inestabilidad de flujo en un pozo es el aumento de la RGA, debido a la mayor produccin de gas; la presencia abundante de gas modifica los patrones de flujo dentro del pozo produciendo con un patrn de flujo tipo anular, produciendo un volumen pequeo de aceite; es necesario cambiar el patrn de flujo.

    Antecedentes

    Los factores que desestabilizan el flujo como son el incremento en el porcentaje de agua y gas se pueden

    controlar con el uso de estranguladores de superficie y estranguladores de fondo los cuales permiten alcanzar cierto nivel de estabilidad prolongando la vida productiva del pozo.

    Una tcnica excelente que mitiga los principales problemas de inestabilidad de flujo en pozos semi-fluyentes de aceite como son el % de agua e incremento en la RGA es:

    Operar el pozo por ciclos de apertura y cierre por medio de la vlvula motora con control de tiempo en lnea de descarga, Figura 4; con ello el flujo se estabiliza cambiando el patrn de flujo de tapn o transicin a flujo burbuja, regresando a las condiciones iniciales de explotacin del pozo, es como rejuvenecerlo, aumentando su vida productiva; esto lo logramos con la vlvula motora y control de tiempo.

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    Los efectos estabilizadores son:

    Pozo cerrado por ciclos con vlvula motora y control de tiempo

    Incrementa la Pwh re presiona pozo-yacimiento.

    Acomodo de fluidos por diferencia de densidades en pozo-yacimiento.

    Menos gas libre dentro de la tubera de produccin.

    Pozo abierto por ciclos vlvula motora y control de tiempo

    Mantiene incremento de presin en la cabeza del pozo operando.

    Produce mayor volumen de aceite con bajo %H2O y menos gas libre (modifica el patrn de flujo).

    Por diferencia de velocidades produce primero el gas luego aceite y agua.

    Los ciclos de apertura y cierre se determinan en campo de manera emprica, muestreando; en el ciclo de apertura se produce primero gas posteriormente

    aceite y las ltimas muestras acusan agua, entonces concluye el ciclo de apertura.

    El ciclo de cierre o tiempo de cierre se determina cerrando el pozo por un periodo de tiempo, hasta que se alcance una presin en cabeza mayor que la que hay en la lnea de descarga, puede ser 1, 2, 3 horas esto depender del tiempo de estabilizacin de los fluidos y de la separacin de fases.

    En general, el ajuste de los ciclos de apertura y cierre se determinan a prueba y error en campo, los indicadores para determinar el xito de estabilizar el flujo del pozo son: incremento de presin en la cabeza, disminucin en el corte de agua, menor produccin de gas y mayor produccin de aceite; condiciones que a veces pueden lograrse en das, pero al final de cuentas se conseguir estabilizar el flujo.

    Al interrumpir el flujo en los ciclos de cierre, se podra pensar que se pierde produccin, sin embargo, no es as, cuando alcanza la estabilizacin el flujo del pozo, descargar con mayor presin en cabeza, la cual se mantendr durante los ciclos de apertura y considerando que el agua se queda en la parte baja de la tubera de produccin (TP) y que hay menos gas libre dentro del pozo, cuando descargue producir mayor volumen de aceite.

    Figura 4. Esquema de vlvula motora en lnea de descarga en pozos de aceite semi-fluyentes.

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    Ventajas de operar por ciclos de apertura y cierre, los pozos semi-fluyentes:

    Mitigan los principales parmetros que desestabilizan el flujo de aceite (incremento en el %H2O y gas libre) (disminuir cabeceo o bacheo)

    Incrementa la produccin de aceite y la produccin acumulada (Np)

    Mantener vigente los intervalos.

    Al fraccionar la produccin con este mtodo al final del da, la suma del volumen parcial de aceite producido es mucho mayor que cuando opera el pozo de manera continua, ya que en esta condicin opera con una baja presin en la cabeza del pozo, con un porcentaje de agua mayor y alta relacin gas aceite (RGA); cuando

    opera por ciclos, la produccin de aceite aumenta, el % de agua es menor, asimismo el gas libre, y tiene mayor presin en la cabeza del pozo, lo que incrementa la produccin acumulada y su vida productiva.

    Desarrollo del tema

    Para implementar esta tecnologa en pozos del Campo Rabasa y pozo Blasillo-43, se utiliz la informacin disponible por pozo como es: estado mecnico del pozo, tarjeta del pozo, resultado de laboratorio, registros de presin de fondo cerrado y fluyente, historia de produccin y explotacin, historia de presin en cabeza; con esta informacin se realiz el anlisis nodal, la IPR de Vogel, como se muestra a continuacin del anlisis que se hizo para los pozos Rabasa-102, Figura 5, y Blasillo-43.

    Figura 5. Estado mecnico e IPR pozo Rabasa-102 TR.

    Cabe sealar que el pozo Rabasa-102 produce por las 2 ramas por la tubera de produccin (TP) y por la tubera de revestimiento (TR), siendo esta ltima la que presentaba problemas de estabilidad de flujo, incluso estando a punto de cerrarlo por abatimiento de presin, con la ingeniera e implementacin de la vlvula motora, Figura 6, alargamos su vida productiva e incrementamos su produccin de aceite como se muestra ms adelante en la tabla de resultados.

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    Figura 6. Fotografas de vlvula motora con control de tiempo en lnea de descarga pozo Rabasa-102 TR.

    Considerando el ritmo de declinacin de presin en cabeza de este pozo del orden de 2 kg/cm2 mensual, sera cerrado en 2 semanas, cuando realizamos la implementacin de vlvula motora con control de tiempo y con ello aumento la presin en cabeza y la produccin como se puede ver en la Figura 7.

    Figura 7. Grficas de presin en cabeza antes y despus de vlvula motora con control de tiempo en lnea de descarga, pozo Rabasa-102 TR.

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    Figura 8. Grficas de presin en cabeza despus de vlvula motora con control de tiempo en lnea de descarga pozo Blasillo-43 TP.

    Cabe sealar que el pozo Blasillo 43, estaba cerrado por abatimiento de presin y con la vlvula motora lo incorporamos en produccin con 44 pbd de aceite y 0.212 mmpcd de gas.

    Solucin del problema

    Considerando que algunos de nuestros pozos producen en flujo inestable con patrones de flujo bache, transicin, incluso anular; una forma de determinar el rgimen de flujo donde operan los pozos, es a travs de los mapas de patrones de flujo, los cuales por medio de la velocidad del aceite y el gas se puede ubicar el patrn de flujo predominante en los pozos.

    Por ejemplo, en el caso de los pozos del Campo Rabasa, que producen por tubera de revestimiento y que presentan problemas de estabilidad de flujo, y que no es posible implementarles un sistema artificial de produccin que mantenga su produccin, resulta una excelente opcin estabilizar su produccin con la vlvula motora, con ello alargamos su vida productiva y mantenemos vigentes los intervalos de explotacin.

    Como ejemplo de que se puede producir con flujo estable en ciclos de apertura y se hace mencin el pozo Rabasa 101 y se muestra el registro de presin de fondo cerrado, Figura 9, donde podemos observar que mientras se encuentra cerrado el pozo los fluidos contenidos en l; se acomodan por diferencia de densidades y las fases se separan, quedando el gas libre en la parte alta de la TP, el aceite en la parte media y el agua en la parte baja de la TP; en esta condicin si abrimos el pozo por un periodo de tiempo producir primero el gas, despus aceite y cuando empiece a producir agua lo cerramos, repitiendo el ciclo de cierre para que se acomoden los fluidos y se separen las fases.

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    Figura 9. Registro depresin de fondo cerrado, pozo Rabasa-101 (TP).

    Resultados

    Los resultados fueron incremento de produccin de 201 bpd de aceite y 21,319 bls de produccin acumulada con la implementacin de la vlvula motora en 6 pozos del campo Rabasa y la incorporacin en produccin de pozo Blasillo-43 como se muestra en la siguiente tabla:

    Los costos del equipo vlvula motora con control de tiempo, Figura 10, son aproximadamente de 50,000 pesos, es fcil y rpida de instalar en 4 hrs queda el pozo operando con la vlvula motora.

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    Figura 10. Fotografas del equipo vlvula motora y control de tiempo en otros pozos Campo Rabasa.

    Conclusiones

    1. El mtodo para estabilizar el flujo con vlvula motora y control de tiempo permite:

    Incremento de produccin de aceite modificando el patrn de flujo

    Incrementar la vida productiva del pozo y la produccin acumulada

    Mantiene vigente los intervalos de explotacin

    Administrar la energa del yacimiento

    2. Los resultados con la aplicacin de esta tcnica, fueron 201 bpd de produccin incremental y 21,309 bls de produccin acumulada de aceite, en los pozos del Campo Rabasa Nos. 101 (TP), 102 (TR), 102 (TP), 121 (TP), 122 (TP), 166 (TR) y la incorporacin en produccin del pozo Blasillo-43.

    3. Como se puede observar en los resultados, en todos los casos baj el corte de agua e increment la produccin de aceite.

    4. Con este mtodo podemos reactivar pozos cerrados por alto corte de agua, igualacin de presin e incrementar la produccin de pozos que operan por

    tubera de revestimiento o tubera de produccin con baja presin en cabeza, que por alguna razn no aplique sistema artificial de produccin y el pozo re-presione.

    5. Instalacin rpida del equipo y bajos costos; no requiere mantenimiento.

    6. El mtodo para estabilizar flujo con vlvula motora y control de tiempo en pozos productores de aceite, no se ha utilizado en pozos del Activo, por lo tanto, se puede considerar como una prueba tecnolgica innovadora.

    Nomenclatura

    VM= Vlvula MotoraCT= Control de Tiempobpd= Barriles por dammpcd= millones de pies cbicos por daEA= Espacio AnularGf= Gradiente del fluidoGg= Gradiente de GasJ= ndice de Productividad LDD= Lnea de Descarga.Ne= Nivel EstticoPMI= Profundidad Media del IntervaloPwh= Presin en la cabeza del pozo Pwf= Presin de fondo fluyendo

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    Pws= Presin del yacimientoQf= Gasto de fluidoQn= Gasto netoRGA= Relacin Gas-Aceite RP= Registrador de presinTP= Tubera de Produccin TR= Tubera de RevestimientoDPe= Cada de Presin por elevacinDPf= Cada de Presin por FriccinDPa= Cada de Presin por AceleracinDPl= Cada de Presin en la lnea de flujo descargaPsep= Presin de separacinRw= Radio del pozo

    Referencias

    Kermit E. Brown. Artificial Lift Methods Volume 2a, 1980. Cartera de Proyectos 2011-2024 del Activo Integral Cinco Presidentes

    Currculum vitae

    Ing. Edgar Cruz Osornio

    Ingeniero Petrolero egresado de la Facultad de Ingeniera de la UNAM, el 6 de diciembre de 2005.

    Ingres a Petrleos Mexicanos en febrero de 2006, en la Coordinacin de Diseo de Explotacin del Activo Integral Cinco Presidentes, en el rea de Diseo de Instalaciones de Explotacin, en abril del mismo ao implement el sistema de Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP) para el pozo Snchez Magallanes 61 y particip en la implementacin de otros tres sistemas BCP, en pozos de aceite viscoso del Campo Magallanes.

    En noviembre de ese mismo ao particip en la seleccin, diseo, implementacin y puesta en operacin del sistema BCP del pozo Samaria 1001, el cual qued productor, mismo que forma parte del proyecto Samaria Pesado del Terciario y sirvi como prueba piloto para explotar con este sistema artificial de produccin, dicho campo.

    Analiza y propone pozos a reparacin menor con y sin equipo (camin varillero, TF, etc.) de los campos Magallanes y Moloacn.

    En 2007 implement el sistema BCP en los pozos Snchez Magallanes 214-T y 272-D.

    En 2008 implement el sistema BCP en los pozos Snchez Magallanes 50-D y 273, el BCP_Hbrido en el Snchez Magallanes 237. Actualmente disea los aparejos de bombeo neumtico de los pozos de terminacin del Activo, es parte de la coordinacin y aplicacin del contrato regional de sistemas artificiales de produccin en el Activo y forma parte del proyecto FEL Magallanes-Ogarrio.

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