columna de lodo con gas

Perfil de Densidades de una

Columna de Lodo con

Inyeccin de Gas Informe

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David Rodrguez Alcntara David Ramos Gmez

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Contenido COLUMNA DE LODO CON GAS ............................................................................................................ 2

Introduccin .................................................................................................................................... 2

Marco terico .................................................................................................................................. 2

Resultados ....................................................................................................................................... 8

Comportamiento de la mezcla en la inyeccin (Tubera de Perforacin) ................................... 8

Conclusiones.............................................................................................................................. 11

Comportamiento de la mezcla en la inyeccin (Tubera de Perforacin) y al retorno (Espacio

anular). ...................................................................................................................................... 12

Conclusiones.............................................................................................................................. 14

Anexo I. Diagrama de flujo para el gas en el espacio anular ............................................................. 17

Anexo II. Diagrama de flujo para el gas en la tubera de perforacin ............................................... 18

Anexo III. Ecuaciones ......................................................................................................................... 19

Anexo IV. Nomenclatura ................................................................................................................... 20

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COLUMNA DE LODO CON GAS

Introduccin La importancia de conocer el comportamiento de una columna de fluido (lodo) con gas, es

imprescindible en las operaciones de perforacin de pozos, debido a que se usa para realizar los

clculos durante la inyeccin del gas con el fin de mantener la presin y con esto seguir

extrayendo una produccin rentable de crudo. Por otra parte tambin existe la posibilidad de

entrada de gas de la formacin al fluido de perforacin, que constituye un problema, que cuando

no es entendido y atendido con el debido conocimiento puede desembocar en un descontrol de

pozo con el riesgo de prdida de la instalacin e inclusive de vidas humanas.

Marco terico a) Teora de Gases

Se denomina gas al estado de agregacin de la materia en el cual, bajo ciertas condiciones de temperatura y presin, sus molculas interaccionan solo dbilmente entre s, sin formar enlaces moleculares, adoptando la forma y el volumen del recipiente que las contiene y tendiendo a separarse, esto es, expandirse, todo lo posible por su alta energa cintica. Los gases son fluidos altamente compresibles, que experimentan grandes cambios de densidad con la presin y la temperatura. Las molculas que constituyen un gas casi no son atradas unas por otras, por lo que se mueven en el vaco a gran velocidad y muy separadas unas de otras.

A temperatura y presin ambientales los gases pueden ser elementos como el hidrgeno, el

oxgeno, el nitrgeno, el cloro, el flor y los gases nobles, compuestos como el dixido de carbono

o el propano, o mezclas como el aire.

La ley de los gases ideales es la ecuacin de estado del gas ideal, un gas hipottico formado por

partculas puntuales, sin atraccin ni repulsin entre ellas y cuyos choques son perfectamente

elsticos (conservacin de momento y energa cintica). La energa cintica es directamente

proporcional a la temperatura en un gas ideal. Los gases reales que ms se aproximan al

comportamiento del gas ideal son los gases monoatmicos en condiciones de baja presin y alta

temperatura.

Empricamente, se observan una serie de relaciones proporcionales entre la temperatura, la

presin y el volumen que dan lugar a la ley de los gases ideales. El vocablo gas se cre a partir del

trmino griego kaos (desorden) para definir las caractersticas del anhdrido carbnico. Esta

denominacin se extendi luego a todos los cuerpos gaseosos y se utiliza para designar uno de los

estados de la materia.

La principal caracterstica de los gases respecto de los slidos y los lquidos, es que no pueden

verse ni tocarse, pero tambin se encuentran compuestos de tomos y molculas.

La causa de que un gas sea tal se encuentra en sus molculas, que se encuentran muy separadas

unas de otras y se mueven en todas las direcciones. Al igual que ocurre con los otros dos estados

de la materia, el gas tambin puede transformarse (en lquido) si se somete a temperaturas muy

bajas. A este proceso se le denomina condensacin.

El estado de una cantidad de gas se determina por su presin, volumen y temperatura. La forma

moderna de la ecuacin relaciona estos simplemente en dos formas principales. La temperatura

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utilizada en la ecuacin de estado es una temperatura absoluta: en el sistema SI de unidades,

kelvin, en el sistema imperial, grados Rankine.

La ecuacin que describe normalmente la relacin entre la presin, el volumen, la temperatura y

la cantidad (en moles) de un gas ideal es:

=

donde:

= Presin absoluta

= Volumen

= Moles de gas

= Constante universal de los gases ideales

= Temperatura absoluta

b) Inyeccin de Gas La inyeccin de gas natural fue el primer mtodo sugerido para mejorar el recobro de petrleo y

se us inicialmente a comienzos del ao 1900, con fines de mantenimiento de presin.

Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de

recuperacin secundaria, ya que el gas inyectado, adems de aumentar la energa del yacimiento,

deba desplazar el petrleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyeccin de gas se

lograba un recobro adicional de petrleo desinflando o agotando aceleradamente la presin del

yacimiento.

Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petrleo adicional que puede obtenerse

por la inyeccin de gas. Los ms importantes son: las propiedades de los fluidos en el yacimiento,

la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y

presin del yacimiento.

El solo propsito de mejorar los mtodos de produccin justifica, en la mayora de los casos, la

inyeccin de gas, como este es ms liviano que el petrleo, tiende a formar una capa superficial de

gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si la produccin se extrae de la parte

ms baja de la capa, dar como resultado una formacin de conservacin de energa y la

posibilidad de mantener las tasas de produccin relativamente elevadas, recobrando en un tiempo

ms corto lo que por medio natural requerira un periodo ms largo. Adems, el gas disuelto en el

petrleo disminuye su viscosidad y mantiene alta la presin y, en consecuencia, los pozos

productores pueden mantener la tasa de produccin a un nivel ms elevado durante la vida

productiva del campo.

Otros beneficios de la inyeccin de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos

oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable conservarlo para futuros mercados,

y en ese caso, se inyecta en un yacimiento para almacenarlo. Adems, como se dispone de gas en

algunas reas de produccin, ya sea del mismo yacimiento que se est explotando o de otras

fuentes, y como es un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin

presentar mayores dificultades.

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Tipos de inyeccin.

Las operaciones de inyeccin de gas se clasifican en dos tipos generales: inyeccin de gas interna e

inyeccin de gas externa.

Inyeccin de gas interna o dispersa.

Este proceso se refiere a la inyeccin de gas dentro de la zona de petrleo. Se aplica por lo

general, en yacimientos con empuje por gas en solucin, sin capa de gas inicial donde no hay

tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el

petrolero al poco tiempo de haber sido inyectado.

Caractersticas:

Se aplica en yacimientos homogneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.

Generalmente, se requiere un nmero elevado de puntos de inyeccin. Los pozos de inyeccin se colocan cierto arreglo geomtrico con el fin de distribuir el gas inyectado a travs de la zona productiva del yacimiento.

La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.

Inyeccin de gas externa:

Se refiere a la inyeccin de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas,

bien sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre

segregacin gravitacional debido a la influencia de las fuerzas de gravedad.

Caractersticas:

Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petrleo.

Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales mayores a 200 md.

Los `pozos de inyeccin se colocan de manera que se logre una buena distribucin areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de inyeccin que se requieran.

En la figura 1 se muestra un esquema general de cmo se da la inyeccin de gas en pozos.

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Figura 1. Esquema general de pozos de inyeccin.

c) Comportamiento de Gas en el Pozo El gas es un fluido altamente compresible, su volumen depende de presin y temperatura. Para

entender el comportamiento del gas conforme se va circulando en la columna de fluido es

necesario apoyarse en la Ley de Gases Ideales que se mencion previamente.

=

111

=222

Imaginando dos tubos llenos de lodo de perforacin, un tubo se encuentra abierto a la atmosfera

y el otro se encuentra cerrado, suponiendo que dos cantidades iguales de gas son inyectadas en

los dos tubos. En la figura 2 se muestra el comportamiento del tubo abierto y en la figura 3 el del

tubo cerrado.

En el caso del tubo abierto, cuando el gas alcanza la superficie su volumen puede ser calculado

usando la Ley de Gases Ideales.

Resolviendo el problema de acuerdo a los valores supuestos en la figura 2 se encuentra que:

111

=222

5000 1

(240 + 460)=

14.7 2(60 + 240)

2 = 253

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Figura 2. Comportamiento del gas en un tubo abierto.

Cuando el gas es inyectado dentro del tubo cerrado, este viajar hacia la parte de arriba del tubo

manteniendo su presin constante, adems de un ligero decremento en su volumen observado,

cuando alcanza la superficie su presin superpuesta sobre la presin hidrosttica del lodo de

perforacin. En este caso la presin de fondo ser la presin hidrosttica del lodo ms la presin

del gas, esto se ilustra en la figura 3.

Figura 3. Comportamiento del gas en un tubo cerrado.

= +

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Caso a)

= 0 + 5000 = 5000

Caso b)

= 5000 + 5000 = 10000

En un pozo real si la expansin del gas es prevenida como fue visto en el ejemplo anterior del tubo

cerrado, entonces el pozo se fracturar cuando el gas alcance la superficie.

Por lo tanto cuando surge un brote surge en el pozo, se deber permitir la expansin del gas en el

pozo para reducir la presin, esa es la base del control de pozos. En la plataforma, la expansin de

gas se lleva a cabo de una manera controlada mediante la manipulacin del estrangulador de

superficie. La tolerancia al brote est basada en el hecho de que durante el brote de gas, este es

circulado fuera del pozo a una velocidad controlada para reducir la presin y mantener el volumen

expandido en superficie dentro de una cantidad manejable.

d) Control de pozos En los pozos petroleros, durante las etapas de perforacin, terminacin y mantenimiento de los

mismos, existe la probabilidad de que se origine un brote. Esto se debe al desbalance entre la

presin de formacin y presin hidrosttica del fluido de control. En la figura 4 se muestra un

brote.

Un brote es la entrada de fluidos provenientes de la formacin al pozo, generado por un

desbalance entre la presin de formacin y la presin hidrosttica del fluido de control

Si los brotes son detectados a tiempo, aplicando las medidas inmediatas y correctas para

manejarlo en superficie no causa daos industriales, ecolgicos o al personal. Pero en caso

contrario, se incrementan los tiempos y costos de la intervencin.

Si el brote no es detectado a tiempo, y no se aplican las medidas correctas en superficie para

manejarlo o no se tiene integridad en los sistemas superficiales de control; este puede

manifestarse de forma violenta en superficie, con todo el potencial contenido en la formacin

productora y sin poder manejar los fluidos a voluntad. En la industria petrolera, a esta condicin se

le conoce como descontrol de pozo.

La definicin de control de pozos es, mantener la presin de formacin debajo de la presin

ejercida por el gradiente hidrosttico generado por un fluido de control.

Se le llama descontrol al influjo de fluidos que no puede manejarse a voluntad dado un problema

en las conexiones superficiales de control o debido una respuesta tarda o alguna tcnica mal

empleada.

En algunos de los casos un descontrol puede alcanzar la magnitud de siniestro, causando la

prdida total del equipo, del mismo pozo y daos severos al personal, al entorno social y

ecolgico.

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Figura 4. Brote de la formacin al pozo.

Resultados

Comportamiento de la mezcla en la inyeccin (Tubera de Perforacin) Con el objeto de observar el comportamiento de la mezcla lodo-gas a la inyeccin, esto es, en la

tubera de perforacin, se realiza la secuencia de clculo para tres condiciones distintas, los

resultados se muestran en las tablas 1, 2, 3 y 4.

Tabla 1. Resultados corrida 1, densidades, gastos y fracciones volumtricas de gas, lodo y la mezcla lodo-gas

a diferentes profundidades durante la inyeccin.

Prof. (m) T (C) P (psia) g (g/cm3) m (g/cm

3) Qg (m3) Ql (m

3) Xg x103 Xl

0 71 14.7 0.001 1.565 5.000 74.504 6.3E-02 0.937

100 74 244.3 0.016 1.664 0.304 79.200 3.8E-03 0.996

200 77 481.0 0.032 1.667 0.156 79.348 2.0E-03 0.998

300 80 718.1 0.047 1.668 0.105 79.399 1.3E-03 0.999

400 83 955.3 0.062 1.668 0.080 79.424 1.0E-03 0.999

500 86 1192.6 0.077 1.669 0.065 79.439 8.2E-04 0.999

600 89 1429.9 0.091 1.669 0.055 79.449 6.9E-04 0.999

700 92 1667.2 0.105 1.669 0.047 79.457 6.0E-04 0.999

800 95 1904.6 0.118 1.669 0.042 79.462 5.3E-04 0.999

900 98 2141.9 0.131 1.669 0.038 79.466 4.7E-04 0.999

1000 101 2379.3 0.144 1.669 0.034 79.470 4.3E-04 0.999

1100 104 2616.7 0.157 1.669 0.032 79.472 4.0E-04 0.999

1200 107 2854.0 0.169 1.669 0.029 79.475 3.7E-04 0.999

1300 110 3091.4 0.181 1.669 0.027 79.477 3.4E-04 0.999

1400 113 3328.8 0.193 1.670 0.026 79.478 3.2E-04 0.999

1500 116 3566.2 0.204 1.670 0.024 79.480 3.1E-04 0.999

1600 119 3803.6 0.215 1.670 0.023 79.481 2.9E-04 0.999

1700 122 4041.0 0.226 1.670 0.022 79.482 2.8E-04 0.999

1800 125 4278.5 0.236 1.670 0.021 79.483 2.6E-04 0.999

1900 128 4515.9 0.246 1.670 0.020 79.484 2.5E-04 0.999

2000 131 4753.3 0.256 1.670 0.019 79.485 2.4E-04 0.999

9




3) Qg (m3) Ql (m

3) Xg x103 Xl

0 25 14.7 0.001 1.633 1.753 77.751 2.2E-02 0.978

100 28 249.4 0.019 1.668 0.104 79.400 1.3E-03 0.999

200 31 486.6 0.037 1.669 0.054 79.450 6.8E-04 0.999

300 34 724.0 0.055 1.669 0.036 79.468 4.6E-04 0.999

400 37 961.3 0.073 1.669 0.028 79.476 3.5E-04 0.999

500 40 1198.7 0.090 1.670 0.022 79.482 2.8E-04 0.999

600 43 1436.2 0.107 1.670 0.019 79.485 2.4E-04 0.999

700 46 1673.6 0.123 1.670 0.016 79.488 2.1E-04 0.999

800 49 1911.0 0.139 1.670 0.014 79.490 1.8E-04 0.999

900 52 2148.4 0.155 1.670 0.013 79.491 1.6E-04 0.999

1000 55 2385.9 0.170 1.670 0.012 79.492 1.5E-04 0.999

1100 58 2623.3 0.185 1.670 0.011 79.493 1.4E-04 0.999

1200 61 2860.7 0.199 1.670 0.010 79.494 1.3E-04 0.999

1300 64 3098.2 0.213 1.670 0.009 79.495 1.2E-04 0.999

1400 67 3335.6 0.227 1.670 0.009 79.495 1.1E-04 0.999

1500 70 3573.1 0.240 1.670 0.008 79.496 1.1E-04 0.999

1600 73 3810.5 0.253 1.670 0.008 79.496 1.0E-04 0.999

1700 76 4048.0 0.265 1.670 0.008 79.497 9.5E-05 0.999

1800 79 4285.4 0.277 1.670 0.007 79.497 9.1E-05 0.999

1900 82 4522.9 0.289 1.670 0.007 79.497 8.8E-05 0.999

2000 85 4760.3 0.300 1.670 0.007 79.497 8.4E-05 0.999




3) Qg (m3) Ql (m

3) Xg x103 Xl

0 71 100.0 0.007 1.655 0.735 78.769 9.2E-03 0.991

100 74 336.0 0.022 1.665 0.221 79.283 2.8E-03 0.997

200 77 573.0 0.038 1.667 0.131 79.373 1.6E-03 0.998

300 80 810.1 0.053 1.668 0.093 79.411 1.2E-03 0.999

400 83 1047.4 0.068 1.669 0.073 79.431 9.2E-04 0.999

500 86 1284.6 0.082 1.669 0.060 79.444 7.6E-04 0.999

600 89 1522.0 0.097 1.669 0.051 79.453 6.5E-04 0.999

700 92 1759.3 0.110 1.669 0.045 79.459 5.7E-04 0.999

800 95 1996.6 0.124 1.669 0.040 79.464 5.0E-04 0.999

900 98 2234.0 0.137 1.669 0.036 79.468 4.6E-04 0.999

1000 101 2471.4 0.150 1.669 0.033 79.471 4.2E-04 0.999

1100 104 2708.8 0.162 1.669 0.031 79.474 3.8E-04 0.999

1200 107 2946.1 0.174 1.669 0.028 79.476 3.6E-04 0.999

1300 110 3183.5 0.186 1.670 0.027 79.477 3.3E-04 0.999

1400 113 3420.9 0.198 1.670 0.025 79.479 3.2E-04 0.999

1500 116 3658.3 0.209 1.670 0.024 79.480 3.0E-04 0.999

1600 119 3895.7 0.220 1.670 0.023 79.482 2.8E-04 0.999

1700 122 4133.2 0.230 1.670 0.022 79.483 2.7E-04 0.999

1800 125 4370.6 0.241 1.670 0.021 79.483 2.6E-04 0.999

10

1900 128 4608.0 0.251 1.670 0.020 79.484 2.5E-04 0.999

2000 131 4845.4 0.260 1.670 0.019 79.485 2.4E-04 0.999


a diferentes profundidades.


3) Qg (m3) Ql (m

3) Xg x103 Xl

0 25 14.7 0.001 1.486 8.766 70.738 1.1E-01 0.890

100 28 238.3 0.018 1.659 0.545 78.960 6.8E-03 0.993

200 31 474.5 0.036 1.664 0.275 79.229 3.5E-03 0.997

300 34 711.3 0.054 1.666 0.185 79.319 2.3E-03 0.998

400 37 948.3 0.072 1.667 0.140 79.364 1.8E-03 0.998

500 40 1185.4 0.089 1.668 0.113 79.391 1.4E-03 0.999

600 43 1422.6 0.106 1.668 0.095 79.409 1.2E-03 0.999

700 46 1659.8 0.122 1.668 0.082 79.422 1.0E-03 0.999

800 49 1897.1 0.138 1.669 0.073 79.431 9.2E-04 0.999

900 52 2134.4 0.154 1.669 0.065 79.439 8.2E-04 0.999

1000 55 2371.7 0.169 1.669 0.059 79.445 7.5E-04 0.999

1100 58 2609.0 0.184 1.669 0.055 79.449 6.9E-04 0.999

1200 61 2846.3 0.198 1.669 0.051 79.453 6.4E-04 0.999

1300 64 3083.7 0.212 1.669 0.047 79.457 6.0E-04 0.999

1400 67 3321.0 0.226 1.669 0.044 79.460 5.6E-04 0.999

1500 70 3558.4 0.239 1.669 0.042 79.462 5.3E-04 0.999

1600 73 3795.7 0.252 1.669 0.040 79.464 5.0E-04 0.999

1700 76 4033.1 0.264 1.669 0.038 79.466 4.8E-04 0.999

1800 79 4270.5 0.276 1.669 0.036 79.468 4.6E-04 0.999

1900 82 4507.8 0.288 1.669 0.035 79.469 4.4E-04 0.999

2000 85 4745.2 0.299 1.669 0.034 79.471 4.2E-04 0.999

Las condiciones iniciales para cada corrida se propusieron con base en el ejercicio 4.5 del libro de

Burgoyne (pg. 118) y se presentan en la tabla 5.

Tabla 5. Condiciones iniciales para las corridas 1, 2, 3 y 4.

Corrida 1 Corrida 2 Corrida 3 Corrida 4

Presin de inyeccin (psia) 14.7 14.7 100 14.7

Temperatura (C) 71 25 71 25

Volumen de gas (m3) 5 1.753 0.735 8.766

Volumen de lodo (m3) 74.504 77.751 78.769 70.738

Densidad de lodo (g/cc) 1.67 1.67 1.67 1.67

Profundidad de Referencia (m)

0 0 0 0

Incremento de profundidad (m)

100 100 100 100

Profundidad total (m) 2000 2000 2000 2000

Las densidades de la mezcla a lo largo de la profundidad del pozo se representan grficamente en

la figura 5 para las corridas 1, 2, 3 y 4.

11

Figura 5. Densidad de mezcla lodo-gas, corridas 1, 2, 3 y 4.

Conclusiones El gas inyectado en una columna de lodo desde la superficie baja a lo largo del pozo siendo

arrastrado por el flujo de lodo, y se comprime por efecto del incremento de presin dada la

columna hidrosttica a la que se est sometiendo en su recorrido, con lo cual, su densidad se

incrementa de forma lineal.

La velocidad del lodo en el pozo va disminuyendo conforme aumenta la profundidad, puesto que

la fraccin volumtrica del mismo es mayor por el efecto de compresin del gas, sin embargo su

densidad permanece constante pues es un fluido incompresible.

La compresin del gas afecta directamente la densidad de la mezcla gas-lodo, aumentando

exponencialmente al inicio de la inyeccin, una vez que alcanza su mxima compresin, su efecto

en la densidad de la mezcla es nula, y sta permanece constante.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1.45 1.5 1.55 1.6 1.65 1.7P

rofu

nd

idad

(m

)

Densidad de Mezcla (g/cm3)

Corrida 1. Datos en superficie:14.7 psia; 71 C; 5 m3/h de gas;74.504 m3/h de lodo.

Corrida 2. Datos en superficie:14.7 psia; 25 C; 1.735 m3/h degas; 77.751 m3/h de lodo.

Corrida 3. Datos en superficie:100 psia; 71 C; 0.735 m3/h degas; 78.769 m3/h de lodo.

Corrida 4. Datos en superficie:14.7 psia; 25 C; 8.766 m3/h degas; 70.738 m3/h de lodo.

12

El perfil de presin de un pozo con inyeccin de gas, se ve disminuido en referencia a un pozo sin

gas, esto se debe a que el gas tiene una densidad menor que el lodo, incluso a su mxima

compresin, su densidad puede no alcanzar la del lodo, de modo que la densidad de la mezcla

siempre ser menor, con lo cual, la presin ejercida por la columna hidrosttica ser menor en una

columna con gas que en una columna nicamente de lodo.

La presin y la temperatura juegan el papel ms importante en los efectos que tendr la inyeccin

del gas sobre la densidad de la mezcla, esto es, a menor presin y temperatura de inyeccin el gas

tendr menor densidad, por consiguiente el efecto de la reduccin de la densidad del lodo ser

mayor, a mayor presin y/o mayor temperatura, el gas tendr mayor densidad, por lo que la

reduccin en la densidad del lodo no ser tan significativa. Un mayor volumen de gas, tambin

favorece la reduccin de la densidad de la mezcla.

Comportamiento de la mezcla en la inyeccin (Tubera de Perforacin) y al retorno (Espacio

anular). Para estudiar el efecto que tiene la presencia del gas en el pozo, se realiza el clculo de la densidad

de mezcla en el retorno de la misma por el espacio anular, considerando la cada de presin que se

da en la barrena al salir de la sarta de perforacin de acuerdo con la norma API-13. No se

considera la presencia de recortes, por lo que la densidad de la mezcla en el espacio anular slo

depender del lodo y el gas.

Se realizaron dos corridas a distintas condiciones iniciales de volumen de gas y volumen de lodo,

los resultados se observan en las tablas 6 y 7.


a diferentes profundidades en el espacio anular y en la TP.


3) Qg (m3) Ql (m

3) Xg Xl

0 25 100.0 0.008 1.508 7.732 71.772 0.097 0.903

100 28 322.4 0.025 1.620 2.415 77.089 0.030 0.970

200 31 554.3 0.043 1.641 1.415 78.089 0.018 0.982

300 34 788.2 0.060 1.650 1.003 78.501 0.013 0.987

400 37 1023.2 0.077 1.654 0.779 78.725 0.010 0.990

500 40 1258.6 0.094 1.657 0.639 78.865 0.008 0.992

600 43 1494.4 0.111 1.659 0.544 78.960 0.007 0.993

700 46 1730.5 0.127 1.661 0.474 79.030 0.006 0.994

800 49 1966.7 0.143 1.662 0.422 79.082 0.005 0.995

900 52 2203.1 0.159 1.663 0.380 79.124 0.005 0.995

1000 55 2439.6 0.174 1.663 0.347 79.157 0.004 0.996

1100 58 2676.2 0.189 1.664 0.320 79.184 0.004 0.996

1200 61 2912.8 0.203 1.665 0.298 79.206 0.004 0.996

1300 64 3149.5 0.217 1.665 0.278 79.226 0.004 0.996

1400 67 3386.3 0.230 1.665 0.262 79.242 0.003 0.997

1500 70 3623.1 0.243 1.666 0.248 79.256 0.003 0.997

1600 73 3860.0 0.256 1.666 0.236 79.268 0.003 0.997

1700 76 4096.8 0.268 1.666 0.225 79.279 0.003 0.997

1800 79 4333.8 0.280 1.666 0.215 79.289 0.003 0.997

1900 82 4570.7 0.292 1.666 0.207 79.297 0.003 0.997

2000 85 4807.7 0.303 1.667 0.199 79.305 0.003 0.997

13

--------------------------------------------------------Retorno---------------------------------------------------- 2000 85 6591.5 0.411 1.668 0.147 79.357 0.002 0.998

1900 82 6354.4 0.402 1.668 0.150 79.354 0.002 0.998

1800 79 6117.3 0.392 1.668 0.154 79.350 0.002 0.998

1700 76 5880.1 0.383 1.667 0.158 79.346 0.002 0.998

1600 73 5643.1 0.372 1.667 0.162 79.342 0.002 0.998

1500 70 5406.0 0.362 1.667 0.167 79.337 0.002 0.998

1400 67 5168.9 0.351 1.667 0.172 79.332 0.002 0.998

1300 64 4931.8 0.339 1.667 0.178 79.326 0.002 0.998

1200 61 4694.8 0.327 1.667 0.184 79.320 0.002 0.998

1100 58 4457.8 0.315 1.667 0.192 79.312 0.002 0.998

1000 55 4220.8 0.302 1.667 0.200 79.304 0.003 0.997

900 52 3983.8 0.289 1.666 0.209 79.295 0.003 0.997

800 49 3746.9 0.275 1.666 0.219 79.285 0.003 0.997

700 46 3510.0 0.261 1.666 0.231 79.273 0.003 0.997

600 43 3273.1 0.246 1.666 0.245 79.259 0.003 0.997

500 40 3036.3 0.231 1.665 0.261 79.243 0.003 0.997

400 37 2799.6 0.216 1.665 0.280 79.224 0.004 0.996

300 34 2562.8 0.200 1.664 0.302 79.202 0.004 0.996

200 31 2326.2 0.183 1.664 0.330 79.174 0.004 0.996

100 28 2089.7 0.166 1.663 0.363 79.141 0.005 0.995

0 25 1853.2 0.149 1.662 0.406 79.098 0.005 0.995


a diferentes profundidades en el espacio anular y en la TP.


3) Qg (m3) Ql (m

3) Xg Xl

0 25 100.0 0.008 1.131 25.773 53.731 0.324 0.676

100 28 285.8 0.022 1.482 9.089 70.415 0.114 0.886

200 31 502.2 0.039 1.563 5.210 74.294 0.066 0.934

300 34 726.9 0.055 1.596 3.629 75.875 0.046 0.954

400 37 955.1 0.072 1.614 2.785 76.719 0.035 0.965

500 40 1185.4 0.089 1.625 2.264 77.240 0.028 0.972

600 43 1417.0 0.105 1.632 1.912 77.592 0.024 0.976

700 46 1649.5 0.121 1.638 1.659 77.845 0.021 0.979

800 49 1882.6 0.137 1.642 1.468 78.036 0.018 0.982

900 52 2116.3 0.152 1.645 1.320 78.184 0.017 0.983

1000 55 2350.4 0.168 1.647 1.202 78.302 0.015 0.985

1100 58 2584.7 0.182 1.649 1.105 78.399 0.014 0.986

1200 61 2819.4 0.196 1.651 1.025 78.479 0.013 0.987

1300 64 3054.3 0.210 1.652 0.957 78.547 0.012 0.988

1400 67 3289.3 0.224 1.654 0.900 78.604 0.011 0.989

1500 70 3524.5 0.237 1.655 0.850 78.654 0.011 0.989

1600 73 3759.9 0.250 1.656 0.807 78.697 0.010 0.990

1700 76 3995.4 0.262 1.656 0.769 78.735 0.010 0.990

1800 79 4230.9 0.274 1.657 0.735 78.769 0.009 0.991

1900 82 4466.6 0.285 1.658 0.705 78.799 0.009 0.991

2000 85 4702.4 0.297 1.658 0.679 78.825 0.009 0.991

--------------------------------------------------------Retorno----------------------------------------------------

14

2000 85 6477.3 0.404 1.662 0.498 79.006 0.006 0.994

1900 82 6241.0 0.395 1.662 0.510 78.994 0.006 0.994

1800 79 6004.7 0.385 1.662 0.522 78.982 0.007 0.993

1700 76 5768.5 0.375 1.661 0.536 78.968 0.007 0.993

1600 73 5532.3 0.365 1.661 0.551 78.953 0.007 0.993

1500 70 5296.1 0.354 1.661 0.568 78.936 0.007 0.993

1400 67 5060.0 0.343 1.660 0.586 78.918 0.007 0.993

1300 64 4824.0 0.332 1.660 0.607 78.897 0.008 0.992

1200 61 4588.0 0.320 1.659 0.629 78.875 0.008 0.992

1100 58 4352.1 0.307 1.659 0.655 78.849 0.008 0.992

1000 55 4116.2 0.295 1.658 0.683 78.821 0.009 0.991

900 52 3880.5 0.281 1.658 0.715 78.789 0.009 0.991

800 49 3644.9 0.268 1.657 0.752 78.752 0.009 0.991

700 46 3409.3 0.253 1.656 0.794 78.710 0.010 0.990

600 43 3174.0 0.239 1.655 0.843 78.661 0.011 0.989

500 40 2938.7 0.224 1.654 0.900 78.604 0.011 0.989

400 37 2703.7 0.208 1.652 0.967 78.537 0.012 0.988

300 34 2468.9 0.192 1.651 1.047 78.457 0.013 0.987

200 31 2234.3 0.176 1.648 1.145 78.359 0.014 0.986

100 28 2000.1 0.159 1.646 1.267 78.237 0.016 0.984

0 25 1766.3 0.142 1.643 1.421 78.083 0.018 0.982

Las condiciones iniciales para cada corrida se propusieron, al igual que en los casos anteriores, con

base en el ejercicio 4.5 del libro de Burgoyne (pg. 118) y se presentan en la tabla 8.

Tabla 8. Condiciones iniciales para corridas 5 y 6.

Corrida 5 Corrida 6

Presin en separadores (psia) 100 100

Temperatura (C) 25 25

Volumen de gas a condiciones del separador (m3)

7.732 25.773

Volumen de lodo (m3) 71.772 53.731

Densidad de lodo (g/cc) 1.67 1.67

Profundidad de Referencia (m) 0 0

Incremento de profundidad (m) 100 100

Profundidad total (m) 2000 2000

Las densidades de la mezcla a lo largo de la tubera de perforacin y al retorno por el espacio

anular, se representan grficamente en la figura 6 para las corridas 5 y 6.

Conclusiones En ambas corridas (5 y 6), se observa el comportamiento esperado a la inyeccin de la mezcla, es

decir, un aumento no lineal en la densidad de la mezcla hasta llegar al fondo del pozo.

A pesar de que la cada de presin es muy drstica en ambos casos (del orden de 1800 psi, aprox.)

no tiene una injerencia tan significativa en la densidad de la mezcla en el fondo del pozo, sin

15

embargo, la densidad disminuye rpidamente conforme disminuye la profundidad, por lo tanto, el

gas se expande rpidamente desplazando el lodo.

Para evitar un problema de descontrol a causa de sobrepresin a la salida, es posible reducir la

proporcin de gas respecto al lodo, sin descuidar el objetivo de reducir la densidad hasta ciertos

valores. La corrida 5, es un claro ejemplo de que un ajuste en la proporcin gas-lodo, permite una

operacin segura con densidades de mezcla aceptables.

Es notorio el efecto que tiene en todo el sistema la inyeccin de un volumen mayor de gas (150 m3

a CSPT y 500 m3 a CSPT, respectivamente para las corridas 5 y 6), grficamente se observa el

desplazamiento de la densidad de mezcla a un mayor volumen de gas, requiriendo as una menor

presin de inyeccin por la tubera de perforacin como lo muestran las tablas 6 y 7; y

grficamente la figura 7.

Si el sistema de la corrida 6, representara un brote, tendran que implementarse medidas de

seguridad para controlar una salida de lodo con un 32.4% de volumen de gas, por lo tanto se

procedera a una operacin de control de brotes para controlar el volumen de gas que sale a una

presin de 100 psia a travs del estrangulador.

Figura 6. Densidad de mezcla lodo-gas, corridas 5 y 6.

La figura 7 ilustra el perfil de presiones para las corridas 5 y 6.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8

Pro

fun

did

ad (

m)

Densidad de Mezcla (g/cc)

Corrida 5. Datos en separadores:100 psia; 25 C; 7.732 m3/h de gas;71.772 m3/h de lodo.

Corrida 6. Datos en separadores:100 psia; 25 C; 25.773 m3/h de gas;53.731 m3/h de lodo.

Desplaza-miento en espacio anular

Desplazamiento en tubera de perforacin

16

Figura 7. Perfil de presiones, corridas 5 y 6.

0

500

1000

1500

2000

2500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000P

rofu

nd

idad

(m

)

Presin (psia)

Corrida 5. Datos enseparadores: 100 psia; 25 C;7.732 m3/h de gas; 71.772m3/h de lodo.

Corrida 6. Datos enseparadores: 100 psia; 25 C;25.773 m3/h de gas; 53.731m3/h de lodo.

Presin a la entrada por TP.

Presin en separadores

Cada de presin en barrena

Desplazamiento en TP.

Desplazamiento en espacio anular.

17

Anexo I. Diagrama de flujo para el gas en el espacio anular

1,1,1 ,1 , ,

, ,,,Tgeo

1;

= 1,1 ; .

1 = 1( ,1)

2 = 2()

1 = 1( ,); .

2 = 2 ,2

2 = 2 ,2,2

2 = 2 2

2,2 = 2,2 2

2 = 2(2,)

2 =2 + 1

2

= + (2 )

=

1

Perfil de densidades (Hacia barrena)

= 1

> 0.01 S

No

2 =

2 = 2(2)

2 = 2(2)

2 = 2 2

2, 2 = 2,2 2

2 = 1(2)

=

18

Anexo II. Diagrama de flujo para el gas en la tubera de perforacin

, , , , ,

, ,,,Tgeo

;

= , ; .

2 = 2( ,2)

1 = 1()

= ( ,); .

1 = 1 ,1

1 = 1 ,1,1

1 = 1 1

1,1 = 1,1 1

1 = 1(1,)

1 =1 + 2

2

= (1 )

=

1

Perfil de densidades (Hacia superficie)

=

> 0.01

S

No

1 =

1 = 1(1)

1 = 1(1)

1 = 1 1

1, 1 = 1,1 1

2 = 1(2)

=

19

Anexo III. Ecuaciones Correlacin de Pitzer para el clculo del factor Z

=

=

0 = 0.083 0.422

()1.6

1 = 0.139 0.172

()4.2

0 = 1 + 0

1 = 1

= 0 + 0.037 1

Ley de los gases

=

Clculo de densidad de la mezcla

= +

+ = 1

=

20

Anexo IV. Nomenclatura

0= Parmetro geomtrico de Pitzer


= Profundidad

= Profundidad total del pozo

= Masa de gas

1= Presin en separadores. Presin en direccin a la superficie

2= Presin a determinada profundidad

= Presin crtica, 493.1 psia para el agua

= Presin de salida del ciclo iterativo

= Presin en el fondo, despus de la barrena

= Presin reducida

= Presin supuesta para el ciclo iterativo

= Peso molecular del gas, 28 g/mol para el nitrgeno

= Constante universal de los gases, 10.732 psia-ft3/lbmol-R

1= Temperatura de en separadores. Temperatura en direccin a la superficie

2= Temperatura a determinada profundidad

= Temperatura crtica, 126 K para el agua

= Temperatura en el fondo del pozo

= Temperatura reducida

1= Volumen de gas a condiciones de separadores. Volumen de gas en direccin a la superficie

2= Volumen de gas a determinada profundidad

1= Volumen de lodo en separadores. Volumen de gas en direccin a la superficie

2= Volumen de lodo a determinada profundidad

= Volumen total

= Factor acntrico de Pitzer

1= Fraccin volumtrica de gas en separadores. Fraccin volumtrica de gas en direccin a la

superficie

21

2= Fraccin volumtrica de gas a determinada profundidad

1= Fraccin volumtrica de lodo en separadores. Fraccin volumtrica de lodo en direccin a

superficie

2= Fraccin volumtrica de lodo a determinada profundidad



= Factor de compresin de los gases

1= Densidad del gas en separadores. Densidad del gas en direccin a la superficie

2= Densidad del gas a determinada profundidad

= Densidad del lodo

1= Densidad de la mezcla en separadores. Densidad de la mezcla en direccin a la superficie

2= Densidad de la mezcla a determinada profundidad

columna de lodo con gas

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