Gas Lift Completo.pdf

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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.

PfPws

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

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