Este documento describe los modelos dinámicos utilizados para simular el bombeo intermitente con émbolo viajero. Incluye una descripción del ciclo del émbolo en tres etapas, los elementos básicos del modelo dinámico como el movimiento ascendente del émbolo y la descarga de fluidos, y el submodelo mecánico que analiza la dinámica del sistema de émbolo viajero considerando fuerzas, velocidad, posición y presión en la tubería de revestimiento.
This document summarizes a workshop on gas well deliquification using plunger lift. It discusses how plunger lift works to remove liquid from gas wells so gas can flow freely. It explains that artificial lift is often required when gas wells become liquid loaded and production declines. Key factors for determining if plunger lift is suitable include sufficient gas volume and pressure. The document outlines applications and benefits of plunger lift, such as stabilizing production and being economical. It also discusses installation, operation, and economics considerations for plunger lift systems.
1) Los sistemas de levantamiento artificial incluyen levantamiento por gas (gas-lift) y bombeo, siendo los métodos gas-lift continuo e intermitente descritos. 2) El gas-lift continuo inyecta gas de forma continua para reducir la presión y producir, mientras que el intermitente inyecta grandes volúmenes cíclicamente. 3) La eficiencia del gas-lift continuo depende de factores como la profundidad de inyección y la relación gas-líquido.
The document discusses advances in gas data acquisition systems and gas ratio analysis that enable more accurate interpretation of hydrocarbon zones from drilling mud gas returns. Key points:
- New constant volume degassers extract gas samples more representative of formation fluids, improving consistency. Improved detection also provides high-resolution analysis.
- Gas ratio analysis, comparing quantities of heavier and lighter hydrocarbon fractions, effectively identifies fluid types when validated data is carefully applied. Ratios like LH, LM, and HM have exceptional results determining reservoirs in Southeast Asia.
- Presenting basic gas data alongside ratios and variables affecting the data brings out features to characterize fluids and reach final judgments through cut-offs and comparisons. These advances enable more reliable real-
El documento describe las fases de una cementación de pozos petroleros. Incluye 1) objetivos como adherencia de la cañería, aislamiento de fluidos, y protección de la cañería; 2) tipos de cañería como caño conductor, cañería de superficie e intermedia, y cañería de producción; y 3) herramientas como zapatas, cabezas de cementación, y collares flotadores que ayudan en el proceso de cementación.
El documento describe los conceptos básicos de la gerencia de yacimientos petroleros. Explica que un plan de explotación requiere información geológica y de yacimientos para definir puntos de drenaje que maximicen la recuperación de petróleo y gas de manera rentable a largo plazo. También requiere análisis de factibilidad, soporte gerencial y monitoreo continuo para asegurar el éxito del plan.
Well testing provides essential information for characterizing oil and gas reservoirs and evaluating their economic potential. It involves short-term production of reservoir fluids to estimate deliverability and analyze pressure transients caused by changes in flow rates. Integrated analysis of multiple well tests helps optimize development by assessing near-wellbore conditions, estimating reservoir boundaries and drive mechanisms, and characterizing permeability. Modern testing combines downhole measurements and computer analysis to maximize information about the reservoir.
El documento describe los lignosulfonatos, aditivos derivados de subproductos del proceso de fabricación de papel que se usan como dispersantes y para controlar la pérdida de filtrado y arcillas en fluidos de perforación. Los lignosulfonatos ferrocrómicos reducen la viscosidad y resistencia al gel en lodos yesosos y de otros tipos, manteniendo las arcillas en su estado natural y controlando el filtrado y estabilidad de paredes del pozo.
A detailed explanation for one of the most substantial tools in the wire-line formation testers family including the history of wire-line formation testers family, the main functions of the tool , the difference between RFT and DST , the operation of the tool , the pressure profiles , log presentation , log interpretation , corrections with other tools and permeability calculations from pressure measured by the RFT tool.
This document summarizes a workshop on gas well deliquification using plunger lift. It discusses how plunger lift works to remove liquid from gas wells so gas can flow freely. It explains that artificial lift is often required when gas wells become liquid loaded and production declines. Key factors for determining if plunger lift is suitable include sufficient gas volume and pressure. The document outlines applications and benefits of plunger lift, such as stabilizing production and being economical. It also discusses installation, operation, and economics considerations for plunger lift systems.
1) Los sistemas de levantamiento artificial incluyen levantamiento por gas (gas-lift) y bombeo, siendo los métodos gas-lift continuo e intermitente descritos. 2) El gas-lift continuo inyecta gas de forma continua para reducir la presión y producir, mientras que el intermitente inyecta grandes volúmenes cíclicamente. 3) La eficiencia del gas-lift continuo depende de factores como la profundidad de inyección y la relación gas-líquido.
The document discusses advances in gas data acquisition systems and gas ratio analysis that enable more accurate interpretation of hydrocarbon zones from drilling mud gas returns. Key points:
- New constant volume degassers extract gas samples more representative of formation fluids, improving consistency. Improved detection also provides high-resolution analysis.
- Gas ratio analysis, comparing quantities of heavier and lighter hydrocarbon fractions, effectively identifies fluid types when validated data is carefully applied. Ratios like LH, LM, and HM have exceptional results determining reservoirs in Southeast Asia.
- Presenting basic gas data alongside ratios and variables affecting the data brings out features to characterize fluids and reach final judgments through cut-offs and comparisons. These advances enable more reliable real-
El documento describe las fases de una cementación de pozos petroleros. Incluye 1) objetivos como adherencia de la cañería, aislamiento de fluidos, y protección de la cañería; 2) tipos de cañería como caño conductor, cañería de superficie e intermedia, y cañería de producción; y 3) herramientas como zapatas, cabezas de cementación, y collares flotadores que ayudan en el proceso de cementación.
El documento describe los conceptos básicos de la gerencia de yacimientos petroleros. Explica que un plan de explotación requiere información geológica y de yacimientos para definir puntos de drenaje que maximicen la recuperación de petróleo y gas de manera rentable a largo plazo. También requiere análisis de factibilidad, soporte gerencial y monitoreo continuo para asegurar el éxito del plan.
Well testing provides essential information for characterizing oil and gas reservoirs and evaluating their economic potential. It involves short-term production of reservoir fluids to estimate deliverability and analyze pressure transients caused by changes in flow rates. Integrated analysis of multiple well tests helps optimize development by assessing near-wellbore conditions, estimating reservoir boundaries and drive mechanisms, and characterizing permeability. Modern testing combines downhole measurements and computer analysis to maximize information about the reservoir.
El documento describe los lignosulfonatos, aditivos derivados de subproductos del proceso de fabricación de papel que se usan como dispersantes y para controlar la pérdida de filtrado y arcillas en fluidos de perforación. Los lignosulfonatos ferrocrómicos reducen la viscosidad y resistencia al gel en lodos yesosos y de otros tipos, manteniendo las arcillas en su estado natural y controlando el filtrado y estabilidad de paredes del pozo.
A detailed explanation for one of the most substantial tools in the wire-line formation testers family including the history of wire-line formation testers family, the main functions of the tool , the difference between RFT and DST , the operation of the tool , the pressure profiles , log presentation , log interpretation , corrections with other tools and permeability calculations from pressure measured by the RFT tool.
Este documento presenta el plan de operaciones de perforación para el pozo BBL-17. El pozo será perforado hasta una profundidad de 4,400 m para desarrollar las reservas de gas y condensado en los yacimientos Roboré I y III. Se utilizarán varios diámetros de trépano y se instalarán varias tuberías de revestimiento y de producción. El pozo seguirá un diseño vertical inicialmente y luego dirigido hacia el noroeste para interceptar más fracturas productivas en Roboré III. Los principales desafíos serán perfor
The document discusses the importance of petrophysics in analyzing well logs and reservoirs. It explains that petrophysics goes beyond basic log analysis by seeking to understand why rocks hold fluids in certain ways based on their properties. This allows petrophysicists to better quantify remaining oil in existing fields and determine whether oil is movable or trapped as residual saturation. With aging fields and marginal developments, advanced petrophysical analysis is needed to understand fluid distributions and plan future well performance and recovery.
The document provides information about drilling and production wells. It discusses how a production well is drilled using a drilling rig located on an offshore production platform. It then describes the multi-stage drilling process where casing pipes are installed and cemented as drilling progresses to greater depths. Different components of the drilling system like the drill bit, drill pipes, and casing are also explained. The document concludes with discussing the typical sequence of drilling operations.
PROCESO DE INVASION DE FORMACIONES PETROLERASLuisAlfonso83
Este documento describe el proceso de invasión que ocurre cuando el lodo de perforación entra en contacto con las formaciones durante la perforación de un pozo. Explica que la invasión depende de variables como el tipo y peso del lodo, la porosidad y permeabilidad de la formación, y el tiempo de contacto. También describe cómo la invasión crea zonas lavada, de transición y virgen, y cómo esto afecta la medición de la resistividad en formaciones acuíferas y petrolíferas.
Este documento presenta un análisis de las pruebas de presión transitoria, incluyendo el abatimiento de presión y la restauración de presión. Explica cómo estas pruebas se pueden usar para determinar parámetros clave como la permeabilidad, el efecto skin, la presión inicial y la geometría del yacimiento. También describe los diferentes tipos de pruebas y los métodos para analizar los datos obtenidos y calcular los parámetros del yacimiento.
El documento describe el proceso de perfilaje de pozos, que consiste en tomar y monitorear registros o perfiles de las formaciones rocosas atravesadas por el pozo. Explica que los perfiles miden propiedades físicas y petrofísicas de las rocas que proveen información sobre los fluidos presentes. Los principales tipos de perfiles son registros de diámetros, registros eléctricos, registros radiactivos y registros de porosidad.
El documento describe los métodos de levantamiento artificial por gas para optimizar la producción de pozos en un yacimiento. Analiza los métodos de flujo intermitente y continuo, y los criterios para seleccionar el método óptimo como la tasa de producción, relación gas-líquido y diámetro de tubería. El objetivo es determinar el método de levantamiento que maximice la producción y minimice el consumo de gas de inyección para los pozos en el yacimiento B-6-X. 85.
Este documento presenta información sobre el perfilaje de pozos petroleros. Explica los objetivos del perfilaje, la historia y evolución de las herramientas de perfilaje, y los diferentes tipos de registros como mud logs, cores, perfilaje a hueco abierto y revestido. También describe cómo se interpretan visualmente los perfiles para analizar propiedades de las rocas como permeabilidad, saturación de agua y propiedades eléctricas.
Este documento describe varias ecuaciones y conceptos clave para el cálculo del flujo de gases en tuberías. La ecuación de Weymounth se usa para altas presiones y grandes diámetros, calculando directamente el flujo de gas. La ecuación de Panhandle se usa para diseños de alta presión con variaciones en la tasa de flujo. También explica cómo calcular el diámetro equivalente, la distribución de flujo, correcciones por compresibilidad y diferencias de nivel, y cómo determinar la longitud equivalente para un mismo flujo.
El documento proporciona información sobre el proceso de cementación de pozos petroleros. Explica cómo se elabora el cemento portland a partir de la mezcla de clinker y yeso, y los procesos que ocurren en el horno durante la evaporación del clinker. También describe los objetivos de la cementación primaria, los procesos de bajada y cementación de la cañería, y los factores que afectan la calidad de la cementación como la temperatura, presión, molienda del cemento y calidad del agua.
La prueba DST (Drill Stem Test) se realiza dentro del pozo mediante una herramienta especial colocada al final de la sarta de perforación. El objetivo es evaluar el potencial de producción y las características de la formación, como la presión, permeabilidad y tipo de fluido presente. La prueba implica aislar un intervalo de la formación con empaques, monitorear los períodos de flujo y cierre para registrar tasas de flujo y presiones, y recuperar una muestra del fluido de la formación.
Este documento describe varios métodos para medir la presión capilar en rocas de yacimientos. La presión capilar se genera en los poros de la roca cuando hay interfaces entre fluidos no miscibles y afecta la saturación inicial de fluidos y la capacidad de sellado. Los métodos incluyen inyección de mercurio, placa porosa, gas-salmuera, aceite-salmuera, centrífugo y otros más avanzados. Cada método tiene ventajas e inconvenientes en cuanto a precisión, tiempo requerido y capacidad de simular condiciones
Este documento describe el proceso de invasión del filtrado de lodo en una formación permeable. Explica que la presión hidrostática del lodo generalmente desplaza los fluidos presentes en la formación, creando una zona lavada, una zona de transición y una zona no invadida. También detalla las variables que afectan el proceso de invasión como las propiedades del lodo y de la formación, y cómo la invasión altera las medidas de resistividad en el registro de pozos.
Este documento presenta un curso sobre registros eléctricos. Cubre cinco objetivos: 1) analizar las razones para perforar y perfilar pozos, 2) conocer las propiedades físicas de las rocas, 3) realizar control de calidad a los perfiles, 4) conocer dispositivos eléctricos para evaluar yacimientos, y 5) aspectos petrofísicos para mejorar la interpretación. Explica conceptos como perfiles eléctricos, propiedades de lodos, efectos de la perforación, e introduce diferentes métodos para me
Este documento describe varios factores que afectan la limpieza de pozos durante la perforación, incluyendo el caudal de bombeo, las propiedades reológicas del fluido de perforación, el ángulo del pozo, la densidad, tamaño y forma de los recortes, y la velocidad de perforación. Explica cómo optimizar estos factores, especialmente aumentando el caudal de bombeo, para mejorar la limpieza del pozo y evitar la formación de lechos de recortes, los cuales son más probables en pozos con á
This document discusses various methods for controlling water and gas coning in oil wells, including dual completions, chemical treatments, and downhole water sink (DWS) technology. DWS involves installing a second completion below the oil-water contact to drain and produce water, preventing it from coning into the main oil zone. It has been shown to effectively control coning through creating a hysteresis effect. While simple to implement, DWS may not be economical for low-producing wells. Overall, DWS appears to be one of the most effective methods for retarding unwanted water and gas influx compared to alternatives like producing below critical rates or using polymers that can damage the reservoir.
Este documento describe los análisis de pruebas de presión para evaluar yacimientos petrolíferos. Las pruebas de presión permiten determinar la conductividad, presión inicial y límites del yacimiento. También se utilizan para monitorear el desempeño de los pozos y predecir la producción a largo plazo. El documento explica conceptos como la ley de Darcy, ecuaciones de flujo y tipos comunes de pruebas como caída de presión y ascenso de presión.
El documento describe los diferentes tipos de pozos petroleros, incluyendo pozos verticales, pozos en ángulo, pozos horizontales y pozos de doble construcción. Explica las mediciones clave como profundidad medida, profundidad vertical y desplazamiento horizontal. También presenta fórmulas para calcular el ángulo de inclinación inicial en pozos en ángulo basado en el radio de curvatura y las mediciones de fondo.
Este documento describe el procedimiento de diseño para seleccionar una bomba de cavidades progresivas (PCP) para levantar fluidos desde un pozo petrolero. Explica cómo determinar la presión y tasa de producción requeridas, seleccionar el estator, elastómero y rotor apropiados, y calcular las propiedades de los fluidos a condiciones de bombeo para escoger la bomba que cumpla con los requerimientos del pozo. El proceso involucra múltiples cálculos y la consideración de parámetros como la
El documento trata sobre bombas centrífugas. Explica que una bomba centrífuga consiste de un impulsor rotatorio dentro de una carcasa estacionaria y que utiliza la fuerza centrífuga para impartir energía a un fluido. También describe conceptos clave como la cavitación, el NPSH disponible y requerido, y cómo estos afectan el funcionamiento y rendimiento de la bomba.
Este documento presenta el plan de operaciones de perforación para el pozo BBL-17. El pozo será perforado hasta una profundidad de 4,400 m para desarrollar las reservas de gas y condensado en los yacimientos Roboré I y III. Se utilizarán varios diámetros de trépano y se instalarán varias tuberías de revestimiento y de producción. El pozo seguirá un diseño vertical inicialmente y luego dirigido hacia el noroeste para interceptar más fracturas productivas en Roboré III. Los principales desafíos serán perfor
The document discusses the importance of petrophysics in analyzing well logs and reservoirs. It explains that petrophysics goes beyond basic log analysis by seeking to understand why rocks hold fluids in certain ways based on their properties. This allows petrophysicists to better quantify remaining oil in existing fields and determine whether oil is movable or trapped as residual saturation. With aging fields and marginal developments, advanced petrophysical analysis is needed to understand fluid distributions and plan future well performance and recovery.
The document provides information about drilling and production wells. It discusses how a production well is drilled using a drilling rig located on an offshore production platform. It then describes the multi-stage drilling process where casing pipes are installed and cemented as drilling progresses to greater depths. Different components of the drilling system like the drill bit, drill pipes, and casing are also explained. The document concludes with discussing the typical sequence of drilling operations.
PROCESO DE INVASION DE FORMACIONES PETROLERASLuisAlfonso83
Este documento describe el proceso de invasión que ocurre cuando el lodo de perforación entra en contacto con las formaciones durante la perforación de un pozo. Explica que la invasión depende de variables como el tipo y peso del lodo, la porosidad y permeabilidad de la formación, y el tiempo de contacto. También describe cómo la invasión crea zonas lavada, de transición y virgen, y cómo esto afecta la medición de la resistividad en formaciones acuíferas y petrolíferas.
Este documento presenta un análisis de las pruebas de presión transitoria, incluyendo el abatimiento de presión y la restauración de presión. Explica cómo estas pruebas se pueden usar para determinar parámetros clave como la permeabilidad, el efecto skin, la presión inicial y la geometría del yacimiento. También describe los diferentes tipos de pruebas y los métodos para analizar los datos obtenidos y calcular los parámetros del yacimiento.
El documento describe el proceso de perfilaje de pozos, que consiste en tomar y monitorear registros o perfiles de las formaciones rocosas atravesadas por el pozo. Explica que los perfiles miden propiedades físicas y petrofísicas de las rocas que proveen información sobre los fluidos presentes. Los principales tipos de perfiles son registros de diámetros, registros eléctricos, registros radiactivos y registros de porosidad.
El documento describe los métodos de levantamiento artificial por gas para optimizar la producción de pozos en un yacimiento. Analiza los métodos de flujo intermitente y continuo, y los criterios para seleccionar el método óptimo como la tasa de producción, relación gas-líquido y diámetro de tubería. El objetivo es determinar el método de levantamiento que maximice la producción y minimice el consumo de gas de inyección para los pozos en el yacimiento B-6-X. 85.
Este documento presenta información sobre el perfilaje de pozos petroleros. Explica los objetivos del perfilaje, la historia y evolución de las herramientas de perfilaje, y los diferentes tipos de registros como mud logs, cores, perfilaje a hueco abierto y revestido. También describe cómo se interpretan visualmente los perfiles para analizar propiedades de las rocas como permeabilidad, saturación de agua y propiedades eléctricas.
Este documento describe varias ecuaciones y conceptos clave para el cálculo del flujo de gases en tuberías. La ecuación de Weymounth se usa para altas presiones y grandes diámetros, calculando directamente el flujo de gas. La ecuación de Panhandle se usa para diseños de alta presión con variaciones en la tasa de flujo. También explica cómo calcular el diámetro equivalente, la distribución de flujo, correcciones por compresibilidad y diferencias de nivel, y cómo determinar la longitud equivalente para un mismo flujo.
El documento proporciona información sobre el proceso de cementación de pozos petroleros. Explica cómo se elabora el cemento portland a partir de la mezcla de clinker y yeso, y los procesos que ocurren en el horno durante la evaporación del clinker. También describe los objetivos de la cementación primaria, los procesos de bajada y cementación de la cañería, y los factores que afectan la calidad de la cementación como la temperatura, presión, molienda del cemento y calidad del agua.
La prueba DST (Drill Stem Test) se realiza dentro del pozo mediante una herramienta especial colocada al final de la sarta de perforación. El objetivo es evaluar el potencial de producción y las características de la formación, como la presión, permeabilidad y tipo de fluido presente. La prueba implica aislar un intervalo de la formación con empaques, monitorear los períodos de flujo y cierre para registrar tasas de flujo y presiones, y recuperar una muestra del fluido de la formación.
Este documento describe varios métodos para medir la presión capilar en rocas de yacimientos. La presión capilar se genera en los poros de la roca cuando hay interfaces entre fluidos no miscibles y afecta la saturación inicial de fluidos y la capacidad de sellado. Los métodos incluyen inyección de mercurio, placa porosa, gas-salmuera, aceite-salmuera, centrífugo y otros más avanzados. Cada método tiene ventajas e inconvenientes en cuanto a precisión, tiempo requerido y capacidad de simular condiciones
Este documento describe el proceso de invasión del filtrado de lodo en una formación permeable. Explica que la presión hidrostática del lodo generalmente desplaza los fluidos presentes en la formación, creando una zona lavada, una zona de transición y una zona no invadida. También detalla las variables que afectan el proceso de invasión como las propiedades del lodo y de la formación, y cómo la invasión altera las medidas de resistividad en el registro de pozos.
Este documento presenta un curso sobre registros eléctricos. Cubre cinco objetivos: 1) analizar las razones para perforar y perfilar pozos, 2) conocer las propiedades físicas de las rocas, 3) realizar control de calidad a los perfiles, 4) conocer dispositivos eléctricos para evaluar yacimientos, y 5) aspectos petrofísicos para mejorar la interpretación. Explica conceptos como perfiles eléctricos, propiedades de lodos, efectos de la perforación, e introduce diferentes métodos para me
Este documento describe varios factores que afectan la limpieza de pozos durante la perforación, incluyendo el caudal de bombeo, las propiedades reológicas del fluido de perforación, el ángulo del pozo, la densidad, tamaño y forma de los recortes, y la velocidad de perforación. Explica cómo optimizar estos factores, especialmente aumentando el caudal de bombeo, para mejorar la limpieza del pozo y evitar la formación de lechos de recortes, los cuales son más probables en pozos con á
This document discusses various methods for controlling water and gas coning in oil wells, including dual completions, chemical treatments, and downhole water sink (DWS) technology. DWS involves installing a second completion below the oil-water contact to drain and produce water, preventing it from coning into the main oil zone. It has been shown to effectively control coning through creating a hysteresis effect. While simple to implement, DWS may not be economical for low-producing wells. Overall, DWS appears to be one of the most effective methods for retarding unwanted water and gas influx compared to alternatives like producing below critical rates or using polymers that can damage the reservoir.
Este documento describe los análisis de pruebas de presión para evaluar yacimientos petrolíferos. Las pruebas de presión permiten determinar la conductividad, presión inicial y límites del yacimiento. También se utilizan para monitorear el desempeño de los pozos y predecir la producción a largo plazo. El documento explica conceptos como la ley de Darcy, ecuaciones de flujo y tipos comunes de pruebas como caída de presión y ascenso de presión.
El documento describe los diferentes tipos de pozos petroleros, incluyendo pozos verticales, pozos en ángulo, pozos horizontales y pozos de doble construcción. Explica las mediciones clave como profundidad medida, profundidad vertical y desplazamiento horizontal. También presenta fórmulas para calcular el ángulo de inclinación inicial en pozos en ángulo basado en el radio de curvatura y las mediciones de fondo.
Este documento describe el procedimiento de diseño para seleccionar una bomba de cavidades progresivas (PCP) para levantar fluidos desde un pozo petrolero. Explica cómo determinar la presión y tasa de producción requeridas, seleccionar el estator, elastómero y rotor apropiados, y calcular las propiedades de los fluidos a condiciones de bombeo para escoger la bomba que cumpla con los requerimientos del pozo. El proceso involucra múltiples cálculos y la consideración de parámetros como la
El documento trata sobre bombas centrífugas. Explica que una bomba centrífuga consiste de un impulsor rotatorio dentro de una carcasa estacionaria y que utiliza la fuerza centrífuga para impartir energía a un fluido. También describe conceptos clave como la cavitación, el NPSH disponible y requerido, y cómo estos afectan el funcionamiento y rendimiento de la bomba.
Este documento provee una introducción a las bombas, incluyendo su clasificación en bombas de desplazamiento positivo y cinéticas. Explica factores a considerar en la selección y operación de bombas, y provee diagramas ilustrando diferentes tipos de bombas como engranes, paletas, tornillos, pistones y centrífugas. Brevemente discute cavitación, curvas de bombas, eficiencia y leyes de afinidad.
Sistema de bombeo+ bombas centrifugas+aplicaciones industriales diapositivasEdgar Ortiz Sánchez
Este documento trata sobre bombas y sistemas de bombeo. Explica conceptos básicos como tipos de bombas como bombas centrífugas, bombas de desplazamiento positivo y bombas rotativas. También cubre sistemas de bombeo como sistemas de tanque a tanque e hidroneumáticos. Por último, presenta un ejemplo industrial de una bomba axial que bombea agua desde un foso a lo largo de un canal.
Este documento describe diferentes tipos de bombas y sistemas de bombeo. Explica conceptos como pérdidas por fricción, eficiencia mecánica, régimen de flujo y el número de Reynolds. Describe bombas reciprocantes como las de pistón, diafragma y émbolo, y bombas rotativas como las de engranajes, lóbulos, tornillo y paletas. También cubre sistemas de bombeo como los de tanque a tanque, hidroneumáticos y combinados. Por último, presenta un ejemplo industrial de una bomba axial que
Este documento trata sobre bombas y sistemas de bombeo. Explica conceptos básicos como tipos de bombas, régimen de flujo, eficiencia mecánica y curvas características. Describe bombas de desplazamiento positivo como bombas centrífugas, reciprocantes y rotativas. También presenta ejemplos de sistemas de bombeo y uno industrial que implica bombear agua desde un foso a través de un canal.
El documento describe el proceso de renovación de la carga en motores de combustión interna alternativos. Este proceso afecta las prestaciones del motor y se caracteriza mediante el rendimiento volumétrico y el trabajo de bombeo. Factores como el régimen de giro, grado de carga, sección y número de válvulas, diagrama de distribución, colectores y geometría del motor influyen en este proceso y sus parámetros.
Las bombas hidráulicas transforman la energía mecánica de un motor en energía oleohidráulica para suministrar un caudal de aceite a presión a un sistema hidráulico. Existen diferentes tipos de bombas como de émbolo alternativo, émbolo rotativo y rotodinámicas. La ubicación y simbología de la bomba depende del tipo y especificaciones del sistema hidráulico. Las fallas comunes en bombas incluyen desgaste, mala lubricación, oxidación del fluido y sobre-presurización.
Este documento presenta información sobre las curvas características de bombas centrifugas. Explica conceptos como el punto de mejor eficiencia, flujos mínimos, y define las leyes de afinidad que relacionan cambios en diámetro e impulsor y velocidad. También introduce la velocidad específica como un índice para el diseño hidráulico de bombas con impulsores similares.
El documento describe el funcionamiento de las bombas de cavidad progresiva, las cuales funcionan mediante el encapsulamiento y desplazamiento de fluidos desde la zona de succión hasta la de descarga a través de una bomba rotativa de desplazamiento positivo. Consisten en un rotor espiral y un estator de elastómero entre los cuales se forman cavidades selladas que transportan el fluido a medida que el rotor gira.
Este documento describe el diseño y simulación de separadores horizontales y verticales de tres fases como proyecto de grado para obtener el título de Ingeniero Mecánico. Explica los objetivos del proyecto, que incluyen el estudio teórico de la separación de fluidos y el diseño y simulación de separadores trifásicos bajo normas internacionales. También describe los componentes clave de los separadores, como desviadores de flujo, platinas anti-espuma y extractores de niebla, así como los principios de separación como cantidad de
En el capitulo presente se presentan los diferentes tipos de sistemas artificiales disponibles actualmente.
Como etapas de recuperacion, mecanismos de de produccion primaria.
Este manual describe el funcionamiento de las bombas de cavidades progresivas (PCP). Explica que estas bombas constan de un rotor metálico giratorio dentro de un estator fijo revestido de goma. Al girar el rotor, se forman cavidades hidráulicamente selladas que bombean el fluido de la entrada a la salida. Las PCP tienen ventajas como su capacidad para bombear fluidos viscosos y tolerar arena, y requieren menos energía que otros métodos. El manual también cubre los componentes típicos de un sistema PCP e incluye tabl
Este documento presenta la introducción de un curso sobre conducción y manejo de la producción de hidrocarburos. El objetivo del curso es enseñar sobre los sistemas de recolección, tratamiento y transporte de hidrocarburos. Se muestra un diagrama de proceso típico y se describen los conocimientos previos recomendados. El curso cubrirá temas como calidad de fluidos, separación de fases, procesamiento de crudo, acondicionamiento de gas y medición de producción.
El documento describe los diferentes tipos y etapas de diseño de bombas centrífugas. Las bombas se pueden clasificar por la dirección del flujo, posición del eje de rotación, diseño de la coraza, número de rotores, tipo de succión, ubicación de las conexiones, orientación de la división de la coraza y tipo de servicio. El diseño de una bomba implica etapas como el diseño mecánico inicial, modelado 3D, análisis de mecánica de fluidos, análisis rotor-dinámico, aná
El documento describe los métodos anteriores y actuales para el diseño de sartas de varillas para bombeo mecánico. Explica que el método simplificado anterior resultaba en sobrecargas en las secciones más profundas de las varillas. En 1954, varias compañías fundaron una organización para desarrollar un modelo más preciso que tuviera en cuenta la dinámica completa del sistema. Este modelo analógico eléctrico resultó ser más simple y preciso para medir los parámetros y propagación de ondas a lo largo de la sarta de varillas
Este documento presenta información sobre los fundamentos de las transmisiones automáticas, incluyendo principios de hidráulica, tipos de bombas de aceite, mecanismos de válvulas y actuadores, funcionamiento de embragues y frenos, convertidor de par y sus componentes, aceite de transmisión automática, engranajes y su operación.
Cal - diseño del sistema de tuberias y calculo de las bombasverick23
Este documento describe los principios para diseñar un sistema de tuberías y calcular las bombas. Explica cómo dividir las líneas de proceso en tramos y determinar el diámetro óptimo de las tuberías basado en la velocidad máxima del fluido. También cubre cómo calcular las pérdidas de carga debido a la fricción y los accesorios, y los conceptos básicos para el cálculo de bombas como la altura total de aspiración y la carga neta positiva de aspiración.
Este documento proporciona información sobre el desarrollo e historia de la Serie 60 de motores diesel de Detroit Diesel desde 1980 hasta 1987. Explica los principios básicos de operación de motores diesel, así como componentes clave como el sistema de combustible, sistema de aire, sistema de lubricación y sistemas de refrigeración. También incluye información sobre inspección y diagnóstico de estos sistemas.
Este documento describe el funcionamiento de un sistema de bombeo por cavidades progresivas (PCP). Un PCP consta de un rotor metálico que gira dentro de un estator de elastómero fijo. Al girar, el rotor empuja el fluido a través de las cavidades creadas entre el rotor y el estator, bombeando el fluido desde el fondo del pozo hasta la superficie. Un PCP puede bombear fluidos viscosos, abrasivos y multifásicos con bajos costos de mantenimiento e instalación. Sin embargo, tiene limitaciones en
TIA portal Bloques PLC Siemens______.pdfArmandoSarco
Bloques con Tia Portal, El sistema de automatización proporciona distintos tipos de bloques donde se guardarán tanto el programa como los datos
correspondientes. Dependiendo de la exigencia del proceso el programa estará estructurado en diferentes bloques.
Los puentes son estructuras esenciales en la infraestructura de transporte, permitiendo la conexión entre diferentes
puntos geográficos y facilitando el flujo de bienes y personas.
1. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos
• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
Bache de líquido y
émbolo – Sistema de
émbolo viajero
Solamente bache de líquido –
Bombeo intermitente con válvula
motora
Diseño y Optimizaciòn
Modelos Dinámicos
Selección de pozo para SBI Analisis de Problemas
Equipo&Terminaciòn
Introducción
2. Modelo Dinámico
Modelo Dinámico –
–Ciclos del émbolo
Ciclos del émbolo
El ciclo del embolo viajero es modelado en tres etapas:
1. Etapa de acumulación – La válvula de control superficial se
cierra permitiendo una nueva acumulación. El émbolo cae al
fondo de la tubería. La duración del período de acumulación
debe ser suficiente para permitir al émbolo llegar al fondo y
acumular suficiente presión para levantar el émbolo y el
bache acumulado
2. Etapa de levantamiento del émbolo – Comienza cuando la
válvula de control superficial se abre. La etapa de
levantamiento del émbolo termina cuando la columna de
líquidos / émbolo alcanza la superficie
3. Etapa de flujo – Cuando la columna de líquido / émbolo
alcanza la superficie. El émbolo es sostenido en la superficie
y el pozo continua produciendo. El líquido y el gas continúan
fluyendo del espacio anular y del yacimiento hacia el interior
de la tubería de producción
Diseño y Optimizaciòn
Modelos Dinámicos
Selección de pozo para SBI Analisis de Problemas
Equipo&Terminaciòn
Introducción
• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
3. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos
El modelo dinámico de levantamiento incluye el cálculo de los
cambios de la presión en la TR, la posición, la velocidad y la
aceleración a la que se eleva la columna de líquidos / émbolo
durante su ascenso del fondo a la superficie
Diseño y Optimizaciòn
Modelos Dinámicos
Selección de pozo para SBI Analisis de Problemas
Equipo&Terminaciòn
Introducción
• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
4. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
–Elementos básicos
Elementos básicos
El modelo dinámico de levantamiento intermitente para pozos
de gas y para pozos de aceite y gas acopla la naturaleza
dinámica del émbolo viajero con el comportamiento del
yacimiento. El modelo considera los efectos de fricción en el
bache de líquido y la expansión del gas arriba y abajo del
émbolo
Adicionalmente considera los efectos de la línea de descarga y
el separador e incluye el modelamiento del comportamiento de
producción transitorio después que el bache de líquido llega a
la superficie
El modelo consiste en:
Las ecuaciones fundamentales de conservación se utilizaron
para derivar el modelo que analiza la dinámica del sistema de
émbolo viajero, usando múltiples volúmenes de control,
incluyendo la línea de descarga, la tubería de producción y el
espacio anular
Diseño y Optimizaciòn
Modelos Dinámicos
Selección de pozo para SBI Analisis de Problemas
Equipo&Terminaciòn
Introducción
• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
5. Modelos
Modelos Dinàmicos
Dinàmicos –
–Elementos básicos
Elementos básicos
El modelo se divide en 4 componentes:
1) El movimiento ascendente: separa la dinámica del
émbolo y el bache de las condiciones límite del sistema
de gas arriba y abajo del émbolo
2) La descarga de fluidos: producción del bache hasta el
separador y producción de gas después que el émbolo
llega a la superficie
3) El incremento de presión: describe el incremento de
presión en el sistema
4) El comportamiento del yacimiento: describe la
afluencia de gas al pozo durante todo el ciclo del
émbolo
Diseño y Optimizaciòn
Modelos Dinámicos
Selección de pozo para SBI Analisis de Problemas
Equipo&Terminaciòn
Introducción
• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
6. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
–Elementos básicos
Elementos básicos
Válvula de
TP
hli
hli
Tubing
Stop
Gasto de Gas/Liquido
Pr
( )n
wf
r
L
g
p
p
C
Q 2
2
/
−
=
Pwf
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Modelos Dinámicos
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Equipo&Terminaciòn
Introducción
• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
7. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Submodelo mecánico
Submodelo mecánico-
-La etapa de arribo del embolo a la superficie
La etapa de arribo del embolo a la superficie
SUBMODELO MEC
SUBMODELO MECÁ
ÁNICO
NICO
( a
g
w
f
w
p
p
A t
s
t
b
f
t
=
−
−
− )
Fuerzas en el bache del l
Fuerzas en el bache del lí
íquido y
quido y
en el
en el é
émbolo durante la etapa de
mbolo durante la etapa de
ascenso
ascenso
At- Área de la sección transversal de la
tubería, (m2)
Pf- Presión del separador, línea de
descarga o presión en cabeza del pozo
corregida por peso de columna de gas
y la fricción entre bache de líquido y la
tubería (bar)
Pb- Presión en la TR corregida por peso de
columna de gas y la fricción entre
bache de líquido y tubería, (bar)
Wt- Peso del bache y el émbolo (N)
fs- Fuerzas de fricción, (N)
a- Aceleración de bache del líquido más el
émbolo viajero en cualquier punto de
la tubería (m/sec2)
En cualquier momento durante
la etapa de ascenso del líquido
y émbolo, la velocidad, v, y la
distancia, L, se pueden estimar
integrando con respecto al
tiempo.
L
+
dt
v
=
L
v
+
dt
a
=
v
i
t
0
i
t
0
∫
∫
(
−
−
−
=
g
w
f
w
p
p
A
a
t
s
t
b
f
t )
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Modelos Dinámicos
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• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
8. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Submodelo mecánico
Submodelo mecánico-
-Velocidad y posiciòn
Velocidad y posiciòn
Se tienen dos soluciones posibles:
• Tomando la presión transitoria del gas por encima la columna
de líquido en el etapa ascendente.
• No tomando en cuenta la presión transitoria del gas
Cuando se considera la presión transitoria, la velocidad de la
columna de líquido/émbolo no se incrementa drásticamente
como en el caso cuando este efecto no se considera (modelo
de Lee).
Cuando el efecto de fricción llega a ser despreciable, el perfil
de la velocidad ascenso coincide con el perfil de velocidad si
no se considera el efecto de fricción.
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Introducción
• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
9. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Submodelo mecánico
Submodelo mecánico-
-Velocidad y posiciòn
Velocidad y posiciòn
Son dos soluciones posibles:
Son dos soluciones posibles:
Son dos soluciones posibles:
El efecto de fricción ocasiona que la velocidad de ascenso
promedio de la columna de líquido/émbolo sea menor que la
velocidad estimada cuando la fricción se ignora.
Cuando el émbolo llega a la superficie, la fricción en la
cabeza del pozo y en la línea de descarga afecta la operación
del sistema. Adicionalmente, la componente de fuerza en la
dirección de flujo debida al peso, disminuye cuando el flujo se
hace horizontal. Estos factores dan como resultado la
aceleración del bache y el émbolo en la TP.
La relación entre las áreas de la sección transversal de la TP
y la línea de flujo afecta a la velocidad del bache.
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• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
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10. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Submodelo mecánico
Submodelo mecánico-
-Velocidad y posiciòn
Velocidad y posiciòn
El perfil de velocidad incrementa algo lento, porque los efectos
de fricción de gas arriba del bache son considerable (5 a 50 %
de la profundidad ).
Considerando
el efecto de
fricción
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11. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Submodelo mecánico
Submodelo mecánico -
- Presión de TR
Presión de TR
Foss and Gaul presentaron la siguiente ecuación para calcular
la presión promedio en la tubería de revestimiento durante el
ciclo Pcav,
( )
[ ]
7
.
14
1
2
1
+
+
+
+
+
+
∗
∗
+
=
= pf
f
lf
lh
wh
p
gus
p
gus
a
t
cav
p
w
p
p
p
p
P
K
H
p
A
A
p
Pp- Presión para levantar el émbolo- si se usa el émbolo, (psi)
Pwh- Presión en la cabeza de pozo, (psi)
Plh- Presión para levantar el líquido por unidad de volumen, (psi)
Plf - Pérdidas de presión por fricción del líquido por unidad volumen, (psi)
Wf- Volumen supuesto de bache, (bbl)
Ppf - Pérdidas de presión por fricción en el émbolo- si se usa el émbolo, (psi)
K – Término de fricción del gas (Foss y Gaul)-u
Hp – Profundidad media de los disparos (pie)
At – Area de la tubería de producción (pie2)
Hp – Area de la tubería del espacio anular (pie2)
Fcor
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• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
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12. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Submodelo mecánico
Submodelo mecánico -
- Presión de TR
Presión de TR
La presión máxima ocurre antes que el bache/émbolo empiezan
el movimiento a través de la TP y la presión mínima ocurre justo
cuando el bache y émbolo llegan a la superficie.
La siguientes ecuaciones lo representan:
( )
+
=
+
+
=
=
+
=
a
t
c
cmáx
t
a
t
a
cav
c
a
t
cav
c
A
A
p
p
or
A
A
A
A
p
p
or
A
A
p
p
1
,
2
2
,
F
p
p
,
2
1
min
max
cor
gus
cmin
min
K
H
+
1
=
p
p p
gus
cmin
Ecuación adimensional para calcular
la presión promedio en la tubería de
revestimiento
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• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
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13. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Submodelo mecánico
Submodelo mecánico -
- Factor fricción por Foss y Gaul
Factor fricción por Foss y Gaul
Término de fricción by Foss and Gaul
Densidad del Gas
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• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
t
t
L
L
lf
av
sc
c
sc
g
g
t
g
g
A
d
g
v
f
p
T
z
p
p
T
d
g
v
f
K
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
=
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
=
⋅
⋅
⋅
⋅
=
288
615
.
5
0764
.
0
288
2
2
ρ
γ
ρ
ρ
Caída de presión por fricción en el
líquido/bbl
ρg- Densidad del gas, (lbm/pie3)
fg- factor de fricción del gas, (Moody)
v – velocidad promedio del émbolo, (pie/seg)
dt – diámetro de la TP, (pie)
γg- Densidad relativa del gas, (aire=1)
pc – presión promedio, (psia)
Tav – Temperatura promedio, (°R) fL = factor de fricción del líquido, (Moody)
ρL – densidad de líquido (lbm/pie3) g = aceleración de la gravedad, (pie/seg2)
14. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Submodelo mecànico
Submodelo mecànico -
- Volumen de gas requerido por ciclo
Volumen de gas requerido por ciclo
Volumen de gas requerido
Volumen de gas requerido
por ciclo:
por ciclo:
z
T
p
F
p
T
V
=
V
sc w
gs
sc
t cmax
gc
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
Vt- Volumen del Tubing arriba del bache de
líquido/émbolo (pie3)
Fgs- Factor de resbalamiento (de acuerdo a
Foss y Gaul) ( 2-7% / 1000 ft)
Tw- Temperatura promedio (°R)
z- Factor de compresibilidad del gas
Correcciones por
Correcciones por Foss
Foss y
y Gaul
Gaul para incluir los efectos din
para incluir los efectos diná
ámicos.
micos.
Según la teoría dinámica, se requiere incluir la relación entre la
presión máxima en la TR necesaria para levantar el líquido/émbolo
usando el modelo dinámico (gráfica anterior) y el modelo de Foss.
Const
=
P
P
gus
cmáx
(d)
Const
V
=
V gc
(d)
gc
El efecto de velocidad, usando la velocidad promedio, en un
balance de fuerzas indicaría que se requiere aproximadamente
(1- Const)•100 (%) de gas adicional por ciclo.
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• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
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15. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Submodelo hidrodinámico
Submodelo hidrodinámico
La diferencia de operación del “gas-lift” intermitente en un
pozo de aceite o en un pozo de gas consiste en lo siguiente:
• El propósito en un pozo de petróleo es optimizar la producción
de líquido
• en un pozo de gas, optimizar la producción del gas
En pozos de petróleo, el émbolo deberá regresarse al fondo
del pozo tan pronto como alcance la superficie para
levantar la siguiente columna de líquido. En condiciones
óptimas, un ciclo corto del émbolo aumenta la producción
de líquido
En pozos de gas, el objetivo es que el pozo fluya tanto como
sea posible antes de cerrarlo para iniciar el siguiente ciclo.
En condiciones óptimas se debe minimizar el período de
cierre y maximizar el período de flujo
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• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
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16. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Submodelo hidrodinámico
Submodelo hidrodinámico
En pozos de gas con baja presión y baja producción de
gas y que aportan una cantidad considerable de líquido
(agua y condensado), podría ser ventajoso operarlos
como pozos de petróleo y gas. Esto removería la máxima
cantidad de líquido del pozo y mantendría una
contrapresión mínima frente a la formación.
Para pozos de aceite con caudales bajos y con alta RGA,
operarlos como pozos de gas podría proporcionar una
mejor estrategia de operación. Esto resulta en un
incremento del bache de aceite mientras el gas continua
fluyendo.
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• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
17. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Volumen de bache/IPR
Volumen de bache/IPR
Efecto de volumen bache en la producción de gas con el bombeo
intermitente
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• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
18. El comportamiento de afluencia (IPR)
El comportamiento de afluencia (IPR)
Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos –
– Comportamiento optimo/IPR
Comportamiento optimo/IPR
Condiciones óptimas
Alta frecuencia de ciclos durante del día implica menor altura
del bache de líquido
Menor altura del bache de líquido significa menor presión en
el fondo
Menor presión en el fondo implica mejor comportamiento de
afluencia del pozo (IPR)
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Modelos Dinámicos
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Introducción
Menor
Menor
volumen de
volumen de
líquido
líquido
Alta
Alta
frecuencia
frecuencia
Ciclos
Ciclos
Mejor
Mejor
comportamiento
comportamiento
de afluencia
de afluencia
Menor
Menor
Presión en el
Presión en el
fondo
fondo
• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
19. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
El período de flujo ocurre después de que la columna de líquido
y el émbolo han llegado a la superficie. El pozo (válvula motora)
permanece abierto por un periodo de tiempo llamado período
de post-flujo.
En el período post-flujo mientras se está produciendo gas se
tiene lo siguiente:
El émbolo viajero permanecerá sostenido en la superficie.
La presión de fondo fluyente disminuirá.
El líquido se acumulará en el fondo del pozo, pero si el
tiempo de post-flujo es muy grande, el pozo podría cargarse
demasiado.
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• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
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• Gas & alta GOR
20. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
Presión de línea
Presión estática
Presión en el fondo
Presión del EA
Presión en TP
Periodo de
Incremento
Etapa
de
arribo
Periodo de post-
flujo
Gasto de gas crítico
Presión
Gasto
de
gas
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21. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
Muy frecuentemente se desconoce la presión de fondo y en estos
casos se puede usar un modelo simplificado para calcularla
conociendo la presión en superficie, el gradiente de gas y la
altura de la columna de líquido en el fondo.
( )
li
l
T
z
H
wh
wf
n
wf
r
g
h
e
p
p
p
p
C
Q
wf
p
g
ρ
γ
+
=
−
=
34
.
53
2
2
El término exponencial en la ecuación anterior es una
corrección debido al peso la columna de gas :
Donde:
pwh – Presión en superficie (psi)
γ- la gravedad específica del gas
La ecuación no considera la fricción del flujo de gas.
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• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
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• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
22. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
La velocidad de cambio de la altura del líquido se puede relacionar
con la ecuación de “Backpressure” con la siguiente ecuación :
Donde : GLRr – Relación gas-líquido del pozo, (pie3/bbl)
t -tiempo, (días)
La ecuación previa puede convertirse a una forma de tiempo
adimensional, tD, y altura de líquido adimensional, hD.
h
-
1
=
t
d
h
d 2
D
D
D
p
h
+
e
p
-
1
A
GLR
p
C
=
dt
dh
2
r
li
l
T
z
.
H
wh
t
t
2
r
l
wf
p
g
2
34
53
615
.
5
ρ
γ
GLR
A
p
C
=
,
t
=
t
t
r
l
D ρ
β
β
615
.
5
Donde:
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• Modelo
hidrodinámico
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23. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
La altura de líquido acumulada durante el periodo de descarga
puede ser expresada como una función de la altura adimensional :
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• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
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• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
ρ
γ
l
D
r
T
z
.
H
wh
l
h
p
+
e
p
-
=
h
wf
p
g
34
53
k
+
1
k
-
1
h
-
1
h
+
1
2
1
=
t
D
D
D ln
p
e
p
=
k
r
T
z
.
H
wh wf
p
g
34
53
γ
24. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
La solución de la ecuación indica que a medida que el pozo se
carga, la altura del bache, hD se incrementa a un ritmo más lento
conforme hD se acerca al valor 1 de manera asintótica y la pwf se
aproxima a pr. La producción disminuye de acuerdo a la GLR.
La solución incluye la suposición de que no se produce líquido en
la superficie junto con gas y puede aplicarse por pozos con una
producción baja ( baja velocidad del gas en el pozo).
Dimensionless buildup of slug height
0.15
0.16
0.17
0.18
0.19
0.2
0.21
0.22
0.15 0.16 0.17 0.18 0.19 0.2 0.21 0.22
TD- 0.5ln(1-k)/(1+k)
D
im
en
sio
n
less
slu
g
h
eig
h
t,
h
D
0
1
TD- 0.5ln(1-k)/(1+k)
Dimensionless
slug
height,
hD
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hidrodinámico
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25. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
Los cambios en la presión son suficientemente lentos para
permitir el flujo radial estable.
Después de que se ha estimado el tiempo límite para el
crecimiento del bache, se podría hacer una medición en campo
del volumen de líquido acumulado anotando la diferencia entre
la presión en TR y TP inmediatamente después del periodo de
cierre del pozo y convertir esta diferencia a altura de columna
de líquido en la TP.
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• Modelo
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• Modelo mecánico
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26. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
La duración del tiempo de post-flujo puede ser estimado usando
una gráfica de decremento de la presión en la cabeza del pozo
respecto al tiempo.
La presión en la cabeza disminuye durante el periodo de flujo y
después de 1000 segundos la declinación es muy lenta y poco
mayor que la presión de línea de descarga, con tendencia a
igualarse.
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27. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
La Figura muestra una ampliación para el tiempo entre 900 y 1100
segundos, observando un cambio de pendiente durante ese periodo.
El tiempo apropiado para cerrar el pozo puede estimarse con el
cambio de la pendiente de presión antes que la presión en la
cabeza se iguale con la presión en línea.
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• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
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28. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
Características de la operación intermitente para diferentes
periodos de post-flujo
La presión mínima de TP y TR disminuye cuando aumenta el
periodo de post-flujo .
Los periodos largos resultan en un aumento a la columna de
líquido y menos ciclos por día.
El pozo empieza a dar señales de carga de líquido si la presión
en TR se restablece lentamente.
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29. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico –
– El periodo de incremento
El periodo de incremento
Al final de periodo de flujo, la válvula motora cierra el pozo y se
inicia el nuevo ciclo. En el sistema de émbolo viajero, éste cae
al fondo del pozo (“tubing o collar stop”)
En el caso de la aplicación de émbolo viajero el tiempo mínimo
de cierre debe permitir al émbolo llegar al fondo e incrementar
la presión lo suficiente para levantar la columna de líquido
acumulada.
Abercrombie encontró que la velocidad de caída del émbolo a
través del gas es de 1,000 pie/minuto y 172 pie/minuto a través
del líquido.
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hidrodinámico
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Modelo de incremento de la presión durante el periodo de cierre
30. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico –
– El periodo de incremento
El periodo de incremento
Modelo de incremento de la presión durante el periodo de cierre
Es necesario permitir un incremento de la presión en la TR y
la TP suficiente para levantar el líquido acumulado durante el
periodo de flujo así como durante el periodo de cierre
Se considera que el líquido adicional que entra del
yacimiento al pozo durante el periodo de cierre, h2, se
acumula de manera similar en la TP y la TR, ya que ambas
presiones se consideran iguales
Para simplificar el modelo se asume que la compresibilidad
de gas y gradiente de gas tienen poco efecto en el
incremento de la altura de líquido h2 mientras la presión en la
TR se incrementa. h2 se puede calcular con la ecuación:
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• Émbolo viajero
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31. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico –
– El periodo de incremento
El periodo de incremento
Modelo de incremento de presión después del periodo de cierre
Diseño y Optimizaciòn
Modelos Dinámicos
Selección de pozo para SBI Analisis de Problemas
Equipo&Terminaciòn
Introducción
• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
⋅
A
h
-
)
A
+
A
(
p
+
T
T
p
GLR
)
A
h
-
V
-
V
(
)
h
+
p
-
p
(
=
h
t
sl
l
a
t
c
sc
wf
sc
t
t
sl
c
t
sl
l
wh
c
2
ρ
ρ
615
.
5
Durante la etapa de descarga del pozo, la GLR es baja, sin
embargo, cuando el pozo se cierra, la GLR empieza a
incrementarse respecto al tiempo
Cuando la GLR alcanza el mínimo necesario para descargar el
bache de líquido, entonces se debe abrir el pozo
h2 se puede calcular con la ecuación :
32. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico –
– El periodo de incremento
El periodo de incremento
Donde:
pts = presión en la superficie, psi Hp = profundidad del intervalo, pie
psc = presión base, 14.7 psia h1 = altura del fluido acumulada durante
Twf = temperatura promedio del fondo el periodo de descarga en la TP, pie
del pozo, °R h2 = altura del fluido acumulada durante
Tsc = temperatura base, 520 °R el periodo de cierre en TR y TP, pie
z = factor de compresibilidad del gas At = Área transversal de la TP, pie2
Fgs = factor de resbalamiento, 1.15 Aa = Área transversal del EA, pie2
1
+
h
h
+
1
A
A
-
h
+
h
+
1
H
z
T
p
F
T
p
=
GLR
2
sl
t
a
2
l
p
wf
sc
gs
sc
ts
t
1
615
.
5
Diseño y Optimizaciòn
Modelos Dinámicos
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Introducción
• Ciclo intermitente
• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
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Modelo de incremento de presión después del periodo de cierre
La GLRt mínima necesaria para llevar el fluido/émbolo a la
superficie se puede estimar con la siguiente ecuación, derivada
de la ley de estado para gases reales, usando los datos de la
terminación del pozo.
33. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico –
– El periodo de incremento
El periodo de incremento
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hidrodinámico
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• Gas & alta GOR
Procedimiento de diseño de ciclo de operación del émbolo
Asumiendo valores de altura del bache, H1, calcular el
volumen de líquido equivalente, la presión en la parte
superior del bache y la presión debajo del émbolo
Calcular la altura adimensional, HD1, el tiempo adimensional
tD, el tiempo requerido para el crecimiento del bache y el
caudal de gas asociado a la presión en el fondo del pozo
Seleccionando un valor de altura del bache, h1, suponer una
velocidad de elevación del émbolo viajero
Calcular las pérdidas de presión por fricción y densidad, con
base en la velocidad de elevación del émbolo, así como la
presión máxima que debe superar el gas.
34. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico –
– El periodo de incremento
El periodo de incremento
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• Modelo
hidrodinámico
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• Gas & alta GOR
Procedimiento de diseño de ciclo de operación del émbolo
Calcular la presión promedio en la TR (casing), pcav durante
un ciclo de operación continua del émbolo y la presión
máxima de la TR, pcmáx
Calcular el volumen de gas requerido por ciclo de operación
del émbolo viajero, considerando las pérdidas por
resbalamiento de líquido (fallback). Se considera adecuado
2% por cada 1000 pies. Se compensa con un exceso de gas
Calcular la relación gas líquido mínima requerida para
levantar el émbolo viajero hasta la superficie, GLRt
Asumiendo valores de presión en la TR, calcular h2 y GLR.
Cuando la GLR calculada sea igual al valor GLRt, el bache /
émbolo teóricamente pueden llegar a la superficie y la TR
supuesta será el valor mínimo requerido para lograrlo
35. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico –
– El periodo de incremento
El periodo de incremento
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• Modelo
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Procedimiento de diseño de ciclo de operación del émbolo
La presión estimada en TR durante del periodo de cierre
puede ser la máxima permitida
Cualquier valor de la presión de TR mayor al mínimo
calculado en el periodo de cierre, puede causar una contra
presión adicional en el fondo mayor generando un
decremento de la producción de gas
Con base en una prueba de incremento de presión superficial
en el pozo, se determina el tiempo necesario para alcanzar la
presión en la TR para levantar el émbolo
Se determina el tiempo necesario para llevar el émbolo hasta
la superficie
36. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinámico
hidrodinámico –
– El periodo de incremento
El periodo de incremento
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• Modelo
hidrodinámico
• Modelo mecánico
• Modelos específicos
• Émbolo viajero
• Gas & alta GOR
Procedimiento de diseño de ciclo de operación del émbolo
Considerando el tiempo necesario para el crecimiento del
bache (h1), el tiempo de levantamiento del émbolo a la
superficie y el tiempo para alcanzar la presión de TR, se
calcula el número de ciclos por día
Con base en el número de ciclos por día y el volumen de
líquido del bache, se calcula el volumen total por día
Se calcula los parámetro finales de la operación del émbolo
viajero. Tiempo cerrado y tiempo fluyendo
En campo se debe dar seguimiento a la operación del sistema
para optimizarlo
37. Modelos Dinámicos
Modelos Dinámicos -
- Submodelo
Submodelo hidrodinamico
hidrodinamico-
- El periodo de post
El periodo de post-
-flujo
flujo
Para los pozos con baja presión o con baja relación gas/líquido
el periodo de flujo debe ser más corto
En algunos casos el periodo de flujo puede presentarse por
algunos minutos antes de que se inicie la carga de líquido
Los pozos con baja presión en el fondo o baja relación
gas/líquido frecuentemente producen mejor si se operan como
pozos de líquido
Un periodo largo de flujo puede matar el pozo produciendo una
columna de líquido alta debido que no hay energía (volumen de
gas) acumulada en el espacio anular o en el fondo
Se recomienda un control del pozo por presión para fijar el ciclo
de flujo
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Recomendaciones para la operación del émbolo