LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Objetivos. Generalidades del levantamiento artificial por gas. Diseño básico de instalaciones de levantamiento artificial por gas. Análisis y diagnóstico de pozos de LAG. Demostración del software de diseño.
OBJETIVO GENERAL:
Diseñar una instalación de levantamiento artificial por gas (LAG), seleccionando el método de levantamiento adecuado y el tipo de válvula correspondiente, considerando las características del pozo y las facilidades de compresión existentes.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS: • Estudiar las generalidades del proceso de LAG. • Describir el proceso de LAG, diferenciando los métodos de levantamiento utilizados y detallando la interrelación entre las fases y variables que intervienen en el proceso. • Diseñar una instalación de LAG determinando el espaciamiento entre mandriles y aplicando los principios de mecánica de válvulas para su selección y calibración. • Estudiar la metodología para el diagnóstico preliminar de sistemas de gas lift.
GENERALIDADES LAG
GENERALIDADES LAG
Sistema de producción. Análisis Nodal. Balance de Energía. Capacidad de Producción del Sistema. Flujo natural. Disminución de la capacidad de producción del sistema. Cese del flujo natural, levantamiento artificial. Levantamiento artificial por gas: definición del método, objetivos, métodos y mecanismos de levantamiento. Análisis integral de pozos produciendo por gas lift. Completación típica de un pozo de gas lift. Rango de aplicación del LAG. Comparación del LAG con otros métodos de producción. Sistema subsuelo-superficie de levantamiento artificial por gas.
GENERALIDADES LAG
Tipos de inyección de LAG continuo. Tipo de inyección de LAG intermitente. Instalaciones intermitentes no convencionales. Requerimientos a considerar para el LAG. Cálculos relacionados con el sistema de LAG. Funcionamiento normal del sistema de LAG. Algunos problemas en el sistema de LAG. Mejores prácticas LAG.
SISTEMA DE PRODUCCIÓN
PRESIÓN DE SALIDA: Pseparador (Psep) LINEA DE FLUJO
P O Z O
TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO EXTERNO DE DRENAJE EN EL YACIMIENTO HASTA EL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN EN LA ESTACIÓN
PRESIÓN DE ENTRADA: Pestática promedio (Pws) COMPLETACIÓN
YACIMIENTO
ANÁLISIS NODAL
PB cabezal
Línea de flujo Separador Tubería de producción
PA yacimiento
Posible nodo Cara de la arena
BALANCE DE ENERGÍA
Δp5 Δp5 Δp7 Δp7
Δp6 Δp6
ΔΔpT=Pres-Psep pT=Pres-Psep
Pwh Psep
Pdsc
Pdsv Pusv
Δp5 Δp5
Δp4 Δp4
Pdr Pur
Pwf
Pr
Pwfs
Δp2 Δp2
Δp1 Δp1
Δp8 Δp8
ΔΔp1= p1= Pr Pr--Pwfs Pwfs ΔΔp2= p2= Pwfs Pwfs--Pwf Pwf ΔΔp3= p3= Pur Pur--Pdr Pdr ΔΔp4=Pusv-Pdsv p4=Pusv-Pdsv ΔΔp5=Pwh-Pdsc p5=Pwh-Pdsc ΔΔp6=Pdsc-Psep p6=Pdsc-Psep ΔΔp7=Pwf-Pwh p7=Pwf-Pwh ΔΔp8=Pwf-Psep p8=Pwf-Psep
CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA
BALANCE DE ENERGÍA EN EL FONDO DEL POZO -----> NODO
Pws
DEMANDA
Pwf Pwf OFERTA
CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN
q1
AOF
Qliq.
FLUJO NATURAL
ΔP2<ΔP1 MINIMIZA PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN
DEMANDA 2: CON REDUCTOR
Pws ΔP2
DEMANDA 1: LINEA ABIERTA
Pwf2 ΔP1
Pwf1 Pwf
OFERTA
q2
q1
AOF
Qliq.
DISMINUCIÓN DE LA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN
LA DEMANDA DE ENERGÍA
50 %
ES MAYOR QUE LA OFERTA
Pws
30 % NO FLUYE
20 % 0% AyS Pwf
AOF
Qliq.
CESE DEL FLUJO NATURAL-LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Pwf
LA OFERTA DE ENERGÍA ES MENOR QUE LA DEMANDA
Pws1
L1 RG L2 RG L3 RG L4 RG
Pws2 Pws3 Pws4
NO FLUYE IPR 4 IPR 3
IPR 2 IPR 1
Qliq.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ES LA UTILIZACIÓN DE UNA FUENTE EXTERNA DE ENERGÍA EN LA COLUMNA DE FLUIDO DENTRO DEL POZO CON EL FIN DE LEVANTAR LA PRODUCCIÓN DESDE EL FONDO HASTA
DISMINUYENDO DEMANDA
LA SUPERFICIE.
LAG
NO FLUJO
qL AUMENTANDO OFERTA
BOMBEO
qL
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS FLUJO CONTINUO: ES UN MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL MEDIANTE EL CUAL SE INYECTA CONTINUAMENTE GAS A ALTA PRESIÓN PARA ALIGERAR LA COLUMNA HIDROSTÁTICA EN EL POZO. FLUJO INTERMITENTE: SE INYECTA GAS EN FORMA CÍCLICA PARA DESPLAZAR LA PRODUCCIÓN EN FORMA DE TAPONES DE LÍQUIDO HASTA LA SUPERFICIE.
CONTINUO
INTERMITENTE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Injection Gas In
DEFINICIÓN DEL MÉTODO: Produced Hydrocarbons Out
Side Pocket Mandrel with Gas Lift Valve Side Pocket Mandrel with Gas Lift Valve Side Pocket Mandrel with Gas Lift Valve Completion Fluid Single Production Packer
Método primario de producción de los fluidos de un pozo mediante la inyección continua de gas a alta presión, para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción flujo continuo); o por inyección de gas a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (flujo intermitente). •OTROS OBJETIVOS DEL LAG: • Arrancar pozos que producen por flujo natural. • Descargar los fluidos de los pozos de gas. • Realizar contraflujos de pozos de agua. • Producir pozos que no fluyen naturalmente. • Incrementar tasas de producción en pozos productores.
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Ventajas LAGC: Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas (desde 25 bpd). Puede ser usado en pozos desviados empleando mandriles especiales. Ideal para pozos con alta RGP y con producción de arena. Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma. El equipo de subsuelo es sencillo y de bajo costo. Bajo costo de operación. Puede manejar volúmenes grandes de sólidos con problemas mínimos.
Fácil de obtener mediciones de presión y gradientes de fondo. Puede ser usado en completaciones múltiples. Facilidad de aplicar tratamientos químicos. Pueden ser usados servicios de guaya fina y coiled tubing. No es afectado severamente por la corrosión. Adaptable a la centralización y a la automatización. Número pequeño de partes móviles en el equipo de LAG que lo hacen más duradero que los de otros métodos.
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Desventajas/Limitaciones LAGC Se requiere fuente de gas a alta presión. Las válvulas pueden ser retiradas con guaya o con la tubería. El gas de inyección debe ser tratado. No es aplicable en pozos de crudo pesado viscoso y parafinoso. Su diseño y diagnóstico es complicado. Aplicable en pozos de hasta + ó – 10000 pies. No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño Ø. Baja eficiencia en levantar emulsiones.
Para campos pequeños, los costos de instalación pueden ser muy elevados. Problemas con el congelamiento y la formación de hidratos. Problemas con sólidos en líneas de inyección. Dificultad para analizar sin supervisión de ingeniería. El revestidor debe presión de inyección.
soportar
la
Problemas de seguridad en áreas urbanas por el manejo de gas a alta presión. Los pozos muy espaciados limitan el uso de múltiples de distribución de gas.
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Ventajas/Desventajas LAGI: Bajo mantenimiento. Excelente en pozos desviados. Las válvulas pueden ser retiradas con guaya o con la tubería. Se pueden obtener presiones de producción más bajas que con gas lift continuo. Los pozos trabajan con válvula de seguridad de superficie.
Dificultad para analizar sin supervisión de ingeniería. La selección e instalación de equipos puede ser compleja. Su diseño es más complicado que el de LAGC. Se requiere fuente de gas a alta presión. Se requiere mayor supervisión, control y seguimiento.
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
LAG CONTINUO: POZOS CON:
ALTA A MEDIANA ENERGÍA (PRESIONES DE FONDO > 150 lpc/1000 pies). DE ALTA A MEDIANA PRODUCTIVIDAD (ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD > 0,5 bpd/ lpc). DECLINACIÓN POR FLUJO NATURAL. TASA DE PRODUCCIÓN MAYORES A 100 bpd. REVESTIDORES DE 4,5” Y 5,5”, CON EDUCTOR DE 2” (LIMITA LAS TASAS A < 1000 BPD). REVESTIDORES DE 7”, CON EDUCTOR DE 3,5” (TASAS > A 5000 BPD). APORTE DE GAS DE FORMACIÓN ALTO.
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
LAG INTERMITENTE: POZOS CON:
DE MEDIANA A BAJA PRODUCTIVIDAD (ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD > 0,3 bpd/ lpc). DE MEDIANA A BAJA PRESIÓN DE FONDO (PRESIONES < 150 lpc/1000 pies). BAJA TASA DE PRODUCCIÓN (< 100 bbl). MERMA EN LA PRODUCCIÓN DESPUÉS DE HABER INYECTADO LAG CONTINUO (BACHES DE PETRÓLEO). ALTA RGP. PROFUNDIDAD < 7000’.
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
EFICIENCIA DEL LAG
Q gas BND
CONTINUO
INTERMITENTE
Se incrementa al aumentar la profundidad de inyección con la tasa de gas adecuada
Se incrementa al usar la frecuencia adecuada de ciclos de levantamiento que maximiza la producción diaria
EL LAG ES EL MÉTODO QUE SE DEBE CONSIDERAR EN ORDEN DE PRIORIDAD DESPUÉS DEL FLUJO NATURAL.
FLUJO NATURAL
LAG CONTINUO
LAG INTERMITENTE
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Factores que favorecen la eficiencia del LAGC Alta tasa de producción. Baja densidad del petróleo. Alta presión de fondo. Alta relación gas-fluido del yacimiento. Alta producción de arena. Diámetro pequeño de tubería ( consumo de gas) Factores que favorecen la eficiencia del LAGI Baja tasa de producción. Baja relación gas – fluido del yacimiento. Alta densidad del petróleo. Pozo sin producción de arena. Pozos moderadamente profundos con bajo nivel de fluido. Baja presión de fondo
MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO LAG CONTINUO Efectos del gas en un pozo de LAGC
Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería. Expansión del gas inyectado. Desplazamiento del fluido por alta presión del gas.
Efectos del gas en un pozo de LAGI Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido. Expansión del gas inyectado, que empuja el tapón de líquido hacia el cabezal del pozo y de allí a la estación.
MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO LAG CONTINUO Pwh
Presión
Dov Δp Profundidad
pwf, qL
p
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE Ciclo: Proceso que tiene lugar desde que se forma el tapón de líquido hasta que se estabilizan las presiones en el sistema. La duración del ciclo es la duración del tiempo que pasa para que la válvula operadora abra sucesivamente dos veces. Ti: Tiempo de influjo: Tiempo en el que se llena el tapón. Tv: Tiempo de viaje: Tiempo que tarda en llegar el tapón desde el punto de inyección a la superficie. Te: Tiempo de estabilización: Tiempo que tardan en estabilizarse los sistemas de presión. Tc: Tiempo de ciclo: Tc = Ti + Tv + Te
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE
CERRADA
ABRE
ABRE
CIERRA
CIERRA
CERRADA
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE
CERRADA
ABRE
t i : TIEMPO DE INFLUJO
ABRE
CIERRA
CIERRA
CERRADA
t v : TIEMPO DE VIAJE
Tc (min) = TIEMPO DE CICLO = t i + t v + t e
t e : TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN N = 1440 / Tc
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE
Longitud óptima de columna Q
Tasa de Líquido
t
tiempo
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE
presión
Forma tradicional
Apertura Válvula LAG
ΔP CERRADA
(SPREAD) Tiempo de Ciclo (TT)
ABRE
Cierre Válvula LAG
tco
tiempo
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE
presión
Descripción del ciclo Apertura Válvula LAG
Cierre Controlador de Superficie
Cierre Válvula LAG Apertura Controlador de Superficie
tOFF
tON
Tiempo de Ciclo (TT)
tiempo
Factores que determinan la caída parcial del tapón de líquido en el LAGI El desarrollo de las burbujas de gas. La velocidad de ascenso del tapón de líquido. Las restricciones en el cabezal del pozo.
Para que el flujo intermitente sea eficiente se requiere que el gas: Entre rápidamente a la tubería. Forme burbujas que contribuyan a acelerar el tapón de líquido.
Problemas asociados al LAGI Resbalamiento severo de líquido en la tubería. El tapón pierde entre 5 y 7% /1000’ por cada ciclo.
Factores que afectan la tasa de producción del LAGI
Tamaño de la tubería. Profundidad de levantamiento. Presión de inyección del gas. Contrapresión en el cabezal del pozo. Características de las válvulas de levantamiento. Características de los fluidos. Spread de la válvula. Relación anular/eductor. Proceso de restauración de los fluidos.
SISTEMA DE LAG-ANÁLISIS INTEGRAL
GAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLANTA DE COMPRESION
LINEAS DE DISTRIBUCIÓN
INYECCION DE GAS
POZO INYECTOR DE GAS
GAS PET + AG + GAS
POZO PRODUCTOR
ESTACION DE FLUJO
MERCADO INTERNO
GLP
EXPORTACION PLANTA GLP
YACIMIENTO
PET + AG
PATIO DE TANQUES
EXPORTACION
TERCERAS PARTES
TERMINALES DE EMBARQUES
REFINERIA
EXPORTACIONES - PETROLEO - PRODUCTOS
MERCADO INTERNO
SISTEMA DE LAG-ANÁLISIS INTEGRAL
PLANTA COMPRESORA
ALTA PRESIÓN DE GAS
POZOS
SEPARADOR TANQUE DE DE GAS ALMACENAMIENTO
GAS DE INYECCIÓN
CRUDO BOMBEO YACIMIENTO VENTAS
COMPLETACIÓN TÍPICA DE UN POZO DE GAS LIFT
CABEZAL SALIDA DE CRUDO CASING DE SUPERFICIE (9 5/8”-10 3/4”)
TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (3 1/2”)
ENTRADA DE GAS
MANDRILES SUPERIORES
CASING (7”- 9 5/8”) EMPACADURA DE PRODUCCIÓN
MANDRILES INFERIORES LINER DE PRODUCCIÓN (3 1/2”-4 1/2”-7”)
COMPLETACIÓN TÍPICA DE UN POZO DE GAS LIFT
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Comparación con otros métodos de producción:
Injection Gas In
Produced Hydrocarbons Out
LAG: CONTINUO. INTERMITENTE.
CONTINUO: Bajo costo en equipos de subsuelo, pero altos costos en líneas de flujo y compresión de gas.
Side Pocket Mandrel with Gas Lift Valve
Side Pocket Mandrel with Gas Lift Valve
Eficiencia de levantamiento entre un 5 y 30%. Side Pocket Mandrel with Gas Lift Valve
Completion Fluid Single Production Packer
Es esencial un buen espaciamiento y diseño de válvulas. Costo operacional por pozo bajo. De uso en completaciones simples y dobles. Se pueden reemplazar las válvulas con guaya. Se usa comúnmente como sustituto del flujo natural.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: INTERMITENTE: Bajo costo en equipos de subsuelo, pero altos costos en líneas de flujo y compresión de gas. Eficiencia de levantamiento entre un 5 y 10%. Costo operacional por pozo bajo. Necesidad de medición y control continuo para mantener la inyección estable. Tapón de Fluido
Gas
Es esencial un buen espaciamiento y diseño de válvulas. Se usa comúnmente como sustituto del LAG continuo en pozos con baja tasa o como sustituto del balancín. Usualmente limitado por el deslizamiento para pozos > 10.000 pies.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LAG: RANGO DE APLICACIÓN
GRAVEDAD: 12 - 45.0 °API
VISCOSIDAD: > 5.0 CPS
MANEJO DE GAS: ILIMITADO
REVESTIDOR: > 4-1/2”
Typical Range
Maximum*
Operating Depth
5,000 -10,000’ TVD
15,000’ TVD
Operating Volume
100 - 10,000 BPD
30,000 BPD
100 - 250° F
400° F
0- 50°
70° Short to Medium Radius
Operating Temperature Wellbore Deviation
Corrosion Handling Gas Handling Solids Handling Fluid Gravity Servicing Prime Mover Type
Good to Excellent with Upgraded Materials Excellent Good Best in >15° API Wireline or Workover Rig Compressor
Offshore Application
Excellent
System Efficiency
10% - 30%
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: BOMBEO MECÁNICO: CONVENCIONAL ROTAFLEX
Sucker Rod
Sucker Rod Pump Assembly
Tubing Anchor/ Catcher
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: Typical Range
BOMBEO MECÁNICO: ROTAFLEX RANGO DE APLICACIÓN
Maximum*
Operating Depth
100 - 11,000’ TVD
16,000’ TVD
Operating Volume
5 - 1500 BPD
5000 BPD
Operating Temperature
100° - 350° F
550° F
0 - 20° Landed Pump
0 - 90° Landed Pump <15°/100’ Build Angle
Wellbore Deviation
Corrosion Handling
Good to Excellent w/ Upgraded Materials
Gas Handling
Fair to Good
Solids Handling
Fair to Good
Fluid Gravity Servicing Prime Mover Type Offshore Application System Efficiency
>8° API Workover or Pulling Rig Gas or Electric Limited 45%-60%
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
PLUNGER LIFT:
El Plunger LIft usa la presión del gas almacenada en el revestidor. El pozo debe estar cerrado por un tiempo suficientemente largo para que se acumule la presión que levantará tanto al plunger como al tapón de líquido hasta la superficie.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: PLUNGER LIFT: RANGO DE APLICACIÓN
Solar Panel Controller Motor Valve
Dual “T” Pad Plunger
Bumper Spring
Lubricator Catcher Orifice Control Valves
Typical Range
Maximum*
Operating Depth
8,000’ TVD
19,000’ TVD
Operating Volume
1-5 BPD
200 BPD
120° F
500° F
N/A
80°
Operating Temperature Wellbore Deviation Corrosion Handling
Excellent
Gas Handling
Excellent
Solids Handling
Poor to Fair
GLR Required
300 SCF/BBL/1000’ Depth
Servicing
Wellhead Catcher or Wireline
Prime Mover Type Offshore Application System Efficiency
Well’s Natural Energy N/A at this time N/A
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BES
La Bomba Electro-Sumergible es una bomba construida de etapas de bombeo centrifugo. El motor eléctrico se conecta directamente al modulo de bombeo centrifugo en una BES. Esto quiere decir, que el eje del motor eléctrico se conecta directamente al eje de la bomba. De esta manera la bomba rota a la misma velocidad que el motor eléctrico.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BES
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BES
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: Typical Range Operating Depth
Maximum*
1,000’ - 10,000’ TVD
Operating Volume
BES
Motor Control
15,000’ TVD Vent Box
200 - 20,000 BPD
30,000 BPD
100° - 275° F
400° F
Operating Temperature Wellbore Deviation
Corrosion Handling
10°
Good Poor to Fair
Solids Handling
Poor to Fair
Servicing Prime Mover Type
Production Tubing
0 - 90° Pump Placement <10° Build Angle
Gas Handling
Fluid Gravity
Produced Hydrocarbons Out
Pump
Flat Cable Extension Seal Section
>10° API Workover or Pulling Rig Electric Motor
Offshore Application
Excellent
System Efficiency
35%-60%
Motor
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BCP
La Bomba de Cavidad Progresiva es una bomba de desplazamiento positivo que usa un rotor helicoidal que gira excéntricamente dentro de un estator. El rotor es una barra de acero de alta resistencia generalmente cromada. El estator es un eslatómero resistente en un molde de doble configuración helicoidal dentro de una camisa de acero.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BCP
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BCP Vertical Vertical Electric Wellhead Electric Wellhead Drive Drive
Casing Casing
Production Tubing Production Tubing Sucker Rod Sucker Rod Sucker Rod Coupling Sucker Rod Coupling Tubing Collar Tubing Collar Stator Stator Rotor Rotor
Tubing Collar Tubing Collar Tag Bar Sub Tag Bar Sub
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: BCP: RANGO DE APLICACIÓN
Typical Range Operating Depth
Maximum*
2,000 --4,500’ TVD
Operating Volume Operating Temperature
6,000’ TVD
5 - 2,200 BPD
4,500 BPD
75 -150° F
250° F
N/A
0 - 90° Landed Pump <15°/100’ Build Angle
Wellbore Deviation
Corrosion Handling Gas Handling
Fair Good
Solids Handling
Excellent
Fluid Gravity
<35° API
Servicing
Workover or Pulling Rig
Prime Mover Type
Gas or Electric
Offshore Application
Good (ES/PCP)
System Efficiency
40%-70%
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: BOMBEO HIDRAÚLICO: TIPO JET. RECIPROCANTE.
Surface Power Fluid Package
Production Casing
Packer Nose
High Pressure Power Fluid
Bottom Hole Assembly Piston or Jet “Free Pump”
Standing Valve
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: BOMBEO HIDRAÚLICO RECIPROCANTE El Bombeo Hidráulico Reciprocante consiste de un motor con un pistón reciprocante cuyo movimiento proviene de un fluido hidráulico conectado mediante un eje corto a un pistón en el extremo de la bomba. Esta bomba es de doble acción, es decir, el fluido es desplazado tanto en la embolada hacia arriba como en la embolada hacia abajo. El fluido hidráulico se inyecta en la tubería desde la superficie y regresa a la superficie por otra tubería (sistema cerrado) o en conjunto con los fluidos producidos en el eductor (sistema abierto)
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: Typical Range
BOMBEO HIDRAÚLICO: RECIPROCANTE RANGO DE APLICACIÓN
Maximum*
Operating Depth
7,500 - 10,000’ TVD
17,000’ TVD
Operating Volume
50 - 500 BPD
4,000 BPD
Operating Temperature
100° - 250° F
500° F
0 - 20° Landed Pump
0 - 90° Pump Placement <15°/100’ Build Angle
Wellbore Deviation
Corrosion Handling
Good
Gas Handling
Fair
Solids Handling
Poor
Fluid Gravity Servicing Prime Mover Type Offshore Application System Efficiency
>8° API Hydraulic or Wireline Multi-Cylinder or Electric Good 40%-50%
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: BOMBEO HIDRAÚLICO TIPO JET El Bombeo Hidráulico Tipo Jet es una bomba de desplazamiento dinámico que difiere del Bombeo Hidráulico Reciprocante en la manera en la que se aumenta la presión del fluido bombeado con una boquilla tipo jet. El fluido hidráulico entra por el tope de la bomba desde la tubería de inyección. Este fluido se acelera a través de la boquilla y se mezcla con los fluidos producidos en la salida de la bomba. A medida que los fluidos se mezclan, el momentum del fluido inyectado es transferido al fluido producido e incrementa su energía cinética.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: BOMBEO HIDRAÚLICO TIPO JET El Bombeo Hidráulico Tipo Jet es una bomba de desplazamiento dinámico que difiere del Bombeo Hidráulico Reciprocante en la manera en la que se aumenta la presión del fluido bombeado con una boquilla tipo jet. El fluido hidráulico entra por el tope de la bomba desde la tubería de inyección. Este fluido se acelera a través de la boquilla y se mezcla con los fluidos producidos en la salida de la bomba. A medida que los fluidos se mezclan, el momentum del fluido inyectado es transferido al fluido producido e incrementa su energía cinética.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: BOMBEO HIDRAÚLICO: TIPO JET RANGO DE APLICACIÓN
Typical Range
Maximum*
Operating Depth
5,000 - 10,000’ TVD
15,000’ TVD
Operating Volume
300 - 1,000 BPD
>15,000 BPD
Operating Temperature
100° - 250° F
500° F
Wellbore Deviation
0 - 20° Hole Angle
0 - 90° Pump Placement <24°/100’ Build Angle
Corrosion Handling
Excellent
Gas Handling
Good
Solids Handling
Good
Fluid Gravity Servicing Prime Mover Type
>8° API Hydraulic or Wireline Multi-Cylinder or Electric
Offshore Application
Excellent
System Efficiency
10%-30%
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Facilidades de superficie LAGC SISTEMA DE COMPRESIÓN
SISTEMA DE RECOLECCIÓN DE FLUIDOS
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS POZOS
SISTEMA DE MEDICIÓN Y CONTROL
Facilidades de superficie LAGI VÁLVULAS DE CONTROL DE INYECCIÓN CONTROLADORES DE CICLAJE
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
COMPRESSION GAS PLANT
Equipo de subsuelo MANDRILES
LOW PRESSURE GAS STORAGE TANK
WELLS
INJECTION GAS
GAS SEPARATOR
VÁLVULAS
OIL PUMPING
RESERVOIR
SALES
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Facilidades de superficie
SISTEMA DE COMPRESIÓN PLANTA COMPRESORA
Centrífuga (Turbinas) Reciprocante (Compresores).
Gas a baja presión
Gas a alta presión
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Facilidades de superficie RED DE DISTRIBUCIÓN DE GAS Ramificada. Múltiples.
MULTIPLES DE GAS
Derivaciones
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Facilidades de superficie: sistema de medición y control
MEDIDOR
TUBO DEL MEDIDOR
BRIDAS
PLACA DE ORIFICIO
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Facilidades de superficie SISTEMA DE RECOLECCIÓN DE FLUIDOS (RED DE PRODUCCIÓN)
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Facilidades de superficie
SEPARADORES
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Facilidades de superficie LAGI
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Equipo de subsuelo:
VÁLVULA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN MANDRIL DE BOLSILLO
CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS
CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS Válvulas de LAG: tipos básicos De acuerdo al elemento que ejerce la presión de cierre: Válvulas cargadas con nitrógeno. Válvulas accionadas por resorte. Válvulas cargadas con nitrógeno y accionadas por resorte. De acuerdo a la fuente que controla la operación: Válvulas operadas por la presión del gas inyectado (IPO): Válvulas de un solo elemento. Válvulas de dos elementos o válvulas piloto. Válvulas operadas por la presión del fluido producido (PPO). De acuerdo al efecto de las presiones de apertura: Válvulas balanceadas. Válvulas no balanceadas.
CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS
CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS
CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS
De acuerdo a la función que cumplen en el pozo: INYECCIÓN VÁLVULA DESCARGA Válvulas de descarga: Operadas por presión de Csg. Operadas por presión de producción. De respuesta proporcional. Válvulas piloto. Válvulas de inyección: Ciegas (Dummies). Válvulas de orificio: Orificio: DKO (1”) / RDO (1 ½”). Venturi: NOVA
Otras válvulas: Válvulas diferenciales. Válvulas de estrangulamiento. Válvulas combinadas.
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
AGUJERO ENTRADA AGUJERO ENTRADA AGUJERO ENTRADA
SECCIÓN CONVERGENTE SECCIÓN CONVERGENTE SECCIÓN CONVERGENTE GARGANTA (ORIFICIO) GARGANTA (ORIFICIO) GARGANTA (ORIFICIO) SECCIÓN DIVERGENTE SECCIÓN DIVERGENTE SECCIÓN DIVERGENTE
EMPACADURA EMPACADURA EMPACADURA
VÁLVULA DE RETENCIÓN VÁLVULA DE RETENCIÓN VÁLVULA DE RETENCIÓN AGUJERO DE SALIDA AGUJERO DE SALIDA AGUJERO DE SALIDA
VÁLVULA NOVA
DUMMY
VÁLVULAS
CHP 660THP 70-160#
75O#
ANTES
CHP
THP
DESPUES
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
VÁLVULAS
1.5”: Menos sensibles a las variaciones de temperatura. Más duraderas. 1.0”: Más sensibles a causar interferencia.
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
VÁLVULA DE FLUJO INTERMITENTE
VÁLVULA PILOTO
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
VÁLVULA PILOTO
DUMMY
VÁLVULA DE ORIFICIO
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
VÁLVULA FLUJO ANULAR
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
PARTES DE UNA VÁLVULA: Resorte o fuelle. Cámara o domo. Orificio o asiento. Elemento de sello. Conductos para la inyección de gas. Elemento de recobro. UNA VÁLVULA DE LAG ES BÁSICAMENTE UN REGULADOR DE PRESIÓN Las válvulas son reemplazadas por dos causas: 1.- Al realizar cambio de método cuando el pozo declina su producción. 2.- Por falla de sus componentes cuando la válvula deja de operar bien y provoca producción diferida.
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Características de las válvulas cargadas con nitrógeno: Son sensitivas a la temperatura. Fáciles de calibrar. Pueden ser usadas tanto para flujo continuo como para flujo intermitente. El fluido de carga no entra en contacto con el fluido producido. Características de las válvulas accionadas por resorte:
No son afectadas por la temperatura. Su calibración puede ser compleja. Pueden ser usadas tanto para flujo continuo como para flujo intermitente.
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Apertura de las válvulas de LAG
Aumento de la presión del revestidor. Aumento de presión originado por la carga de fluido en la tubería de producción. Una combinación de los efectos anteriores.
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS CONDICIONES QUE DEBEN SATISFACER LAS VÁLVULAS DE LAGC: Debe ser capaz de estrangular el gas del espacio anular hacia el interior de la tubería de producción. Debe mantener la presión constante dentro de la tubería. Debe poder adaptar automáticamente el diámetro del orificio a las diferentes condiciones de presión para lograr la máxima eficiencia. Actuar como regulador de presión. Adaptarse a los cambios de tasa de inyección en la superficie. CONDICIONES QUE DEBEN SATISFACER LAS VÁLVULAS DE LAGI: Debe ser capaz de abrir tanto como sea posible el orificio de entrada de gas, inmediatamente después de haber sido accionada para la apertura. Debe ser apta para permanecer en su posición de apertura total hasta que llegue el momento de su cierre. El diámetro del orificio puede variar desde 1“ hasta ¼“ dependiendo del diámetro de la tubería.
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Equipo de subsuelo:
Mandril convencional La válvula baja al pozo directamente insertada en la tubería. Para reemplazarla hay que sacar toda la sarta. Mandril de bolsillo o con válvulas recuperables La válvula baja al pozo directamente insertada en la tubería. Para reemplazarla hay que pescarla con guaya fina.
Mandriles Camco:
Pozos desviados
Válvulas 1 ½”
MMA
Tubería: 3 ½”
MMAG
Válvulas 1”
KBM
Tubería: 2 7/8” y 3 ½”.
KBMG
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Equipo de subsuelo:
Si ángulo de inclinación > 20º: usar mandriles especiales para pozos desviados KBMG/MMAG
MANDRIL DE BOLSILLO CONVENCIONAL
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Equipo de subsuelo:
LACTH SIDE POCKET MANDREL
VALVULA
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Combinaciones de mandriles de bolsillo y válvulas: 2 Configuraciones de mandriles
Tipo 1 (Mandril Estándar): Tiene los huecos perforados del lado del revestidor. El fondo del bolsillo comunica con la tubería de producción. Tipo 2: Tiene los huecos perforados del lado de la tubería. El fondo del bolsillo comunica con el exterior del espacio anular.
Tipo 1: Válvula convencional operada por presión de gas. Tipo 2: Válvula operada por la presión de los fluidos producidos. Tipo 3 y Tipo 4. 4 Configuraciones de válvulas
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Combinaciones de mandriles de bolsillo y válvulas:
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Recuperación de Válvulas:
1
2
3
4
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Instalación de Válvulas:
1
2
3
4
TIPOS DE INSTALACIÓN DE LAG POR GAS
PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN
GAS DE INYECCIÓN
GAS DE INYECCIÓN VÁLVULAS DE L.A.G.
VÁLVULAS DE L.A.G.
ABIERTA
SEMI-CERRADA REGULADOR
IDEAL PARA LAG CONTINUO
PRODUCCIÓN
GAS DE INYECCIÓN VÁLVULAS DE L.A.G.
CERRADA
IDEAL PARA LAG INTERMITENTE
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
LAGC ANULAR COILED TUBING
CONTINUO TUBERÍA Extensión del flujo natural
Simple y constante inyección controlada de gas a alta presión para producir la columna de fluido.
TIPOS DE INYECCIÓN DE LAG CONTINUO
Annular gas injection
Tubing gas injection Gas in
Production Production
Gas in
Tubing
CSG Casing FLOW
Casing
Tubing
100-600 BPD
Gas entry
> 1500 BPD Liquid
Liquid
TUBING FLOW: Requiere más gas que el csg flow. Usa válvulas operadas por presión de fluido.
TBG FLOW
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
LAGI
El gas se inyecta rápidamente en el interior del tubing para formar burbujas de gas dentro del tapón de líquido a intervalos de tiempo iguales. Producción de pozos de baja tasa < 100 bpd.
INSERTABLE INTERMITENTE CÁMARA DE ACUMULACIÓN
PLUNGER LIFT
DE DOBLE EMPACADURA
CONVENCIONAL CONTROL CHOQUE
CONTROLADORES DE SUPERFICIE
TIPOS DE INYECCIÓN DE LAG INTERMITENTE LAGI Convencional Según la API: 2-3/8” Tubing - 100 To 150 Bfpd 2-7/8” Tubing - 200 To 300 Bfpd 3-1/2” Tubing - 300 To 400 Bfpd Pws < de 150#/1000’ y J< 0.3 bpd/#
Persigue ajustar el patrón de inyección con el aporte del fluido de la arena. CERRADA
ABRE
Se logra alternando períodos de inyección de gas en la tubería de producción. La velocidad de ascenso del tapón debe estar entre 900 y 1200 pies/min.
TIPOS DE INYECCIÓN DE LAG INTERMITENTE LAGI Convencional El tiempo de ciclo óptimo es el que corresponde a la tasa de producción máxima El valor de la presión en la tubería debe estar en el orden de 60 a 75% del valor de la presión de gas. Puede levantar eficientemente tasas superiores a los 500 BPD
CERRADA
ABRE
INSTALACIONES INTERMITENTES NO CONVENCIONALES
Instalación con pistón viajero (Plunger Lift) Lubricator Catcher Solar Panel Controller
Minimiza el resbalamiento durante el levantamiento del tapón.
Motor Valve
Dual “T” Pad Plunger
Bumper Spring
Orifice Control Valves
INSTALACIONES INTERMITENTES NO CONVENCIONALES Instalación con cámara de acumulación de líquido (Chamber lift)
Pws < de 100#/1000’.
INSTALACIONES INTERMITENTES NO CONVENCIONALES Instalación con cámara de acumulación de líquido (Chamber lift)
REQUERIMIENTOS A CONSIDERAR PARA EL LAG
Se requieren 100 psi por cada 1000 pies de profundidad para un máximo de 800 psi y un mínimo de 300 psi. Ejemplo: La presión requerida para inyectar a 7000 pies será: Preq= 100 X (7000/1000) = 700 psi. Se requieren de 150 a 250 pie 3/bbl por cada 1000 pies de profundidad. Ejemplo: El gas requerido para inyectar a 4000 pies será: Gas req= 200 X (4000/1000) = 800 pie3/bbl.
FUNCIONAMIENTO NORMAL DEL SISTEMA DE LAG
Información de Superficie: Presión de inyección de gas. Presión fluyente en superficie. Volumen de gas de inyección. Condiciones Normales de Operación: Presiones de producción de los fluidos dentro del rango de operación establecido. No existen filtraciones a nivel de cabezal, línea de flujo, líneas de gas, conexiones en múltiples, pozo y estación de flujo. Tasa de inyección del flujo de gas dentro del rango de operación establecido.
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG Áreas a considerar:
Pozo (subsuelo).
Suministro del gas de levantamiento.
Apertura del regulador ajustable.
Presión de Inyección.
Sistema de recolección de fluidos.
Restricciones en las válvulas.
Contrapresión en el cabezal.
Hueco en tubería. Circulación de gas seco. Válvula operadora. Flujo intermitente. Espaciamiento entre V. Recepción de gas. Bloqueo de instalación.
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG
SINTOMAS DE QUE EXISTEN PROBLEMAS CON EL SISTEMA DE SUMINISTRO DEL GAS DE INYECCIÓN CABECEO Fluctuaciones de presión de TBG o CSG. RECIBIENDO DEMASIADO O POCO GAS Restricción o problemas en las válvulas
Hay un 80% de probabilidad de que las fallas se presenten en superficie y un 20% de que los problemas se estén presentando en el fondo del pozo
CAUDAL DE PRODUCCIÓN MUY BAJO Válvula maestra semi-cerrada CAUDAL DE PRODUCCIÓN MUY BAJO Taponamiento
Alta presión de Separación
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG
INGRESO DEL GAS DE INYECCIÓN AL SISTEMA EXCESIVOS VOLUMENES DE INYECCIÓN DE GAS BAJOS VOLUMENES DE GAS INYECTADO ESTRANGULADOR DE INYECCIÓN DE GAS DEMASIADO ABIERTO ESTRANGULADOR DE INYECCIÓN DE GAS MUY CERRADO ALTA PRESIÓN DE INYECCIÓN CON BAJO VOLUMEN DE INYECCIÓN BAJA PRESIÓN DE INYECCIÓN ESTRANGULADOR OBTURADO GAS HÚMEDO (CONGELAMIENTO)
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG
EXCESIVOS VOLUMENES DE INYECCIÓN DE GAS
ESTRAGULADOR DE INYECCIÓN MUY ABIERTO VÁLVULAS SUPERIORES ABIERTAS
BAJOS VOLUMENES DE GAS INYECTADO
VÁLVULAS DE SUPERFICIE COMPLETAMENTE ABIERTAS CONGELAMIENTO DEL ESTRANGULADOR AJUSTABLE TAPONAMIENTO DEL ESTRANGULADOR AJUSTABLE CALIBRACIÓN DE LOS REGISTRADORES
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG
ESTRANGULADOR DE INYECCIÓN DE GAS DEMASIADO ABIERTO
PRESIÓN DE INYECCIÓN POR ENCIMA DE LA PRESIÓN OPERATIVA PUEDE CAUSA REAPERTURA DE LAS VÁLVULAS SUPERIORES EXCESIVO CONSUMO DE GAS REDUCCIÓN DEL CAUDAL DE PRODUCCIÓN
ESTRANGULADOR DE INYECCIÓN DE GAS MUY CERRADO
INSUFICIENTES VOLUMENES DE INYECCIÓN DE GAS CABECEO REDUCCIÓN DEL CAUDAL DE PRODUCCIÓN PUEDE EVITAR QUE EL POZO PUEDA DESCARGARSE
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG ALTA PRESIÓN DE INYECCIÓN CON BAJO VOLUMEN DE INYECCIÓN
VÁLVULA OPERATIVA PODRÍA ESTAR PARCIALMENTE TAPONADA ALTA PRESIÓN EN EL TBG REDUCIENDO EL DIFERENCIAL A LA ALTURA DE LA VÁLVULA OPERADORA INDICADOR DEL EFECTO DE TEMPERATURA EN EL DISEÑO DE LAS VÁLVULAS. PODRÍA MANTENERSE EL POZO TRABAJANDO CON LAS VÁLVULAS MÁS PROFUNDAS. BAJA PRESIÓN DE INYECCIÓN
LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS SUBDIMENSIONADAS CONGELAMIENTO TAPONAMIENTO DE LAS VÁLVULAS SUPERIORES PRESIÓN DE CALIBRACION DE LAS VÁLVULAS MUY BAJA (MAL DISEÑO)
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG FLUCTUACIONES DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN
SE HACE DÍFICIL RETORNAR AL PUNTO ÓPTIMO DE INYECCIÓN.
SALIDA DEL GAS DE INYECCIÓN DEL SISTEMA ALTA PRESIÓN EN EL CABEZAL ALTA PRESIÓN DEL SEPARADOR RESTRICCIONES DE VÁLVULAS LÍNEA DE FLUJO MUY DELGADA RESTRICCIONES EN LA LÍNEA DE FLUJO
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG ALTA PRESIÓN EN EL CABEZAL
FORMACIÓN DE SALES, PARAFINAS, INSCRUSTACIONES, ETC EN LA LÍNEA DE FLUJO. MUY LARGAS O MUY DELGADAS LÍNEA DE FLUJO. ELEVACIONES DEL TERRENO. PUEDEN CAUSAR: TRABAJAR CON LAS VÁLVULAS SUPERIORES. EXCESIVO CONSUMO DE GAS. REDUCCIÓN EN LA PRODUCCIÓN. EVITAR LA DESCARGA DEL POZO. VÁLVULAS MUY DELGADAS. RESTRICCIONES DE VÁLVULAS
PARCIALMENTE CERRADAS. TAPONAMIENTO.
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG
SUBSUELO HUECOS EN LA TUBERÍA DISEÑO INAPROPIADO POZO CIRCULANDO GAS SECO MAL FUNCIONAMIENTO DE LAS VÁLVULAS POZO QUE NO TOMA GAS CONDICIONES CAMBIANTES DEL POZO HUECO EN EL CASING CABECEO
VÁLVULAS PERMANECEN ABIERTAS
POZO BLOQUEADO Y SIN PODER DESCARGAR
ARENA Y EMULSIONES
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG HUECOS EN LA TUBERÍA O EN EL ANULAR
BAJA PRESIÓN DE INYECCIÓN EXCESIVO CONSUMO DE GAS REDUCCIÓN DEL CAUDAL DE PRODUCCIÓN COMPORTAMIENTO SIMILAR AL DE FUGAS EN EL COLGADOR DEL CABEZAL O EMPAQUES POZO CIRCULANDO GAS SECO
APERTURA DE LAS VÁLVULAS SUPERIORES POR ALTA PRESIÓN DE INYECCIÓN HUECO EN EL TUBING ORIFICIO O VÁLVULA OPERADORA POR ENCIMA DEL NIVEL DE FLUIDO ESTÁTICO FUGAS EN EL COLGADOR DEL CABEZAL O EMPAQUES
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG
POZO QUE NO TOMA GAS
CONGELAMIENTO O TAPONAMIENTO DEL ESTRANGULADOR DE INYECCIÓN PROBLEMAS DE TEMPERATURA PRESIÓN DE CALIBRACIÓN DE LAS VÁLVULAS MUY ALTO HUECO EN EL CASING
VOLUMEN DE GAS DE INYECCIÓN ES MENOR EN EL RETORNO
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG
CABECEO
ASIENTOS DE LAS VÁLVULAS MUY GRANDES TAMAÑO DEL ORIFICIO INAPROPIADO BAJA INYECCIÓN DE GAS TUBING MUY GRANDE BAJO INGRESO DE FLUIDO DE LA FORMACIÓN POZO BLOQUEADO Y SIN PODER DESCARGAR
GRADIENTE DE FLUIDO MÁS ALTO QUE EL ESTIMADO PRESIÓN DE CALIBRACION DE LAS VÁLVULAS MUY ALTAS ESPACIAMIENTO MUY AMPLIO TEMPERATURAS INCORRECTAS EN CALIBRACIÓN DE VÁLVULAS
ALGUNOS PROBLEMAS EN SISTEMAS DE LAG VÁLVULAS PERMANECEN ABIERTAS
PRECIPITACIÓN DE SALES Y SULFATO ABRASIÓN DE ASIENTOS FALLAS DEL FUELLE DE LAS VÁLVULAS DESCALIBRACIÓN DE LAS VÁLVULAS
MEJORES PRÁCTICAS DE LAG
DISEÑO:
Comportamiento de afluencia del pozo. Considerar la magnitud de las viscosidades para el caso de crudos pesados. Verificar la información de la completación del pozo y del sistema de distribución de crudo y gas. Considerar el uso de correlaciones de flujo multifásico en tuberías y líneas. Considerar la tasa crítica como parámetro de control de producción del yacimiento. INSTALACIÓN:
Medir flujo de gas y presiones en el revestidor y en la tubería.
Arrancar con flujo moderado para evitar erosión del asiento de la válvula.
MEJORES PRÁCTICAS DE LAG OPERACIÓN:
Automatizar a nivel del pozo o múltiple para registrar en tiempo real variables como: flujo de gas, presión de cabezal, presión de revestidor, temperatura de cabezal.
Efectuar pruebas de producción cada mes.
Evitar el uso de líneas compartidas tanto de crudo como de gas
DIAGNÓSTICO:
Analizar los registros de presión de revestidor y tubería, flujo de gas inyectado y pruebas de producción del pozo.
Tomar registros adicionales tales como presión y temperatura fluyente.
PROBLEMAS OPERACIONALES DEL LAG
Confiabilidad operacional (funcionamiento constante). Facilidad para el diagnóstico. Extremos en las condiciones climáticas de superficie (congelamiento o sobrecalentamiento). Capacidad técnica del personal de operaciones.
ANÁLISIS NODAL
DEMANDA
DISMINUYENDO LA DEMANDA
Pwf AUMENTANDO OFERTA OFERTA
q1
q2
q3
Qliq.
CURVA DE COMPORTAMIENTO
AUMENTANDO RGL
Pwf
q1 q2q3 q4
Qliq.
CONSIDERACIONES TEORICAS
• • • • •
Comportamiento de Afluencia (IPR) Flujo Multifasico en Tuberias Verticales y Horizontales Presion de Gas Temperatura Dinamica Flujo de Gas a traves de un orificio
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
La primera ley de la termodinámica, concerniente a las energías térmica y mecánica, es la base para el desarrollo de la ecuación de energía. Esta ley establece que la cantidad de calor añadida a un fluido fluyendo a través de un sistema es igual al cambio en el contenido de energía del fluido mas cualquier trabajo realizado por él. Cuando un fluido fluye a través de un sistema la energía contenida en él corresponde, en diferentes proporciones, a: Energía cinética, energía potencial, energía interna y energía de desplazamiento. En forma de ecuación sería,
q
( c a lo r )
=
Δ
( e n e r g ía
c in é tic a ) +
Δ
( e n e r g ía
d e
Δ
( e n e r g ía
p o te n c ia l ) +
Δ
( e n e r g ía
in t e r n a ) +
( tr a b a jo
d e s p la z a m ie n to ) +
r e a liz a d o
p o r
e l
flu id o )
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
Estos términos se definen como: (1) Energía cinética: Energía debida al movimiento. Para una masa de fluido, m, es igual a mv2 / 2gc. (2) Energía de desplazamiento: Energía requerida para expandir o comprimir una masa de fluido a través del sistema, igual a PV (Presión por volumen especifico del fluido). (3) Energía potencial: Energía debida a la altura sobre un plano de referencia arbitrario (datum), igual a mgZ / gc (4) Energía Interna: Energía almacenada en el fluido, U, en general una función de presión y temperatura. Los términos anteriores pueden ser combinados para formar la ecuación de energía de flujo continuo entre dos puntos cualesquiera del sistema.
mv12 mgZ1 mv22 mgZ 2 + + q − w = U 2 + P2V2 + + U1 + P1V1 + 2gc gc 2 gc gc
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
dP g ρ ν dν ⎛ dP ⎞ = +⎜ ρ+ ⎟ dL g c g c dL ⎝ dL ⎠ f dP dL
ρ
Gradiente de presión total,
Densidad del fluido responsable de la energía potencial,
ρ ν dν g c dL ⎛ dP ⎞ ⎜ ⎟ ⎝ dL ⎠ f
Energía cinética generada por el movimiento, y
Gradiente de presión debido a las pérdidas por fricción o fuerzas viscosas.
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
dP g ρ ν dν ⎛ dP ⎞ = +⎜ ρ+ ⎟ dL g c g c dL ⎝ dL ⎠ f Correlación de Hagedorn & Brown
⎡ ⎛ ν m2 ρ m Δ⎜⎜ ⎢ 2 2 2 gc f QL M L ΔP 1 ⎢ ⎝ = + ρm + 5 11 ⎢ Δh 144 Δh 2.965 × 10 ρ m φt ⎢ ⎢⎣
⎞⎤ ⎟⎥ ⎟ ⎠⎥ ⎥ ⎥ ⎥⎦
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
Correlación de Hagedorn & Brown
M L = 350.18 [γ O + f W (γ W − γ O )] + 0.0764 γ g RGL
ρ L = 62.4 [γ O + f W (γ W − γ O )] ρ m = ρ L H L + ρ g (1 − H L ) ⎛ 2ξ 1 18.7 = 1.74 − 2 log ⎜ + ⎜φ f N RE f ⎝ t
⎞ ⎟ ⎟ ⎠
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
Correlación de Hagedorn & Brown
Número de velocidad del líquido, NLV.
N Lν = 1.938ν SL (ρ L / σ )
0.25
Número de velocidad del gas, Ngν.
N gν = 1.938 ν Sg (ρ L / σ )
0.25
Número de diámetro de tubería, Nd.
N d = 120.872 φt (ρ L / σ )
0 .5
Número de viscosidad del líquido, NL.
(
N L = 0.15726 μ L 1 / ρ L σ 3
)
0.25
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
Correlación de Hagedorn & Brown
Función de correlación de entrampamiento, φ.
⎛ N Lν ⎞ ⎛ P ⎞ ⎟ φ = ⎜⎜ 0.575 ⎟⎟ ⎜⎜ ⎟ N 14 . 7 g ν ⎝ ⎠ ⎝ ⎠
C N L = 10
0.1
⎛ C NL ⎞ ⎜⎜ ⎟⎟ ⎝ Nd ⎠
( − 2.723 + 0.546 α − 3.192 α 2 + 10.418 α 3 − 9.816 α 4 + 2.824 α 5 )
α = 0.41703 Log ( N L ) + 1.12554
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
Correlación de Hagedorn & Brown
HAGEDORN & BROWN Cor relación para el COEFICIENTE DE VISCOSIDAD
0.1
0.01
CN L
0.001 0.001
0.01
NL
0.1
1
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
Correlación de Hagedorn & Brown Factor de entrampamiento relativo, HL/ψ HL
ψ
= 0.0429 + 1.228 α − 7.139 α 2 + 20.412 α 3 − 19.2475 α 4 + 5.696 α 5
Log (φ ) + 5.69897 α= 3.69897
ψ = 1 − 0.3423 α + 15.3605 α 2 − 40.5783 α 3 + 41.082 α 4 − 14.695 α 5
α = 12.5 C 2 − 0.125 Factor de correlación secundario, C2.
C2 =
N gν N L0.38 N d2.14
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
Correlación de Hagedorn & Brown Factor de entrampamiento relativo, HL/ψ HL/ψ
HAGEDOR N & BR OWN F actor H OLD UP
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0 10
-6
-5
10
-4
10
10
-3
Φ
-2
10
Flujo Multifásico en Tuberías Verticales
Correlación de Hagedorn & Brown
ψ
HAGEDORN & BROWN Factor de Corrección Secundario
2.0
1.8
1.6
1.4
C2 =
1.2
N gν N L0.38 N d2.14
1.0 0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08
0.09
0.1
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
Correlación de Hagedorn & Brown Número de Reynolds bifásico
N RE ( H . B ) =
0.022 QL M L
φt μ LH μ g(1 − H L
L
)
Velocidades de la mezcla bifásica
ν m1 = ν L1 + ν g1 ν m2 = ν L2 + ν g 2
( )
Δ ν m2 = ν m2 2 − ν m21 Tensión superficial de la mezcla líquida
σ L = σ O + f W (σ W − σ O )
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
HAGEDORN - BROWN (1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
MD
TVD
P*
Pwf
Pprom
T
Tprom
Ppr
Tpr
Z
Bg
(12)
Bo
pies
pies
lpc
lpc
lpc
°F
°F
(lpca)
(°F)
(BY/MPCN)
(BY/BN)
0
0
167.00
167.00
167.0
160.0
160.0
0.281
1.530
1.018
17.502
1.05751
400
400
258.50
258.50
212.8
162.7
161.3
0.351
1.533
1.009
13.886
1.06205
800
800
349.94
349.94
304.2
165.3
164.0
0.493
1.539
0.990
9.758
1.07166
1500
1500
507.43
507.43
428.7
170.0
167.7
0.685
1.548
0.963
6.872
1.08564
3000
3000
857.09
857.09
682.3
180.0
175.0
1.077
1.567
0.911
4.181
1.11636
6000
6000
1636.49
1636.49
1246.8
200.0
190.0
1.949
1.604
0.809
2.101
1.19146
(13)
(14)
(15)
(16)
(17)
(18)
(19)
(20)
(21)
(22)
(23)
(24)
Rs
Uo
Ug
Uw
TAUL
NL
coef1
CNL
VSL
NLV
VSG
NGV
(PCN/BN)
(cps)
(cps)
(cps)
dns/cm
26
2.404
0.012
0.425
21.6
0.0140
0.352
0.00247
6.903
16.77
80.44
195.46
35
2.268
0.012
0.420
20.8
0.0135
0.346
0.00245
6.933
17.00
63.03
154.54
53
2.029
0.012
0.411
19.5
0.0127
0.335
0.00241
6.996
17.43
43.13
107.47
79
1.766
0.013
0.399
18.0
0.0117
0.320
0.00236
7.087
18.01
29.19
74.18
136
1.389
0.013
0.376
15.6
0.0103
0.297
0.00229
7.287
19.20
16.21
42.69
271
0.946
0.015
0.336
11.6
0.0088
0.267
0.00223
7.778
22.07
6.29
17.85
(25)
(26)
(27)
(28)
(29)
(30)
(31)
(32)
(33)
(34)
(35)
(36)
Nd
PHI
a1
HL/PHI
C2
a2
PSI
HL
(NRe)2 FASES
f
Lbs/pie3
Lbs/pie3
47.5
0.00005
0.387
0.250
0.0100
-0.0006
1.000
0.250
3,312,585
0.02465
0.635
13.791
48.4
0.00006
0.404
0.268
0.0075
-0.0315
1.000
0.268
3,036,942
0.02466
0.800
14.886
50.0
0.00008
0.429
0.299
0.0047
-0.0657
1.000
0.299
2,646,988
0.02467
1.139
16.742
52.0
0.00010
0.455
0.333
0.0029
-0.0885
1.000
0.333
2,297,811
0.02468
1.617
18.839
55.8
0.00013
0.494
0.389
0.0014
-0.1079
1.000
0.389
1,858,472
0.02470
2.657
22.360
64.8
0.00023
0.555
0.488
0.0004
-0.1201
1.000
0.488
1,315,658
0.02475
5.289
28.758
(37)
(38)
(39)
(41)
(42)
(43)
(44)
VSLx
VSGx
Vm
(40) 2
[Vm2
2 -Vm1
pies/seg
] DELT P1 DELT P2 DELT P3 DELT P
pies/seg pies/seg pies/seg pies2/seg 2 0.00 83.321 83.321
lpc
lpc
lpc
lpc 91.5
0.00
66.103
66.103
2572.689
41.35
46.02
4.13
0.00
46.453
46.453
2211.779
46.51
40.94
3.99
91.4
0.00
32.714
32.714
1087.692
91.58
63.70
2.21
157.5
0.00
19.905
19.905
673.954
232.92
115.12
1.63
349.7
0.00
10.001
10.001
296.209
599.12
179.36
0.92
779.4
pies/seg
DENSgas DENSMEZCLA
Flujo Multifasico en Tuberias Verticales
Gradiente de Presion (H&B) 0 0
1000
2000
3000
Profundidad, pies
4000
5000
6000
7000
200
400
600
800
1000
Presion, lpc 1200
1400
1600
1800
Gradiente de Presion de Gas en Tuberias Verticales
Gradiente de Presion de Gas en Tuberias Verticales
Metodo de Tz Promedio
Archivo Average Tz. xls
Gradiente de Presion de Gas en Tuberias Verticales
Gradiente de Temperatura Dinamico
Flujo de Gas a traves de Orificios
Ecuacion de Thornhill-Craver
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Criterios Técnicos de Diseño Consideraciones Teóricas RGL Gradiente Mínimo: es aquella RGL por encima de la cual la inyección adicional de gas no disminuirá mas el gradiente de presión del fluido levantado.
TOTAL
ΔP/ΔH GRAVEDAD
FRICCIÓN RGLgrad.min
RGL
Criterios Técnicos de Diseño RGL Gradiente Mínimo Ecuación de Zimmerman
RGLgrad .min
⎡ ⎛ bDov ⎞⎤ ⎛ cql ⎞ = ⎢a + ⎜ ⎟⎥ cot gh⎜ ⎟ ⎝ 1000 ⎠ ⎣ ⎝ 1000 ⎠⎦
a = (25.81 + 13.92 w)ID − 145 2
b = 139.2 − (2.776 + 7.4257 w)ID
2
Dov ⎤ ⎡ c = [(1 − 0.3w)(3 − 0.7 ID )] + ⎢(0.06 − 0.015w − 0.03wID ) ⎥ 1000 ⎣ ⎦ Con W = Fracción de agua y sedimento, adimensional. (w < 0.65) ID = Diámetro interno de la tubería de producción, pulg. (2, 2 ½ y 3) Dov =Profundidad del punto de inyección, pies. (2000< Dv <10000) Ql = Tasa de producción de líquido, BND. (ql > 50) cotgh (x)=Cotangente hiperbólica de x = (e 2x + 1) / (e 2x - 1)
Criterios Técnicos de Diseño Consideraciones Teóricas
RGL Gradiente Mínimo
Calculo de RGL para gradiente mínimo (W. Zimmerman)
ID (plg)
2,441
FW (frac)
0,6
DV (pies) QL (bpd)
2184
100
RGLf (pcn/bn)
0
a
b
c
58,6
96,1
1,07
QINY =
251
Mpcnd
1000
RGLmin (pcn/bn)
0,11
2509
C*QL/
Criterios Técnicos de Diseño Consideraciones Teóricas
Patrones de Flujo Vertical
Mist flow Annular flow
Slug or churn flow
Plug or piston flow
Bubble flow Single phase liquid flow Liquid
Gas
Criterios Técnicos de Diseño Consideraciones Teóricas
Flujo Segregado: (Gas arriba/Líquido abajo) Estratificado. Ondulado. Anular (Exceso de gas).
Flujo Distribuido: Burbuja. Neblina.
Flujo Intermitente: Tapón. Bala.
Patrones de Flujo Horizontal
Criterios Técnicos de Diseño
ESPACIAMIENTO DE MANDRILES
DISEÑO LAGC
SELECCIÓN Y CALIBRACIÓN DE VÁLVULAS
Criterios Técnicos de Diseño Pwh
Presión
Pko
AREA LIMITADA PARA EL ESPACIAMIENTO , Lt RG
P r o f
qL Dpack - 60´
DE MANDRILES
Temperatura
Criterios Técnicos de Diseño
DISEÑO
LAGC
> 150 BPD
LAGI
< 150 BPD
OBJETIVOS DEL DISEÑO: Lograr inyectar el gas por el punto más profundo posible con la presión disponible. Inyectar la tasa de gas adecuado. Aumentar la producción haciendo uso óptimo del gas.
El éxito de un diseño de LAG se basa en: La calibración de válvulas. El espaciamiento de mandriles. La selección del punto de inyección.
Criterios Técnicos de Diseño Tipos de Problemas de Diseño de LAGC Diseño de válvulas (espaciamiento y presiones) para hacer corrida posterior de válvulas en el pozo. Asentamiento de válvulas en mandriles existentes (rediseño).
DISEÑAR LAGC
REDISEÑAR LAGC
Determinar la profundidad del punto de inyección en la tubería de producción.
Cuando: Por el orificio de la válvula operadora no pasa el volumen de gas requerido. No se logra inyectar por la última válvula con la presión y diseño actual.
Criterios Técnicos de Diseño Etapas de Diseño 1.- Análisis Nodal (comportamiento del Yacimiento).
Selección diámetro de tubería. Tasa de flujo óptima.
2.- Determinar el punto de inyección.
2000 2000
1800 1800
1600 1600
1400 1400
1200 1200
1000 1000
800 800
600 600
400 400
200 200
0
1000 1000 2000 2000 3000 3000 4000 4000
Tasa de inyección. Presión de inyección. Tasa de producción.
Calcular: Tasa de producción posible. Profundidad del punto de inyección. 7000 7000
Constantes: Presión de inyección. Tasa de inyección.
6000 6000
5000 5000
Depende de:
0
0
0
DISEÑO DISEÑODE DELA LAINSTALACIÓN INSTALACIÓN
3.- Espaciamiento de mandriles. Colocar válvulas superiores (válvulas de descarga). Válvulas operadas por presión de gas. Válvulas operadas por presión de fluido. 4.- Calibrar válvulas de descarga y de inyección. Cálculo del orificio de las válvulas.
Calibración de las válvulas.
Criterios Técnicos de Diseño
DATA MÍNIMA REQUERIDA CONSIDERACIONES Y CRITERIOS FILOSOFÍA DE DISEÑO METODOLOGÍA
Criterios Técnicos de Diseño Data Mínima Requerida Datos del Pozo: Diagrama mecánico (datos de la completación actual). ID del revestidor (pulg). ID del eductor (pulg). Producción deseada (bpd). Datos del Superficie: Temperatura ambiente (ºF). Presión del separador (lpc). Temperatura del separador (ºF). Presión del múltiple (lpc). ID del la línea de flujo (pulg). Longitud de la línea (pulg). Presión de arranque, Pko (lpc). Tasa de gas disponible, Qinyd (MPCND).
Datos del Yacimiento: Temperatura de la arena (ºF). Presión de burbujeo, Pb (lpc). RGP o RGLf (pcn/bn). Profundidad vertical al punto medio perforaciones (pies) Datos de Producción: % AyS. Gravedad API del crudo. Gravedad específica del gas producido, Sg. Gravedad específica del agua, δw. Gravedad del gas de inyección, δgi.
Criterios Técnicos de Diseño Data Mínima Requerida Datos de la Prueba: Tasa de líquido de la prueba, ql (bpd). Presión fluyente de la prueba, Pwfp (lpc). % AyS. Presión fluyente en el cabezal, Pwh (lpc). Otros Datos: Profundidad vertical de la empacadura Demp (pies). Gradiente del fluido de carga Gfc (lpc/pie). Datos PVT. Eficiencia de flujo.
Curvas típicas de gradiente. Nomogramas. Factores de corrección por gas y temperatura. Catálogos del fabricante (válvulas y mandriles). Survey del pozo.
Criterios Técnicos de Diseño Consideraciones
Elementos corrosivos (CO2, H2S). Alta temperatura. Condiciones del gas de inyección. Pozo desviado (survey del pozo). Presencia de: Aromáticos. Asfaltenos. Emulsiones. Escamas. Parafinas.
Criterios Técnicos de Diseño Criterios para la Selección del LAGC
Alta tasa de producción (> 150 bpd). Relación gas-fluido del yacimiento alta. Diámetro de la tubería pequeño. Densidad del petróleo baja (ºAPI > 14). Cantidad de gas disponible para la inyección.
Criterios Técnicos de Diseño Características de Pozos para ser Levantados con LAGC %AyS: Sin límite; preferiblemente < 75%. Tipo de completación: Cualquiera. Sencilla. Flujo anular o tubular. Sencilla selectiva. Dual. Commingled. Con coiled tubing. Pozos desviados. Profundidad: limitada por la presión del sistema. Preferiblemente < 12000’. RGP: Sin límite. RGL: < RGL grad.mín (prof, Øtub, Q, %AyS). Preferiblemente 0-6000. Producción: Sin límite.
Criterios Técnicos de Diseño Filosofía de Diseño
Declinación de presión. Alto corte de agua. Viscosidad. Aparición de problemas de producción (arenamiento severo).
Criterios Técnicos de Diseño Metodología
Método de diseño manual: Experiencia de campo Método programado de aplicaciones especiales: Excel. Método computacional avanzado: Simuladores.
CADA POZO ES UN CASO...!!! A PESAR DE PERTENECER AL MISMO YACIMIENTO.
Criterios Técnicos de Diseño Metodología Método de Diseño Manual: Experiencia de Campo Requiere excelente experiencia profesional en el área donde se aplicará el método LAGC.
Determinación del Punto de Inyección 1.- Suponiendo Pwh constante: •Procedimiento Universal. •Bajando Ptub al mínimo. •Usando curvas de equilibrio. 2.- Con Pwh variable.
Criterios Técnicos de Diseño Metodología
Espaciamiento de Mandriles 1.- Espaciamiento universal de válvulas operadas por gas y fluido. 2.- Espaciamiento de válvulas operadas por gas bajando presión de cierre en superficie. 3.- Espaciamiento de válvulas operadas por gas bajando presión de apertura en superficie. 4.- Espaciamiento para válvulas de fluido cargadas con N2.
5.- Espaciamiento válvulas de fluido (resorte). 6.- Método API norma 11V6. 7.- Método GLCONT: válvulas operadas por gas o fluido.
Criterios Técnicos de Diseño Metodología
Métodos de Diseño Manual de LAGC VÁLVULAS OPERADAS POR PRESIÓN DE GAS BAJANDO PRESIÓN DE APERTURA EN SUPERFICIE MÉTODO BROWN
MÉTODO CAMCO
MÉTODO ESPACIAMIENTO UNIVERSAL
MÉTODO NORMA API 11V6
Criterios Técnicos de Diseño Metodología PREMISAS: Se aplica el uso de nomogramas o ecuaciones de las válvulas de LAG. Implica ciertas suposiciones que deben ser corregidas por factores de campo de acuerdo al criterio el diseñador. Se aplican correlaciones empíricas relativas al método. Puede usarse el método combinado (nomogramas y correlaciones). Se requiere de mucha experiencia de campo.
Criterios Técnicos de Diseño Método programado de aplicaciones especiales (Excel).
7000 00 70
0000 6600
500000 50
00 440000
0000 3300
00 220000
0000 1100
00
2000 00 20
1800 00 18
1600 00 16
1400 00 14
1200 00 12
1000 00 10
8000 80
6000 60
4000 40
2000 20
00
DISEÑO DISEÑODE DELA LAINSTALACIÓN INSTALACIÓN
Consiste en aplicar el método manual, experiencia de campo y la habilidad computacional en programación de “hojas de cálculos Excel” ó en “Visual basic” a fin de diseñar modelos de LAG para aplicaciones específicas. Son hojas personalizadas. No debe masificarse su uso a otros pozos de no ser que se verifique su contenido y programación adaptándolas a cada nuevo sistema.
Criterios Técnicos de Diseño Método computacional Avanzado (Simuladores). Es el más utilizado en la actualidad por su versatilidad, rápidez de respuesta y fortaleza. A los software’s se le han incorporado las principales correlaciones sobre los tipos de crudos más producidos en el mundo. Hay software’s para el diseño de LAGC y LAGI. Las ventajas principales de trabajar con el método computacional son: La facilidad de cambiar el escenario de diseño en corto tiempo. La rapidez para obtener resultados. La posibilidad de sensibilizar las condiciones de operación del pozo en función de mejorar el diseño.
Criterios Técnicos de Diseño
EXPERIENCIA
DATA CONFIABLE
CRITERIO TÉCNICO
Criterios Técnicos de Diseño Factores de Seguridad en el Diseño El mínimo diferencial a través de la válvula en la descarga es para asegurar el pase inicial del gas a través de la misma. La curva de gradiente utilizada para espaciar las válvulas, está basada en la tasa de producción final deseada. El gradiente del fluido de descarga se usa para espaciar las válvulas. Se asume que durante el proceso de descarga todo el gas producido es el gas inyectado. La presión de operación en superficie se asume 50-100 lpc debajo de la presión disponible en superficie. La distancia mínima entre mandriles debe variar entre 200’ y 600’.
Criterios Técnicos de Diseño Factores de Seguridad en el Diseño La caída de presión por válvula en superficie (∆Pvos) varia entre 25# y 50#. También se usa el siguiente criterio: Para valores de Pg-Pt
Se recomienda un ∆Pvos igial a:
Entre 100-200# 15# Entre 200-300# 25# Mayores de 300# 40# Pg: presión de gas en el anular. Pt: presión de fluido en tubería. Si hay baja presión usar 15# en cada válvula. La presión de inyección para diseño (Pion) es de 50# a 250# menos que la Pko (presión de operación disponible en superficie). Si Pgi-Pti < 100# hay que subir el punto de inyección donde éste ∆P sea aproximadamente 150#, sino no se logrará inyectar gas.
Criterios Técnicos de Diseño Tips de Diseño El diseño óptimo minimiza el número de válvulas para alcanzar el punto de inyección y la caída de presión para evitar la transferencia entre válvulas. La máxima eficiencia de levantamiento se obtiene si se inyecta por el punto más profundo posible, el volumen de gas adecuado. La válvula operadora se calibra con presión de apertura en superficie (Pvos o Pio) de 75 lpc menos a la que corresponde o se usa un orificio. Un asiento muy grande en la válvula operadora provocaría inyección inestable si se trata de una válvula calibrada o congelamiento de la línea si se trata de un orificio. La válvula operadora debe estar cerca de la empacadura (mínimo 60’ por encima) y debe mantener ∆P min = 100# entre presión de gas y de tubería.
Criterios Técnicos de Diseño Tips de Diseño Si no se dispone del gradiente de fluido se supone una condición extrema se asume que el fluido es agua salada con gradiente entre 0.45 y 0.465 lpc/pie (0,432 lpc/pie: gradiente del agua). El nivel estático puede ser usado como referencia para espaciar la válvula del tope. Recuerde: cada válvula es un elemento más de falla en el pozo.
UN BUEN DISEÑO DEBE EVITAR INTERFERENCIA ENTRE VÁLVULAS
Tips de Rediseño Los mandriles por encima del nivel estático se deben llenar con dummies.
Criterios Técnicos de Diseño Pasos Previos
1.- Determinación de la capacidad de aporte de fluidos de la formación productora: Calcular IPR con base en la prueba de producción, presión estática y de burbujeo. Estimar la tasa máxima permisible en la IPR. 2.- Selección de la tasa de diseño deseada.
Criterios Técnicos de Diseño Estimación de la Capacidad de Producción ql = ? Pwh
LINEA DE FLUJO
Psep
1.- Dado un valor de ql en superficie se determina Pwfs y Pwf a partir de la Ps, luego se tabula y grafica Pwf vs. ql. 2.- Se repite el paso anterior para otros valores asumidos de ql, y se construye la curva de Oferta de energía del Sistema. P O Z O
3.- Similarmente para cada valor de ql en superficie se determina Pwh y Pwf a partir de la Psep y se construye la curva de Demanda.
ql Pwfs Pwf Pwh Pwf
Pwf
Análisis Nodal Demanda
Pwf
Oferta Pwf
Pwfs
COMPLETACIÓN
Pws YACIMIENTO
ql
ql
Capacidad de Producción del Sistema.
Criterios Técnicos de Diseño
DEMANDA
DISMINUYENDO LA DEMANDA
Pwf
AUMENTANDO OFERTA OFERTA
q1
q2
q3
Qliq.
Criterios Técnicos de Diseño Curva de Comportamiento OBJETIVO Cuantificar el impacto de la tasa de inyección sobre la producción
AUMENTANDO
Q_DISEÑO
QL, Qo, Bs/d
QINY En los casos en los que no se disponga de la curva de comportamiento se usa una tasa de producción basada en los pozos vecinos y la tasa de inyección en base a la RGLGnin.
Qiny_DISPONIBLE
Qiny de gas
Criterios Técnicos de Diseño Un diseño de LAGC está basado en el proceso de descarga del pozo. La función del gas es aligerar la columna, no levantar el líquido. Proceso de descarga del pozo: Si el pozo es capaz de descargar agua salada, también será capaz de producir cualquier fluido que migre desde el fondo del mismo. Proceso de descarga: cerrar las válvulas. Proceso de inyección: Sólo dejar abierta la válvula operadora. El gas sale de la válvula hacia la columna de fluido a una presión similar a la del fluido en el Tbg y gasifica la columna de fluido, aligerando su peso.
Criterios Técnicos de Diseño Efectos del Gas en un Pozo de LAGC
Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería. Expansión del gas inyectado. Desplazamiento del fluido por alta presión del gas.
Criterios Técnicos de Diseño
Las dos características de la válvula que deben ser determinadas en el diseño son: 1.- El tamaño del asiento o puerto, que debe dejar pasar sin problema el gas requerido.
ser
adecuado
para
2.- La presión de apertura y cierre de la válvula para garantizar que sólo la válvula operadora permanezca abierta durante la operación normal del pozo.
La válvula de LAG controla la comunicación entre el espacio anular y la tubería.
Determinacion del Punto de Inyeccion – Pwh Constante Procedimiento Universal
Determinación del Punto de Inyección – Pwh Constante Procedimiento Universal
Determinación del Punto de Inyección – Pwh Constante Presión Mínima en la Tubería
Determinación del Punto de Inyección – Pwh Constante Curvas de Equilibrio
Determinación del Punto de Inyección – Pwh Variable
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6.
Espaciamiento de Mandriles OBJETIVO: Alcanzar el punto de inyección. Factores que afectan el espaciamiento:
Tipo de válvula.
Presión de cabezal de descarga del pozo.
Nivel de fluido estático del pozo.
Caudal de gas disponible.
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Pko
Pwh
AREA LIMITADA PARA EL ESPACIAMIENTO
, Lt RG
P r o f
qL Dpack - 60´
DE MANDRILES
Presión
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Preparar un papel milimetrado gráfico con escalas de presión y temperatura (en las abscisas) y profundidad (en las ordenadas) Dibujar la línea correspondiente al punto medio de las perforaciones. Marcar la Pws a esa profundidad. Calcular la caída de presión necesaria para obtener la tasa de producción deseada.
∆P = ql/J, lpc
ql: Tasa de liquido, BND J: índice de productividad, BND/lpc
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
• Obtener la Pwf estimada y grafique ese valor
a la profundidad del punto
medio de las perforaciones. Pwf = Ps - ∆P , lpc
Pwf: presión fluyente, psi. Ps: presión estática, psi. ∆P: caída de presión, psi.
• Marque la presión de operación del gas en superficie (Pion) Pion = Pko - ∆P , lpc
• Determinar
Pko: presión del gas disponible en superficie (presión de arranque), lpc ∆P: factor de seguridad, lpc. (50#-250#) n: número de válvula típico. ∆Pn: caída de presión típica por válvula, lpc Recomendado 50# (criterio del diseñador).
el gradiente de gas a partir de la presión de superficie Pion y la gravedad específica del gas.
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
API - Gas Lift - Vocational Training Series Book Six
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
API - Gas Lift - Vocational Training Series Book Six
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
API - Gas Lift - Vocational Training Series Book Six
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
LAGOVEN
Piodn
⎡ ⎛ Dn ⎞⎤ = Pion ⎢1 + ⎜ ⎟⎥ ⎣ ⎝ 54000 ⎠⎦
1, 524
Piodn = presión del gas a Dn (lpc) Pion = presión del gas en superficie (lpc) Dn = profundidad (pies)
Piodn
⎡ ⎛ Dn ⎞ ⎤ = Pion ⎢1 + ⎜ ⎟⎥ ⎣ ⎝ 40000 ⎠ ⎦
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Pws
P r o f
Prof. Media
Pion Pko Ps
Presión
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
• Marcar Pwh a la profundidad cero. • Dibujar la línea de Gfm. Gfm:0,45-0,465 lpc/pie.
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Pws
Pwh Gfm
P r o f
Prof. Media
Pion Pko Ps
Presión
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
•Seleccionar la curva de gradiente dinámico en la tubería. Presión Tasa de producción Ø tubería. % Ay S. RGLT pozo. Profundidad
Prof.
L RG min . ad gr .
RG L > RGL implica >Pfondo
Duns y Ros Orkiszewski y Aziz Govier y Fogarasi
º API < 14 % AyS< 65%
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
• Obtener las presiones dinámicas en la tubería, para construir la curva de RGLT (Curvas de Gradiente de Presion o simuladores). OD 2 3/8" 2 7/8" 3 1/2"
ID 1,995" 2,441" 2,992"
Nominal 2" 2 1/2" 3"
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles PRESIÓN
0
Prof. Equiv.
PROFUNDIDAD
RGL1
RG
L
1
RG
FACTORES QUE AFECTAN LAS CURVAS DE GRADIENTE •Diámetro de Tubería •Tasa de flujo •Relación gas-líquido •Densidad de líquido •Relación agua-petróleo •Viscosidad •Régimen o patrón de flujo •Deslizamiento entre fases
•Diámetro de Tubería •Tasa de Líquido •Corte de Agua
Ln
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Pws
Pwh Gfm
LT RG L , q
P r o f
Prof. Media
Pion Pko Ps
Presión
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Pws
Pwh
Pko Ps
Gfm
AREA LIMITADA PARA EL ESPACIAMIENTO LT RG
DE MANDRILES
L , q
P r o f
Dpack - 60´ Prof. Media
Presión
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
• Marque el valor de Twh a profundidad cero. Twh: temperatura de fondo fluyente,ºF Gdt: Gradiente dinámico de temperatura. Ggt: gradiente geotérmico de temperatura. D: profundidad, pies.
Twh (qo) = BHT- Gdt * (D/1000), ºF Gdt (Ggt), Ggt= (Tf-Ts)/(D/100) Tf: temperatura de fondo, ºF. Ts: Temperatura de superficie, ºf.
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
•Gradiente dinámico de Temperatura (Kirkpatrick)
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
•Gradiente dinámico de Temperatura (Correlacion de Shiu)
Tsurf
A=e
−5, 065
Wt
Z − ⎞ ⎛ = Tbh − gT Z + gT A⎜⎜1 − e A ⎟⎟ ⎠ ⎝
0 , 4882
d
−0 , 3476
γo
0 , 2519
γg
4 , 724
ρL
2 , 915
Pwh
0 , 2219
⎛ 141,5 ⎞ Wt = 0,004055⎜ ⎟qo + 0,004055γ w qw + 8,884 x10 −7 γ g qL RGL ⎝ 131,5 + API ⎠
⎡ ⎤ ⎛ 141,5 ⎞ ρ L = 62,4 ⎢qLγ w f w + ⎜ ⎟qL (1 − f w )⎥ ⎝ 131,5 + API ⎠ ⎣ ⎦
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
• Marque la temperatura de fondo a la profundidad del punto medio de las perforaciones • Dibuje la linea de temperatura de gradiente fluyente • Dibuje la linea de temperatura de gradiente estatico
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Pws
Pwh
Pko Ps
Presión
Gfm
AREA LIMITADA PARA EL ESPACIAMIENTO LT RG
DE MANDRILES
L , q
P r o f
Dpack - 60´ Prof. Media
Twh
Twhf
Temp
Tbh
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 2
Seleccionar la caida de presion por valvula (∆Pvos), a criterio del diseñador. Se recomienda 25 lpc.
Criterios Técnicos de Diseño Espaciamiento de Mandriles Pko
Pwh
AREA LIMITADA PARA EL ESPACIAMIENTO
, Lt RG
P r o f
qL Dpack - 60´
DE MANDRILES
Presión
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 3
Determinar gráficamente la profundidad de la primera válvula (Dv1)
• Trazar desde Pwh una recta con la pendiente de Gfm. • Marcar la profundidad donde dicha recta intercepta a la recta de gradiente de gas. Dv1: profundidad de la válvula 1, pies.
Dv1 = (Pko – Pwh - ∆P)/(Gfm-Gg)
Gfm: gradiente del fluido muerto. Gg: gradiente de gas.
Profundidad de las demás válvulas Dv2...n = (Pvosn-1 – n ∆P) + Gg* Dvn-1-∆Pvos-Ppminn-1/(Gfm-Gg) Dv2: profundidad de la válvula 2, pies. ∆P: diferencial de presión para que la válvula se abra, lpc. n: incremento de ∆P en cada caso.
Dvn-1: profundidad de la válvula anterior, pies. Pvosn-1: presión de apertura de la válvula anterior en superficie, lpc.
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 3
Determinar gráficamente la profundidad de la primera válvula (Dv1) y Ppmin
Pion
Pwh Ppmin Dv1
25 lpc
LT RG
Gfm
L , q
P r o f
Presión
Dpack - 60´ Prof. Media Temp
Criterios Técnicos de Diseño Paso 4
Determinar gráficamente la profundidad de la segunda válvula, Dv2
• Restar un ∆P de 25 a la Pion1 (Pion2) y trazar el gradiente de gas válvula. Dvn: profundidad de la válvula n, pies.
Piodn = Pion + Gg@Pion*Dvn
Pion: presión de apertura en superficie de la válvula n. Piond: presión de apertura a profundidad de la válvula n. Gg: gradiente de gas a la profundidad n.
El ∆P garantiza disponer de presión necesaria para abrir la válvula lo suficiente y dejar pasar el qiny requerido.
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 4
Determinar gráficamente la profundidad de la segunda válvula, Dv2
Pwh
Pion2
Dv1
Pion1
Presión
25 lpc
Dv2 LT RG
Gfm
L , q
P r o f
Dpack - 60´ Prof. Media Temp
Criterios Técnicos de Diseño Paso 4
Determinar gráficamente la profundidad de la segunda válvula, Dv2
•Trazar una recta paralela al Gfm desde la Ppmin1 hasta que intercepte la línea de presión de operación del gas.
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 4
Determinar gráficamente la profundidad de la segunda válvula, Dv2
Pwh
Pion2
Dv1
Pion1
Presión
25 lpc
Dv2 LT RG
Gfm
L , q
P r o f
Dpack - 60´ Prof. Media Temp
Criterios Técnicos de Diseño Paso 5
Determinar Ppmax1
• Unir mediante una línea punteada la intercepción obtenida con Pwh. • Marcar el punto donde la línea punteada se cruza con la profundidad de la válvula anterior. En el punto de corte está la presión máxima de producción Ppmáx en la primera válvula mientras opera la 2da.
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 5
Determinar Ppmax1
Pwh
Ppmax1
Dv1
Pion2
Pion1
Presión
25 lpc
Dv2 LT RG
Gfm
L , q
P r o f
Dpack - 60´ Prof. Media Temp
Criterios Técnicos de Diseño Paso 6
Calculo de la temperatura de operación de las válvulas
• La temperatura de operación de las válvulas se encuentra trazando una línea horizontal desde la ubicación de la válvula respectiva hasta que corte la línea de temperatura. Con aporte del yacimiento
Temperatura promedio
Sin aporte del yacimiento
Temperatura estática
Test = Tsup + (Gg*Dv) Tdin = Twh + (Gdt*Dv) Tprom = (Test +Tdin)/2 Gg: gradiente geotérmico. Test: temperatura estática, ºF. Tprom: temperatura promedio, ºf.
Gdt: gradiente dinámico de temperatura. Tdin: temperatura dinámica, ºF.
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 6
Calculo de la temperatura de operación de las válvulas
Pwh
Ppmax1
Dv1
Pion2
Pion1
Presión
25 lpc
Dv2 LT RG
Gfm
L , q
P r o f
Dpack - 60´ Prof. Media
Twh
Twhf
Temp
Tbh
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 7
Repetir desde el Paso 2 hasta el Paso 6 (hasta Pion-Ppmin < 100 lpc)
Ppmax1
Pwh
Pion4
Dv1
Pion3 Pion2
Pion1
Presión
25 lpc
Dv2 LT RG
Gfm
L , q
P Dv3 r Dv4 o f
Dpack - 60´ Prof. Media
Twh
Twhf
Temp
Tbh
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 7
Repetir desde el Paso 2 hasta el Paso 6 (hasta Pion-Ppmin < 100 lpc) VLAG
Prof. (pies)
Ppmin (lpc) lpc)
Ppmax (lpc) lpc)
Pwf (lpc) lpc)
Test (º F )
Tdin (º F )
Tprom (º F )
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 1
Determinar si existe aporte de fluido del medio poroso
• Se extienden las rectas paralelas al Gfm, hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones y se registran las Pfi. • Se comparan la Pfi determinadas con la Pws del yacimiento para verificar si existe o no aporte de fluidos. Dn: profundidad de la arena, pies.
Gfm: gradiente del fluido muerto.
Pfi = Ppd + (Dn-Dv)*Gfm
Dv: profundidad de la válvula, pies Ppd: presión mínima de fluido, psi. Pfi: presión de fondo válvula, psi.
Pf
Pws
Fluido del Pozo Válvula operadora Fluido pozo +Fluido de matar Fluido de matar Válvula de descarga
Espaciamiento de válvulas en LAGC operadas por gas. Norma API 11V6. Paso 1
Determinar si existe aporte de fluido del medio poroso
Pion
Pwh Dv1
25 lpc
LT RG
Gfm
L , q
P r o f
Presión
Dpack - 60´ Prof. Media Temp
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 2
Determinar la RGL para la válvula a la profundidad Dvn
• Se extienden las rectas paralelas al Gfm, hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones y se registran las Pfi. • Se comparan la Pfi determinadas con la Pws del yacimiento para verificar si existe o no aporte de fluidos. Dn: profundidad de la arena, pies.
Gfm: gradiente del fluido muerto.
Pfi = Ppd + (Dn-Dv)*Gfm
Dv: profundidad de la válvula, pies Ppd: presión mínima de fluido, psi. Pfi: presión de fondo válvula, psi.
PfPws
Fluido del Pozo Válvula operadora Fluido pozo +Fluido de matar Fluido de matar Válvula de descarga
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 2
Determinar la RGL para la válvula a la profundidad Dvn
• Calcular a cada profundidad Dvi la Rgl correspondiente al gradiente mínimo utilizando la tasa de producción de descarga ( 100 - 200 bpd ) más la del yacimiento, según la Pf, esto es, ql = q desc+q yac. Usar %AyS ponderado por volumen entre el fluido de descarga y el que aporta el yacimiento.
%AySp = (100% + %AySpz)/2
%AySp: porcentaje ponderado %AySpz: porcentaje del pozo
Válvula de descarga
ql = 200 + Qd
RGL es la RGL de gradiente mínimo
Válvula de aporte
ql = Qd
RGL es la RGL de inyección Qd: caudal de diseño, bpd ql: tasa de producción de descarga,bpd
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 2
Determinar la RGL para la válvula a la profundidad Dvn
• Calcular RGLgradmin con el uso de la Ecuación de Zimmerman
RGLgrad .min
⎡ ⎛ bDov ⎞⎤ ⎛ cql ⎞ = ⎢a + ⎜ ⎟ ⎟⎥ cot gh⎜ ⎝ 1000 ⎠ ⎣ ⎝ 1000 ⎠⎦
Con W = Fracción de agua y sedimento, adimensional. (w < 0.65) ID = Diámetro interno de la tubería de producción, pulg. (2, 2 ½ y 3) Dov =Profundidad del punto de inyección, pies. (2000< Dv <10000) Ql = Tasa de producción de líquido, BND. (ql > 50) cotgh (x)=Cotangente hiperbólica de x = (e 2x + 1) / (e 2x - 1)
• RGL de inyección corresponde a la RGL de diseño
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 3
Calcular los requerimientos de gas a la válvula a la profundidad Dvn
Válvula de descarga
qiny = (RGLgrad mín*ql)/1000
Válvula operadora
qiny = ((RGLt-RGLf)*ql)/1000
RGLt: relación gas líquido total, PCN/BN. ql: tasa de producción de descarga, BND qiny: caudal de gas de inyección, MPCND.
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 4
Determinar el diámetro del orificio de cada válvula
• Determinar la temperatura de flujo a nivel de cada válvula
Con aporte del yacimiento
Temperatura promedio
Sin aporte del yacimiento
Temperatura estática
Test = Tsup + (Gg*Dv) Tdin = Twh + (Gdt*Dv) Tprom = (Test +Tdin)/2
Gg: gradiente geotérmico. Gdt: gradiente dinámico de temperatura. Test: temperatura estática, ºF. Tdin: temperatura dinámica, ºF. Tprom: temperatura promedio, ºf.
V. operadora: Tdin, V’s intermedias: Tprom y V’s superiores: Test.
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 4
Determinar el diámetro del orificio de cada válvula
• Corregir Qiny (MPCND) a las condiciones de presión y temperatura de la valvula (Qinycorr, MPCND)
qinyc =qiny * fc
Qinyc: caudal de gas de inyección corregido, MPCD. Fc: factor de corrección de gas.
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 4
Determinar el diámetro del orificio de cada válvula
El factor de corrección depende de la temperatura y de la gravedad específica del gas inyectado
API - Gas Lift - Vocational Training Series Book Six
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 4
Determinar el diámetro del orificio de cada válvula
API - Gas Lift - Vocational Training Series Book Six
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 4
Determinar el diámetro del orificio de cada válvula
API - Gas Lift - Vocational Training Series Book Six
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 4
Determinar el diámetro del orificio de cada válvula
API - Gas Lift - Vocational Training Series Book Six
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 4
Determinar el diámetro del orificio de cada válvula
Ecuación Thornhill-Craver
q gM
d p = 1,1284 1248Cd pup
2 k +1 ⎡ ⎤ k k k ⎢⎛⎜ pdn ⎞⎟ − ⎛⎜ pdn ⎞⎟ ⎥ (k − 1)γ gTup ⎢⎜⎝ pup ⎟⎠ ⎜⎝ pup ⎟⎠ ⎥ ⎢⎣ ⎥⎦
Selección y Calibración de las Válvulas
Ecuación de Thornhill-Craver: QgM: Flujo de gas, Mpcnd (sin corregir). Cd: Coeficiente de descarga, adimensional. (empíricamente Cd= 0.865) Ap: Area expuesta a flujo, pulg2. Pup: Presión de gas (aguas arriba), lpca k: Relación del calor específico del gas a presión constante al calor específico a volumen constante. ( Cp/Cv= k= 1.27) Pdn: Presión de producción (aguas abajo), lpca gg: Gravedad específica del gas inyectado, adimensional. Tup: Temperatura de flujo, º F. Si (Pdn/Pup) < [ 2 / (k+1)] k/(k-1) = Ro existe flujo crítico y se debe hacer (Pdn/Pup) = Ro (aprox. 0.55)
Selección y Calibración de las Válvulas Determinar el diámetro del orificio de cada válvula
Paso 4
Ecuación Ecuaciónde deTHORNHILL-CRAVER THORNHILL-CRAVER PARA PARACALCULAR CALCULARASIENTO ASIENTO--DISEÑO DISEÑO Grav.Gas Grav.Gas 0.7 0.7
Pgas Pgas 1150 1150
Ppd Ppd 1050 1050
TvTv qiny qiny(Mpcnd) (Mpcnd) Cd Cd KK(Cp/Cv) (Cp/Cv) 0.865 145 800 0.865 1.27 1.27 145 800
RESULTADOS RESULTADOSPARCIALES PARCIALES
FC FC qinyc qinyc Ppd/Pgas Ppd/Pgas
raiz raiz
1.120 1.120 896 896 0.91 0.91 2.230 2.230
RESULTADOS RESULTADOS 2 Area Areapulg pulg=2 = 0.0477 0.0477 Asiento Asiento(1/64")= (1/64")= 15.78 15.78
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 4
Determinar el diámetro del orificio de cada válvula
El tamaño del puerto no debe ser muy pequeño por: • No puede pasar la cantidad de gas requerida para descargar el pozo. • Puede mantener el anular presurizado y hacer que se abran válvulas superiores, existirían múltiples puntos de inyección. El tamaño del puerto no puede ser muy grande por: • Se puede caer la presión abruptamente y causar cierre prematuro de válvula. • Al tener relación de área muy grande, incrementa la posibilidad de interferencia entre válvula. • Se podría generar congelamiento, si baja la presión de inyección.
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 5
Seleccionar el asiento comercial del orificio calculado para cada válvula
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 5
Seleccionar el asiento comercial del orificio calculado para cada válvula
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 5
Seleccionar el asiento comercial del orificio calculado para cada válvula
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 6
Calibrar las válvulas seleccionadas
• Estimar la presión de cierre de la válvula a las condiciones de presión y de temperatura
pbt = pion (1 − R ) + p p min R
• Corregir la presión de cierre por efectos de la temperatura
pbt @ 60º F = pbt Ct 1 Ct = 1 + 0,00215(Tv − 60 ) • Estimar la presión de calibración de las válvulas
pcal
pbt @ 60º F = 1− R
Criterios Técnicos de Diseño Paso 6
Calibrar las válvulas seleccionadas
Válvula cerrada. Presión de apertura (Pod) Pb . Ab = Pg (Ab - Ap) + Ppd. Ap si
Pb
R= Ap/Ab
Pb . Ab
Pb = Pg (1 - R) + Ppd. R
(Ab - Ap)
Despejando Pg ... Pod = Pg = (Pbt - Ppd.R) / (1-R) Ap
Pg Pg . (Ab - Ap) Ppd
Ppd . Ap
Pb = Pbt: presión del domo (lpc). Ap: área del orificio, puerta (pulg2) Ab: área del fuelle (pulg2)
Pvo=Pod: presión de apertura de la válvula en profundidad. Lpc R: Relación de áreas entre la puerta y el fuelle (spf)
Selección y Calibración de las Válvulas Paso 6
Calibrar las válvulas seleccionadas
• Corregir la presión de cierre por efectos de la temperatura
Selección y Calibración de las Válvulas
Paso 6
Calibrar las válvulas seleccionadas
• Registre en una tabla: • El tamaño del asiento • R • Pbt • Ct • Pbt @ 60ºF • Pcal • Pcvs VLAG
Prof, pies
Valvula
S, 1/64”
R
Pbt, lpc
Ct
Pbt @ 60ºF, lpc
Pcal, lpc
Pvcs, lpc
Criterios Técnicos de Diseño Limitaciones Líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro. Consideraciones especiales de operación: Habilidad para manejar corrosión, escamas y otros. Pozos desviados. Completaciones dobles. Capacidad para manejar sólidos (arena). Habilidad para manejar parafinas. Altas temperaturas. Fluidos viscosos. Completaciones en hoyos reducidos. Servicios de mantenimiento y reparación disponibles. Número de pozos en LAG dentro del sistema. Revestidores viejos.
Criterios Técnicos de Diseño Limitaciones Potencia de compresión requerida y disponibilidad de fuente de energía en superficie (planta compresora). Características del fluido a producir: º API, viscosidad, RGL, %AyS. Profundidad y presión estática del yacimiento. Índice de productividad del pozo. Tasa máxima permitida sin generación de problemas de producción (conificación de agua o gas, arenamiento, etc). Flexibilidad operacional (manejo adecuado de diferentes caudales). Capacidad de desplazamiento requerida (de fluido). Diámetro del revestidor y de la tubería de producción.
Criterios Técnicos de Diseño Observaciones Cuando el pozo tiene mucho agua, el gas lift no puede competir con otros métodos de levantamiento . Se requiere mucho gas para levantar el agua.
EN UN BUEN DISEÑO NO HAY MÀS DE UNA VÁLVULA GAS!!!!!!!!!!!
INYECTANDO
Análisis de las Variables en el Diseño de LAG Pwh
Pon
L1 RG
Ppd
Po1
Pod
Gradiente más Pesado Pwh
Pon
L1 RG
Ppd
Po1
Pod
Gradiente más Pesado Pwh
Pon
L1 RG
Ppd
Po1
Pod
Gradiente más Liviano Pwh
Pon
L1 RG
Ppd
Po1
Pod
Correlación FMV Pwh
Pon
L1 RG
Ppd
Po1
Pod
Presión de Cabezal Pwh Pwh L1 RG
Ppd
Pon
Po1
Pod
Mayor Presión del Sistema Pwh
Pon
L1 RG
Ppd
Po1
Pod
Menor Presión del Sistema Po1
Pwh L1 RG
Ppd
Pod
Tapón de Fluido
Gas
Ejemplo de Diseño LAGC Información del Pozo Producción de fluido esperada (ql), BFPD
800
°API
35
Temperatura estática de fondo @ 8000’; THB (°F)
178
Relación gas líquido yac (RGLf), PCN/BN
350
Presión de fondo fluyente (Pwf) @ 8000’, PSI
1941
Índice de productividad total de fluidos (J) , BFPD/lpc
S/I
Presión disponible del gas de inyección en superficie (Pko), PSI
1250
Presión de operación del gas de inyección en superficie (Po), PSI
1200
Corte de agua (%AyS)
50
Gravedad específica del gas de inyección (Sgi) ,adim
0,65
Prof. De la camisa de circulación, Pies
7980
Prof. Vertical al punto medio de las perforaciones (Dn), Pies
8000
Presión fluyente de cabezal, estimada (Pwh); PSI
100
Ejemplo de Diseño LAGC Información del Pozo OD de la tubería de producción, Pulgadas
2 7/8
OD del revestidor, Pulgadas
20
Peso del revestidor, LBS/Pie
S/I
Temperatura de flujo en el cabezal @ 200 BPD, ºF
86
Gradiente estático del fluido a ser descargado (Gfm), LPC/Pie
0,465
Volumen disponible del gas de inyección (qiny), MPCD
680
Volumen máximo disponible del gas de inyección (qiny), MPCD
750
Mínimo espaciamiento recomendado, Pies
250
Caída de presión por válvula recomendada, LPC; ∆P
25
Válvulas operadas por presión de gas, cargadas con nitrógeno
N/A
Tope del intervalo perforado, Pies
8000
Base del intervalo perforado, Pies
8050
Marca comercial de válvula de LAG disponible
Camco
Ejemplo de Diseño LAGC Información del Pozo
Temperatura estática en el cabezal, Tws (ºF)
78
Presencia de arena
N/A
Presencia de parafina
N/A
Marca comercial de mandriles disponible
Macco
Presión estática del yacimiento, Pws (PSI)
2125
Diseñar instalación nueva
N/A
Suponer que el yacimiento está subsaturado (Pb = 2445#)
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Ejemplo de Diseño LAGC
Prof, pies Presion,lpc 0 100 1000 200 2000 308 3000 425 4000 551 5000 685 6000 828 7000 979 8000 1145
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Gradiente de Producción (Tasa de Diseño)
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Po = 1200 lpc Sg = 0.65
∆P = 30 lpc/1000’ Pg @ 8000’ = Po + ∆P * Dn Pg @ 8000’ = 1440 lpc
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Gradiente de Presión del Gas de Inyección
Gradiente de Producción (Tasa de Diseño)
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Gradiente de Presión del Gas de Inyección Gradiente de Presión del Fluido de Completación
Gradiente de Producción (Tasa de Diseño)
Ejemplo de Diseño LAGC – Espaciamiento de VLAG Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
ID Tbg = 2,5” ql = 200 BND Gdt = 0,87 ºF/100’ = 0,0087 ºF/pie
Ejemplo de Diseño LAGC – Espaciamiento de VLAG Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Twh (qo) = BHT- Gdt * (D/100), ºF Twh (800 BND) = 178- 0,87 * (8000/100) = 108 ºF
Ejemplo de Diseño LAGC – Espaciamiento de VLAG Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Temperatura, ºF Prof, pies Fluyente Estatica Promedia 0 128 78 103 1000 138 91 114 2000 147 103 125 3000 155 116 135 4000 162 128 145 5000 169 141 155 6000 174 153 163 7000 177 166 171 8000 178 178 178
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 1
Determinar en un gráfico presión en función de profundidad el área disponible para el espaciamiento de mandriles
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 2
Seleccionar la caída de presión por válvula (a criterio del diseñador). Se recomienda 25 lpc.
En es te ejemplo se estmara esta caida de presion luego de conocer la valvula que se va a instalar debido a que esta depende del Denominado PPEF, efecto del factor de presion de produccion. Se recomineda un factor de seguridad de 15 lpc, y PPEF se obtienen de las Tablas de las especificaciones de las valvulas.
Δp = 100 PPEF + Factor de Seguridad
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 3
Determinar gráficamente la profundidad de la primera válvula
VLAG de Descarga
365 lpc
1260 lpc
110 ºF
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 4
Determinar si la válvula de descarga o de aporte
%AySp = (100% + %AySpz)/2
%AySp: porcentaje ponderado %AySpz: porcentaje del pozo
Válvula de descarga
ql = 200 + Qd
RGL es la RGL de gradiente mínimo
Válvula de aporte
ql = Qd
RGL es la RGL de inyección Qd: caudal de diseño, bpd ql: tasa de producción de descarga,bpd
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 4.1
Determinar RGL min
RGLgrad . min
⎡ ⎛ bDov ⎞⎤ ⎛ cql ⎞ = ⎢a + ⎜ ⎟ ⎟⎥ cot gh⎜ ⎝ 1000 ⎠ ⎣ ⎝ 1000 ⎠⎦
a = (25.81 + 13.92w)ID 2 − 145 b = 139.2 − (2.776 + 7.4257 w)ID 2 Dov ⎤ ⎡ c = [(1 − 0.3w)(3 − 0.7 ID )] + ⎢(0.06 − 0.015w − 0.03wID ) 1000 ⎥⎦ ⎣ Con W = Fracción de agua y sedimento, adimensional. (w < 0.65) ID = Diámetro interno de la tubería de producción, pulg. (2, 2 ½ y 3) Dov =Profundidad del punto de inyección, pies. (2000< Dv <10000) Ql = Tasa de producción de líquido, BND. (ql > 50) cotgh (x)=Cotangente hiperbólica de x = (e 2x + 1) / (e 2x - 1)
• RGL de inyección corresponde a la RGL de diseño
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 4.2
Determinar el volumen de inyección de gas requerido por la válvula
RGLgrad . min = 390 PCN / BN
Válvula de descarga
qiny = (RGLgrad mín*ql)/1000
Válvula operadora
qiny = ((RGLt-RGLf)*ql)/1000
RGLt: relación gas líquido total, PCN/BN. ql: tasa de producción de descarga, BND qiny: caudal de gas de inyección, MPCND.
qiny = 390 MPCN
Ejemplo de Diseño LAGC – Calibración de VLAG Paso 4.3
Determinar el diámetro del orificio de la válvula
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 4.3
Determinar el diámetro del orificio de la válvula
Ecuación Thornhill-Craver
q gM
d p = 1,1284 1248Cd pup
k +1 2 ⎡ ⎤ k k k ⎢⎛⎜ pdn ⎞⎟ − ⎛⎜ pdn ⎞⎟ ⎥ (k − 1)γ gTup ⎢⎜⎝ pup ⎟⎠ ⎜⎝ pup ⎟⎠ ⎥ ⎢⎣ ⎥⎦
8 dp = 64
"
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 5
Seleccionar el asiento comercial del orificio calculado para la válvula
"
8 1 = dp = 64 8
"
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 5.1
Determinar la caída de presión para ubicar el próximo mandril
Δp = 100 PPEF + Factor de Seguridad Δp = 100(0,040) lpc + 15 lpc Δp = 19 lpc pion 2 ≈ 1180 lpc
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 6
Repetir desde el paso 3 para las siguientes válvulas
VLAG de Descarga
625 lpc
1300 lpc
135 ºF
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 6
Repetir desde el paso 3 para las siguientes válvulas
VLAG de Descarga
830 lpc
1320 lpc
153 ºF
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 6
Repetir desde el paso 3 para las siguientes válvulas
VLAG de Aporte
1000 lpc
1330 lpc
163 ºF
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 6
Repetir desde el paso 3 para las siguientes válvulas
VLAG de Aporte
1130 lpc
1330 lpc
177 ºF
Ejemplo de Diseño LAGC Paso 7
Calibrar las válvulas
pbt = pion (1 − R ) + p p min R 1 Ct = 1 + 0,00215(Tv − 60 ) pbt @ 60º F = pbt Ct
pcal
pbt @ 60º F = 1− R
Ejemplo de Diseño LAGC
RESUMEN DEL DISEÑO GRAFICO
Prof pies 2500 4500 6000 7150 7900
Pcsg Ptbg Temp RGL Qiny S cal S PPEF Delta p Psup R Pbt Ct Pcal lpc lpc ºF PCN/BN MPCND 1/64, pulg1/64, pulg lpc lpc lpc lpc 1260 365 110 390 390 8 12 0.04 19 1181 0.038 1226 0.903 1151 1300 625 135 631 631 10 12 0.04 19 1162 0.038 1274 0.861 1141 1320 830 153 815 680 10 12 0.04 19 1143 0.038 1301 0.833 1127 1330 1000 163 1200 680 11 12 0.04 19 1124 0.038 1317 0.819 1121 1330 1130 177 1200 680 12 12 0.04 19 1105 0.038 1322 0.799 1098
Ejemplo de Diseño LAGC
RESUMEN DEL DISEÑO ANALITICO
VLAG Pdiseño, lpcProf, pies Pcsg, lpc Ptbg, lpc Pprof,lpc VALVULARGLmin, PCN/BNQiny, MPCND Tv, ºF S/64" S/64" PPEF ∆p, lpc 1 1200 2480 1274 363 2667 Descarga 368 368 109 8 12 0.04 19 2 1181 4484 1313 615 1295 Aporte 684 547 150 8 12 0.04 19 3 1162 5996 1336 827 1318 Aporte 880 704 163 8 12 0.04 19 4 1143 7068 1345 990 1326 Aporte 1017 814 172 8 12 0.04 19 5 1124 7783 1343 1108 1322 Aporte 1108 886 177 9 12 0.04 19
Ejemplo de Diseño LAGC
RESUMEN DEL DISEÑO ANALITICO
VLAG Prof, pies 1 2480 2 4484 3 5996 4 7068 5 7783
Pcsg, lpc 1274 1313 1336 1345 1343
Ptbg, lpc 363 615 827 990 1108
Tv, ºF S/64" 109 12 150 12 163 12 172 12 177 12
R Pbt, lpc 0.038 1240 0.038 1287 0.038 1317 0.038 1331 0.038 1334
Ct 0.905 0.838 0.818 0.806 0.800
Pcal, lpc 1166 1121 1120 1116 1109
Ejemplo de Diseño LAGC
2500’ 4500’ 6000’ 7150’ 7900’
CAMISA @ 7940’ OBTURADOR S/I
ARENA@ 8000’
Análisis de Diseño LAGC Objetivo
Determinar la profundidad de la valvula operadora
• Análisis de Gradiente
• Balance de Gas • Balance de Fuerzas • Análisis de la Presión de Cierre
Análisis de Diseño LAGC Análisis de Gradiente
Pws
Pwh
Pion Ps
AREA LIMITADA PARA LA INYECCION LT RG L , q
P r o f
Dpack - 60´ Prof. Media
DE GAS
Presión
Análisis de Diseño LAGC Análisis de Gradiente
• Gradiente de Presión en la tubería a las condiciones de análisis (Uso de correlaciones de FMV)
• Gradiente de Gas de Inyección en el anular
Piodn
⎡ ⎛ Dn ⎞ ⎤ = Pion ⎢1 + ⎜ ⎟⎥ ⎣ ⎝ 40000 ⎠ ⎦
Análisis de Diseño LAGC Balance de Gas
• Estimar el volumen de gas teórico que pasa a través de cada una de las válvulas del diseño LAG (Uso de la Ec. de Thornhill-Craver)
q gM
⎛ dp ⎞ ⎟⎟ = 1248Cd pup ⎜⎜ ⎝ 1,1284 ⎠
2
2 k +1 ⎡ ⎤ k k k ⎢⎛⎜ pdn ⎞⎟ ⎛⎜ pdn ⎞⎟ ⎥ − ⎢ (k − 1)γ gTup ⎢⎜⎝ pup ⎟⎠ ⎜⎝ pup ⎟⎠ ⎥⎥ ⎣ ⎦
Análisis de Diseño LAGC Balance de Fuerzas
• Estimar la presión de apertura de cada una de las válvulas. (Uso de las especificaciones del diseño LAG instalado y la Ec. de balance de fuerzas en cada una de las válvulas)
pbt − ptub R pvo = (1 − R ) pbt @ 60º F pbt = Ct
pbt @ 60º F = pcal (1 − R )
Ct =
1 1 + 0,00215(Tv − 60 )
Análisis de Diseño LAGC Análisis de la Presión de Cierre
• Estimar la presión de cierre (en superficie) de cada una de las válvulas. (Uso de las especificaciones del diseño LAG instalado y la Ec. de balance de fuerzas en cada una de las válvulas)
pbt @ 60º F pbt = Ct
pbt @ 60º F = pcal (1 − R ) Pvcs =
Pbt ⎡ ⎛ Dn ⎞ ⎤ ⎢1 + ⎜ 40000 ⎟ ⎥ ⎠⎦ ⎣ ⎝
1 Ct = 1 + 0,00215(Tv − 60 )
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC Análisis de Gradiente
• Gradiente de Presión en la tubería a las condiciones de análisis (Uso de correlaciones de FMV)
• Gradiente de Gas de Inyección en el anular
Piodn
⎡ ⎛ Dn ⎞ ⎤ = Pion ⎢1 + ⎜ ⎟⎥ ⎣ ⎝ 40000 ⎠ ⎦
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC Análisis de Gradiente
Análisis de Gradiente Presion, lpc 0
100
200
0 1000 2000
Profundidad, pies
3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Pcsg = 710 lpc
300
400
500
600
700
800
900
1000
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC Balance de Gas
• Estimar el volumen de gas teórico que pasa a través de cada una de las válvulas del diseño LAG (Uso de la Ec. de Thornhill-Craver)
q gM
⎛ dp ⎞ ⎟⎟ = 1248Cd pup ⎜⎜ ⎝ 1,1284 ⎠
2
2 k +1 ⎡ ⎤ k k k ⎢⎛⎜ pdn ⎞⎟ ⎛⎜ pdn ⎞⎟ ⎥ − (k − 1)γ gTup ⎢⎢⎜⎝ pup ⎟⎠ ⎜⎝ pup ⎟⎠ ⎥⎥ ⎣ ⎦
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC
Psist = 780 lpc, Pcsg = 710 lpc, Asiento = 15/64”Î Qiny = 0.508 MPCND
VLAG Prof, pies Pcal, lpc S/64" J-20 1399 740 16 J-20 2379 730 16 J-20 3202 720 16 J-20 3901 715 16 J-20 4565 710 16 J-20 5104 705 16 J-20 5707 700 16 J-20 6089 695 16 J-20 6786 690 24 J-20 7609 685 24 J-20 8401 680 24 J-20 9192 675 28
R Pcsg, lpc Ptbg, lpc Tv, ºF Ct Pvc, lpc Pvo, lpc Pvc sup, lpc Posición Qiny Teorico, MPCND 0.066 735 257 151 0.837 826 866 798 Cerrada 0.915 0.066 752 303 163 0.819 833 870 786 Cerrada 0.927 0.066 767 340 173 0.804 836 871 774 Cerrada 0.937 0.066 779 373 182 0.792 843 876 768 Cerrada 0.946 0.066 791 404 190 0.781 849 880 762 Cerrada 0.954 0.066 801 431 197 0.772 853 882 756 Cerrada 0.961 0.066 811 465 205 0.763 857 885 750 Cerrada 0.967 0.066 818 484 209 0.757 858 884 744 Cerrada 0.969 0.147 830 520 218 0.746 789 835 674 Cerrada 0.968 0.147 845 565 228 0.734 796 836 669 Abierta 2.155 0.147 859 605 238 0.723 802 836 663 Abierta 2.120 0.200 873 651 248 0.712 758 785 616 Abierta 2.056
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC Balance de Fuerzas
• Estimar la presión de apertura de cada una de las válvulas. (Uso de las especificaciones del diseño LAG instalado y la Ec. de balance de fuerzas en cada una de las válvulas)
pbt − ptub R pvo = (1 − R ) pbt @ 60º F pbt = Ct
pbt @ 60º F = pcal (1 − R )
Ct =
1 1 + 0,00215(Tv − 60 )
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC Si Pcsg es mayor que Pvo, la válvula está abierta
VLAG Prof, pies Pcal, lpc S/64" J-20 1399 740 16 J-20 2379 730 16 J-20 3202 720 16 J-20 3901 715 16 J-20 4565 710 16 J-20 5104 705 16 J-20 5707 700 16 J-20 6089 695 16 J-20 6786 690 24 J-20 7609 685 24 J-20 8401 680 24 J-20 9192 675 28
R Pcsg, lpc Ptbg, lpc Tv, ºF Ct Pvc, lpc Pvo, lpc Pvc sup, lpc Posición Qiny Teorico, MPCND 0.066 735 257 151 0.837 826 866 798 Cerrada 0.915 0.066 752 303 163 0.819 833 870 786 Cerrada 0.927 0.066 767 340 173 0.804 836 871 774 Cerrada 0.937 0.066 779 373 182 0.792 843 876 768 Cerrada 0.946 0.066 791 404 190 0.781 849 880 762 Cerrada 0.954 0.066 801 431 197 0.772 853 882 756 Cerrada 0.961 0.066 811 465 205 0.763 857 885 750 Cerrada 0.967 0.066 818 484 209 0.757 858 884 744 Cerrada 0.969 0.147 830 520 218 0.746 789 835 674 Cerrada 0.968 0.147 845 565 228 0.734 796 836 669 Abierta 2.155 0.147 859 605 238 0.723 802 836 663 Abierta 2.120 0.200 873 651 248 0.712 758 785 616 Abierta 2.056
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC Análisis de la Presión de Cierre
• Estimar la presión de cierre (en superficie) de cada una de las válvulas. (Uso de las especificaciones del diseño LAG instalado y la Ec. de balance de fuerzas en cada una de las válvulas)
pbt @ 60º F pbt = Ct
pbt @ 60º F = pcal (1 − R ) Pvcs =
Pbt ⎡ ⎛ Dn ⎞ ⎤ ⎢1 + ⎜ 40000 ⎟ ⎥ ⎠⎦ ⎣ ⎝
1 Ct = 1 + 0,00215(Tv − 60 )
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC Pvc superficie = 680 lpc
VLAG Prof, pies Pcal, lpc S/64" J-20 1399 740 16 J-20 2379 730 16 J-20 3202 720 16 J-20 3901 715 16 J-20 4565 710 16 J-20 5104 705 16 J-20 5707 700 16 J-20 6089 695 16 J-20 6786 690 24 J-20 7609 685 24 J-20 8401 680 24 J-20 9192 675 28
R Pcsg, lpc Ptbg, lpc Tv, ºF Ct Pvc, lpc Pvo, lpc Pvc sup, lpc Posición Qiny Teorico, MPCND 0.066 735 257 151 0.837 826 866 798 Cerrada 0.915 0.066 752 303 163 0.819 833 870 786 Cerrada 0.927 0.066 767 340 173 0.804 836 871 774 Cerrada 0.937 0.066 779 373 182 0.792 843 876 768 Cerrada 0.946 0.066 791 404 190 0.781 849 880 762 Cerrada 0.954 0.066 801 431 197 0.772 853 882 756 Cerrada 0.961 0.066 811 465 205 0.763 857 885 750 Cerrada 0.967 0.066 818 484 209 0.757 858 884 744 Cerrada 0.969 0.147 830 520 218 0.746 789 835 674 Cerrada 0.968 0.147 845 565 228 0.734 796 836 669 Abierta 2.155 0.147 859 605 238 0.723 802 836 663 Abierta 2.120 0.200 873 651 248 0.712 758 785 616 Abierta 2.056
Ejemplo Análisis de Diseño LAGC La válvula operadora se encuentra a 7609’
VLAG Prof, pies Pcal, lpc S/64" J-20 1399 740 16 J-20 2379 730 16 J-20 3202 720 16 J-20 3901 715 16 J-20 4565 710 16 J-20 5104 705 16 J-20 5707 700 16 J-20 6089 695 16 J-20 6786 690 24 J-20 7609 685 24 J-20 8401 680 24 J-20 9192 675 28
R Pcsg, lpc Ptbg, lpc Tv, ºF Ct Pvc, lpc Pvo, lpc Pvc sup, lpc Posición Qiny Teorico, MPCND 0.066 735 257 151 0.837 826 866 798 Cerrada 0.915 0.066 752 303 163 0.819 833 870 786 Cerrada 0.927 0.066 767 340 173 0.804 836 871 774 Cerrada 0.937 0.066 779 373 182 0.792 843 876 768 Cerrada 0.946 0.066 791 404 190 0.781 849 880 762 Cerrada 0.954 0.066 801 431 197 0.772 853 882 756 Cerrada 0.961 0.066 811 465 205 0.763 857 885 750 Cerrada 0.967 0.066 818 484 209 0.757 858 884 744 Cerrada 0.969 0.147 830 520 218 0.746 789 835 674 Cerrada 0.968 0.147 845 565 228 0.734 796 836 669 Abierta 2.155 0.147 859 605 238 0.723 802 836 663 Abierta 2.120 0.200 873 651 248 0.712 758 785 616 Abierta 2.056
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Criterios Técnicos de Diseño
EXPERIENCIA
DATA CONFIABLE
CRITERIO TÉCNICO
Criterios Técnicos de Diseño Consideraciones Teóricas Carga del Tapón Pt = Fc X Pc
Fc: Factor de carga (65%-75%) Pc: Presión del revestidor en la válvula operadora, lpc. Pt: presión del tapón inicial, lpc.
Presión de la Fase Líquida Pe = Pt - Pts
Pe: Presión de entrada de líquido por ciclo, lpc. Pts: Presión de la tubería en el cabezal, lpc
Entrada de Fluido por Ciclo Be = (Pe X Fbt)/Gs
Be: Barriles de lìquido por ciclo. Fbt: Factor volumétrico de la tubería, Bls/pie. Gs: Gradiente estático de líquido, lpc/pie.
Criterios Técnicos de Diseño Consideraciones Teóricas Factor de Resbalamiento E = (1-0.05 X Dv/1000) X 100 = Bt/Be E: Eficiencia de levantamiento, % Dv: Profundidad de la válvula operadora, pies. Bt: Volumen de líquido producido, BPD.
Número Máximo de Ciclos Nc = 480000/Dv
Dv: Profundidad de la válvula operadora, pies. Nc: Número máximo de ciclos.
Criterios Técnicos de Diseño Consideraciones Teóricas Máxima Tasa Ql = Nc X Bt
Nc: Número máximo de ciclos. Bt: Volumen de líquido producido, BPD.
Gas Requerido por Ciclo Qg: Gas requerido por ciclo, Pies3.
Qg = (Ptf X Vt)/ Pa
Pa: Presión atmosférica: 14.7 Lpc. Ptf: Presión promedio, Lpc.
Ptf = (Pvc + Pt)/2 + 14.7
Vt = (Dv – ( Be/Fbt) X Ftv)
Vt: Volumen de la tubería desde la prof. de la válvula menos la longitud del tapón de líquido, Pies3. Ftb: factor volumétrico de la tubería, Pies 3/Pie.
Criterios Técnicos de Diseño Consideraciones Teóricas Presión de Cierre de las Válvulas Pvc = Pg -100
Pvc: Presión de cierre de la válvula en la superficie, Lpc. Pg: Presión de inyección disponible en la superficie, Lpc.
Criterios Técnicos de Diseño Metodología Métodos de Diseño Manual: Gradiente de la caída de líquido. Porcentaje de la presión del gas de inyección. Gradiente de la caída de líquido Cálculo de la presión mínima de tubería: Dependiente de: La fracción del tapón de líquido que cae durante su ascenso por la tubería de producción. El flujo de líquido que alimenta la columna en la tubería de producción. El flujo de gas que fluye inmediatamente por debajo del tapón de líquido.
Criterios Técnicos de Diseño Factores de seguridad en el diseño
El valor mínimo aplicable al gradiente de descarga es 0.04 lpc/pie. El valor de la presión para el cierre de las válvulas se supone igual a la presión disponible del gas a nivel de superficie menos 100 lpc. El gradiente térmico a utilizar en el diseño se supone igual al gradiente geotérmico. La presión del gas disponible en superficie será asumida como la presión del gas en el cabezal del pozo menos 50 lpc. Se deben restar de 25 a 30 lpc al valor calculado de presión de apertura de la válvula más profunda (embanderamiento de la válvula de fondo).
Criterios Técnicos de Diseño El Diseño Paso a Paso
Método del gradiente de caída de líquido
Paso 1
En un papel gráfico trazar las escalas de presión y profundidad, junto con la escala de temperatura.
Paso 2
Marcar la presión de flujo deseada en el cabezal.
Paso 3
Determinar el factor de espaciamiento intermitente (FEI). Considerar la producción deseada y el Øt.
Paso 4
Trazar la línea de presión para el espaciamiento intermitente. Iniciar esta línea en la P correspondiente a la de flujo en el cabezal del pozo, extendiéndola hasta el fondo del pozo con una pendiente igual al FEI.
Paso 5
Marcar la presión del gas disponible en superficie.
Paso 6
Trazar la línea de presión disponible, desde cero hasta el fondo del pozo. Tomar en cuenta el peso de la columna de gas. Sobre esta recta se obtendrá la presión de cierre de la válvula 1 en superficie (Pvc1).
Criterios Técnicos de Diseño El Diseño Paso a Paso
Paso 7 Paso 8
Paso 9
Paso 10
Paso 11
Método del gradiente de caída de líquido
Señalar la presión de cierre de las válvulas restantes a nivel de superficie (de 50 a 100 lpc menos que la presión disponible. Trazar la línea de presión de cierre de la válvula considerando el peso de la columna de gas. Señalar los puntos correspondientes a las Ts y Tf. Trazar una línea recta entre estos dos puntos. Dibujar una línea de pendiente igual a la del fluido de descarga. Iniciar la línea en el punto correspondiente a la Pwh y extenderla hasta que corte a la línea de presión disponible de gas. El punto de intersección de estas dos líneas es la P de cierre de la válvula tope a esa profundidad. Trazar la línea horizontal que pase por el punto de corte obtenido en el paso 9 hasta que corte la línea de presión para el espaciamiento intermitente. Trazar una línea que pase por la intercepción obtenida en el paso 10 con una pendiente igual a la del fluido de descarga hasta que intercepte la línea de presión de cierre de las válvulas del paso 7.
Criterios Técnicos de Diseño El Diseño Paso a Paso
Paso 11 Paso 12 Paso 13 Paso 14 Paso 15
Método del gradiente de caída de líquido
La segunda válvula se localiza a la profundidad de la intercepción. Repetir el procedimiento con el resto de las válvulas hasta alcanzar la profundidad total. Determinar la temperatura correspondiente a la profundidad de cada válvula. Leer y anotar las presiones de cierre a nivel de superficie (Pvc) correspondiente a cada válvula. Determinar las presiones de apertura (Pvo) para cada una de las válvulas.
Para las válvulas cargadas con N2 Pvo = Pvc X Ct/(1- (Av/Ab))
Criterios Técnicos de Diseño
Tapón de Fluido
Gas
Criterios Técnicos de Diseño Ejemplo de Diseño Presión de flujo deseada en el cabezal del pozo, Lpc
Datos del Pozo
65
Profundidad de la empacadura, Pies
5000
Presión del gas disponible a nivel de superficie, Lpcm
650
Gravedad específica del gas de inyección (Sgi) ,adim
0.65
Presión estática de fondo, Lpcm
775
Temperatura de superficie, ºF
70
Temperatura de fondo @ 5000’, ºF
150
Tasa de producción deseada, BFPD
100
Gradiente de fluido muerto, Lpc/Pie
0.465
Diámetro exterior de la tubería de producción, Pulg
2 3/8
Diámetro exterior del revestidos de producción, Pulg
6
Tipos de valvulas de LAG disponibles, Pulg
1 1/2
Válvulas cargadas con nitrógeno, asientos 7/16”, Ap/Ab = 0.201
Criterios Técnicos de Diseño Solución
Ejemplo de Diseño Establecer las escalas de presión (0-1200 lpc), profundidad (06000’) y temperatura (70-150 ºF); ésta, superpuesta a la de presión. Trazar una línea horizontal a la profundidad de las perforaciones (5000’). Marque la presión de flujo deseada en el cabezal del pozo (65 lpc).
FEI = 0.04 lpc/pie
Criterios Técnicos de Diseño Solución
Ejemplo de Diseño Inicie la línea de presión para el espaciamiento intermitente en el punto correspondiente a la Prof = 0 y P = 65 lpc. Extienda esta línea hasta el fondo del pozo usando una pendiente de 0.04 lpc/Pie. Señale la presión disponible del gas en superficie (650 lpc). Extienda hacia abajo en el hoyo, la presión disponible del gas, tomando en cuenta el peso de la columna de gas. Po = 650 lpc Sg = 0.65
∆P = 15.5 lpc/1000’ Pg @ 5000’ = Po + ∆P * Dn Pg @ 5000’ = 727.5 lpc
Criterios Técnicos de Diseño Solución
Ejemplo de Diseño Trace la línea que representa la presión de cierre, a nivel de superficie (650 lpc-100 lpc =550 lpc) y a 5000’, 610 lpc. Po = 550 lpc Sg = 0.65
∆P = 12 lpc/1000’ Pg @ 5000’ = Po + ∆P * Dn Pg @ 5000’ = 610 lpc
Trace la línea que representa superficie 70 ºF y a 5000’, 150 ºF.
la temperatura, a nivel de
Dibuje una línea con pendiente de 0.465 lpc/pie; correspondiente al gradiente de fluido muerto.
Criterios Técnicos de Diseño Solución
Ejemplo de Diseño Inicie la línea a una presión de 65 lpc a Prof = 0 y extienda esa línea hasta que intercepte la línea de presión disponible de gas. El punto de intercepción de estas dos líneas corresponde a la profundidad de la válvula tope (1300’). Dibuje una línea horizontal que corresponda a la profundidad de la válvula tope (1300’), hasta donde corte la línea de presión para el espaciamiento intermitente. Dibuje una línea que pase por la intercepción obtenida en el paso anterior, con una pendiente igual a 0.465 lpc/Pie. Extiéndala hasta que corte la línea de presión de cierre de las válvulas. La segunda válvula se localiza a 2300’, profundidad que corresponde a la segunda intercepción. El procedimiento se repite para el resto de las válvulas.
Criterios Técnicos de Diseño Solución
Ejemplo de Diseño
Las profundidades y las temperaturas de todas las válvulas son las siguientes: Válvula 1 2 3 4 5
Profundidad Temperatura (Pies) (ºF) 1300 91 2300 107 3200 121 4100 136 4900 148
Las presiones de cierre de las válvulas son las siguientes: Válvula 1 2 3 4 5
Profundidad Presión Cierre (Pies) (#) 1300 565 2300 580 3200 590 4100 600 4900 610
Criterios Técnicos de Diseño Solución
Ejemplo de Diseño Los valores de Ct para correspondientes a las temperaturas de las válvulas son los siguientes: Válvula 1 2 3 4 5
Profundidad (Pies) 1300 2300 3200 4100 4900
Temperatura (ºF) 91 107 121 136 148
Ct 0,938 0,908 0,884 0,860 0,841
Usando Ap/Ab = 0.201, los valores de Pvo son los que se señalan a continuación: Válvula 1 2 3 4 5
Profundidad (Pies) 1300 2300 3200 4100 4900
Pvo (#) 665 655 650 645 640
Criterios Técnicos de Diseño Solución
Ejemplo de Diseño Para la válvula de fondo: Pv = 640 lpc-25 lpc = 615 lpc. Los resultados del diseño, son los que se muestran a continuación:
Válvula 1 2 3 4 5
Profundidad Presión Cierre Temperatura (Pies) Pvc (#) (ºF) 1300 565 91 2300 580 107 3200 590 121 4100 600 136 4900 610 148
Ct
Pvo (#)
0,938 0,908 0,884 0,860 0,841
665 655 650 645 615
Criterios Técnicos de Diseño
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
INTRODUCCIÓN AL ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DE POZOS DE LAG
Diagnóstico preliminar de pozos de LAG. Fundamentos básicos de la metodología de diagnóstico preliminar. Diagnóstico sobre la inyección. Cotejo del comportamiento actual. Cálculos de diagnóstico. Fundamentos básicos de la metodología de optimización de sistemas de LAG.
DIAGNÓSTICO DE POZOS DE LAG
MEDICIÓN DIAGNÓSTICO
CÁLCULOS
PUNTO(S) DE INYECCIÓN POSIBLE(S)
HERRAMIENTAS USADAS PARA EL DIAGNÓSTICO DE FALLAS
MEDICIÓN
CÁLCULOS
NIVEL DE FLUIDO ESTÁTICO Y DINÁMICO PRESIONES REGISTROS FLUYENTES
DETERMINAR VÁLVULA OPERADORA
DIAGNÓSTICO DE POZOS DE LAG
Evaluación de los equipos del pozo para garantizar el correcto funcionamiento del equipo de LAG por gas instalado. OBJETIVO PRINCIPAL: Determinar si se está inyectando o no por la válvula más profunda, el volumen adecuado de gas de levantamiento para maximizar la eficiencia de su uso y si el pozo no recibe gas determinar la razón por la cual no lo hace. SE REALIZA A PARTIR DE LA INFORMACIÓN DEL POZO EN EVALUACIÓN.
DIAGNÓSTICO DE POZOS DE LAG Dificultades para diagnosticar LAGC: Dificultad de obtener las curvas de afluencia de los pozos debido a la complejidad de los yacimientos. Poca precisión de correlaciones para predecir la presión de los fluidos en la tubería de producción. Grades profundidades en los pozos, esto incrementa el número de válvulas y la posibilidad de interferencia entre ellas. Uso de válvulas de fluido. Deposición de sólidos orgánicos e inorgánicos. Condiciones de operación que generan problemas de inestabilidad: Altos cortes de agua.
DIAGNÓSTICO DE POZOS DE LAG Dificultades para diagnosticar LAGC: Pequeños volúmenes de almacenamiento de gas de inyección entre la Válvula de control del caudal de inyección y la válvula de LAG. Grandes áreas de flujo. Condiciones de operación del sistema de compresión.
DIAGNÓSTICO DE POZOS DE LAG Requerimientos: Recolección e interpretación de la información de la prueba de producción del pozo. Análisis de la muestra de fluido. Completación mecánica del pozo. Prueba de producción. Ql, W y Qg. API, RGL, Pb, Ggf y Ggi. Presiones de cabezal CHP y THP (discos o tendencias).
Completación y equipos de levantamiento. IPR, Pest. Trabajos de WO realizados, trabajos de guaya. Registros de presión y temperatura.
70,0 70,0 70,0
%A y S %A y S %A y S
Validación de la producción del campo.
100,0 100,0 BBPD 485 512 100,0 BBPD 485 412 442 512 90,0 BNPD BBPD 485 412412 442 450 512 90,0 BNPD 412412 442 450 485 %AyS 412 450 BNPD 90,0 412 %AyS 412 80,0 %AyS 412 80,0 80,0 60,0 70,0 60,0 342 70,0 60,0 342 70,0 377 342 60,0 377 50,0253* 60,0 311 377 50,0253* 60,0 280 311 50,0253* 280 289 311 50,0 280 253 253 280 280 289 253 253 292 50,0 280 280280 253 292 253 253 280 289 253 253 292 50,0 40,0 280 280280 273 253 292 253 253 280 280 253 253 292 40,0 40,0 280 273 253 280 292 280 40,0 40,0 273 280 40,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 10,0 20,0 10,0 10,0 10,0 0,0 10,0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 0,0 10,0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 0,0 DÍAS16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 DÍAS * N° DE POZOS ABIERTOS DÍAS * N° DE POZOS ABIERTOS * N° DE POZOS ABIERTOS 80,0 80,0 80,0
M BL S M BL S M BL S
Histórico de producción del pozo.
PROCESO DE DIAGNÓSTICO
• Obtener toda la información disponible del pozo, incluyendo el diseño actual de las válvulas. Si no se dispone del diseño, reconstruirlo gráficamente con las condiciones actuales (gradiente de csg, última presión operativa, producción, curva de gradiente multifásico). •Realizar una interpretación inicial del comportamiento de presión en superficie. •Aplicar balance de fuerza para cada válvula (determinar si está abierta o cerrada). •Realizar el balance de masa del gas inyectado. •Correlacionar la presión de fondo fluyente para cada punto de inyección posible. •Interpretación de registros de fondo. •Obtener el punto más probable de inyección.
PRUEBA DE PRODUCCIÓN
Separadores de Desplazamiento Positivo
Disco de Medición
Separador de Prueba Permite medir el volumen diario de los fluidos producidos por un pozo perteneciente a un yacimiento, para establecer parámetros que definen el comportamiento de producción del mismo. Descargas (golpes) del separador.
Tasa de Producción de liquido (Ql) en el separador de prueba:
Ql=
Nº de golpes X Factor sep X 24 (Hrs/D) Duración de la prueba (Hrs)
Factor sep = Factor del separador de prueba
Ql BFPD
Volumen de crudo y agua que el pozo produce en un día. Bls/golpe
PRUEBA DE PRODUCCIÓN
Aforo de Tanques
Directo Indirecto
Tasa de Producción de liquido (Ql) con aforo de tanques:
Ql=
Ql BFPD
Variación del nivel (pulg) X Factor tanque X 24 (Hrs/D) Duración de la prueba (Hrs)
Factor sep = Factor de tanque: capacidad volumétrica del tanque
BBL/Pulg
MEDICIÓN DEL GAS
Disco de Medición Azul: Presión estática aguas arriba de la placa de orificio. Rojo: Presión diferencial a través de la placa de orificio.
MEDICIÓN MEDICIÓN DEL DEL GAS GAS TOTAL TOTAL (GT): (GT): GAS GAS DE DE INYECCIÓN INYECCIÓN ++ GAS GAS DEL DEL YACIMIENTO YACIMIENTO Se Se utiliza utiliza un un medidor medidor de de placa placa de de orificio, orificio, instalado instalado en en la la línea línea de de salida salida del del gas gas en en el el separador separador de de prueba. prueba. El El punto punto de de medición medición está está referido referido aa la la estación estación de de flujo. flujo.
DISCOS
Volumen de gas que el pozo produce en un día (GT).
De raíz cuadrada (cuadráticos). Lineales.
FLUJO DE GAS TOTAL
Qgt = Form X Ptos dif X Ptos est
Tamaño del orificio Qgt
MPCD
Qgt = Factor
Form: Factor de orificio medidor Rango del medidor
Pdif X Pest
Factor: Factor de orificio medidor Tamaño del orificio de la placa
GAS DE INYECCIÓN Se usa el mismo procedimiento que para calcular el gas total pero las lecturas diferenciales y estáticas se leen en los discos del gas de inyección obtenidos del registrador de flujo de gas situado en el múltiple de gas o en la línea de gas que llega al pozo. OTROS USOS DEL DISCO DE UN MEDIDOR DE GAS Presión estática: Presión de flujo del gas (disco lineal) Pe(lpcm)= Pest x (Rango resorte/Rango disco) - 14.7 Presión estática: Presión de flujo del gas (disco cuadrático) Pe(lpcm)= Ptos est 2 x (Rango resorte/100) - 14.7 Gas de Formación
Relación Gas-Liquido Total
Ggf(Mpcnd)= Qgt - Qgi RGLt(pcn/bn)= 1000 Qgt/ql Relación Gas-Liquido de Inyección RGLi(pcn/bn)= 1000 Qgi/ql
Relación Gas-Liquido de Formación RGLi(pcn/bn)= 1000 Qgi/ql
DISCO DE PRESIONES
USO DEL DISCO DE UN MEDIDOR DE DOS PRESIONES
CHP: Es la presión con la cual se inyecta el gas en el cabezal de la tubería de revestimiento. THP: Es la presión con la cual se producen los fluidos en el cabezal.
DISCO
Diario: Reloj de 24 Hrs. Semanal: Reloj de 7 días.
Utilidad : Indica: Si el flujo es continuo o intermitente. Si hay problemas operacionales y/o mecánicos en el pozo. Tiempo de ciclo en pozo con flujo intermitente.
DISCO DE PRESIONES USO DEL DISCO DE PRESIONES Pc/PT
Rg. Resorte: Rango del resorte Rg disco: Rango del disco
CHP(lpc)=Lect. Disco x (Rg. Resorte) Rg. Disco THP(lpc)=Lect. Disco x (Rg. Resorte) Rg. Disco
Flujo del Pozo Continuo: CHP Cnste. Intermitente: CHP tiene dos valores: Máximo para apertura de válvula operadora. Mínimo para el cierre de la válvula.
CHP THP
DISCO DE PRESIONES
USO DEL DISCO DE PRESIONES Pc/PT LAG Continuo
LAG Intermitente
HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL POZO 100,0 100,0 BBPD 485 512 100,0 BBPD 485 412 442 512 90,0 BNPD BBPD 485 412412 442 450 512 412 450 90,0 BNPD 412 442 485 70,0 %AyS 412 450 BNPD 90,0 412 70,0 %AyS 412 80,0 70,0 %AyS 412 80,0 80,0 60,0 70,0 60,0 342 70,0 60,0 342 70,0 377 342 60,0 377 50,0253* 60,0 311 377 50,0253* 60,0 280 311 50,0253* 280 289 311 50,0 280 253 253 280 280 289 253 253 292 50,0 280 280280 253 292 253 253 280 289 253 253 292 50,0 40,0 280 280280 273 253 292 253 253 280 280 253 253 292 40,0 40,0 280 273 253 292 280 280 40,0 40,0 273 280 40,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 10,0 20,0 10,0 10,0 10,0 0,0 10,0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 0,0 10,0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 0,0 DÍAS 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 DÍAS * N° DE POZOS ABIERTOS DÍAS * N° DE POZOS ABIERTOS * N° DE POZOS ABIERTOS %A y S %A y S %A y S
M BL S M BL S M BL S
80,0 80,0 80,0
Historia de producción: Registro de la información cronológica de las muestras y pruebas realizadas al pozo durante su vida.
Tasa de Producción RGL Valor Puntual
%AyS
Comportamiento Histórico
VALIDACIÓN DE INFORMACIÓN
Validación de la información del campo:
Registrador de presiones
Verificar consistencia y veracidad de la información recopilada.
Registrador de Flujo después del estrangulador ajustable/Múltiples Viejos
Pe, Registrador de flujo
Presión de Flujo de Gas
Presión de Revestimiento, Registrador 2P
Presión de Revestimiento, Manómetro Cabezal
VALIDACIÓN DE INFORMACIÓN
Registrador de Flujo antes del estrangulador ajustable/Múltiples Nuevos
Pe, Registrador de flujo
Presión de Flujo de Gas
Presión del Sistema Manómetro del Pozo
INFORMACIÓN DE COMPLETACIÓN Y EQUIPO
Ultimo Diseño de LAG Profundidad Tipo de (pies) Valvula 2430 R-20 4230 R-20 5280 R-20
Asiento (1/64") 12 12 16
R(AP/AV) 0,038 0,038 0,067
PTR (lpc) 945 900 930
REGISTRO FLUYENTE
Presión Fluyente
Temperatura Fluyente
CASOS DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR
POSIBILIDADES EN FLUJO CONTINUO: • Punto de inyección corresponde con una válvula que opera bien y produce líquido. • Válvula buena, superior al nivel estático donde el pozo queda circulando gas. • Válvula buena de descarga por debajo del nivel estático queda operando (imposibilidad de bajar al punto de inyección). • Se tiene más de una válvula abierta al mismo tiempo operando en forma estable. • Hueco de pequeño diámetro en la tubería. • Válvula superior dañada (fuelle roto, desasentada).
CASOS DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR
UN SOLO PUNTO DE INYECCIÓN: •Cada válvula debe ser estudiada separadamente para cada posibilidad (balance de fuerza, masa, IPR). •Balance de masa usando capacidad real de paso de gas de cada válvula. BALANCE DE MASA DEL GAS
Si el caudal de gas es superior al que puede pasar la válvula:
•La válvula operadora es otra. •Hay varias válvulas abiertas al mismo tiempo. •Hay algún error en el cálculo de pgas-fondo principalmente y en menor grado de pt. •Se trata de un hueco.
CASOS DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR
VÁLVULA CIRCULANDO GAS: Una válvula circulando gas puede presentar una presión de operación muy baja debido al efecto de enfriamiento de los gases.
IMPOSIBILIDAD DE TRANSFERENCIA AL PUNTO INFERIOR: Causas: •Producción superior a la esperada: pt muy alta y temp. de vál. inferior también. •Orificio de la válvula es muy grande. •El gradiente de fluido es superior al estimado.
PUNTO DE EQUILIBRIO
CASOS DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR MÚLTIPLES PUNTOS DE INYECCIÓN
• Muy complejo de diagnosticar debido a la imposibilidad de determinar Pt. •Mecánica de la válvula indica que pueden estar varias válvulas abiertas y, al mismo tiempo, el balance de masa indica que no es posible pasar el gas total por una sola válvula. •Difícil de detectar por registro de presión. •Se detecta mediante registros de temperatura.
PUNTO DE EQUILIBRIO
CASOS DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR
MÚLTIPLES PUNTOS DE INYECCIÓN (POSIBLES CAUSAS) -Vál. operadas por gas: •Válvula superior con puerto pequeño falla abierta. Al descubrirse válvula inferior la disminución de la presión del anular no es suficiente para cerrar la válvula inferior. •Alto caudal de gas mantiene al anular a alta presión lo cual hace abrir válvulas superiores. PUNTO DE EQUILIBRIO
-Vál. operadas por fluidos: •Válvula superior con puerto pequeño falla abierta. Al descubrirse válvula inferior la disminución de la presión de tubería no es suficiente para cerrar la válvula inferior y el punto de equilibrio queda entre la segunda y tercera válvula.
CASOS DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR
-Vál. operadas por fluidos: •Al descubrirse la válvula inferior la presión en la tubería de la válvula superior no cae por debajo de la presión de cierre de la misma debido a que fue calibrada contemplando caudales o gradientes de producción más bajos. A diferencia diametralmente opuesta a las válvulas operadas por gas, se puede lograr cerrar la válvula superior si se incrementa el gas inyectado.
PUNTO DE EQUILIBRIO
DIAGNÓSTICO DEL POZO EN EVALUACIÓN
PRODUCCIÓN
DISCOS
EQUIPOS
NO PRODUCE RECIBE GAS
PRODUCE NO RECIBE GAS
DIAGNÓSTICO CIRCULANDO GAS PRESIÓN BAJA HUECO
PRESIÓN ALTA VÁLVULA
AR-NP
MÁS PROFUNDA
RECIBE GAS RECIBE BIEN
CONEXIONES DE GAS POR TBG
DIAGNÓSTICO VÁLVULA MALA
RECIBE VARIABLE SISTEMA
LÍNEA MALA
VÁLVULA
DIAGNÓSTICO CONGELA AUMENTAR PRODUCCIÓN
VENTEAR GAS
REPARAR LÍNEA
HUECO
CAMBIAR VÁLVULAS
REPUESTOS SI
CSG
DISEÑO
ECONÓMICO NO
SI
MANDRIL ORIFICIO INSEGURA
RIESGO ECONÓMICO
NF
HUECO
GAS
NO
NO RECIBE GAS
MERLA
TBG SI
TABLAS
SI ORIFICIO
CAMBIAR VÁLVULAS NO
AR-CC REHABILITACIÓN
CASOS DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR
CASOS DE DIAGNOSTICO PRELIMINAR
Pozos que no Producen y Reciben Gas
Pozos que no Producen ni Reciben Gas
Pozos que Producen y Reciben Gas
Pozos que Producen sin Recibir Gas
CASOS DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR
CASOS DE DIAGNOSTICO Pozos que no producen y reciben gas “Sintomas” -No circula GL. -Circula gas lift con baja presión.
-Circula gas lift con alta presión.
Causa Probable -Casing o linea de gas roto. -Hueco en tubería o válvula en mal estado.
-Válvula operando.
La mas Baja
No es la mas Baja
Yacimiento
Rediseño
CASOS DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR
CASOS DE DIAGNOSTICO
Posibles Causas Pozos que no producen ni reciben gas
Obstrucción en línea de Gas
Falla en las Válvulas de GL
Acción Comparar Psist con CHP
CASOS DE DIAGNÓSTICO PRELIMINAR
Pozos que no producen ni reciben gas
Si Psist es Mayor que
CHP el problema es • Obstrucción en la línea de gas ocasionada por falla de alguna válvula en la línea ó • Congelamiento en la corriente medidora.
Y se soluciona • Reemplazando la válvula dañada en la línea de gas ó • Abriendo totalmente la válvula reguladora del gas previa instalación de una placa de orificio de pequeño diámetro a la llegada de la línea de gas al pozo. • Cambiando las válvulas con guaya fina.
Alta y similar al • Falla de algunas válvulas de levantamiento Baja y similar al • Probablemente una falla en el sistema • Solventando los problemas existentes en de distribución del gas lift. el sistema de distribución de gas.
CASOS DE DIAGNOSTICO Pozos que producen y reciben gas Determinar si se inyecta por
Acción
•La válvula mas profunda
•Aplicar A.N. y establecer si el pozo está optimizado, subinyectado ó sobreinyectado.
•Válvula superior
•Cuantificar mediante A.N. La ganancia en Bls/dia si se baja el punto de inyección a través de un rediseño y/o recalibración.
•Hueco en la tubería
•Determinar profundidad del hueco y luego reparar tubería ó reasentar válvula.
Pozos que no producen líquidos y no reciben gas CAUSAS: 1.- Válvula de inyección de gas en el cabezal o válvula maestra cerrada. 2.- Línea de inyección rota. 3.- La primera válvula de descarga fue calibrada a una presión de apertura superior a la requerida y especificada en el diseño. 4.- Presión de inyección de gas a nivel de la válvula, inferior a la presión de apertura de la válvula. Registro del pozo
Manómetro de cabezal
Pvc Pvo cerrada Ptro>Ptro diseño
abierta
BARTON
cerrada Línea de Gas
Línea de Flujo
abierta
CASOS DE DIAGNOSTICO
Pozos que producen sin recibir gas
Análisis Nodal para cuantificar en bls/dia el impacto de la Qgi sobre la Qo
Eliminar la causa por la que el pozo no recibe gas
Comunicación en pozos con LAG Anular-Eductor
Casing-Formación
Prueba de Comunicación
Interpretar Discos de CHP y THP
Determinar la existencia de una comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular o la existencia de huecos en el revestidor de producción. Tipos de Comunicación: Comunicación tubería de producción/espacio anular. Comunicación espacio anular/ formación. Pozo comunicado de tbg a csg: check de la válvula dañado. Pozo comunicado de csg a tbg: válvula descalibrada o desasentada.
Registrador de presiones
Diagnóstico de Comunicaciones en pozos de LAG Procedimiento Paso 1
Acción Conozca el comportamiento real del pozo (% AyS, RGLt, Ql).
2
Obtenga los discos del medidor de dos presiones y el medidor de flujo de gas.
3
Compare las presiones reales del pozo con las de diseño, si la presión en el espacio anular es baja (P < 600 lpc) continúe el procedimiento.
4
Realice un cambio de válvulas.
5
Repita los pasos del 1 al 3, si persiste la baja presión, realice una prueba de comunicación.
Diagnóstico de Comunicaciones en pozos de LAG Prueba de Comunicación Técnica para determinar si existe o no comunicación, espacio anular-eductor a través de las válvulas de levantamiento o a través de un hueco en el pozo. Para realizar una prueba de comunicación el pozo debe estar activo (recibiendo gas de inyección del espacio anular).
Diagnóstico de Comunicaciones en pozos de LAG Paso 1 2
3 4
Acción Colocar un disco de 24 hrs en el registrador de presiones y en el medidor de flujo de gas. Cerrar el gas al pozo. Esperar a que se estabilice la presión en el anular antes de seguir con el próximo paso. Desahogar presión en el revestidor. Inyectar gas a la tubería hasta una presión máxima de 800 lpc y luego cerrar la entrada de gas.
Comunicación Csg- Tbg: Al cerrar el gas, la presión en el anular declina paulatinamente hasta alcanzar Estabilidad.
Diagnóstico de Comunicaciones en pozos de LAG
Comunicación Tbg-Csg: Al inyectar gas a la tubería hasta 800 lpc se observa que se mantiene esta presión, sin embargo la Presión en el revestidor aumenta. Al cerrar el gas, la presión en el anular declina paulatinamente hasta alcanzar estabilidad. Profundidad de la comunicación:
Dc = Pcsoc/(G-(Pcsoc x Bgl))
Dc: Profundidad de la comunicación (Mpies). Pcsoc: Presión de inyección anular Superficial (lpc). G: gradiente de presión de formación (433 lpc/Mpies). Bgl: factor de gas lineal.
Pozos Circulando Gas Causas: 1.- Comunicación interna del cabezal 2.- Un hueco en la tubería de producción. 1
3.- Una válvula de descarga queda abierta por ruptura del fuelle. 4.- Que una válvula de descarga buena quede abierta a baja temperatura debido a la expansión de los gases.
Nivel Estático
2
3
⎛ k −1 ⎞ ⎜ ⎟ ⎝ k ⎠
T = ⎛⎜ p 2 ⎞⎟ T ⎜⎝ p1 ⎟⎠
Hueco
2
1
PROCESO DE ENFRIAMIENTO
(0 , 05 )
Tvál . = Tgeotérmica
⎛ ⎞ p t ⎜ ⎟ ⎜ p gas − prof . ⎟ ⎝ ⎠
Tgeotérmica = 15.6 (Prof. Válv. en miles de pies) + 548.8)(°R)
Imposibilidad de Transferencia Hacia una Válvula Inferior Causas. 3.- Orificio 2.Gradiente de de la válvula los fluidos superior superior muyalgrande. estimado.
1
Prof.
Pcab
Piny
Presión
Válv. 1
Punto de Equilibrio 2
3
Válv. 2
Válv. 3
Tope de las Perforaciones
Pest
Múltiples Puntos de Inyección con Presión Estable ¾ Mecánica de la válvula indica que pueden estar varias válvulas abiertas. ¾ El balance de masa indica que no es posible pasar el gas total por una Cámara de sola válvula. presión
Qgas Iny.
1
¾ Dificil de detectar por registro de presión. Se detecta mediante registros de Fuelle temperatura. Cámara de
presión
Vastago
CAUSAS: Qgi 2
Qgi 3
2
3
Piod
1.- Válvula superior con puerto pequeño.
Fuelle Bola
Vastago
2.- Alto caudal de gas mantiene al anular Piod a alta presión lo cual hace abrir válvulas superiores. Bola Ppd
Ppd
Intermitencia Causada por Interferencia entre Válvulas CAUSAS: 1.- Válvula superior con puerto pequeño. 1
2
3
La tasa de gas que pasa por ambas válv. no se balancea con la inyectada al pozo.
2.- Alto caudal de gas mantiene al anular a alta presión lo cual hace abrir válvulas superiores La cantidad de gas que pasa por los dos puntos de inyección es superior a la inyectada al pozo.
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS
PROCEDIMIENTO PARA EL DIAGNOSTICO DE POZOS DE LAGC
Aplicación:
Cuando el pozo recibe gas lift a una tasa estabilizada y el propósito es determinar la válvula operadora. Pozos que producen líquido y gas
Procedimiento Paso 1 2 3 4 5
Acción Calcular la presión dinámica del fluido en la tubería a nivel de cada válvula. Calcular la temperatura dinámica del fluido en la tubería a nivel de cada válvula. Determinar la presión de apertura de cada válvula. Determinar las válvulas operadoras Elaborar la curva de rendimiento y establecer si el pozo está optimizado, sub o sobre inyectado.
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS Presión Dinámica Duns y Ros Correlación de flujo multifásico (Perfil de Presiones)
Orkiszewski y Aziz Govier y Fogarasi Hagedorn y Brown
Temperatura Dinámica Ggt: gradiente geotérmico de temperatura, ºF. D: profundidad, pies. Tpt: temperatura de fondo, ºF. Ts: Temperatura de superficie, ºF.
Shiu Kirckpatric Shiu-Beggs Tpt = Ts + Ggt * D, ºF Ggt= (Tf-Ts)/(D/100)
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS
Presión de Apertura (Pcvo) Presión de Gas
Presión de Fluido
P. Dinámica (Ptn)
T. Dinámica (θn)
P. Calibración (ptr)
Relación de Areas (R)
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS
Presión de Apertura (Pcvo)
Presión de Gas
Ptr(1-R) - R.Ptn CT Pcvo (lpc) = 1-R
Donde
CT = f(θn)
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS
Válvula Operadora
Ser á la Será la primera, primera, de de arriba arriba hacia hacia abajo, abajo, que que se se encuentre encuentre abierta abierta yy que que sea sea capaz capaz de de dejar dejar pasar pasar la la tasa tasa de de inyecci ón de ó inyección de gas gas que que se se calcul calculó en ón de en el el disco disco de de inyecci inyección de gas. gas.
Presión de Gas: válvulas operadas por presión de gas
Piod = PC x Fgz Si Piod > Pcvo Si Piod < Pcvo
Esta abierta Esta cerrada
Qgi Qgi aa condiciones condiciones dinámicas dinámicas aa nivel nivel de de la la válvula válvula
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS Válvula Operadora Si la válvula está: Cerrada: pase a la siguiente válvula más profunda. Abierta: Determine la tasa de inyección de gas que bajo las condiciones dinámicas ella es capaz de dejar pasar (Thornhill-Craver).
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS Inestabilidad en pozos de gas lift: Cabeceo Cabeceo en tubería: origina flujo irregular de la mezcla multifásica en la tubería. Oscilaciones considerables en la tubería de producción. Limitadas oscilaciones en el espacio anular comprendido entre el anular y la tubería. Cabeceo en el anular Oscilaciones cíclicas tanto en el espacio anular como en la tubería de producción.
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS Cabeceo en la tubería
Estabilidad en pozos de gas lift
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS
Estabilidad en pozos de gas lift
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS
Espaciamiento de Mandriles Presión
Pwh
Po Psist
Ptbg1
Lt RG
P r o f
Temp.
Pcsg1
Ptbg2
Pbt = Pcsg*(1-R) + Ptbg*R Pb = Ct*Pbt
Pcsg2
Ptro = Pb/(1-R) Ptbg3
Pcsg3
Datos del Diseño Prof.1
Tipo de Válv.1
Asiento1
Ptro1
Prof.2
Tipo de Válv.2
Asiento2
Ptro2
Prof.3
Tipo de Válv.3
Asiento3
Ptro3
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS
Balance de Fuerzas Presión
Pcab Pbt Ab Pg Ptbg 1
2
3
Pvc Pb = Ptro*(1-r) cerrada Pbt = Pb/Ct Pvo = (Pbt – Ptbg*R)/(1-R) Pbt = Presión de Cierre
Presión Pvo = Presión de Apertura del Gas cerrada
Pcsg PresiónTcab Pvo del Gas abierta Pbt = Pcsg*(1-R) + Ptbg*R Pbt
Pb = Ct*Pbt Ptro = Pb/(1-R)
Pgas abierta
Pvo
Ab Pg
Tv
Cerrada
Ptro, Asiento, R , Ct spread P r o f .
Fc = Fa Pbt*Ab = Pg*(Ab-Av)+Pg*Av
Ptbg Pbt*Ab = Pg*Ab
Pgas
Pvo
Pvo
Pgas
Pbt=Pg
Qginy Ptbg
Fc = Fa Pbt*Ab =Tv Pg*(Ab-Av) +Pt*Av
Tv
Tfon Punto medio de las perforaciones
Pwf
Cerrada
Abierta
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS
Balance de Fuerzas
Pb
Pb Pg Pg
Pt Fc=Fa
Fc=Fa
Fc = Pg*(Ab-Av)+Pg * Av
Fc = Pg * (Ab-Av)+Pt*Av
Ejemplo:
Ejemplo:
Fc = 264.8 lbs
Fc = 264.8 lbs
Pg = 800 lpc
Pg = 2189 lpc
Ab=0.331
Pt = 350 lpc
Av= 0.25
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS
Ecuación de Thornhill-Craver
Qgi =
1804.3(Pcc)(do 2 )(fr)
1
Gg(T + 460)
r = Pt / Pcc fr = r 1,561 − r 1,781
2
Pcc
fr = 0.22
0.55 ≤ r < 1
r < 0.55
3
Pt
1804.3(Pcc )(do 2 )( fr) ⎛ Pcc - Pvo ⎞ Qgi = ⎜⎜ ⎟⎟ fp Gg(T + 460) ⎝ ⎠
PROCEDIMIENTO DE DIAGNÓSTICO DE FALLAS
Ecuación de Thornhill-Craver
Qg ( Mscf/d)
Flujo Orificio
Flujo Transición
Flujo Estrangulado
Ppd ( psig)
DIAGNÓSTICO SOBRE LA INYECCIÓN
“ OPTIMIZADO ”
SOBRE-INYECTADO
QL, Qo, Bs/d SUB-INYECTADO
Qiny de gas
COTEJO DEL COMPORTAMIENTO ACTUAL
Pws
DEMANDA
Pwf Pwf OFERTA
q1
AOF
Qliq.
CÁLCULOS DE DIAGNÓSTICO POR POZO
Presión
THP
P r o f .
Ppd
CHP
R, Pvo, Ct, Pb
Twh
Pgas
Pod
Tv
Cerrada Ppd
Pod
Pgas
Tv
Cerrada Ppd Ppd Punto medio de las perforaciones
Pgas Pod Cerrada PodPiod
Tv
qiny Pwf
Tfon
Abierta
Temp
Tv Pwf
CÁLCULOS DE DIAGNÓSTICO POR POZO
RGLiny =
PETRÓLEO
Qginy Qlíq.
MENOR COSTO
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG CINCO PASOS BÁSICOS PARA OPTIMIZAR POZOS DE LAG:
1.- Examinar la temperatura y la presión de flujo. (Correr registros fluyentes en forma periódica)
2.- Revisar el tamaño de la tubería de producción.
3.- Revisar la presión de descarga del compresor.
4.- Revisar el espaciamiento de los mandriles.
5.- Revisar todo el sistema para reducir la Contrapresión en el cabezal del pozo.
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG Espaciamiento de Mandriles Presión
Pwh
Po Psist
Temp.
50 lpc
Ptbg1
Lt RG
P r o f
Pcsg1
Ptbg2
Pcsg2
Ptbg3
Pcsg3
Temp1
Temp2
Temp3
Temp. Yac. Mitad de las Perforaciones
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
La optimización de un sistema de LAG se inicia con la verificación de que cada pozo que pertenece al sistema, esté inyectando gas por el mandril más profundo, de acuerdo a la presión disponible del sistema.
A nivel de pozo:
A nivel de sistema:
Producción. Yacimiento. Infraestructura.
Presión y capacidad de compresión. Sistema de distribución de gas. Sistema de recolección de gas. Balance de gas.
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
1.- Disco de presiones de inyección de gas y de los fluidos producidos en el ámbito de cabezal (CHP y THP). Registro del pozo Manómetro de cabezal
BARTON
Registrador de Presiones
Línea de Gas
Flujo Continuo
Flujo Intermitente
Línea de Flujo
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG 2.- Propiedades de los fluidos: °API, RGL de formación, punto de burbuja, gravedad especifica del gas de formación y de levantamiento. 3.- Producción de líquido, corte de agua, gas total y gas inyectado en la historia completa del pozo. Registro del pozo
Manómetro de cabezal
BARTON
Línea de Gas
Qgformación= Qgt-Qgi
Línea de Flujo
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
4.- Datos del yacimiento tales como presión estática y curvas de afluencia. 5.- Datos de la completación y de las válvulas de subsuelo instaladas (diseño de las válvulas actuales y diseños anteriores). DIAGRAMA ACTUAL DE COMPLETACION METODO: LAG
1
POZO: GM -83
Diseño de Gas Lift. Válvula Profundidad (Pies) PTRO (LPC) 1 4040 450 2 3538 470 3 3035 495 4 2533 515 5 1895 535 6 1068 555
2
Tipo de Válvulas: BK-1 Asiento (Pulg.): 12/64
Niple V2 @ 316’ Vgl #
6 @ 1075’
Vgl #
5 @ 1876’
Vgl #
4 @ 2519’
Vgl #
3 @ 3036’
Vgl #
2 @ 3521’
Vgl #
1 @ 4038’
Camisa @ 4081’
On - Off Tool @ 4115’
Niple “E” @ 4179’
3 Emp. Lin. @ 4242’ A5L (4314’ - 24’)’
A7U (4506’-12’) Emp. Guib. “A” c/T.D. @4577’ A11U (4654’-64’)
ZF
Prof.1
Asiento1
Ptro1
Prof.2
Asiento2
Ptro2
Prof.3
Asiento3
Ptro3
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
6.- Trabajos realizados en el pozo tales como: apertura de mangas de producción, limpiezas mecánicas, estimulaciones, cambios de válvulas... etc.
1
2
3
Carpeta del Pozo
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
7.- Resultados de registros de presión y temperatura de fondo.
Cotejo dePresión la Correlación de Flujo Vertical Valores Medidos Measured Data Inlet Pressure Hagedorn yTYPE=ANSARI Brown TYPE=DR Inlet Pressure=114 Inlet Pressure=18 Duns y RosTYPE=BJA TYPE=GA Inlet Pressure=102 TYPE=HBR Inlet Pressure=1 Orkiszewski TYPE=LOCKMAR Inlet Press Beggs y Brill
PIPESIM Plot Dec 01 2000
-1000
-2000
Elevation (ft)
1
Prof.
0
-3000
-4000
2
-5000
-6000
3
-7000 Tope 250
de las Perforaciones 500
750
1000
1250
Pressure (psia) PIPESIM for Windows © Baker Jardine & Associates, London
1500
1750
2000
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
Presión
Presión
Prof.
1
Piny
Pest
Piny Prof.
Pcab
Pcab
Válv. 1
Válv. 2
Válv. 1 Válv. 3
Tope de las Perforaciones
2
3
Presión
Válv. 2
Válv. 3
Tope de las Perforaciones
Qa
Qb
Qc
Tasa
Pest
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
CADA VÁLV. DEBE SER ESTUDIADA SEPARADAMENTE. 1.- Realizar balance de fuerza para determinar la presión de apertura. 2.- Balance de masa para determinar el pase de gas a través de la válv. 1
El caudal de gas es superior al que puede pasar la válvula 2
• La válvula operadora es otra. • Hay varias válvulas abiertas al mismo tiempo.
3
• Hay algún error en el cálculo de Pgas-fondo. • Se trata de un hueco.
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
Profundidad de inyección:
Mandril más profundo? Múltiples puntos de inyección?
“ OPTIMIZADO ”
Consumo de gas:
Subinyectado. Sobreinyectado. Optimizado.
SOBRE-INYECTADO
QL, Qo, Bs/d SUB-INYECTADO
Qiny de gas
Diseño de nueva instalación de LAG. Rediseño de la instalación de LAG. Ajuste preliminar del consumo de gas.
Eliminar restricciones detectadas. Cambiar método de LA. Jerarquizar cierre d pozos de acuerdo al rendimiento de la RGLiny.
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG Diagnóstico con Hojas de Cálculo
JUAN FAUSTINELLI RICARDO MAGGIOLO JOSE SISCO
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG Qiny para Pozos con IPR Conocida
RGLgrad.min.=[a+(b.Dv/1000) ].cotgh (c.ql/1000)
Presión
Prof.
Ecuación de Walter Zimmerman
Donde : a = (25.81+13.92 w) . ID2 -145 b = 139.2 - (2.7766 +7.4257 w) . ID2 c = [(1-0.3 w). (3 –0.7 ID) + [ (0.06 – 0.015 w – 0.03 w ID) . Dov/1000]
L RG min. . ad
gr
Con w= Fracción de agua y sedimento, adimensional. (w < 0.65) ID= Diámetro interno de la tubería de producción, pulg. (2, 2 ½ y 3) Dov= Profundidad del punto de inyección, pies. (2000< Dv <10000) ql= Tasa de producción de líquido, bn/d. (ql > 50) cotgh (x)= Cotangente hiperbólica de x = (e2x + 1) / (e2x - 1)
RG L
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
Tasa de producción neta Vs. Tasa de inyección de gas. Ganancia neta (Bbl/Día) Vs. Tasa de inyección de gas.
Algoritmos de optimización.
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
LA OPTIMIZACIÓN DE UN CAMPO NO ES TAN SIMPLE COMO LA DE UN POZO!!!!!!!
Caídas de presión. Interacción entre pozos. Restricciones económicas del campo.
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG
Criterios para la distribución óptima del gas: Todos los pozos de un sistema de LAG no pueden ser optimizados cuando existen limitaciones del gas disponible. Criterio 1: Maximizar la producción de petróleo. Distribuir el gas de levantamiento entre los pozos, de forma tal que la producción total del petróleo sea la máxima posible para el sistema.
Criterio 2: Maximizar las ganancias. Maximizar las ganancias obtenidas considerando el beneficio neto obtenido por la venta de cada barril de petróleo producido y los costos de compresión asociados al volumen de gas requerido para levantar dicho barril.
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG Mantenimiento operacional de la optimización:
Cierre jerárquico de los pozos: Para cambios bruscos y repentinos del volumen disponible del gas de inyección una vez alcanzada la optimización del sistema no se mueven los chokes de su posición óptima sino que se procede al cierre jerárquico de los pozos que consumen mayor volumen de gas de levantamiento por barril de petróleo producido.
CRITERIO DE SELECCIÓN DE POZOS PARA EL CIERRE
RGP iny (pcn/bn)
RGP iny = (1000 X Qiny)/Qo = (1000 X Qiny)/ (Ql X (1-%AyS/100))
METODOLOGÍA DE OPTIMIZACIÓN DE SISTEMAS DE LAG Qiny para Pozos con IPR Conocida
Uso de Simuladores
SOFTWARE’S DE OPTIMIZACIÓN DE POZOS Y SISTEMAS DE LAGC:
SUIT FLOSYSTEM: WELLFLO Y FIELFLO (EDINBURGH PETROLEUM SERVICES)
REO-DGO
LA SIMULACIÓN DEL SISTEMA PERMITE: PREDECIR PRESIONES Y FLUJO. DETERMINAR EL VOLUMEN DE GAS ÓPTIMO USAR MODELO COMO HERRAMIENTA DE CAMPO.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS