5 . FUNCIONAMIENTO DEL ESTRANGULADOR: EFECTOS SOBRE

EL COMPORTAMIENTO DEL POZO

5-2

5.1 INTRODUCCION

Una parte necesaria en el estudio de los pozos fluyentes es el conocimiento del funcionamiento del estrangulador que se utiliza para controlar la tasa de produccin y asegurar la estabilidad. Comnmente, se instala el estrangulador en el cabezal del pozo, otra posibilidad es instalar un estrangulador abajo del agujero que se usa como una medida de seguridad en los pozos perforados en la plataforma continental para evitar la posibilidad de que el cabezal de pozo pueda sufrir un dao, y una ms es instalar un estrangulador corriente abajo del cabezal corriente abajo del cabezal del pozo en la interconexin de las lneas.

En caso del estrangulador en el cabezal de pozo es el nico que se expone aqu, aunque algunos comentarios generales que se aplican a otras situaciones se hacen en la seccin 5.9, puesto que a existe muchas publicaciones especializadas sobre los estranguladores y el anlisis detallado del comportamiento de los mismos.

5.2 FUNCIONAMIENTO DEL ESTRANGULADOR

Es prctica comn es los pozos petroleros escoger el estrangulador para un pozo fluyente de tal modo que las pequeas variaciones en la presin corriente abajo en la presin corriente abajo no afecten la Pth y en consecuencia, el comportamiento del pozo. De esta manera el fluido se desplazara por el estrangulador a velocidades superiores a la del sonido y bajo diversidad de condiciones que se encuentran en el trabajo de los campos petroleros, que este requisito se satisface si la Pth es por lo menos el doble de la presin promedio de la lnea de flujo. Puede demostrarse tericamente, si se supone un estrangulador con bordes biselados y se hace varias suposiciones con respecto

5-3

a las caractersticas de presin comparadas con el volumen de aceite y de gas, que:

2

5.0

SqCRptf = (Ec. 5-1)

Donde

ptf= Ptf , lb/pulg2 abs.

R= RGL, mpc/bl

q= gasto total de lquido, bl/da.

S= dimetro del estrangulador, 1/64 pulg.

C= constante (cerca de 600)

Usando la informacin de la produccin del campo Ten Section en California, gilbert obtuvo la formula emprica

89.1

546.0435S

qRptf = (Ec. 5-2)

Donde ptf ahora est en lb/pulg2 man.

5-4

Ejemplo 5.1. Un pozo produce 100 bl/da por un estrangulador de pulg con una Pth de 150 lb/pulg2. Cul es la RGL calculada con la ecuacin 5-2? Cul sera la RGL calculada si el tamao del estrangulador es de 17/64 pulg con todos los otros datos iguales?

El uso de la ecuacin 5-2 directamente conduce a los valores

Estrangulador de pulg: RGL= 0.456 mpc/bl

Estrangulador de 17/64 pulg: RGL= 0.561 mpc/bl

El ejemplo 5.1 ilustra la gran variacin en la RGL calculada como resultado de un pequeo cambio en el dimetro supuesto del estrangulador y puntualiza el riesgo al usar la frmula del funcionamiento del estrangulador para calcular las RGL. En smbolos, la razn de esta sensibilidad puede verse fcilmente en la ecuacin5-1 la cual puede escribirse en la formula

( )( )

42

2

SCqP

R tf=

Que ilustra el hecho de que la RGL depende de la cuarta potencia del dimetro del estrangulador.

5.3 CONDICIONES DE FLUJO ESTABLE E INESTABLE

El flujo de un pozo petrolero, desde la formacin a travs de la tubera de produccin y hasta el estrangulador de la lnea de descarga, nunca es completamente estables. El gasto del lquido, la RGL y la presin de la formacin varan continuamente. En tanto que sean reducidos los lmites de

5-5

estas fluctuaciones, el sistema de flujo puede considerarse como estables. Por otra parte, cualquier tendencia que indique un incremento en las variaciones, s indicacin de estabilidad incipiente y puede tener consecuencias graves, desde la muerte del pozo o lo que es mas raro, el incremento excesivo de las variaciones de la produccin.

Figura 5.1 Curvas IPR, Pth y del funcionamiento de estranguladores en un pozo fluyente.

Al analizar la estabilidad del flujo es necesario tener en cuenta el IPR, la Pth y las curvas de funcionamiento del estrangulador del pozo fluyente (figura 5.1), la curva tpica de las prdidas de presin en la tubera de produccin en funcin de la produccin (figura 5.2) y que la curva Pth de la figura 5.1 es la diferencia entre la curva IPR y la curva mostrada en la figura 5.2. Debe recordarse

5-6

tambin que la funcin de un estrangulador en la lnea de flujo es regularizar el flujo, es decir, mantener el gasto y, en consecuencia, la Pth tan constante como sea posible.

Figura 5.2 Prdida de presin en la tubera de produccin en funcin de la produccin.

El gasto en el cual se alcanza este mnimo cae con el aumento de la RGL, y el gasto en el que la curva se levanta a gastos por arriba de aquel en el que se presenta el mnimo, aumenta cuando se incrementa la RGL (Figura 5.3)

5-7

Figura 5.3 influencia de la RGL en la prdida de presin en la tubera de produccin graficada en funcin de la produccin.

En otro caso, supngase que por cierta razn hay una variacin en la RGL libre de la formacin, y que esta variacin persiste durante unos pocos segundos. Como resultado, cambiar la prdida de presin en la tubera de produccin; supngase que baja una cantidad p, punto B2 en la figura 5.4. Ya que el estrangulador mantiene una presin mantiene una Pth constante, se deduce que la cada en la prdida de presin en la tubera de produccin debe estar acompaada por un incremento en la presin de entrada de la formacin punto A2 en la curva IPR, donde la diferencia vertical (presin) entre A1 y A2 es tambin p.

5-8

Figura 5.4 Anlisis de la estabilidad del flujo.

El gasto de la formacin se reduce y, as, la prdida de presin en el ademe se eleva (B3). Presin de entrada cae de modo que la prueba posicin de flujo de la formacin A3, donde la diferencia vertical entre A1 y A2 iguala a la diferencia entre B1 y B3. esto conduce a un punto nuevo B4 y as sucesivamente.

5-9

La estabilidad se lograr cuando los puntos tiendan a converger en A1. La inestabilidad ser un peligro si los puntos A tienden a separarse ms.

Con objeto de estudiar detalladamente este punto, sean m y M las pendientes de la curva IPR y la curva de prdida de presin en los puntos A1 y B1 como se muestra en la figura 5.4. Como B2B1 es igual a p, la distancia horizontal A2A es p/m. se deduce que la distancia vertical B1B3 es p(M/m); es tambin la distancia vertical A1A3.

Por lo tanto, la distancia horizontal A1A3 es

m

Mm

p 1

De modo que la distancia vertical B1B4 es

2

m

Mp

Continuando este razonamiento, la distancia horizontal A1A4 es

21

m

Mm

p

Y la distancia horizontal A1A5 es

5-10

31

m

Mm

p

Y as sucesivamente.

En el extremo del gasto bajo, las pendientes de estas dos curvas son iguales cuando la curva de su diferencia, es decir, la curva Pth de la figura 5.1, es horizontal. Por lo tanto, cualquier intento para que fluya un pozo en un punto de la curva Pth a la izquierda de su mximo es peligroso, y el pozo tiene el riesgo de morir.

En el extremo del gasto alto, es posible imaginar situaciones en los pozos extremadamente prolficos de alta RGL, en los cuales la curva de prdida de presin en la tubera de produccin puede ser numricamente ms inclinada que el IPR.

5.4 EFECTOS DEBIDOS AL CAMBIO DEL DIMETRO DEL ESTRANGULADOR

En aquellos casos en los cuales el espacio anular entre la tubera de produccin y la de revestimiento no tiene empacador y la presin de fondo fluyendo es menor que la de burbuja, la secuencia de fenmenos que sigue a una reduccin en el dimetro del estrangulador en un pozo fluyente es como se describe a continuacin.

La reduccin del orificio en la superficie ocasiona un aumento en la contrapresin en la tubera de produccin, la cual origina que se reduzca el gasto en la tubera de produccin. La contrapresin en la formacin no cambia instantneamente, porque la CHP ms la presin debida a la columna de gas en el espacio anular no se altera momentneamente. La formacin dura durante

5-11

un corto tiempo produciendo el gasto anterior, y la diferencia entre esta produccin y la que puede pasar ahora por la tubera de produccin debe entrar a hora por el espacio anular. Este lquido en el espacio anular hace que se eleve la presin de fondo fluyendo, primero, debido a que la misma columna del lquido ejerce una contrapresin y, segundo, debido a que se comprime el gas que ocupaba inicialmente el volumen total del espacio anular. El incremento en la presin de fondo fluyendo genera una produccin menor de la formacin, y as sucesivamente, hasta que alcanza el equilibrio.

En esta etapa, el gas empieza a desplazar al aceite que se ha acumulado en el espacio anular; mientras esto ocurre, se reduce la RGL libre en la tubera de produccin, no solamente por la prdida de presin en el espacio anular, sino tambin debido a la produccin de aceite desde el espacio anular a la tubera de produccin. Durante este perodo en que se reduce la RGL en la tubera de produccin, se incrementar la prdida de presin en la tubera de produccin y caer la Pth.

De esta manera se concluye que en los pozos que no tienen empacador entre la tubera de ademe y la de produccin, los cuales estn fluyendo con las presiones de fondo fluyendo debajo de las ptimas y, a dems, las RGL estn cercanas al lmite inferior del flujo, debe tenerse mucho cuidado al realizarse un estrangulamiento.

Puede verse fcilmente que colocar un estrangulador no presenta problema inmediato; la presin de fondo fluyendo permite que, al reducirse sta, algo del gas del espacio anular escape a la tubera de produccin, elevando de esta forma la RGL de la misma tubera y reduciendo la prdida de presin del flujo vertical bifsico, siempre que las RGL estn a bajo del valor ptimo.

Si el pozo se ha terminado con un empacador con un empacador entre la tubera de revestimiento y la de produccin y en la parte inferior de la tubera de produccin o cerca de dicha parte hay poco o ningn receptculo disponible

5-12

de gas libre en el mismo pozo, no est presente el peligro que se acaba de exponer o, en el peor del os casos, es de consideracin al margen.

5.5 EFECTO DE LA PRESION EN LA EFICIENCIA EN LAEFICIENCIA DEL POZO FLUYENTE

En esta seccin se mostrar que, siempre que otros factores permanezcan constantes, la eficiencia de flujo bifsico vertical declina conforme disminuye la presin est tica del yacimiento; es decir, cuando la presin esttica, un porcentaje considerable de la cada de presin desde la formacin hasta el cabezal de la tubera de produccin se debe a la cada de presin de dicha tubera. Esta disminucin en la eficiencia se refleja en la produccin que alcanza el pozo con un estrangulador de dimetro dado, de tal manera que las curvas de declinacin de la produccin basadas en los comportamientos anteriores de flujo, darn resultados con frecuencia sin significado.

5-13

Figura 5.5 Pronstico de la produccin, pozo fluyente, dimetro constante del estrangulador.

5-14

Figura 5.6 Comparacin del potencial de un pozo y su produccin.

5.6 PREDICCION DE LA PRODUCCION DE UN YACIMIENTO

En esta seccin se delinea un mtodo basado en el comportamiento individual de un pozo que debe conducir a resultados ms exactos. Una desventaja mayor en el uso de este enfoque es el poco conocimiento preciso que se tiene respecto al decaimiento del IPR; aumentar el entendimiento de ste proceso es quiz uno de los mas importantes desafos que enfrenta la ingeniera moderna de produccin.

5-15

En el ejemplo usado para ilustrar el mtodo propuesto, se dispone de ciertos datos de produccin de los cuatro pozos que drenan un pequeo yacimiento. Los datos del ejemplo se muestran en las tablas 5.1, 5.2 y 5.3.

Pozo BHP

esttica IP

lb/pulg2

man bl/da/lb/pulg2

A 2350 0,22

1820 0,19

1710 0,09

1420 0,14

B 2100 0,06

1730 0,07

1550 0,05

C 2100 0,19

1660 0,15

1400 0,12

D 2100 0,11

1770 0,09

1420 0,07

Tabla 5.1 Presiones estticas del pozo e IP.

Produccin acumulativa

Presin esttica promedio

de aceite del yacimiento

al nivel de referencia

106 bl lb/pulg2 man

0,031 2100

0,353 1720

0,669 1410

Tabla 5.2 Presin esttica del yacimiento a diversas producciones acumulativas.

5-16

Produccin acumulativa

RGA del yacimiento

del aceite, 106 bl pies3

estndar/bl

0,120 209

0,229 208

0,307 214

0,402 220

0,471 242

0,533 240

0,565 255

0,602 298

0,641 353

0,669 365

Tabla 5.3 Historia de la RGA del yacimiento

Figura 5.7 Pronstico de Produccin: se supone la presin y la historia de la RGA.

5-17

5.6.1 Comportamiento de la presin esttica

Se grafica la presin esttica como una funcin de la produccin acumulativa de aceite (figura 5.7) de la tabla 5.2. La forma en que cae la presin esttica indica que la presin del punto de burbujeo del crudo es un poco arriba de 2000 lb/pulg2 y que se alcanza cuando la produccin acumulativa de aceite es caso de 40000 bl.

5.6.2 Declinacin del IP

Se prepara una curva de declinacin IP que se ajuste a la informacin disponible en la mejor forma posible. Cuando se usa el smbolo Ji para los IP a presiones arriba del punto de burbuja, la presin indicada del punto de burbuja de 2000 lb/pulg2 man tomada junto con la informacin de la tabla 5.1, lleva a las conclusiones:

( )( )( )( ) 11.0

19.006.022.0

=

=

=

=

Di

Ci

Bi

Ai

JJJJ

Ahora se determina (J/Ji) y se grafica este valor como una funcin de la presin.

Cuando se hace en papel semilog, el resultado es como el que se indica en la figura 5.8.

5-18

Figura 5.8 Pronostico de produccin: datos de IP

5-19

5.6.3 Comportamiento de la RGA

Se grafica la RGA contra la tendencia de recuperacin acumulativa de aceite de la tabla 5.3 (figura 5.7). Esta puede extrapolarse a una distancia relativamente corta con bastante precisin.

5.6.4 Potenciales estimados del pozo y gastos de bombeo

Determnese los IP futuros, potenciales y gastos de produccin con bombeo de los cuatro pozos. Estos valores pueden asignarse con la ayuda de las figuras 5.7 y 5.8, y los pasos necesarios para el clculo se muestran en las tablas 5.4, 5.5 y 5.6.

Aceite

acumulativo

Presin esttica,

del yacimiento,

J/Ji IP bl/(da) (lb/pulg2)

lb/pulg2

man

103 bl (figura 5,10)

(Fig. 5-11)

A B* C D

1500+ 575 0,680 0,150 0,054 0,129 0,075 1410 669 0,635 0,140 0,051 0,121 0,070 1300 780 0,590 0,130 0,047 0,112 0,065 1200 880 0,550 0,121 0,044 0,104 0,061 1000 1090 0,475 0,105 0,039 0,090 0,052 800 1300 0,410 0,090 0,033 0,078 0,045 600 1500 0,350 0,077 0,028 0,067 0,039 400 1710 0,305 0,067 0,024 0,058 0,034 300 1820 0,285 0,063 0,023 0,054 0,031 200 1920 0,265 0,058 0,021 0,050 0,029

Tabla 5.4 Establecimiento de la declinacin del IP. * El valor inicial de IP es Ji que se toma como 0.08 bl/(da)(lb/pulg

2).

5-20

Presin esttica,

IP bl/(da) (lb/pulg2)

lb/pulg2

man A B C D

1500 150,0* 81,0 193,5 112,5

1410 197,4 71,9 170,6 98,7

1300 169,0 61,1 145,6 84,5

1200 145,2 52,8 124,8 73,2

1000 105,0 38,0 90,0 52,0

800 72,0 26,4 62,4 36,0

600 46,2 16,8 40,2 23,4

400 26,8 9,6 23,2 13,6

300 18,9 6,9 16,2 9,3

200 11,6 4,2 10,0 5,8

Tabla 5.5 Variaciones en los potenciales de los pozos con la presin

esttica del yacimiento.

*Produccin del pozo A a un abatimiento de 1000 lb/pulg2 cuando la presin esttica del yacimiento es de 1500 lbpulg2 man.

Presin esttica,

Presin esttica, menos 150,

Gasto de produccin por bombeo, bl/da

Lb/pulg2 man. Lb/pulg2 man. A B C D 1500 1350 202,5 72,9 174,2 101,3 1410 1260 176,4 64,3 152,5 88,2 1300 1150 149,5 54,1 128,8 74,8 1200 1050 127,1 46,2 109,2 64,1 1000 850 89,3 32,3 76,5 44,2 800 650 58,5 21,5 50,7 29,3 600 450 34,7 12,6 30,2 17,6 400 250 16,8 6,0 14,5 8,5 300 150 9,5 3,5 8,1 4,7 200 50 2,9 1,1 2,5 1,5 Tabla 5.6 Gastos de produccin futuros por bombeo.

5-21

5.6.5 Comportamiento del flujo futuro del pozo A

En la figura 5.12 el IPR del pozo a se grafica a las presiones estticas del yacimiento de 1500, 1410, 1300, 1200 y 1000 lb/pulg2 man. La informacin requerida para dibujar estas lneas se encuentra en la tabla 5.5.

Figura 5.9 Pronostico de produccin: Comportamiento futuro del flujo del pozo A.

Las RGA correspondientes a las diversas presiones pueden obtenerse de la figura 5.7 y re muestra en la tabla 5.7.

5-22

Presin esttica

RGL del Yto

Lb/pulg2 man. pies3/lb

1500 285

1410 360

1300 465

1200 570

1000 800 Tabla 5.7 Pronostico de las RGL para el yacimiento.

El uso de las curvas de distribucin de presin para el flujo a travs de la tubera de produccin 2 3/8 de pulgada y a una Pth fija en 100 lb/pulg2 man permite la determinacin del gasto del pozo A en cada una de las presiones estticas supuestas mediante la grfica de produccin al pie de la tubera de produccin y tomando el punto de interseccin con el IPR correspondiente. Los resultados se muestran en la grfica 5.9

5.6.6 Comportamiento del flujo futuro del pozo C

Un anlisis similar al realizado para el pozo A se encuentra en la figura 5.10, y los gastos de produccin del pozo C a diversas presiones listan en la tabla 5.8.

Presin del yacimiento Gasto de flujo,

lb/pulg2 man. bl/da

1410 66

1300 53

1250 45 (el pozo muere)

Tabla 5.8 Gastos futuros del flujo, pozo C

5-23

Figura 5.10 Pronostico de produccin: comportamiento futuro del pozo C.

5.6.7 Comportamiento futuro del yacimiento

Por medio de la informacin mostrada en las tablas 5.4, 5.6, 5.9 y 5.10, es posible construir las tablas 5.11 y 5.12, las cuales resumen el comportamiento futuro del yacimiento. El clculo se ha determinado a la presin del yacimiento de 400 lb/pulg2, una produccin acumulativa 1710000 bl y una vida futura de menos de 20 aos, aya que la produccin despus de este punto es tan bajo que cualquier prediccin posterior es muy poco confiables. Las grficas de los gastos futuros de produccin del yacimiento contra el tiempo y la produccin acumulativa se muestran en las figuras 5.11 y 5.12.

5-24

Presin del yacimiento Gasto de flujo, Lb/pulg2 man. bl/da

1410 82 1300 66 1200 51 (el pozo muere)

Tabla 5.9 Gastos futuros del flujo, pozo A.

Presin del yacimiento Gasto de flujo, lb/pulg2 man. bl/da

1410 66 1300 53 1250 45 (el pozo muere)

Tabla 5.10 Gastos futuros del flujo, pozo C

Presin esttica

Produccin Acumulada

Aumento en la

Gastos de produccin, bl /da

lb/pulg2 man

del yacimiento

103 bl Acumulacin,

103 bl A B C D Total 1410 669 82,0 64,3 66,0 88,2 300,5 1300 780 11 66,0 53,0 53,0 74,8 246,8 1250 830 50 58,5 50,2 45,0 69,5 223,2

118,8 297,0 1200 880 50 51,0 46,2 109,2 64,1 270,5

127,1 346,6 1000 1090 210 89,3 32,3 76,5 44,2 242,3 800 1300 210 58,5 21,5 50,7 29,3 160,0 600 1500 200 34,7 12,6 30,2 17,6 95,1 400 1710 210 16,8 6,0 14,5 8,5 45,8 300 1820 110 9,5 3,5 8,1 4,7 25,8 200 1920 100 2,9 - 2,5 - 5,4

Tabla 5.11 Pronostico de los gastos de produccin segn el comportamiento del yacimiento contra la presin.

5-25

Este valor de 118.8 bl/da se calcula el valor de J/Ji de la figura 5.11, y entonces, el valor de J. El uso de una presin de entrada en la bomba de 150 lb/pulg2 man es consecuencia del gasto calculado de 118.8 bl/da

Intervalos de Incremento Tiempo

presin Gasto promedio de produccin, bl/da del tiempo, acumulado, lb/pulg2

man A B C D Total meses meses

800 - 600 46,6 17,1 40,5 23,5 127,7 51,5 135,4 600 - 400 25,8 9,3 22,4 13,1 70,6 97,8 233,2 400 - 300 13,2 - 11,3 6,6 31,1 116,4 * 300 - 200 6,2 - 5,3 - 11,5 286,1 *

1410 - 1300 74,0 59,2 59,5 81,5 274,2 13,3 13,3 1300 - 1250 62,3 52,2 49,0 72,2 235,7 7,0 20,3 1250 - 1200 54,8 48,2 114,0 66,8 283,8 5,8 26,1 1200 - 1000 108,2 39,3 92,9 54,2 294,6 23,5 49,6 1000 - 800 73,9 26,9 63,6 36,8 201,2 34,3 83,9

* Se omite, al alargarse el tiempo en forma irreal.

Tabla 5.12 Pronstico de los gastos de produccin segn el comportamiento del yacimiento contra el tiempo.

5-26

Figura 5.11 Pronstico de produccin: Produccin futura del yacimiento petrolfero en funcin del tiempo de explotacin.

5-27

Figura 5.12 Pronstico de produccin: produccin futura del yacimiento petrolfero en funcin de la produccin acumulativa.

5.7 EFECTO DEBIDO A UN CAMBIO EN LA RGL PRODUCIDA

Para un pozo fluyente, la BHP fluyendo que es menor que la prdida de presin en la tubera de produccin es igual a Pth, es decir,

qS

CRP

ppP

tf

thwf

2

5.0

=

=

5-28

De la ecuacin 5-1 se deduce que

( )wfsOwf

O

wf

ppJS

CRpp

qS

CRpp

=

=

2

5.

2

5.

De la ecuacin 3-2. Esto puede describirse de la forma

pJpS

CRJS

CRp Swf +=

+ 2

5.0

2

5.0

1 (Ec. 5-3)

La forma en la cual vara la BHP fluyendo con los pequeos cambios en la RGL puede encontrarse mediante la determinacin del a razn de cambio dpwf/dR de la ecuacin 5-3. si esta ecuacin se derivara entonces con respecto a R,

pdRdJp

SCR

RJp

SCR

RJ

SCR

dRdp

swfwf +=+

+ 2

5.0

2

5.0

2

5.0

21

211

pdRd

SCR

RJ

SCR

dRdpwf +=

+ 2

5.0

2

5.0

211

de la ecuacin 3-2, de modo que, finalmente,

5-29

pdRdp

RJ

SCR

dRdp

tfwf +=

+

211 2

5.0

(Ec. 5-4)

de la ecuacin 5-1.

Ejemplo 5.2 Un pozo de 5000 pies terminado con una tubera de produccin de 2 3/8 pulg fluye a 200 bl/da, a RGL 1.0 mpc/bl, contra una Pth de 200 lb/pulg2. Con referencia a la figura 4.18, p= lb/pulg2 a la produccin y RGL dadas. A una RGL de 1.2 mpc/bl, p=430 lb/pulg2 a 200 bl/da.

En consecuencia mpcpulbpdRd /lg/200

2.040 2

=

=

Tambin, mpcpulbptf /lg/1002200 2

==

Por lo tanto, mpcpulbp

Rp

dRd

pR

pdRd

tf

tf

/lg/10021

10020021

2=+

+=+

Y se deduce de la ecuacin 5-4 que dpwf/dR es negativa.

Por lo tanto puede decirse que para pozos suficientemente profundos, terminados con tubera de produccin de dimetro pequeo, que produce a bajos gastos, con baja Pth y con RGL debajo de la ptima, los pequeos decrementos en la presin de entrada se acompaarn con pequeos aumentos en la RGL. Sin embargo, conforme disminuya la profundidad del pozo

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o aumenten las otras variables esta reaccin a una RGL incrementada puede invertirse.

5.8 EL CICLO DEL CABECEO

Supngase que en pozo que est fluyendo a un bajo gasto y con un una RGL relativamente baja se instala repentinamente un estrangulador; se supone que en una nueva situacin de flujo hay un pequeo decremento en la BHP fluyendo que acompaa un incremento en la RGL; que el espacio anular entre el edeme y la tubera de produccin est abierto en el extremo inferior de sta ltima; y que la presin de fondo fluyendo en una nueva situacin de flujo est suficientemente debajo de la presin del punto de burbuja.

Ya que la nueva presin de fondo fluyendo es menor que la anterior, algo de gas en el espacio anular se produce en la tubera de produccin, elevando temporalmente la RGL producida, lo cual implica que el pozo fluir temporalmente a un gasto mas alto que el que puede sostener con la RGL natural de la formacin. Tan pronto como este movimiento de gas se detenga, el gasto que puede pasar por la tubera cae y la produccin de lquido excedente de la formacin se mueve dentro del espacio anular. Entonces la presin de fondo fluyendo aumenta y baja el gasto liquido de la formacin.

En esta etapa, parte del gas limpio producido por la formacin pasa al espacio anular, desplazando el liquido por lo que el novel del liquido del espacio anular baja lentamente y esto se indica en la superficie por un amento constante en la CHP. Cuando el nivel del lquido en el espacio anular alcanza la zapata de la tubera de produccin, el movimiento neto de gas libre dentro del espacio anular llega hacer cero. La primera suposicin indica entonces que la presin de entrada cae lo cual permite cierta produccin de gas en el espacio anular y

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eleva la RGL en la tubera de produccin y por lo tanto la produccin como tal aumenta.

Pero aqu hay un volumen limitado de gas almacenado en el espacio anular. Cuando la presin a cado lo suficiente en el espacio anular, la produccin de gas libre en este se detiene y otra vez la produccin de liquido excedente se mueve n el espacio anular. La CHP se leva durante este periodo debido a que se comprime el gas en el espacio anular. La Pth cae rpidamente debido al a disminucin en los gastos de salida de gas y liquido a la superficie y aumente uniformemente conforme aumenta la BHP fluyendo.

Esta secuencia de fluctuaciones se conoce como el ciclo de cabeceo.

La presencia de cabeceo en el espacio anular se nota con facilidad por las fluctuaciones en la CHP. Sin embargo, ya que el periodo del ciclo de cabeceo puede variar desde una a dos horas o hasta un da puede ser difcil diagnosticar la ocurrencia del cabeceo en u n pozo a partir de las lecturas en los puntos de la CHP tomados a intervalo irregulares de una semana o dos. Debido a la ineficacia del ciclo de cabeceo como un mecanismo de produccin y ha que es posible que un pozo con cabeceo muera, es importante diagnosticar el cabeceo tan pronto como sea posible despus de su inicio, por lo que puede justificarse la instalacin de un manmetro que mida las presiones mxima y mnima en el cabezal de la tubera de revestimiento el cual indicara la variacin de la CHP que ha ocurrido desde la ultima lectura.

La ineficacia de la oscilacin del cabeceo como mecanismo de produccin se deriva del uso ineficaz del gas de formacin relacionado.

Ejemplo 5.3 Un pozo de 4000 pies terminado con una tubera de produccin de 2 3/8 pulg tiene una presin esttica de 1500 lb/pulg2 y un IP de 0.4 bl/ (da) (lb/pulg2). La produccin pasa por un estrangulador de 24/64 pulg. Cul es el

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gasto diario de produccin si el pozo produce durante 22 horas a una RGL de 2.0 mpc/bl? Cul sera el gasto de produccin si el pozo produjera permanentemente a la misma RGL diaria, si esta permaneciera ahora constante durante todo el da?

Para resolver la primera parte del problema, hgase una grfica de la Pth contra el gasto para los casos 0.1 y 2.0 mpc/bl de RGL. La formula del funcionamiento del estrangulador, ecuacin 5-2, se usa para preparar las lneas. La ecuacin de un valor de 0.303q para pwf cuando la RGL es 0.1 mpc/bl y 1.55q cuando la RGL es de 2.0 mpc/bl. Las intersecciones de las lneas del funcionamiento del estrangulador con las curvas respectivas Pth dan los gastos a las dos RGL en consideracin.

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Figura 5.13 Comportamiento del cabeceo en un pozo.

Se concluye que el pozo producir durante 22 horas a un gasto de 230 bl/da, RGL de 0.1 mpc/bl, Pth de 70 lb/pulg2 y durante 2 horas a un gasto de 295 bl/da, RGL de 2.0 mpc/bl, Pth de 450 lb/pulg2.

En consecuencia la produccin diaria de gas es

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dabl /236242

*2952422

*230 =+

En tanto que la produccin diaria de gas

( ) ( ) blpies /300,702422000*295

2422100*230 3=+

De tal manera que la RGL promedio de la formacin es de 298 pie3/bl.

Para resolver la segunda parte del problema se grafica la curva de la Pth contra el gasto, utilizando una RGL de 0.30 mpc/bl. Esta se muestra como una lnea punteada en la figura 5.13 y los clculos se resumen en la tabla 5.17. La ecuacin del funcionamiento del estrangulador da

Ptf=0.556q

Y cuando esta lnea se dibuja en la figura 5.13 se puede ver que se mantiene un gasto permanente de 290 bl/da a una RGL de 0.30 mpc/bl y un Pth de 160 lb/pulg2 con un estrangulador de 4/64 pulg.

En consecuencia, aun con el mismo estrangulador, el pozo mantendr un gasto alto bajo condiciones permanentes. Adems, si se cambia el estrangulador y se mantiene la Pth bajo condiciones permanentes a 70 lb/pulg2, puede lograrse un gasto total de casi 340 bl/da.