Maggiolo, R. Gas Lift Básico (ESP OI)

Programa de Adiestramiento 2004

ÍNDICE GENERAL

ÍNDICE DE FIGURAS

ÍNDICE DE TABLAS

INTRODUCCIÓN

CAPITULO 1

EL Sistema de Producción

1.1 El Sistema de Producción y el Proceso de Producción

1.2 Capacidad de Producción del Sistema

1.3 Métodos de Producción : Flujo Natural y Levantamiento Artificial

1.4 Análisis Nodal: Optimización del Sistema

1.5 Ejemplo con el Simulador “WELLFLO” del “FLOSYSTEM”

CAPITULO 2

Generalidades del LAG

2.1 Concepto

2.2 Tipos de LAG

2.2.1 Levantamiento Artificial por Gas Continuo

2.2.2 Levantamiento Artificial por Gas Intermitente

2.3 El Sistema de LAG

2.4 Balance de Gas

CAPITULO 3

Consideraciones Teóricas Previas al Diseño del LAG

3.1 Comportamiento de Afluencia de Formaciones Productoras

Msc. Ricardo Maggiolo

107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


3.2 Grand. Dinámico de Temperatura: Gráfico de Kirpatrick – Winkler y Correlación de

Zimmerman

3.2.1 Gráfico de Kirpatrick – Winkler

3.2.2 Ecuación de Zimmerman

3.3 Comportamiento del Flujo Multifásico en Tuberías

3.3.1 Flujo de Fluidos en el Pozo y en la Línea de Flujo

3.3.2 Construcción de Curva de Demanda de Energía

3.4 Gradiente de Gas en el Anular

3.4.1 Propiedades del Gas Natural

3.4.2 Gradiente de Presión de Gas (Gg)

3.5 Flujo de Gas a través de Orificios

3.6 Mecánica de Válvulas

3.6.1 Fuerzas que actúan sobre las Válvulas de Levantamiento Artificial por Gas

3.6.2 Calibración en el Taller

CAPITULO 4

Proceso de Descarga del Pozo de LAG

4. Proceso de Descarga

4.1 Show de la Camco

4.2 Show de la Shell

CAPITULO 5

Diseño de Instalaciones de LAG- Continuo

5.1 Procedimiento de Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Gas

Continuo.




CAPITULO 6

Rediseño de Instalaciones de LAG- Continuo

CAPÍTULO 7

Eficiencia y Optimización del Levantamiento Artificial por Gas.

7. Introducción

7.1. Eficiencia del Levantamiento Artificial por Gas.

7.2. Optimización de Sistemas de Levantamiento Artificial por Gas.

CAPÍTULO 8

Recolección de Información del Pozo con Levantamiento Artificial

por Gas.

8. Información requerida para el análisis y diagnóstico del pozo

de Gas Lift.

8.1. Datos de Producción.

8.2. Datos de Infraestructura instalada.

8.3. Datos del Yacimiento y sus fluidos.

8.4. Presiones de producción/inyección (THP/CHP).

8.5. Registros de presión y temperatura fluyentes.

8.6. Procedimiento para corregir un registro de P y T fluyente.

CAPÍTULO 9

Análisis y Diagnóstico del Pozo con Levantamiento Artificial por Gas.

9. Metodología de análisis y diagnóstico.

9.1. Diagnóstico preliminar del pozo. Diagramas de flujo para “Troubleshooting”.




9.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades

de los fluidos a temperaturas distintas a las

del yacimiento.

9.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo Multifásico

en tuberías.

9.4. Determinación de la válvula operadora.

9.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción.

CAPÍTULO 10

Optimización del Pozo con Levantamiento Artificial por Gas.

10. Optimización del pozo.

10.1. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de

energía y fluidos del Yacimiento.

10.2. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda

de energía para levantar fluidos del Yacimiento.

CAPÍTULO 11

Optimización de Sistemas de Gas Lift.

11. Optimización del Sistema de Gas Lift.

11.1. Metodología de Optimización.

11.2. Criterios para la distribución óptima del gas.

11.3. Ejemplos con el simulador.

GLOSARIO

BIBLIOGRAFÍA




ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. Nº 1. Registrador de flujo de gas en la estación de flujo.

Fig. Nº 2. Registrador de flujo de gas en el múltiple de LAG.

Fig. Nº 3. Ejemplo de Curvas de comportamiento histórico de producción.

Fig. Nº 4. Ejemplo de reporte de últimos trabajos.

Fig. Nº 5. Instalación típica del medidor de dos presiones.

Fig. Nº 6. Aspecto interno del registrador de flujo.

Fig. Nº 7. Discos de comportamiento normal de las dos presiones.

Fig. Nº 8. Registro Sonolog.

Fig. Nº 9. Diagrama de flujo para diagnosticar instalaciones de LAG.

Fig. Nº 10-A. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con

válvulas IPO.

Fig. Nº 10-B. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con

válvulas IPO.

Fig. Nº 10-C. Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con

válvulas IPO.

Fig. Nº 11. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para

calcular las propiedades del petróleo, utilizando el Wellflo.

Fig. Nº 12. Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo.

PASO 1.

Fig. Nº 13. Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo.

PASO 2.

Fig. Nº 14. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo




multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 1.


multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 2 y 3.


multifásico en tuberías, con el Wellflo.







Fig. Nº 20. Selección de la válvula operadora más profunda.

Fig. Nº 21. Sección modelo avanzado de válvulas o para comprobar

la consistencia de la información.

Fig. Nº 22. Selección de la correlación de comportamiento dinámico

de la válvula.

Fig. Nº 23. Tasa de gas calculada a través de la válvula.

Fig. Nº 24. Selección del modelo para calcular IPR actual.

Fig. Nº 25. Comprobación del comportamiento actual de producción,

con el Wellflo.

Fig. Nº 26. Análisis del daño para aumentar oferta del fluido.

Fig. Nº 27. Análisis nodal para disminuir demanda de energía en

el fondo.

Fig. Nº 28. Curva de rendimiento del pozo de LAG.




ÍNDICE DE TABLAS

Tabla Nº 1. Factores FORM para líneas de 4,0 pulgadas con

registrador de 100x100.


registrador de 100x1.500.


registrador de 100x2.000.




INTRODUCCIÓN

El Levantamiento Artificial por Gas es uno de los métodos mas utilizados a nivel

mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros. Conceptualmente

es muy sencillo ya que en su versión de flujo continuo es similar al método de

producción por flujo natural con la diferencia que la relación gas-líquido en la columna

de fluidos es alterada mediante la inyección de gas comprimido. El gas disminuye el

peso de la columna de tal forma que la energía del yacimiento resultará suficiente para

levantar la producción hasta la superficie. Es necesario inyectar el gas lo más profundo

posible para reducir sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas

adecuada para que la fricción de la corriente multifásica no anule la reducción de peso.

Adicionalmente para optimar la distribución de gas entre los pozos asociados al sistema

es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor cantidad de petróleo

posible, ya que la presencia de agua atenta contra la rentabilidad del método puesto que

esta es normalmente más pesada que el petróleo y no posee gas en solución para asistir

al levantamiento de los fluidos.

El presente curso tiene como objetivo: describir los procedimientos de diseño y rediseño

de instalaciones de LAG continuo, diagnosticar y optimizar pozos y sistemas de

Levantamiento Artificial por Gas. Antes de distribuir el gas se analiza y diagnóstica el

funcionamiento del equipo de levantamiento para realizar las recomendaciones

necesarias para profundizar el punto de inyección de gas en el pozo para lo cual se

describe una metodología de análisis y diagnóstico de pozos que producen mediante

Levantamiento Artificial por Gas.

El curso está estructurado en varios capítulos. En los cuatro primeros capítulos se

presentan los conocimientos previos requeridos para comprender el diseño y rediseño de

instalaciones de LAG. En los capítulos 5 y 6 se detallan los procedimientos de diseño y

rediseño respectivamente. En el capítulo 7 se describen los indicadores para medir la

eficiencia de levantamiento en el pozo de Levantamiento Artificial por Gas así como

también se establece la necesidad de optimizar el sistema. En el capítulo 8 se describe la




información requerida para realizar el análisis y diagnóstico del equipo de levantamiento

en el pozo. En el capítulo 9 se presenta; la metodología de análisis y diagnóstico a nivel

de pozo. En el capítulo 10 se aplica la técnica del Análisis Nodal para detectar cuellos de

botella en el sistema yacimiento – completación – pozo – facilidades de superficie.

Finalmente, en el capítulo 11 se describe una metodología de optimización del Sistema

de Levantamiento Artificial por Gas y el algoritmo de distribución del gas de

levantamiento entre los pozos asociados al Sistema .




CAPÍTULO I

El Sistema de Producción

1.1 El Sistema de producción y el proceso de producción El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos. - Proceso de producción El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial. Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep.

PROCESO DE PRODUCCION

TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO EXTERNO DE DRENAJE EN EL YACIMIENTO HASTA EL SEPARADOR

PRESIÓN DE ENTRADA:

PRESIÓN DE SALIDA: Pseparador Psep)

LINEA DE FLUJO

OP

OZ

Pestática promedio

YACIMIENTOCOMPLETACIÓN



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- Recorrido de los fluidos en el sistema

o Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras mas grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo mejorando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.

o Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan

la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre-compactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf.

o Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la

tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.

o Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor

de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo. El resto del gas se termina de separar en el tanque de almacenamiento.

1.2 Capacidad de producción del sistema La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación.



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La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep: Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl Donde: ∆Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR). ∆Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze). ∆Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). ∆Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal) Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separador, etc. Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep. Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ∆Py – ∆Pc Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ∆PI + ∆Pp En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo: Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – ∆py – ∆pc - ∆Pp Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl • Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR.

(VLP: Vertical Lift Performance e IPR: Inflow Performance Relationships)

La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía o de fluidos del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR y la de demanda es la VLP



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• ¿Como realizar el balance de energía? El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o gráficamente. Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesarios ya que no se puede resolver analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el calculo de las ∆P’s en función del caudal de producción. Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan. Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitirá computar ∆Py y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (∆Pc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifasico en tuberías que permitan predecir aceptablemente ∆Pl y ∆Pp. Las ecuaciones que rigen el comportamiento de afluencia a través del yacimiento – completación y el flujo multifasico en tuberías serán tratados en los próximos capítulos. 1.3 Métodos de produccion: Flujo natural y Levantamiento artificial Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y conjunto de tuberías: línea y eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. Cuando la demanda de energía de la instalación, en el nodo, es siempre mayor que la oferta del yacimiento para cualquier tasa de flujo, entonces se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda; la utilización de esta fuente externa de energía con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método de LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Entre los métodos de Levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo Electro-Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico Reciprocante (BH.R) y el Bombeo Hidráulico tipo Jet ( B.H.J). El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos



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sin que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento, conificación de agua ó gas, etc. 1.4 Análisis Nodal: Optimización del sistema Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. La técnica puede usarse para optimizar la completación de pozo que aun no ha sido perforados, o en pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente. Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma no modifica, obviamente, la capacidad de producción del sistema, si interviene tanto en el tiempo de ejecución del simulador como en la visualización gráfica de los resultados. El nodo debe colocarse justamente antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica puede usarse para optimizar pozos que producen por flujo natural o por Levantamiento Artificial. En la siguiente sección se presenta, a través de un ejemplo, la descripción del uso de uno de los simuladores mas completos del proceso de producción: el “Wellflo” el cual nos permite determinar la capacidad de producción del sistema y optimizarlo mediante la técnica del Análisis NodalTM.



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1.5 Ejemplo con el Simulador “WELLFLO” del “FLOSYSTEM” (de EPS: Edimburgo Petroleum Service Ltd.) Ejercicio propuesto para calcular la capacidad de producción

Determine la capacidad de producción del siguiente pozo capaz de producir por flujo natural: Psep = 100 lpcm Pb= 1800 lpcm RAP = 0 L = 3000 pies de 2” (sin reductor) RGP = 400 pcn/bn γg = 0.65 API = 35 T = 140°F (promedio de flujo en el pozo) Øtub = 2-3/8" OD Pws = 2200 1pc Prof.= 5000 pies J = 1,0 bpd/lpc Se recomienda utilizar un simulador para análisis nodal: NAPS, WELLFLO, PIPESIM o PROSPER. (La solución dada por K. Brown es aproximadamente 870 bpd utilizando las curvas de gradiente del. Tomo IV de la serie “The Technology of Artificial Lift Methods”)

Este ejercicio se resolverá con el Wellflo. Abra el simulador Wellflo con el icono que se encuentra en el escritorio ó ejecute programas desde el inicio, luego siga los pasos que se dan a continuación: (las palabras en negritas son en inglés por lo que no llevaran el acento ortográfico).

PASOS: 1. Seleccionar el Sistema de Unidades (Unidades de Campo)

Configure Units Oilfield Units (psig) – locked 2. Ingresar datos de identificación

Data Preparation General Data 3. Definir nivel de referencia de las profundidades

Darle doble click al icono del árbol de navidad (Xmas Tree) para indicar el nivel de referencia de las profundidades. Si no desea considerar la elevación de la mesa rotaria con respecto al “flange” ingrese cero en las elevaciones requeridas en la ventana.

4. Ingrese datos de desviación del pozo.

Data Preparation Deviation Data Well Data

Aquí se ingresan las profundidades obtenidas en el “survey” de desviación del pozo (MD y TVD) hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones.



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5. Definir el tipo de pozo y el tipo de flujo:

Data Preparation Well and Flow Type

Flow Type: Tubular Well Type: Production

6. Ingresar datos del Yacimiento y sus fluidos

Data Preparation Reservoir Control

Definir el tipo de fluido (Black Oil), el Modelo para la IPR , la Orientación del Pozo (Vertical), las propiedades del fluido y del yacimiento o capa(s) productoras.

a) Fluid Parameters

Aquí se ingresan los datos del fluido producido tales como °API, Gravedad específica del gas, salinidad del agua. En Layer Data (ventana de Oil Fluid Parameters) se debe ingresar el GOR o RGP de formación y el corte de agua.

Cuando aparecen las correlaciones con asterisco (*) quiere decir que esos parámetros (Pb, Rs, Bo, etc.), ya han sido ajustados.

Luego hacer “clic” al botón “Check” para reproducir los datos del PVT. Si no reproduce la Pb con el valor de Rs a la temperatura del PVT se debe ajustar la mejor correlación en la sección “Match”.

Al accionar el botón “Match” se observa si existe similitud entre los valores del PVT introducido, y los valores calculados por el simulador a través de las distintas correlaciones. Se puede hacer un mejor ajuste con el botón “Best Fit” el programa determinará unos parámetros de ajuste para la correlación seleccionada (Tuning Parameters).

En caso de que se tenga una tabla con valores de viscosidad obtenidos a través de una prueba de laboratorio en la cual se haya medido la viscosidad de una emulsión con distintos cortes de agua; se puede editar la misma con el botón “Emulsión Viscosity”, activando la casilla “Use emulsion corrections”; y luego se entra a la tabla para ingresar los valores de viscosidad de la emulsión. Con esto se obtienen cálculos de flujo multifásico para crudo emulsionado mas cercano a la realidad.



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b) Test Point Data Edit Layer Aquí se coloca la presión registrada por el sensor en la cara de la arena (Pwf) y la tasa para ese momento; suministrados por una prueba dinámica de P y T ó “Flowing”. También se coloca la Presión Estática (Pws), temperatura y el punto medio de las perforaciones. Luego: Calculate J

AOF Para graficar la IPR: Choose IPR Plot

c) Layer Parameters Edit Layer Aquí se introduce la K efectiva al petróleo a la saturación de agua irreducible,

tomado de un “Build Up” interpretado a condiciones iniciales (cuando aún no se ha liberado gas), el espesor de ANP (dado por el Petrofísico) y el radio del pozo.

Geometría del Area de Drenaje: Pseudo-radial flow (default)

Configure Circular Ok Se introduce el radio de drenaje. d) Ingrese el índice de productividad

Manual Edit Layer Esta opción se utiliza cuando se conoce el Indice de Productividad (J). e) Skin Analisis:

Se activa cuando se desea calcular el daño. En caso contrario se ingresa el daño total obtenido de la interpretación de un “Build-Up” reciente.

7. Data Preparation Equipment Data Well Data 8. Data Preparation Equipment Data Surface Data 9. Data Preparation Gas Lift Data 10. Cálculos:

- Curvas de gradiente: Analisis Pressure Drop - Análisis Nodal: Analisis Operating Point



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CAPÍTULO II

Generalidades del LAG

2.1 Concepto Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie.

2.2 Tipos de LAG

Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas:

LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantarla bajo condiciones de flujo continuo.

LAG Intermitente: donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido

para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de líquido.

Ilustración En la siguiente figura los dos tipos básicos de LAG:

Contínuo Intermitente

Gas Gas

Líquido + Gas

Tapón de líquido+ gas

Rangos de El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos d d li i di E l i i t t bl



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aplicación que producen crudo liviano - mediano. En la siguiente tabla se muestran los rangos de aplicación en el método de levantamiento artificial por gas continuo e intermitente.

Rangos de aplicación cont.

LAG Continuo LAG Intermitente

Se utiliza en pozos con alta a mediana energía (presiones estáticas mayores a 150 lpc/1000 pies) y de alta a mediana productividad (preferentemente índices de productividad mayores a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas tasas de producción (mayores de 200 bpd). La profundidad de inyección dependerá de la presión de gas disponible a nivel de pozo.

Se aplica en pozos de mediana a baja energía (presiones estáticas menores a 150 lpc/1000 pies) y de mediana a baja productividad (índices de productividad menores a 0,3 bpd/lpc) que no son capaces de aportar altas tasas de producción (menores de 100 bpd).

Rango de tasas en flujo continuo

La tabla que se muestra a continuación fue presentada por K. Brown para establecer las tasas máximas y mínimas que bajo condiciones de flujo continuo vertical pueden ser transportadas eficientemente en diferentes tamaños tuberías de producción, los cálculos fueron realizados considerando una RGL de 2000 pcn/bn.

Diámetro nominal qmax, bpd qmin,bpd 2 2,500 200-250 2 ½ 3,000 350-500 3 4,000 500-750

Deslizamiento y fricción

Para tasas mayores a la máxima se perderá mucha energía por fricción y menores a la mínima se desestabilizará el flujo continuo por deslizamiento de la fase líquida.



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Pwf,lpc

ql, bpd

FricciónDeslizamiento

qmin qmax

¿LAG Continuo ó Intermitente?

En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones de flujo continuo en la tubería ya que la baja velocidad de ascenso de la fase líquida favorece la aparición del fenómeno de deslizamiento. Este fenómeno desestabilizaría el comportamiento del pozo y para minimizarlo ó eliminarlo se requiere aumentar sustancialmente la tasa de inyección de gas, por ejemplo, inyectar entre 500 a 800 Mpcnd para levantar solamente de 50 a 100 bpd. Una manera de reducir el consumo de gas de levantamiento es detener la inyección de gas para darle chance al yacimiento de aportar un tapón de líquido por encima de la válvula operadora y luego inyectar rápidamente solo el gas requerido para desplazar el tapón hasta la superficie, la frecuencia de los ciclos de inyección dependerá del tiempo requerido para que la formación aporte un nuevo tapón de líquido a la tubería de producción.

Este tipo de LAG reduciría sustancialmente el consumo diario de gas de levantamiento, por lo general, se reduce a la mitad ó a las dos terceras partes de lo que se consumiría diariamente en un levantamiento continuo ineficiente. Obviamente si el aporte de gas de la formación es alto, probablemente sea mejor producir en forma continua ya que el gas de levantamiento requerido será bajo. En los pozos donde ambos tipos de LAG produzcan aproximadamente la misma tasa con similar consumo de gas se recomienda el uso del LAG-Continuo ya que requiere de menor supervisión, control y seguimiento.

2.2.1 Levantamiento artificial por gas continuo

Descripción En este tipo de levantamiento artificial se inyecta una tasa diaria de gas en forma continua lo mas profundo posible en la columna de fluido a través de una válvula en el subsuelo, con el propósito de disminuir la presión fluyente en el fondo del pozo aumentando el diferencial de presión a través del área de drenaje para que la formación productora



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aumente la tasa de producción que entrega al pozo.

Mecanismos de levantamiento

En el levantamiento artificial por gas continuo los mecanismos de levantamiento involucrados son:

Reducción de la densidad del fluido y del peso de la columna lo que aumenta el diferencial de presión aplicado al área de drenaje del yacimiento.

Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase líquida.

Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas

Ilustración La siguiente figura ilustra el levantamiento artificial por gas en flujo continuo.

Pws

Dov

Gg

RGLf

CHP

∆PPod

RGLt

Pwf

PresiónTHP

Pio

Ppd

RGLi = RGLt - RGLf (pcn/bn)

qgi = RGLi . ql / 1000

qgi = ( RGLt - RGLf ) . ql / 1000

(Mpcn/d)

Sustituyendo RGLi

φ asiento α ( qgi / ∆P )

Piod

Eficiencia del LAG continuo

La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta en la medida que se inyecta por el punto más profundo posible la tasa de gas adecuada, de acuerdo al comportamiento de producción del pozo.

Máxima profundidad de inyección

La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente posible, la cual está a dos ó tres tubos por encima de la empacadura superior. Cuando se dispone de suficiente presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática de



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presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática de líquido que se encuentra inicialmente sobre la válvula operadora se coloca una válvula a la mencionada profundidad, sin necesidad de utilizar válvulas que descarguen previamente el líquido utilizado para controlar al pozo. En caso contrario se deben utilizar varias válvulas por encima de la operadora conocidas con el nombre de válvulas de descarga, ya que ellas descargaran por etapas el líquido que se encuentra por encima de la válvula operadora. Un espaciamiento correcto de estas válvulas y adecuada selección de las mismas permitirán descubrir la válvula operadora para inyectar así el gas por el punto más profundo posible.

Tasas de inyección de gas adecuada

Tal como se observa en la figura anterior la tasa de inyección de gas dependerá de la tasa de producción, del aporte de gas de la formación y de la RGL total requerida por encima del punto de inyección. Estimar la RGL total adecuada dependerá de si se conoce o no el comportamiento de afluencia de la formación productora.

qiny = (RGLt - RGLf) ql / 1000.

donde:

qiny = Tasa de inyección de gas requerida, Mpcn/d.

RGLt = Relación Gas-Líquido total, pcn/bn.

RGLf = Relación Gas-Líquido de formación, pcn/bn.

ql = Tasa de producción de líquido (bruta), b/d.

Qiny para pozos con IPR desconocida

La RGL total será la correspondiente a gradiente mínimo para aquellos pozos donde no se conoce el comportamiento de afluencia de la formación productora. La ecuación de W. Zimmerman presentada a continuación permite estimar valores conservadores de la RGL correspondiente a gradiente mínimo

RGLgrad.min = [a + (b.Dv/1000)] * cotgh(c.ql/1000)

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)Dv/1000]



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Con:

w = Fracción de agua y sedimento, adimensional. Rango de w<0.65

ID = Diámetro interno de la tubería de producción, pulg. Rango de 2, 2.5 y 3"

Dv = Profundidad del punto de inyección, pies. Rango de 2000<Dv<10000

ql = Tasa de producción de líquido, b/d. Rango de ql >50

RGLgrad.min = RGL cercana a gradiente mínimo, pcn/bn.

cotgh (x) = Cotangente hiperbólica de x = (e2x+1) / (e2x-1)

Ejemplo Determine la RGL correspondiente a gradiente mínimo para un pozo de 800 bpd con 50 % de AyS y 422 pcn/bn de RGLf, completado con tubería de 2 7/8” (ID= 2.441 pulg.) y que produce con LAG Continuo inyectando gas a través de una válvula de gas lift asentada a 7900 pies de profundidad. ¿Cuántos Mpcnd de gas le recomendaría inyectar a este pozo? (Use la hoja de excel RGLmin-grad del anexo 1 del CD)

(Solución: RGLgrad.min.=1122 pcn/bn, qiny = 560 Mpcnd de gas)

Qiny para pozos con IPR conocida

Cuando se conoce el comportamiento de afluencia de la formación productora se debe utilizar un simulador de análisis nodal que permita cuantificar el impacto de la tasa de inyección de gas sobre la tasa de producción del pozo. La representación gráfica de la tasa de producción en función de la tasa de inyección de gas recibe el nombre de Curva de Rendimiento del pozo de LAG continuo.

Ilustración Las siguientes gráficas ilustran la determinación de la curva de rendimiento del pozo de LAG continuo.



14


Pwf

RGL

ql

ql

qiny

Control de la inyección

Para el LAG continuo la tasa de inyección diaria de gas se controla con una válvula ajustable en la superficie, la presión aguas arriba será la presión del sistema ó múltiple, mientras que la presión aguas abajo dependerá del tipo de válvulas utilizadas como operadora en el pozo y de la tasa de inyección de gas suministrada al pozo.

Subtipos de LAG continuo

Existen dos subtipos de LAG continuo: tubular y anular

LAG continuo tubular En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a través de la tubería de producción.

LAG continuo anular En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la tubería de producción y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a través del espacio anular antes mencionado.

Uso de tuberías enrolladas (“Coiled tubing”)

Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde se inyecta el gas por una tubería enrollable introducida en la tubería de producción y se produce por el espacio anular existente entre la tubería de producción y el “Coiled tubing”. Esta variante se utiliza cuando se desea



15


reducir el área expuesta a flujo y producir en forma continua sin deslizamiento, o cuando por una razón operacional no se pueden usar las válvulas de levantamiento instaladas en la tubería de producción.

Ilustración

2.2.2 Levantamiento artificial por gas intermitente

Descripción El Levantamiento artificial por gas intermitente consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta la superficie, el tapón de líquido que aporta el yacimiento por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa la inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello el aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de inyección.

Mecanismos de levantamiento

En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de levantamiento involucrados son:

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 la cual empuja al tapón de líquido



16


hacia el cabezal del pozo y de allí a la estación de flujo.

Ilustración La siguiente figura ilustra el ciclo de levantamiento con gas en flujo intermitente.

CERRADA

t i : TIEMPO DE INFLUJO t v : TIEMPO DE VIAJE t e : TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN

Tc (min) = TIEMPO DE CICLO = t i + t v + t e

ABIERTA CERRADA

N = 1440 / Tc

CERRADA

ABIERTA CERRADA

Ciclo de levantamiento intermitente

a) Influjo ………..

b) Levantamiento …

Es el lapso de tiempo transcurrido entre dos arribos consecutivos del tapón de líquido a la superficie.

Inicialmente la válvula operadora está cerrada, la válvula de retención en el fondo del pozo se encuentra abierta permitiendo al yacimiento aportar fluido hacia la tubería de producción. El tiempo requerido para que se restaure en la tubería de producción el tamaño de tapón adecuado depende fuertemente del índice de productividad del pozo, de la energía de la formación productora y del diámetro de la tubería.

Una vez restaurado el tapón de líquido, la presión del gas en el anular debe alcanzar a nivel de la válvula operadora, el valor de la presión de apertura (Pod) iniciándose el ciclo de inyección de gas en la tubería de producción para desplazar al tapón de líquido en contra de la gravedad, parte del líquido se queda rezagado en las paredes de la tubería (“liquid fallback”) y cuando el t ó ll l fi i l lt l id d d l i



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c) Estabilización …

tapón llega a la superficie, la alta velocidad del mismo provoca un aumento brusco de la Pwh

Al cerrar la válvula operadora por la disminución de presión en el anular el gas remanente en la tubería se descomprime progresivamente permitiendo la entrada de los fluidos del yacimiento hacia el pozo nuevamente.

Eficiencia del LAG intermitente

La eficiencia de levantamiento intermitente al igual que en el continuo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta en la medida que se elige una frecuencia de ciclos que maximice la producción diaria de petróleo y se utilice la cantidad de gas por ciclo necesaria para un levantamiento eficiente del tapón de líquido.

Máxima profundidad de inyección

La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente posible la cual está a dos ó tres tubos por encima de la empacadura superior. Por lo general en este tipo de LAG no se requieren válvulas de descarga ya que la energía del yacimiento es baja y el nivel estático se encuentra cerca del fondo del pozo.

Tasa de inyección de gas adecuada

El volumen de gas de levantamiento que se suministra a la tubería de producción durante el período de inyección es aproximadamente el requerido para llenar dicha tubería con el gas comprimido proveniente del anular. El consumo diario será el volumen anterior multiplicado por el número de tapones que serán levantados al día. Las restricciones en la superficie juegan un papel muy importante en el volumen de gas requerido por ciclo.

Control de la inyección

Para el LAG intermitente la tasa de inyección diaria de gas se controla con una válvula ajustable en la superficie conjuntamente con una válvula especial (piloto) en el subsuelo o con un



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controlador de ciclos de inyección en la superficie.

Subtipos de LAG intermitente

Existen tres subtipos de LAG intermitente:

LAG intermitente convencional.

LAG intermitente con cámara de acumulación.

LAG intermitente con pistón metálico.

LAG intermitente convencional

En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón de liquido en contra de la gravedad. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento y/o el índice de productividad alcanza valores bajos (aproximadamente Pws menores de las 150 lpc por cada 1000 pies e índices menores de 0.3 bpd/lpc).

LAG intermitente con cámara de acumulación (Chamber lift)

En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio anular entre el revestidor de producción y la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón de liquido inicialmente a favor de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento alcanza valores muy bajos, de tal magnitud (aproximadamente menores de las 100 lpc por cada 1000 pies) que con el intermitente convencional el tapón formado seria muy pequeño y por lo tanto la producción seria casi nula.

LAG intermitente con pistón metálico (Plunger lift)

En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza directamente un pistón metálico que sirve de interfase sólida entre el gas inyectado y el tapón de líquido a levantar. Se utiliza para minimizar el resbalamiento de líquido durante el levantamiento del tapón.



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Ilustración En la siguiente figura se presentan los diferentes subtipos de LAG intermitente.

2.3 El Sistema de LAG El sistema de LAG está formado por un sistema de compresión, una red de distribución de gas a alta presión, equipos de medición y control del gas comprimido, los pozos conjuntamente con sus mandriles, válvulas de descarga y válvula operadora, y la red de recolección del gas a baja presión.

Recorrido del gas El gas a alta presión proviene del sistema de compresión de donde se envía a los pozos a través de una red de distribución, luego el gas de



20


levantamiento conjuntamente con los fluidos producidos a través de los pozos, es recolectado por las estaciones de flujo donde el gas separado es enviado al sistema de compresión a través de un sistema de recolección de gas a baja presión.

Usos del gas comprimido

Una fracción del gas comprimido es utilizado nuevamente con fines de levantamiento mientras que el resto es destinado a otros usos: compromisos con terceros, combustible, inyección en los yacimientos, transferencia a otros sistemas, etc.

ilustración En la siguiente figura se presenta un sistema típico de LAG, las flechas indican el recorrido del gas en el sistema.

Gas delevantamiento

Planta decompresión

Separador

Tanque

Bomba decrudo Patio de

tanques

Múltiple deproducción

Pozo

Múltiple dedistribuciónde gas

Producción

Pozo enflujonatural

Deshidratador

2.4 Balance de gas

El volumen diario de gas utilizado con fines de levantamiento utiliza parcialmente la capacidad del sistema de compresión. La capacidad de compresión restante es utilizada por el gas proveniente de los yacimientos y recolectado a través del sistema de baja presión. Para mantener controlado el uso eficiente de la capacidad de compresión de gas es necesario realizar balances de los volúmenes de gas utilizado tanto a nivel de pozo como a nivel de sistema.



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En el pozo: La tasa de gas de levantamiento medido en el registrador de flujo de cada pozo, debe ser aproximadamente igual al la tasa de gas que deja pasar la válvula operadora de subsuelo bajo condiciones dinámicas de operación, es decir, bajo el diferencial de presión existente entre la presión del gas de inyección y la presión en la columna de fluido frente a la válvula. El gas aportado por la formación no se puede medir pero se determina por la diferencia entre el total medido en la estación durante la prueba del pozo y el gas de levantamiento inyectado simultáneamente al pozo. En los próximos capítulos se detallará el uso del medidor de orificio para calcular la tasa diaria de gas.

En el sistema: El volumen diario de gas recolectado de las estaciones menos el

quemado ó venteado, menos el extraído del sistema de baja presión para otros usos, debe ser igual al que entra al sistema de compresión.

El volumen diario de gas que entra al sistema de compresión menos el extraído inter-etapas debe ser igual al descargado por el sistema, y este a su vez debe ser igual a la suma del volumen diario enviado a los diferentes usos: Transferencia a otros sistemas, inyectado al yacimiento, combustible, levantamiento artificial por gas, entregado a terceros, recirculación, etc. Finalmente el volumen diario enviado a los múltiples de LAG o Sistema de “Gas-lift” debe ser igual a la sumatoria de los caudales diarios de gas inyectado a los pozos asociados al sistema. Para el control y seguimiento de estos balances se colocan facilidades de medición en puntos estratégicos del sistema de gas con registradores de flujo debidamente codificados y reportados en sistemas corporativos de información y control.

La calibración periódica de los instrumentos de medición y el mantenimiento operacional de las condiciones exigidas por la normativa de medición de gas, son claves para minimizar los errores obtenidos en estos balances.



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CAPÍTULO III

Consideraciones teóricas previas al diseño del LAG

3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras Flujo de petróleo en el yacimiento

El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se establece un gradiente de presión en el área de drenaje y el caudal o tasa de flujo dependerá no solo de dicho gradiente, sino también de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de arena neta petrolífera (Ko.h) y de la resistencia a fluir del fluido representada a través de su viscosidad (µo). Dado que la distribución de presión cambia a través del tiempo es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente Pwfs y la tasa de producción qo que será capaz de aportar el yacimiento hacia el pozo.

Estados de flujo:

Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación de la presión con tiempo:

1. Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0 2. Flujo Continuo: dP/dt = 0 3. Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante

1) Flujo No-Continuo o Transitorio (Unsteady State Flow):

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo, (dP/dt ≠ 0). Este es el tipo de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre a producción un pozo que se encontraba cerrado ó viceversa. La medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este período es de particular importancia para las pruebas de declinación y de restauración de presión, cuya interpretación a través de soluciones de la ecuación de difusividad, permite conocer parámetros básicos del medio poroso, como por ejemplo: la capacidad efectiva de flujo (Ko.h), el factor de daño a la formación (S), etc. La duración de este período normalmente puede ser de horas ó días, dependiendo fundamentalmente de la permeabilidad de la formación productora. Dado que el diferencial de presión no se estabiliza no se considerarán ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo.



23


Transición entre estados de flujo

Después del flujo transitorio este período ocurre una transición hasta alcanzarse una estabilización ó pseudo-estabilización de la distribución de presión dependiendo de las condiciones existentes en el borde exterior del área de drenaje.

2) Flujo Continuo o Estacionario (Steady State Flow):

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área

de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, ó asociado a un gran acuífero, de tal forma que en el borde exterior de dicha área existe flujo para mantener constante la presión (Pws). En este período de flujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo de drenaje, Pws a una distancia re del centro del pozo, y la presión fluyente en la cara de la arena, Pwfs a una distancia rw ó radio del pozo; ambas presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones ó cañoneo. Para cada valor de este diferencial (Pws-Pwfs), tradicionalmente conocido como “Draw-down”, se establecerá un caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo.

Ecuaciones de flujo para estado continuo.

A continuación se presenta la ecuación de Darcy para flujo radial que permite estimar la tasa de producción de petróleo que será capaz de aportar un área de drenaje de forma circular hacia el pozo productor bajo condiciones de flujo continuo.



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Ecuación de Darcy para flujo en estado continuo.

Ecuación 3.1

[ ] dpBoo

KroqoaSrwreLn

hKq

Pws

Pwfs

o ∫++=

.')/(.00708,0

µ

Donde: qo = Tasa de petróleo, bn/d K = Permeabilidad absoluta promedio horizontal del área de drenaje, md h = Espesor de la arena neta petrolífera, pies Pws = Presión del yacimiento a nivel de las perforaciones, a r=re, lpcm Pwfs = Presión de fondo fluyente al nivel de las perforaciones, a r=rw lpcm re = Radio de drenaje, pies rw = Radio del pozo, pies S = Factor de daño físico, S>0 pozo con daño, S<0 Pozo estimulado, adim. a’qo = Factor de turbulencia de flujo (insignificante para alta Ko y bajas qo)

este término se incluye para considerar flujo no-darcy alrededor del pozo.

µo = Viscosidad de petróleo a la presión promedio [ (Pws + Pwfs)/2)], cps Bo = Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, by/bn. Kro = Permeabilidad relativa al petróleo (Kro=Ko/K), adim. Ko = Permeabilidad efectiva al petróleo (Ko=Kro.K), md.

Ko, h, µo, Bo, S

rw, Pwfs

re, Pws

qo, RGP



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Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) Simplificaciones de la ecuación de Darcy:

La integral de la ecuación 3.1 puede simplificarse para yacimientos

sub-saturados con presiones fluyentes en el fondo del pozo, Pwfs, mayores que la presión de burbuja, Pb. Primeramente para presiones mayores a la presión de burbuja el producto µo.Bo es aproximadamente constante y por lo tanto puede salir de la integral. En segundo lugar, dado que no existe gas libre en el área de drenaje, toda la capacidad de flujo del medio poroso estará disponible para el flujo de petróleo en presencia del agua irreductible Swi, es decir, el valor de Kro debe ser tomado de la curva de permeabilidades relativas agua-petróleo a la Swi, este valor es constante y también puede salir de la integral. Normalmente el término de turbulencia a’qo solo se considera en pozos de gas donde las velocidades de flujo en las cercanías de pozo son mucho mayores que las obtenidas en pozos de petróleo. Bajo estas consideraciones la ecuación 3.1, después de resolver la integral y evaluar el resultado entre los límites de integración, quedará simplificada de la siguiente manera:

Ecuación 3.2

( )[ ]SrwreLnBoo

PwfsPwshKoqo +−

=)/(.

.00708,0µ

La misma ecuación puede obtenerse con la solución P(r,t) de la

ecuación de difusividad bajo ciertas condiciones iniciales y de contorno, y evaluándola para r=rw. En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la ecuación quedaría después de utilizar el teorema del valor medio:

Ecuación 3.3

( )[ ]SrwreLnBoo

PwfsPwshKoqo +−−

=5,0)/(.

.00708,0µ

Propiedades del petróleo: µo, Bo

Las propiedades del petróleo µo y Bo se deben calcular con base al análisis PVT, en caso de no estar disponible el PVT, se deben utilizar correlaciones empíricas apropiadas.



26


3) Flujo Semi-continuo (Pseudo-steady State Flow):

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = cte). Se presenta cuando se pseudo-estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento finito de tal forma que en el borde exterior de dicha área no existe flujo, bien sea porque los límites del yacimiento constituyen los bordes del área de drenaje o por que existen varios pozos drenando áreas adyacentes entre sí. Las ecuaciones homólogas a las anteriores pero bajo condiciones de flujo semicontinuo son las siguientes:

Ecuación 3.4 ( )

[ ]SrwreLnBooPwfsPwshKo

oq+−

−=

5,0)/(..00708,0

µ

En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la

ecuación quedaría:

Ecuación 3.5 ( )[ ]SrwreLnBoo

PwfsPwshKoqo +−

−=

75,0)/(..00708,0

µ

Este es el estado de flujo mas utilizado para estimar la tasa de producción de un pozo que produce en condiciones estables.

Uso importante de las ecuaciones

Para estimar el verdadero potencial del pozo sin daño, se podrían utilizar las ecuaciones 3.2 y 3.5 asumiendo S=0 y compararlo con la producción actual según las pruebas, la diferencia indicaría la magnitud del daño ó seudodaño existente.

Area de drenaje no circular:

Los pozos difícilmente drenan áreas de formas geométricas definidas, pero con ayuda del espaciamiento de pozos sobre el tope estructural, la posición de los planos de fallas, la proporción de las tasas de producción de pozos vecinos, etc. se puede asignar formas de áreas de drenaje de los pozos y hasta, en algunos casos, la posición relativa del pozo en dicha área. Para considerar la forma del área de drenaje se sustituye en la ecuación 3.5 el término “Ln (re/rw)" por “Ln (X)” donde X se lee de la tabla 1.1 (anexo) publicada por Mathews & Russel, el valor de “X” incluye el factor de forma desarrollado por Dietz en 1965.



27


Tabla 1.1

Factores “X” de Mathews & Russel



28


3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) A continuación se definen algunas relaciones importantes muy utilizadas en Ingeniería de Producción, para representar la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento: Indice de productividad

Se define índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa de producción, qo, y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión fluyente en el fondo del pozo, (Pws- Pwf). Para el caso de completaciones a hoyo desnudo, la Pwf es igual a Pwfs, luego (Pws- Pwf)= (Pws- Pwfs) De las ecuaciones 3.2 y 3.5 se puede obtener el índice de productividad, despejando la relación que define al J, es decir: Para flujo continuo: Ecuación 3.6 ( ) [ ]SrwreLnBoo

hKoPwfsPws

qolpcbpdJ+

=−

=)/(.

.00708,0)/(µ

Para flujo semi-continuo: Ecuación 3.7 ( ) [ ]SrwreLnBoo

hKoPwfsPws

qolpcbpdJ+−

=−

=75,0)/(..

..00708,0)/(µ

En las relaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había asumido flujo solo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la de líquido, ql, conocida también como tasa bruta ya que incluye el agua producida. Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/lpc: Baja productividad: J < 0,5 Productividad media: 0,5 < J < 1,0 Alta Productividad : 1,0 < J < 2,0 Excelente productividad: 2,0 < J

Eficiencia de flujo (EF)

Cuando no existe daño (S=0) el índice J reflejará la verdadera productividad del pozo y recibe el nombre de Jideal y en lo sucesivo se denotara J’ para diferenciarlo del índice real J. Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real y el ideal, matemáticamente: EF= J/ J’



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IPR (Inflow Performance Relationships)

La curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido ql, que se puede obtener de la definición del índice de productividad: ql= J.(Pws- Pwfs) o también Pwfs = Pws - ql/ J Obsérvese que la representación gráfica de Pwfs en función de ql es una línea recta en papel cartesiano. La IPR representa una foto instantánea de la capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo en un momento dado de su vida productiva y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo por reducción de la permeabilidad en la cercanías del pozo y por el aumento de la viscosidad del crudo en la medida en que se vaporizan sus fracciones livianas.

Ejercicio para ilustrar el cálculo de J, EF, qo y Pwfs.

Un pozo de diámetro 12 ¼” y bajo condiciones de flujo semicontinuo drena un área cuadrada de 160 acres de un yacimiento que tiene una presión estática promedio de 3000 lpcm y una temperatura de 200 °F, el espesor promedio del yacimiento es de 40 pies y su permeabilidad efectiva al petróleo es de 30 md. La gravedad API del petróleo es de 30° y la gravedad especifica del gas 0,7. La presión de burbuja es de 1800 lpcm y de una prueba de restauración de presión se determinó que el factor de daño es 10. Se pregunta: 1) ¿Cuál seria la tasa de producción para una presión fluyente de 2400

lpcm? 2) ¿El pozo es de alta, media o baja productividad? 3) Si se elimina el daño, a cuanto aumentaría el índice de

productividad? 4) ¿Cuánto es el valor de la EF de este pozo? 5) ¿Cuánto produciría con la misma presión fluyente actual si se elimina

el daño? 6) ¿Cuál seria Pwfs para producir la misma tasa actual si se elimina el

daño? Nota: Utilice para las propiedades de los fluidos las correlaciones indicadas en la hoja de Excel “Correl_PVT” del Anexo 1 del CD de este curso.



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3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.)

Solución : De la tabla 1.1 para un área de drenaje cuadrada con el pozo en el centro se tiene el siguiente factor de forma: ( re/rw)= X = 0,571 A1/2/rw es decir, que el re equivalente si el área fuese circular seria: re equiv. = 0,571 A1/2 = 0,571x (43560x160) 1/2 = 1507 pies (Área circular = 164 acres) Con el valor de la Pb se obtiene la solubilidad de gas en el petróleo Rs,utilizando la correlación de Standing que aparece en la Tabla1.1, luego se evalúan el factor volumétricoBo y la viscosidad µo tanto a Pws como a Pb para luego promediarlos. Los resultados obtenidos son los siguientes: Rs = 311 pcn/bn Bo = 1,187 by/bn µo = 0,959 cps Después de obtener los valores de las propiedades se aplican la ecuación para determinar qo, J, EF,y Pwfs. 1) ( )

[ ]1075,0))24/25,12/(1507(187,1.959,01800300040.30.00708,0

+−−

=Ln

qo = 260 bpd

2) J = 0,433 bpd/1pc, luego es de baja productividad 3) J’ = 1,03 bpd/1pc 4) EF = 0,42 5) q1 = 618 bpd

6) Pwfs = 2790 1pcm Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados

En yacimientos petrolíferos donde la presión estática, Pws, es menor que la presión de burbuja, Pb existe flujo de dos fases: una liquida (petróleo) y otra gaseosa (gas libre que se vaporizó del petróleo). El flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petróleo disminuyendo la permeabilidad efectiva Ko, a continuación se describen las ecuaciones utilizadas para obtener la IPR en caso de tener flujo bifásico en el yacimiento.



31


La ecuación general de Darcy establece que:

( ){ }∫+=

Pws

Pwfsooo dpBKr

SrwreLnKhqo ./)/(

00708,0 µ

Asumiendo que se conoce Pws, S=0, el limite exterior es cerrado y Pws <Pb, la ecuación general quedaría (Flujo semicontinuo):

dpoBo

KrorwreLn

KhqPws

Pwfs

o ∫−=

−

µ4/3)/(0810.7 3

uoBoKro : Es una función de presión y adicionalmente Kro es una función

de la saturación de gas. Un gráfico típico de dicho cociente v.s presión se observa en la figura que se muestra a continuación.

Ilustración

uoBoKro

Areadp

oBoKro

Pws

Pwfs

=∫ µ

PwsPwfs

Trabajo de Vogel

Dado un yacimiento con K, h, re, rw, curvas de permeabilidades relativas y análisis PVT conocidos, se podrían calcular para cada valor Pwfs el área bajo la curva de Kro/µoBo desde Pwfs hasta Pws y estimar la tasa de producción qo con la ecuación anterior. De esta forma en un momento de la vida productiva del yacimiento se puede calcular la IPR para yacimientos saturados. Inclusive a través del tiempo se podría estimar como varía la forma de la curva IPR a consecuencia de la disminución de la permeabilidad efectiva al petróleo por el aumento progresivo de la saturación de gas, en el área de drenaje, en la medida que se agota la energía del yacimiento.



32


Trabajo de Vogel (cont.)

Para obtener la relación entre la presión del yacimiento y el cambio de saturación de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones de balance de materiales. Este trabajo de estimar curvas IPR a distintos estados de agotamiento del yacimiento fue realizado por Vogel en 1967 basándose en las ecuaciones presentadas por Weller para yacimiento que producen por gas en solución, lo más importante de su trabajo fue que obtuvo una curva adimensional válida para cualquier estado de agotamiento después que el yacimiento se encontraba saturado sin usar información de la saturación de gas y Krg.

Ecuación y Curva de Vogel para yacimientos saturados

Como resultado de su trabajo Vogel publicó la siguiente ecuación para considerar flujo bifásico en el yacimiento:

2

8.02.01max/

−

−=

PwsPwfs

PwsPwfsqqo

La representación gráfica de la ecuación anterior es la curva IPR adimensional presentada por Vogel, y que se muestra a continuación:

Validez de la ecuación de Vogel

La solución encontrada ha sido ampliamente usada en la predicción de curvas IPR cuando existen dos fases (liquido y gas) y trabaja razonablemente según Vogel para pozos con porcentajes de agua hasta 30%, sin embargo, en la literatura se encuentran casos de hasta un 50% de AyS.



33


Ejercicio para ilustrar el uso de la ecuación de Vogel

Dada la siguiente información de un pozo que produce de un yacimiento saturado: Pws= 2400 lpc qo= 100 b/d Pwf= 1800 lpc Pb = 2400 lpc. Calcular la tasa esperada para Pwf = 800 lpc Solución : Primero se debe resolver la ecuación de Vogel para obtener el qomax

28.02.01

max

−

−

=

PwsPwf

PwsPwf

qoqo

Sustituyendo: bpdqo 250

24001800

8.024001800

2.01

100max2

=

−

−

=

Luego para hallar qo para Pwf = 800 lpc se sustituye Pwf en la misma ecuación de Vogel:

bpdqo 2112400800

8.02400800

2.012502

=

−

−=

Construcción de la IPR para Yacimientos Saturados

Para construir la IPR para yacimientos saturados se deben calcular con la ecuación de Vogel varias qo asumiendo distintas Pwfs y luego graficar Pwfs v.s. qo. Si se desea asumir valores de qo y obtener las correspondientes Pwfs se debe utilizar el despeje de Pwfs de la ecuación de Vogel, el cual quedaría:

( )[ ]max/80811125.0 qoqoPwsPwfs −+−−= Esta curva representa la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento hacia el pozo en un momento dado. Como ejercicio propuesto construya la IPR correspondiente al ejercicio anterior.



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3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) Flujo de gas y petróleo en yacimientos sub-saturados

En yacimientos subsaturados existirá flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwfs> Pb y flujo bifásico para Pwfs < Pb. En estos casos la IPR tendrá un comportamiento lineal para Pwfs mayores o iguales a Pb y un comportamiento tipo Vogel para Pwfs menores a Pb tal como se muestra en la siguiente figura.

Nótese que la tasa a Pwfs= Pb se denomina qb Ecuación de Vogel para yacimientos subsaturados

Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen ecuaciones particulares: En la parte recta de la IPR, q ≤ qb ó Pwfs ≥ Pb, se cumple: Jq )(. PwfsPws −= de donde, J se puede determinar de dos maneras: 1) Si se conoce una prueba de flujo (Pwfs, ql) donde la Pwfs > Pb.

)()(

pruebaPwfsPwspruebaqJ

−=

2) Si se dispone de suficiente información se puede utilizar la ecuación

de Darcy:

( )[ ]SrwreLnoBohKo

J+−

=75.0/

.00708,0µ

Pwfs ≥ Pb

Pwfs ≤ Pb

qmax

Pws

Pb qb, Pb

qb



35


En la sección curva de la IPR, q < qb ó Pwfs > Pb, se cumple:

( )

−

−−+=

28,02,01max

PbPwfs

PbPwfs

qbqqbq

)(. PbPwsJqb −=

8,1.max PbJqbq =−

La primera de las ecuaciones es la de Vogel trasladada en el eje X una distancia qb, la segunda es la ecuación de la recta evaluada en el último punto de la misma, y la tercera se obtiene igualando el índice de productividad al valor absoluto del inverso de la derivada de la ecuación de Vogel, en el punto (qb, Pb). Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a resolver para obtener las incógnitas J, qb y qmax. Introduciendo las dos últimas ecuaciones en la primera y despejando J se obtiene:

−

−+−

=2

8,02,018,1 Pb

PwfsPb

PwfsPbPbPws

qJ

El valor de J, se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs esté por debajo de la presión de burbuja, una vez conocido J, se puede determinar qb y qmax quedando completamente definida la ecuación de q la cual permitirá construir la curva IPR completa.

Ejercicio para ilustrar el uso de la ecuación de Vogel extendida para yacimientos subsaturados usando la ecuación de Darcy

Dada la información de un yacimiento subsaturado: Pws = 3000 lpc Pb = 2000 lpc µo = 0,68 cps Bo = 1,2 md. Ko = 30 md. h = 60 pies re = 2000 pies rw = 0,4 pies Calcular: 1.- La tasa de flujo (qb) a una Pwfs= Pb. 2.- La qmax total. 3.- La q para una Pwf = a) 2500 lpc b) 1000 lpc



36


Solución:

) Inicialmente se aplica la ecuación de Darcy:

( )( )( )

( )( ) ( )[ ]075.04.0/200068.02.1

200030006010)30(08.74/3/

1008.7 33

++−

=+−

−=

−−

LnSrwreLnBouoPwfsPwsKhqb

evaluando se obtiene qb db /2011= Luego ...... lpcbpd

PbPwsqb

J /011.220003000

2011=

−=

−=

) Aplicando la ecuación de qmax en función de J se tiene:

( )

bpdJPb

qb 42458.12000011.2

20118.1

=+=+q max =

3.a) ( ) ( ) bdpPwfsPwsJqo 100525003000011.2 =−=−=

3.b) ( ) dosustituyenPb

PwfsPb

Pwfsqbqqbqo

−

−−+=

28.02.01max

dbqo /357520001000

8.020001000

2.01)20114245(20112

=

−

−−+=

Si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de Pwfs y se calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. qo.

Ejercicio para ilustrar el uso de la ecuación de Vogel extendida para yacimientos subsaturados usando los resultados de una prueba de flujo.

Dada la información de un yacimiento subsaturado: Pws = 4000 lpc Pb = 3000 lpc y qo = 600 b/d para una Pwfs = 2000 lpc. Calcular: 1.- La qmax. 2.- La qo para Pwfs= 3500 lpc. 3.- La qo para Pwfs= 1000 lpc. Procedimiento: Para resolver este problema, primero se determina el índice de



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productividad utilizando la solución obtenida para J al resolver el sistema de ecuaciones para la parte curva de la IPR ya que Pws>Pb y Pwfs<Pb, luego con J se aplica la ecuación de qb y la de qmax 1) lpcbpd /324.0

30002000

8.030002000

2.01)8.1/3000(30004000

6002

=

−

−+−

J =

( ) bpdlpclpcbpdPbPwsJqb 324)30004000(/324.0 =−=−=

db

Jpbqbq /864

8.1)3000(324.0

3248.1

max =+=+=

2) ( ) bpdlpclpcbpdPwfPwsJqo 162)35004000(./324.0 =−=−=

3) [ ] ( ) ( ) dbqo /7803000/10008.03000/10002.01324864324 2 =

−−−+=

Igualmente, si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de Pwfs y se calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. qo.

Nota importante

Para cada tasa producción, q, existe una caída de presión en el yacimiento representada por ∆Py = Pws-Pwfs

En resumen

Para cada presión fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena) el área de drenaje del yacimiento quedará sometida a un diferencial de presión que dependerá de la energía del yacimiento (Pws-Pwfs), este diferencial provocará el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo y la mayor o menor tasa de producción aportada dependerá fundamentalmente del índice de productividad del pozo. La IPR se considerará en lo sucesivo como una curva de oferta de energía o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega al pozo (Pwfs v.s. q).



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3.2 Grad. dinámico de temperatura: Gráfico de Kirpatrick–Winkler y Correlación

de Zimmerman Las válvulas de levantamiento artificial por gas cuyo elemento de cierre es un domo con fuelle cargado con gas N2 a presión, exige la determinación de valores confiables de la temperatura dinámica a la profundidad donde se instalará cada válvula. Una de las primeras correlaciones utilizadas para estimar gradientes dinámicos de temperatura es la correlación de Kirpatrick–Winkler. En el Occidente de Venezuela se utiliza ampliamente la correlación de Zimmerman obtenida mediante análisis de regresión basado en registros fluyentes de P y T en pozos del Lago de Maracaibo. Actualmente los simuladores utilizan ecuaciones de transferencia de calor considerando coeficientes totales que incluyen conducción, convección y radiación. Es importante en este último caso calibrar o ajustar el modelo de temperaturas con perfiles de temperaturas dinámicas obtenidos con registros fluyentes en los pozos del área de interés. 3.2.1 Gráfico de Kirpatrick - Winkler En la siguiente página se presenta el gráfico de Kirpatrick–Winkler el cual trae un ejemplo numérico anexo. 3.2.2 Ecuación de Zimmerman Se encuentra programada en la hoja de ExcelTM Ejemplos del ajuste de modelos de transferencias de calor se realizará con los ejercicios a resolver con el simulador Wellflo.



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TM Marca registrada por Microsoft Corporation


Gráfico de Kirpatrick – Winkler



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3.3 Comportamiento del flujo multifásico en tuberías

El comportamiento del flujo multifásico en tuberías se considera a través de correlaciones de flujo multifásico tanto horizontales como verticales que permiten estimar las perdidas de energía a lo largo de la tubería que transporta el caudal de producción. A continuación se presenta un resumen de las ecuaciones generales utilizadas para obtener el perfil de presiones tanto en la línea de flujo en superficie como en la tubería de producción en el pozo.

3.3.1 Flujo de fluidos en el pozo y en la línea de flujo Descripción

Durante el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador en la estación de flujo existen pérdidas de energía tanto en el pozo como en la línea de flujo en la superficie. Las fuentes de pérdidas de energía provienen de los efectos gravitacionales, fricción y cambios de energía cinética.

Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido.

Para computar las pérdidas de energía en flujo simultáneo de petróleo, gas y agua, se debe dividir tanto la línea de flujo como la tubería de producción en secciones, para luego aplicar las correlaciones de flujo multifásico en tuberías las cuales permiten calcular el gradiente de presión dinámica (∆P/∆Z) en cada sección de la tubería. Matemáticamente:

∆P en la línea de flujo= ∆Pl = ∑=

∆∆

∆n

i iZP

Z1

.

∆P en el pozo = ∆Pp = ∑=

∆∆

∆m

i iZPZ

1

.

Donde “n” representa el número de secciones de la línea de flujo y “m” representa el número de secciones de la tubería en el pozo.



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Ecuación general del gradiente de presión dinámica

La ecuación general de gradiente de presión en forma de diferencias y en unidades prácticas, puede escribirse de la siguiente manera:

Grad.total (lpc/pie) = )( Z gc 2

V + d gc 2V fm +

gc

sen g 144

1= ZP

∆∆

∆∆

..

.

.... 22 ρρθρ

Siendo:

gc

sen g =)elevZ

P(

144.. θρ

∆∆ = gradiente de presión por gravedad o elevación.

d g 2

V fm=)

ZP

( c

fricc. )(144

2ρ∆∆ = gradiente de presión por fricción.

Z g 2

V =)

ZP

(c

acel. )(144

2

∆∆

∆∆ ρ = gradiente de presión por cambio de energía

cinética ó aceleración. Donde: θ = ángulo que forma la dirección de flujo con la horizontal, ( =0º para flujo horizontal e =90º en flujo vertical) ρ = Densidad de la mezcla multifásica, lbm/pie3 V = Velocidad de la mezcla multifásica, pie/seg. g = Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2 g/gc= Constante para convertir lbm a lbf fm = Factor de fricción de Moody, adimensional. d = Diámetro interno de la tubería, pulg. Es indispensable la disponibilidad de un simulador de flujo multifásico en tuberías en el computador ya que el cálculo es iterativo en presión.

Correlaciones de flujo multifásico mas utilizadas en tuberías horizontales

Entre las correlaciones para flujo multifásico para flujo horizontal que cubren un amplio rango de tasa de producción y todos los tamaños típicos de tuberías se encuentran: Beegs & Brill, Duckler y colaboradores, Eaton y colaboradores, etc.

Correlaciones de flujo multifásico mas utilizadas en tuberías

Entre las correlaciones para flujo multifásico para flujo vertical que cubren amplio rango de tasa de producción y todos los tamaños típicos de tuberías se encuentran: Hagedorn & Brown, Duns & Ros, Orkiszewski, Beegs & Brill, Ansari, Choksy, etc.



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verticales

Cálculo de la presión requerida en el cabezal del pozo

Una vez conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en la línea de flujo, ∆Pl, se puede obtener la presión requerida en el cabezal, Pwh, de la siguiente manera: Pwh = Psep + ∆Pl

Cálculo de la presión requerida en el fondo del pozo

Similarmente, una vez conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en el pozo, ∆Pp, se puede obtener la presión requerida en el fondo, Pwf, de la siguiente manera: Pwf = Pwh + ∆Pp

Ejercicio propuesto para calcular ∆Pl y ∆Pc

Dada la siguiente información de un pozo que produce por flujo natural Psep = 100 1pcm Línea de flujo: ØL = 4" RAP = 0 L = 6000 pies (sin reductor) RGP = 1000 pcn/bn γg = 0.65 API = 35 T = 140°F (promedio de flujo en el pozo) Øtub = 2-7/8" OD Pws = 2200 1pc Prof.= 7000 pies ql= 600. b/d Determine: 1. Pwh y ∆Pl 2. Pwf y ∆Pc Use el simulador Wellflo con las correlaciones de Beggs & Brill para la línea y Hagedorn & Brown para el pozo.



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3.3.2 Construcción de Curva de Demanda de energía Descripción

Si se evaluan las Pwh y las Pwf requeridas para distintas tasas de producción y se grafican v.s. la tasa de producción q, se obtienen las curvas de demanda de energía en el cabezal y fondo del pozo respectivamente. La siguiente figura muestra las curvas de demanda de energía mencionadas, observe para un dado caudal la representación de las pérdidas de presión en la línea, ∆Pl, y en el pozo, ∆Pp.

Ilustración

∆Pl

∆Pc

P, lpc

Pwf vs q, Demanda en el fondo del pozo

Pwh vs q, Demanda en el cabezal del pozo

Psep, presión del separador

q, bpd

Rangos característicos de la curva de demanda

Para un tamaño fijo de tubería vertical existe un rango óptimo de tasas de flujo que puede transportar eficientemente, para tasas menores a las del rango óptimo se originará un deslizamiento de la fase líquida (baja velocidad) lo que cargará al pozo de líquido aumentando la demanda de energía en el fondo del pozo, y para tasas de flujo mayores a las del rango óptimo aumentará las pérdidas de energía por fricción (alta velocidad) aumentando sustancialmente los requerimientos de energía en el fondo del pozo. La siguiente figura muestra los rangos antes mencionados:



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Rango de tasas según tamaño de tubería de producción

A continuación se presenta rangos óptimos de tasas dados por Brown para tuberías de uso común en los pozos. Los valores corresponden a RGL de aproximadamente 2000 pcn/bn: RANGO ÓPTIMO Tubería Tasa mínima Tasa máxima (O.D.) (b/d) (b/d) 2 3/8” 200 2500 2 7/8” 350 3000 3 ½” 500 4000

Deslizamiento Rango Optimo

Fricción

Tasa mínima

Tasa máxima

ql

Pwf

Ejercicio Repita los cálculos del ejercicio anterior para otros caudales : 200 hasta

2000 de 200 en 200 bpd y grafique Pwh y Pwf versus Tasa de líquido.

En resumen La curva de demanda de energía en el fondo del pozo representa la capacidad que tiene el pozo de extraer fluidos del yacimiento



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3.4 Gradiente de gas en el anular Normalmente el gas se inyecta por el espacio anular entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción, por tratarse de un área lo suficientemente grande para las tasas típicas de inyección (0,3 a 0,8 MMpcnd) el efecto de la fricción no se considera. En caso de inyección de gas a través de tuberías flexibles de 1.25 pulgadas será necesario considerar los efectos de fricción. A continuación se presenta la fórmula de gradiente estático de gas que se debe utilizar para determinar la presión de inyección de gas frente a la válvula conocida la presión de inyección en superficie. 3.4.1 Propiedades del gas natural

Gravedad especifica del gas (γg) : La gravedad especifica del gas es la relación que existe entre la densidad del gas y la densidad del aire a condiciones normales. (14.7 lpca y 60 oF). Dado que 1 mol de un gas a condiciones normales ocupa un volumen de 379.6 pcn, entonces la γg puede expresarse como la relación entre los pesos moleculares del gas (Mg) y el aire (Maire): γg = [ρg / ρaire]c.n. = Mg / Maire = Mg / 28.96 lbmol ......... (3.6)

Densidad del gas (ρg): La densidad del gas a condiciones de P y T distintas a las normales puede obtenerse a partir de la ecuación de los gases reales: P.V = n.R.Z.T = (m/Mg).R.Z.T De donde m/V = Mg.P/ (R.Z.T) = ρg (lbm/pie3) sustituyendo R y ec. 3.6 ρg (lbm/pie3) = (28.96 γg.P) / (10.73 Z.T) simplificando ρg (lbm/pie3) = (2.7 γg.P) / (Z.T) ......... (3.7)

3.4.2 Gradiente de presión de gas (Gg)

Representa el incremento de la presión por unidad de longitud de una columna de gas. Por lo general su valor no se considera debido a su baja densidad pero cuando se encuentra comprimido se debe tomar en consideración. El gradiente de presión de gas en una columna de gas comprimido en un pozo varia con profundidad debido al incremento de presión y temperatura. Por lo general se expresa en (lb/pulg2)/pie o de una forma mas simplificada lpc/pie. Msc. Ricardo Maggiolo


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Gg (lpc/pie) = [g/gc]. ρg (lbm/pie3) / (144 pulg2/pie2) Sustituyendo g/gc = 1.0 (lbf/lbm) y la ec. 3.7 se tiene Gg (lpc/pie) = [(2.7 γg.P) / (Z.T)] / 144 Gg (lpc/pie) = γg.P / (53.35 Z.T) ......... (3.8) Para considerar la variación continua de la densidad y del gradiente del gas con profundidad en el anular de un pozo se debe plantear la siguiente ecuación diferencial: Gg = dP/dh Sustituyendo (3.8) y separando variables se tiene: γg. dh /(53.35 Z.T) = dp/P integrando entre superficie y fondo y sustituyendo T en funcion de h, se tiene: T= Tsup + Ggeot. h

∫Dv

0

γg..dh / {53.35 Z.(Tsup+Ggeot. h)} = dp/P ∫Piod

Pio

h=Dv, Tfondo

h=0, Tsup

Piod

Pio

Resolviendo para Piod se tiene......... Piod = Pio.[1+Ggeot.Dv/Tsup] (γg./( 53.35 Ggeot.Z)) con Ggeot = (Tfondo – Tsup) / Dv Resumiendo Piod = Pio. FG …….. (3.9) Con FG = [1+Ggeot.Dv/Tsup] (γg./( 53.35 Ggeot.Z)) ……. (3.10) La ecuación anterior ha sido resuelta para distintas gravedades específicas de gas variando la presión de inyección en superficie (Pio) y perfiles típicos de temperatura. Obtenido el FG se puede calcular Piod y luego el gradiente de gas promedio. El tomo 4 de la serie de K. Brown presenta curvas de gradiente de gas en función de la presión en superficie para varias gravedades específicas de gas. En el anexo 1 se encuentran dichas figuras. Msc. Ricardo Maggiolo


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3.5 Flujo de gas a través de orificios Winkler indicó que el área del orificio de la válvula expuesta al flujo de gas aumenta en la medida que se incrementa la presión de gas por encima de la presión de apertura inicial de dicha válvula (ecuación 2.9). Dicha área estará dada por el área lateral del cono truncado generado entre la bola del vástago y el asiento, en la figura 2.18 se visualiza el mencionado cono. La figura 2.19 muestra el desplazamiento requerido por el vástago para considerar la válvula completamente abierta (comportamiento tipo orificio), la presión adicional requerida dependerá de la resistencia que ofrezca el fuelle a ser comprimido (load rate): valores típicos están alrededor de 400 lpc/pulg y 1200 lpc/pulg para válvulas de 1 1/2" y 1" respectivamente, sin embargo estos valores varían dependiendo del fabricante. Dada una determinada área expuesta a flujo, la tasa que circulará a través del orificio dependerá entre otras variables, de la relación existente entre la presión aguas abajo y la presión aguas arriba (Pp/Pg) y se puede estimar utilizando la ecuación de Thornhill-Craver: 155.5 Cd . A . Pg √ 2g (k/(k-1) ) [ ( Ppd/Pg)(2/k) - (Ppd/Pg)(k+1)/k ]

√ γg (Tv + 460) .... (3.11) Qgas =

Donde: Qgas: Flujo de gas, Mpcnd.

Cd: Coeficiente de descarga, adimensional. (empíricamente Cd= 0.865) A: Area expuesta a flujo, pulg2. Pg: Presión de gas (aguas arriba), lpca g: Aceleración de la gravedad, 32.17 pie/seg2 k: Relación del calor específico del gas a presión constante al

calor específico a volumen constante. (empíricamente Cp/Cv= k= 1.27) Ppd: Presión de producción (aguas abajo), lpca γg: Gravedad específica del gas inyectado, adimensional. Tv: Temperatura de flujo, º F. Si (Ppd/Pg) < [ 2 / (k+1)] k/(k-1) = Ro existe flujo crítico y se debe hacer (Ppd/Pg) = Ro (aprox. 0.55) La ecuación anterior se encuentra programada en Excel en la hoja “Thornhill Craver” Ejemplo: Determine la tasa de gas que pasa a través de un orificio de 3/16" cuando la Pg= 1000 lpca, Pp= 800 lpca, Tv= 160 ºF y γg= 0.7 (Sol.= Mpcnd) Msc. Ricardo Maggiolo


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3.6 Mecánica de válvulas La válvula de Levantamiento Artificial por Gas es básicamente un regulador de presión.

En la válvula el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas a presión (aunque algunas utilizan un resorte al igual que el regulador); las fuerzas de apertura provienen de la acción de la presión del gas (corriente arriba) y de la presión del fluido ó presión de producción (corriente abajo) sobre el área del fuelle y el área del asiento respectivamente o viceversa dependiendo del tipo de válvula.



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Clasificación de las Válvulas para Levantamiento artificial por gas De acuerdo a la presión que predominantemente abre a la válvula estas se clasifican en: Válvulas Operadas por Presión de Gas: son aquellas donde la presión de gas actúa sobre el área del fuelle por lo que abren predominantemente por dicha presión. Válvulas Operadas por Presión de Fluido: son aquellas donde la presión del fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle por lo que abre predominantemente por dicha presión. La figura 5.4 muestra esquemáticamente ambos tipos de válvula. 3.6.1 Fuerzas que actuan sobre las Válvulas de Levantamiento artificial por gas Para una válvula operada por presión de gas en posición cerrada, se puede establecer el siguiente balance de fuerzas en un instante antes de que abra: Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura ............ (3.13) Con: Fuerza de cierre = Pb . Ab ............ (3.14) Fuerzas de apertura = Pg (Ab - Ap) + Ppd . Ap ............ (3.15) Donde: Pb = Presión del N2 en el fuelle o sencillamente presión de fuelle, en lpcm. Pg = Presión de gas, en lpcm. Ppd = Presión del fluido o presión de producción en lpcm Ab = Area efectiva del fuelle, en pulg2. (Aprox. 0.77 y 0.31 pulg2 para válvulas de 1 1/2" y 1" respectivamente.) Ap = Area de la puerta (port) o asiento, en pulg2 Sustituyendo (3.14) y (3.15) en (3.13) se obtiene: Pb Ab = Pg (Ab - Ap) + Ppd Ap ............ (3.16) En vista de que los valores de Ap y Ab son pequeños se ha simplificado la expresión anterior dividiéndola entre Ab, por lo que la expresión (3.16) puede escribirse: Pb = Pg (1 - R) + Ppd R ......... (3.17)



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Donde: R = Ap/Ab se denomina relación de áreas entre la puerta o asiento y el fuelle, su valor debe ser suministrado por el fabricante de las válvulas. La presión de gas requerida para abrir la válvula (Pod) bajo condiciones de operación se obtiene resolviendo la ecuación (3.17) para Pg, es decir: Pod = Pg = (Pb - Ppd R) / (1 - R) .......... (3.18) Cuando la válvula está en posición abierta, asumiendo que la presión por debajo del vástago es la presión Pg se puede establecer el siguiente balance un instante antes de que cierre: Pb Ab = Pg (Ab - Ap) + Pg Ap ............. (3.19) El valor de Pg para que la válvula cierre (Pvcd) se obtiene resolviendo la ecuación (3.19) para Pg, es decir: Pvcd = Pg = Pb .............. (3.20) Luego para que la válvula cierre es necesario que la presión del gas disminuya hasta la presión del nitrógeno en el fuelle. Para el caso de válvulas operadas por fluido se puede realizar un balance similar obteniéndose las siguientes ecuaciones: Pod = Presión de apertura Pod = Pp = (Pb - Pg R) / (1 - R) .............. (3.21) Pvcd = Presión de cierre Pvcd = Pp = Pb ............... (3.22) En la mayoría de los casos se recomienda utilizar válvulas operadas por presión de gas ya que ayudan a mantener estable la presión de inyección en el pozo y además, conociendo dicha presión en la superficie es relativamente fácil diagnosticar cual de las válvulas esta operando. 3.6.2 Calibración en el taller: En la fase de diseño se fija la presión de gas (Pg) con la que debe abrir la válvula de acuerdo a la presión de inyección disponible, de tal manera que con la presión del fluido en la tubería (Ppd) se puede calcular la presión del fuelle (Pb) aplicando la ecuación 3.17. Para lograr obtener la presión de Nitrógeno (Pb) a la temperatura de operación de la válvula (Tv) es necesario cargar el fuelle en el taller, donde por lo general se realiza a Msc. Ricardo Maggiolo


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una temperatura de 60 grados F, de allí que se requiere corregir por temperatura la presión Pb, la corrección se obtiene aplicando la ley de los gases reales. Variación de la presión del N2 vs temperatura Para obtener P vs T en un volumen confinado de gas N2 es necesario aplicar la ley de los gases reales: P.V = n.R.Z.T es decir… P1/Z1.T1 = P2/Z2.T2 = n.R/V = constante

Luego P2 = P1 . [(Z2.T2) / (Z1.T1) ] ó también P2 = P1 . Ct

El valor de Ct ha sido publicado tanto en fórmulas como en tablas: Ct = 1 / { 1 + 0.00215 (Tv - 60)} .............. (3.23) La Tv se obtiene con Tv (ºF) = Tfondo - Gt (D - Dv) De esta manera Pb @ 60 F = Pb Ct .............. (3.24) Gt: es el gradiente de temperatura en el pozo, si el yacimiento no se encuentra aportando fluido (Pfondo≥Pws) se debe usar el gradiente geotérmico (Ggeot≅ 0.015 ºF/pie), pero si se encuentra aportando un determinado caudal se debe utilizar el gradiente dinámico de temperatura (Gtd) para luego calcular una temperatura promedia entre la dinámica y la geotérmica.Esta corrección no se realiza cuando el elemento de cierre es un resorte. Ejemplo: Determine la temperatura dinámica en una válvula instalada a 5000 pies en un pozo de 7000 pies de profundidad que produce 640 bpd con una tubería de 2 7/8”, asuma Ggeot= 15 °F/Mpies y una Tsup= 95 °F.



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(Sol.: Tfondo= °F, Gtd= 1.1 °F/100 pies y Tv= °F) La presión de apertura en el taller se obtiene con el mismo balance de fuerzas realizado en el pozo, con la diferencia que Pp es cero. Luego la ecuación (3.21) quedará: Pvo (taller) = Pb @ 60 F / (1 - R) ............... (3.25) Sustituyendo la ecuación (3.24) en esta última expresión se obtiene finalmente la llamada Presión de Calibración (apertura) en el Taller, PTRO (Pressure Test Rack Opening), el API la denomina Pvo: Pvo = PTRO = Pb . Ct / (1 - R) ................ (3.26) En la siguiente figura se muestra un esquema del equipo utilizado para la calibración de las válvulas en el taller. Msc. Ricardo Maggiolo


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CAPÍTULO IV

Proceso de descarga del pozo de LAG

4. Proceso de descarga Para comprender el diseño de las instalaciones es necesario conocer el proceso de descarga el cual consiste en desalojar el líquido alojado en el anular para poder descubrir las válvulas y permitir la inyección de gas a través de ellas. Durante el proceso ocurrirá después de comenzar a inyectar el gas, un cierre consecutivo de válvulas de arriba hacia abajo y se debe quedar abierta solo una que será llamada la operadora por donde se quedará la inyección de gas una vez que el pozo haya estabilizado su producción. Cada válvula debe cerrarse después que descubra a la siguiente válvula inferior, esto ocurre debido a la reducción de presión en el anular cuando simultáneamente están descubiertas dos válvulas. Para lograr que esto ocurra es necesario fijar presiones de apertura en superficie que vayan disminuyendo cada vez que se requiera una válvula adicional en el espaciamiento de mandriles durante el diseño. Dado que el proceso de descarga es dinámico y muy complejo para representarlo con figuras estáticas se presentaran dos “shows” preparados por la compañía CAMCO y la SHELL respectivamente. 4.1 Show de la Camco Ejecute la aplicación “show” que se encuentra en la carpeta UNLOAD del anexo 1 del

CD, luego ingrese el nombre del archivo “unload” en el momento en que la aplicación lo solicite. Como es una aplicación antigua (DOS) algunas veces es necesario verificar la compatibilidad de la aplicación con el sistema operativo con la cual se ejecute.

4.2 Show de la Shell Ejecute la aplicación “gldemo” que se encuentra en la carpeta SHELL del anexo 1 del

CD. En esta aplicación se puede cambiar la calibración de las válvulas asi como también el tamaño de los asientos, de allí que constituye un excelente recurso visual para entender el funcionamiento del equipo de levantamiento.


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CAPÍTULO V

Diseño de instalaciones de LAG-Continuo

5.1 Procedimiento de diseño de instalaciones de Levantamiento Artificial por GasContínuo. El procedimiento se presentará en dos etapas: a) Espaciamiento de mandriles y b) Selección y calibración de válvulas. Previamente es necesario establecer la tasa de diseño y esto será función de la Curva de Comportamiento o Rendimiento y de la disponibilidad de gas de levantamiento para el pozo en particular.

ql diseño qiny disp. En los casos donde no se disponga de la curva de rendimiento por no conocer el comportamiento de afluencia del yacimiento, se debe establecer un caudal de producción con base al comportamiento de los pozos vecinos y la tasa de inyección con base a la RGL correspondiente a gradiente mínimo. A continuación se presenta el procedimiento de diseño, paso a paso: a) Espaciamiento de mandriles 1. Determine en un gráfico de Presión vs. Profundidad el área disponible para el

espaciamiento de mandriles. Para ello dibuje, inicialmente, la curva de gradiente dinámico del fluido en el pozo para las condiciones de producción esperadas (Pwh, ql de diseño, RGLtotal, %AyS, etc....) , luego, la profundidad de la empacadura superior menos 60' (Dpack-60) y, finalmente, la curva de gradiente de gas en el anular correspondiente a la presión de diseño de la instalación también conocida como la presión de arranque (Pko), esta presión es la máxima presión del gas disponible en el cabezal del pozo antes de arrancar el pozo (Dato de campo), recuerde que será necesario determinar previamente el gradiente de gas correspondiente a dicha presión Gg@ Pko.


55



El siguiente gráfico ilustra la forma del área disponible para el espaciamiento de mandriles:

Pwh Pko Dpack-60’

Prof. del punto medio de las perforaciones

Area disponible para el

2. Determine la profundidad de la válvula superior o tope,.(Dv1) Pwh Balance:

Con el balance indicado en la figura anexa se obtiene Pko la siguiente formula para calcular analíticamente a Dv1; Dv1= (Pko - Pwhdesc - ∆P) / ( Gfm - [email protected])

Dv1

Pko + Gg.Dv1 = Pwh + Gfm.Dv1+ ∆P

Donde:

Pwhdesc: representa la presión en el cabezal durante la primera etapa de la descarga y

por lo general se toma ligeramente mayor a la Psep (Psep + 10) ó cero si se descarga a la fosa (en tierra) los fluidos del pozo hasta descubrir la primera válvula; si se usa la Pwh correspondiente a la ql de diseño, la válvula tope quedará a menor profundidad lo cual constituye un margen de seguridad adicional (recomendado).

∆P: representa el diferencial de presión (Pg- Pp) que se deja como margen de seguridad para garantizar que la válvula sea descubierta y se usa entre 20 y 50 lpc.

Gfm: es el gradiente del fluido muerto que se encuentra en el pozo, por lo general es agua salada, valores típicos de gradiente para esta agua es de aproximadamente 0.45 a 0.465 lpc/pie.


56



Gráficamente, también se puede determinar la profundidad de la válvula tope, para ello es necesario trazar a partir de Pwhdesc la recta que representa el gradiente del fluido muerto presente en el pozo y marcar la profundidad donde se intercepta con la paralela a la recta del gradiente de gas separada una cantidad igual a ∆P Pwh Pko Gfm ∆P Dv1 Dpack - 60' Prof. del punto medio de las perforaciones Nota importante: la presión de apertura de la válvula tope en superficie podrá establecerse como …….. Po1= Pko - ∆P El diferencia (∆P) asegura disponer de la presión necesaria para abrir la válvula lo suficiente para dejar pasar la qiny requerida para descubrir la siguiente válvula inmediata mas profunda 3. Determine la presión de apertura del resto de las válvulas Para fijar la presión de apertura del resto de las válvulas se debe disminuir en un diferencial de presión que garantice el cierre de la válvula superior después que se tengan dos válvulas dejando pasar gas simultáneamente Poi+1 = Poi - ∆Po

Para el diferencial ∆Po es recomendable usar entre 20 y 30 lpc, sin embargo pudiera ser mayor o menor dependiendo de la disponibilidad de presión de gas en el sistema para descubrir la válvula mas profunda, la cual, desde el punto de vista operacional puede estar 2 o 3 tubos por encima de la empacadura (Dpack-60 pies).


57



4. Grafique la recta de gradiente de gas en el anular correspondiente a la presión

de apertura de las válvulas y determine la profundidad de la segunda válvula. Determine el gradiente de gas correspondiente a dicha presión, [email protected]. Dibuje en un gráfico de Presión vs. Profundidad la curva de gradiente de gas (en el anular) con una presión Po1 en superficie. La gráfica del espaciamiento quedará de la siguiente manera:

Pwh Po1 Pko Gfm ∆P Dv1 Ppd1 Pod1 Dpack - 60' Determine y registre la presión del gas en el anular (Pod) y del fluido del pozo (Ppd) a nivel de la válvula a Dv1. La Ppd1 es necesario leerla del gráfico mientras que para obtener la Pod1 es mejor usar la ecuación: Pod1 = Po1 + Gg@ Po1 . Dv1 Recuerde que Po2 = Po1 - ∆Po Po3 = Po2 - ∆Po Po4 = Po3 - ∆Po etc......

y que el ∆Po representa la caída de presión por válvula para asegurar el cierre secuencial de válvulas.

Obtenga para cada una de las Po el gradiente de gas correspondiente y dibuje sus respectivas rectas de gradiente en el gráfico anterior (no se comete mucho error si traza rectas paralelas).


58



Pwh Po1 Pko ∆Po ∆P Dv1 Ppd1 Pod1 Dpack - 60' 5. Determine la profundidad del resto de las válvulas. Por ejemplo, para la valvula

2, Dv2, trace una recta a partir de Ppd1 con gradiente igual a Gfm y extiéndala hasta cortar la curva de gradiente de gas correspondiente a Po2 y repita el procedimiento con el resto de las válvulas hasta alcanzar la profundidad de la empacadura menos 60 pies, obsérvese que para la válvula 3 se debe extender la recta de Gfm hasta Po3 y asi sucesivamente

Pwh Po1 Pko

Po2 Po3

Dv1

Dv2Dv3Dv4Dv5

Ajuste el espaciamiento primario de mandriles. Si se pasa la última válvula espaciada de la profundidad Dpack-60' en una distancia mayor de un espaciamiento mínimo preestablecido (∆Dvmin, por lo general 200 a 500 pies) coloque la última válvula espaciada a la profundidad Dpack-60' y suba todas las válvulas espaciadas a una


59



profundidad ajustada por un factor que represente la proporción en que subió la última válvula, es decir: Dvai = Dvi . [(Dpack-60) / Dv última] , Dvai es la Dvi ajustada o definitiva. En caso de que no se pase por una distancia mayor que el espaciamiento mínimo se coloca la última válvula espaciada a Dpack-60, pero no se reajusta el espaciamiento primario del resto de las válvulas. En aquellos sistemas donde no existe suficiente presión (diferencial Pgas-Pp menor de 200 a 300 lpc a nivel de la empacadura utilizando la Pko), probablemente se agote el diferencial antes de alcanzar la profundidad "Dpack-60"; en estos casos se debe chequear la distancia remanente entre la última válvula espaciada (antes de alcanzar Dvmin) y la profundidad "Dpack-60", si es mayor que la ∆Dvmin se debe colocar N mandriles por debajo del operador espaciados una distancia aproximadamente igual al ∆Dvmin, es decir: N = Parte entera {(Dpack-60-Dv última)/ ∆Dvmin} ∆Dv mandriles adic. = (Dpack-60-Dv última) / N

En estos mandriles se deben colocar válvulas ciegas (dummies) y en el futuro, cuando exista diferencial, se instalaran válvulas calibradas

6. Determine y registre la presión del gas en el anular y del fluido del pozo a nivel de

cada mandril espaciado. b) Selección y calibración de válvulas Cada válvula debe dejar pasar un volumen de gas diario que dependerá de la RGL que debe generarse por encima de la válvula, los requerimientos de gas se calcula con la ecuación: Qgas (Mpcnd) = (RGL - RGLf) . ql / 1000 Nota: Si el yacimiento no aporta gas se debe tomar RGLf = 0. Este caudal de gas permite determinar el tamaño del asiento utilizando la ecuación de Thornhill Craver. Para seleccionar la válvula se requiere conocer además del asiento requerido, el tamaño de los mandriles que se van a instalar (KBM ó MMA) y el proveedor de las válvulas. Una vez seleccionada se conocerá el valor de la relación de áreas R. A continuación se detalla paso a paso la selección y calibración de válvulas


60



1. Determine para cada válvula la presión que se genera en el fondo del pozo (Pf) y

establezca si el yacimiento aporta o no aporta fluido, es decir, si Pf<Pws o Pf> o igual a Pws. Para ello es necesario extender las rectas paralelas de Gfm hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones y registrar las Pfi y compararlas con la Pws del yacimiento. En la figura anexa se observa que a partir de valvula 3 comienza el yacimiento a aportar fluidos.

Prof. del punto medio de las perforaciones Pf3 Pf2 Pf1

. Pws

2. Calcule a cada profundidad Dvi la RGL correspondiente al gradiente mínimo utilizando la tasa de producción de descarga (100-200 bpd) mas la del yacimiento según la Pf (ql=qdesc+qyac). Utilice un %AyS ponderado por volumen entre el fluido de descarga y el que aporta el yacimiento.

3. Calcule los requerimientos de gas para cada válvula. Para las válvulas de

descarga se utiliza la siguiente formula:

Qiny= (RGLgrad.min. x ql) / 1000

El valor de ql debe incluir el aporte del yacimiento mas la tasa de descarga (100-200 bpd), nótese que no se toma en cuenta el gas aportado por la formación.

Para la válvula operadora si es necesario considerar el aporte de gas de la formación ya que inyectando gas a través de ella se logrará estabilizar la producción del pozo, de allí que:


61



Qiny operadora= (RGLtotal - RGLform) x ql diseño) / 1000

En este último caso la tasa de descarga es cero ya que dicho proceso ha finalizado, la RGLtotal y la ql son las correspondiente al diseño.

4. Para cada válvula determine con Thornhill-Craver el diámetro del orificio

dependiendo de los requerimientos de gas, y de la temperatura de flujo a nivel de la válvula. Se debe utilizar la temperatura estática si el yacimiento no aporta, y un promedio entre la temperatura estática y la dinámica si el yacimiento aporta. Para la operadora se debe utilizar siempre la temperatura dinámica.

5. Seleccione de la tabla del fabricante el asiento inmediato superior al orificio

calculado en el paso anterior. Esto garantizará que la válvula no trabajará completamente abierta y dará flexibilidad operacional a la instalación, adicionalmente este criterio solventa los errores de sobrestimación del qgas obtenido con la ecuación de Thornhill-Craver.

6. Calibre las válvulas seleccionadas. Conocido el asiento lea el valor de la relación

de áreas R de las tablas o manuales del fabricante y proceda a calibrar todas las válvulas con las ecuaciones correspondientes. Registre en una tabla el tamaño del Asiento, R, Pb, Ct, Pb@ 60, Pvo y Pcvs en superficie, este último valor debe ir disminuyendo desde la primera hasta la última válvula. Dado que la válvula operadora no tiene que cerrar, se ha hecho muy común el uso de un orificio (válvula descargada: RDO ó DKO) en el mandril operador, otros ingenieros recomiendan utilizar válvulas con menor calibración para evitar el cierre de la misma por las fluctuaciones de presión en el sistema, normalmente se le sustraen 75 lpc a su correspondiente Po.

Ejercicio: Diseñe una instalación de Levantamiento Artificial por Gas para flujo continuo con válvulas operadas por presión de gas para el siguiente pozo el cual previamente producía 781 bpd con una Pwf= 2206 lpcm sin daño: (Pwhdesc=Pwh) Prof.yac.=10000 pies %AyS =50 Pko =1500 lpcm Gfm = 0.45 lpc/pie Dpack.=9960 pies RGLf.= 245 pcn/bn ∆Pk =50 lpc qdesc = 200 bpd O.D tub.= 3 ½” Pwh = 100 lpcm ∆P =50 lpc Mandril = MMA Tyac.=236 °F qiny.disp.=0.8 MMpcnd ∆Po =30 lpc Fabric.= Camco Pws = 3000 lpcm γginy =0.7 ∆Dvmín.= 500 pies


62



CAPITULO VI

Procedimiento de rediseño para válvulas operadas por presión de gas

Cuando un pozo tiene ya instalados los mandriles y, por alguna razón se deben cambiar las válvulas de levantamiento artificial ya instaladas en dichos mandriles, se habla de un proceso de rediseño. La secuencia de cálculos requeridos para el rediseño es fundamentalmente igual a la del diseño pero con algunas modificaciones en cada uno de los pasos. La determinación del punto de inyección debe hacerse solamente en el caso en que la válvula operadora anterior no hubiese sido la más profunda, ya que si esto fuese así, dicha válvula continuaría siendo la operadora. Si existe la posibilidad de colocar la válvula operadora en un mandril más profundo, se determina el punto de inyección posible, usando el mismo procedimiento del caso de diseño, pero se determina como el punto de inyección real al mandril más cercano y superior al calculado. El espaciamiento de los mandriles como tal no se hace ya que los mandriles ya están instalados. Sin embargo, se debe determinar la posibilidad de instalar válvulas ciegas en algunos de los mandriles. Esto se hace cuando la presión de inyección es lo suficientemente alta para saltar uno o más mandriles en el procedimiento de descarga y todavía poder llegar sin problemas a la profundidad deseada como punto de inyección. Una vez determinada la profundidad del punto de inyección , se procede, mediante un análisis nodal idéntico al presentado en el Tema 1 pero manteniendo el punto de inyección constante, a encontrar el caudal de gas de inyección requerido y el caudal de líquido que el pozo puede aportar. Con esto último se puede calcular la presión y temperatura de los fluidos a lo largo de la tubería y proceder finalmente al cálculo del diámetro del orificio de cada válvula y sus respectivas presiones de calibración.


63


CAPÍTULO 7

EFICIENCIA Y OPTIMIZACIÓN DEL

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

7. INTRODUCCIÓN.

La presión y capacidad de compresión de las plantas compresoras utilizadas en los

sistemas de levantamiento artificial por gas son originalmente diseñadas para un número

estimado de pozos productores pertenecientes a yacimientos de características definidas. A

través del tiempo, la naturaleza dinámica del comportamiento de los yacimientos inicialmente

asociados al sistema y las características de los pozos de los nuevos yacimientos incorporados,

exige un control y seguimiento continuo de la distribución del volumen de gas disponible para el

levantamiento artificial de los pozos con el fin de maximizar la producción total de petróleo del

sistema, o de maximizar el beneficio económico de los recursos involucrados: yacimientos,

pozos, sistema de recolección y distribución de fluidos, facilidades de compresión existentes, etc.

Los algoritmos y criterios utilizados en la optimización exigen que cada pozo se

encuentre preparado para competir con el resto para tomar mas volumen de inyección de gas, es

decir, que la instalación se encuentre trabajando “eficientemente” a nivel de pozo.

7.1. Eficiencia del Levantamiento Artificial por Gas.

En el Levantamiento Artificial por Gas la eficiencia se mide por los barriles diarios de

petróleo que se producen por cada Mpcn diarios de gas inyectado con fines de levantamiento,

otra manera de cuantificar la eficiencia es con el inverso del número anterior, es decir, midiendo

los Mpcn de gas de levantamiento utilizados para levantar un barril de petróleo, el valor

promedio para el sistema de este último número es utilizado como “Indicador de la Eficiencia del

Sistema”, un valor de referencia utilizado frecuentemente para estimar si un pozo consume

“mucho gas” es 2000 pcn/LAG, sin embargo, los costos de compresión del gas, el beneficio neto



64


obtenido por la venta del petróleo, la cantidad de agua producida, etc., son parámetros que

permiten establecer mas acertadamente cual es el volumen óptimo de gas que debe inyectarse por

barril de petróleo producido.

La máxima eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se alcanza cuando se inyecta a la

máxima profundidad posible el volumen adecuado de gas de levantamiento. Para una

determinada presión de inyección disponible a cabeza de pozo, la máxima profundidad de

inyección se obtiene cuando se realiza un diseño eficiente de la instalación: óptimo

espaciamiento de mandriles y adecuada selección, calibración y operación de las válvulas. En

cuanto a la tasa de inyección adecuada, la asignación de un determinado volumen de inyección

de gas de levantamiento para un determinado pozo no debe realizarse en forma aislada y mucho

menos arbitraria, sino que debe tomarse en consideración tanto su comportamiento individual

como el del resto de los pozos asociados al sistema. El comportamiento actual de cada pozo debe

cotejarse para luego, mediante análisis nodal, detectar las restricciones al flujo de petróleo

mediante la predicción del comportamiento ante distintos escenarios mediante análisis de

sensibilidad: intervalo, densidad y penetración del cañoneo, remoción del daño a la formación,

cambio de línea de flujo, presión de separación, etc. Uno de los análisis de sensibilidad más

utilizados lo constituye cuantificar el impacto que tiene sobre la producción, la inyección de

distintos volúmenes diarios de gas. La representación gráfica de la tasa de producción de

petróleo en función de la tasa de inyección de gas se conoce con el nombre de “Curva de

Rendimiento” y constituye la base fundamental para aplicar algunos algoritmos de optimización

a nivel de sistema.

7.2. Optimización de Sistemas de Levantamiento Artificial por Gas.

Optimizar el uso del gas de levantamiento a través de la distribución óptima del gas, es

imposible si no se considera el sistema completo. En el presente curso se presenta una

metodología para optimizar sistemas de levantamiento artificial por gas bajo condiciones de

volumen limitado o ilimitado de gas de levantamiento considerando todos los pozos asociados al

Sistema de “Gas Lift”. Especial atención se debe prestar a los pozos que producen por flujo

intermitente, una vez que se precisa cual es el tiempo de ciclo requerido para máxima Msc. Ricardo Maggiolo


65


producción, se debe calcular el consumo óptimo de gas por ciclo para luego prorratearlo a 24

horas. El consumo de gas óptimo de los pozos que producen en forma intermitente debe ser

sustraído del volumen diario total disponible para el levantamiento de los pozos, adicionalmente

se sustrae el de aquellos pozos que producen en forma continua pero que no serán ranqueados ya

que son pozos que deben consumir un volumen fijo ya que de lo contrario podría aumentar su

producción de agua o de arena.

Antes de entrar al siguiente capítulo es conveniente recordar el procedimiento de diseño

de las instalaciones de Levantamiento Artificial por Gas en flujo continuo. En el anexo 1 se

presentan dos ejemplos de diseño de instalaciones en el primero se realiza: 1) La construcción de

la Curva de Rendimiento. 2) Espaciamiento de mandriles y 3) Selección y calibración de

válvulas. En el segundo ejemplo se presenta el diseño con mandriles ya instalados, donde

solamente se realiza la selección de los mandriles donde se justifica asentar válvulas a las cuales

se les determina el asiento y su respectiva calibración, mientras al resto de los mandriles se les

instala una válvula ciega o “dummy” aumentando la disponibilidad de presión remanente para

bajar el punto de inyección en caso de que este no se haya alcanzado previamente.



66


CAPÍTULO 8

RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN DEL

POZO CON LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

8. INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DEL

POZO DE GAS LIFT.

La confiabilidad de los resultados del diagnóstico dependerá de la calidad y cantidad de

información disponible, el diagnóstico no será mejor que la información recopilada. A

continuación se describe la información requerida para realizar un análisis completo del

funcionamiento de la instalación que conlleve a un diagnóstico más confiable.

8.1. Datos de Producción.

Los datos de producción se obtienen de la prueba de producción. La prueba completa de

medición de los fluidos producidos deberá incluir:

Disco de gas total en la estación de flujo: para obtener qgas-total, Mpcnd

qgas-total (Mpcnd) = Form . Pts est. Pts dif

Form: Factor del orificio-medidor (Se obtiene del programa “ORIF” o de las Tablas Nº 1, 2, y

3).

Pts est: Puntos estáticos, trazado en tinta de color azul.

Pts dif: Puntos diferenciales, trazado en tinta de color rojo.

El disco de gas total se obtiene del registrador de flujo situado en la estación, Fig. Nº 1.

Disco de gas de levantamiento: para obtener qgas-inyectado, Mpcnd

qgas-inyec (Mpcnd) = Form . Pts est . Pts dif



67


Form: Factor del orificio-medidor (Se obtiene del programa “ORIF” o de las Tablas Nº 1, 2 y 3).

Pts est: Puntos estáticos, trazado en tinta de color azul.

Pts dif: Puntos diferenciales, trazado en tinta de color rojo.

El disco de gas de levantamiento se obtiene del registrador de flujo situado en el múltiple de gas o a cabeza de pozo, Fig. Nº 2.

Medidas de producción de petróleo y agua: para obtener ql, bpd.

Resultados de la muestra: para obtener % de AyS.

Con las medidas anteriores se obtiene:

Fracción de agua:

fw= %AyS/100.

Producción neta:

qo= ql . (1. – fw)

Relación gas-líquido total:

RGLt= 1000*qgas-total / ql, pcn/LAG.

Tasa de gas producido por la formación:

qgas-form.= (qgas total - qgas inyec)

Relación gas-petróleo de formación:

RGPf= 1000* qgas-form / qo, pcn/LAG.

Relación gas-petróleo de inyección:

RGPf= 1000* qgas-inyec / qo, pcn/LAG.

Otra información que forma parte de la prueba integral de producción lo lo constituye el disco de dos presiones donde se registra tanto la presión de inyección (CHP) como la presión de producción en el cabezal del pozo (THP), sin embargo dada la importancia que tiene para el diagnóstico, el comportamiento de dichas presiones a través del tiempo se consideran aparte en la sección 2.4.

Adicionalmente es necesario llevar el comportamiento histórico de los parámetros que definen el comportamiento de producción del pozo, Fig. Nº 3, ya que una prueba que se desvíe marcadamente de la tendencia histórica debería ser considerada NO representativa, a menos que



68


se justifique el cambio del comportamiento del pozo. Esta justificación debe avalarse con los últimos trabajos realizados al pozo. (Ej. Reporte G-1532 del Centinela, ver Fig. Nº 4).



69


Tabl

a N

º 1. F

acto

res

FOR

M p

ara

línea

s de

4,0

pul

gada

s co

n re

gist

rado

r de

100x

100.

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TA: E

n lo

s cá

lcul

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ilizó

una

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veda

d es

pecí

fica

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as =

0,8

EF: X

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PULG

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950 F



69


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n lo

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lcul

os s

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una

gra

veda

d es

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del g

as =

0,7

Sist

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de B

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o N

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o XX

Tabl

a N

º 2. F

acto

res

FOR

M p

ara

línea

s de

2,0

67 p

ulga

das

con

regi

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e 10

0x1.

500.



70



Tabl

a N

º 3. F

acto

res

FOR

M p

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s de

2,0

67 p

ulga

das

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stra

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n lo

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veda

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0,7

Sist

ema

de B

ombe

o N

eum

átic

o XX

71 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


Fig. Nº 1. Registrador de flujo de gas en la estación de flujo.



72


Fig. Nº 2. Registrador de flujo de gas en múltiple de LAG.



73



Fig. Nº 3. Ejemplo de curvas de comportamiento histórico de

producción.

0100

200300

400500

600700

800900

1000

24-Jul-98

09-Feb-99

28-Ago-99

15-Mar-00

01-Oct-00

19-Abr-01

05-Nov-01

24-May-02

10-Dic-02

28-Jun-03

14-Ene-04

B/D

BBPD BOPD BSW

0

200

400

600

800

1000

1200

24-Ju

l-98

09-Feb

-99

28-A

go-99

15-M

ar-00

01-O

ct-00

19-A

br-01

05-N

ov-01

24-M

ay-02

10-D

ic-02

28-Ju

n-03

14-E

ne-04

lpcm

THP CHP

0

500

1000

1500

2000

2500

24-Ju

l-98

09-Feb

-99

28-Ago

-99

15-M

ar-00

01-O

ct-00

19-Abr-

01

05-N

ov-01

24-M

ay-02

10-D

ic-02

28-Ju

n-03

14-Ene

-04

pcn/

bn,

Mpc

nd

RGP, pcn/bnGas-Lift, Mpcnd


74


Fig. Nº 4. Ejemplo de reporte de últimos trabajos.



75


8.2. Datos de Infraestructura instalada.

Esta información consiste de: Tubería de producción y revestidor de producción,

línea de flujo superficial, equipo de LAG instalado en el pozo (mandriles y válvulas) y

en la superficie (plato orificio, gamma del registrador de flujo, resortes del disco de dos

presiones, etc.)

Se debe obtener del archivo del pozo el último diagrama de completación

indicando en cada uno de ellos las profundidades de los mandriles, niples, mangas de

producción y circulación, intervalo(s) abiertos a producción, diámetros de las distintas

secciones de la tubería de producción y tubería de revestimiento de producción (ID, OD,

peso por pie, etc.), botellas, elevación de la mesa rotaria, tamaño de mandriles (KBM o

MMA).

Igualmente se requiere del diámetro y longitud de las distintas tuberías que

conforman la línea de flujo superficial que lleva los fluidos producidos hasta la estación

de flujo. Se debe considerar las irregularidades del terreno si el pozo está en tierra.

Es de primordial importancia disponer del último diseño de LAG instalado en el

pozo donde se pueda obtener tipo de válvula, fabricante, asiento y calibración de las

mismas. Con esta información y las condiciones de producción del pozo se determinará

cual es la válvula de levantamiento que se encuentra operando en el pozo.

8.3. Datos del Yacimiento y sus fluidos.

Para aplicar la técnica del Análisis NodalTM es necesario conocer como mínimo

la temperatura y la presión estática promedio del yacimiento para la fecha de la prueba y

referida al punto medio de las perforaciones. Esta información permitirá calcular el

comportamiento de afluencia que exhibe el pozo actualmente, y con ello se podría

cuantificar el impacto sobre la producción del cambio de algunos de los parámetros que



76


afectan la curva de “Demanda de energía” (Outflow) del sistema Pozo - Línea de flujo -

Separador de la estación.

Para determinar el comportamiento de afluencia que debería exhibir el pozo si no

presentase daño a la formación, se requeriría de mas información, por ejemplo:

permeabilidad efectiva al líquido, datos PVT o en su defecto correlaciones que permitan

estimar aceptablemente las propiedades de los fluidos (viscosidad, factor volumétrico de

formación, densidad, solubilidad del gas en el petróleo, etc.), radio de drenaje, radio del

hoyo, densidad y penetración del cañoneo, calibre de cañón, espesor de arena neta

asociada al cañoneo, intervalo cañoneado, etc. Con esta información se podría estimar el

daño a la formación que debería existir para que se logre obtener un cotejo de la tasa

actual de producción de fluidos de la formación, de esta manera se seleccionarían

algunos pozos para realizarles pruebas de restauración de presión que nos permita

caracterizar el daño para luego seleccionar la manera mas efectiva de minimizarlo o

removerlo.

8.4. Presiones de producción/inyección (THP/CHP).

Las presiones THP y CHP se obtiene con el medidor de dos plumas. Este equipo

utiliza dos elementos (resortes tipo “Bourdon”) que se mueven por acción de la presión

del fluido en el cabezal del pozo (Pwh o THP), y la presión del gas inyectado en el

cabezal del revestidor de producción (Pcasing o CHP). Este movimiento es registrado, a

través de unas plumillas, en una carta o disco el cual se mueve por un mecanismo de

relojería de tal forma que en dicho disco queda dibujado en forma continua el

comportamiento de la presión del fluido en la tubería de producción aguas arriba de la

caja del reductor, y la presión del gas en el revestidor aguas abajo del regulador o

“choke” ajustable. Dependiendo del reloj, el disco dará una vuelta completa en 2 horas,

24 horas o una semana, y para diferenciar los trazados del registro se utiliza, por lo

general, tinta roja para la Pcasing y tinta azul para la Pwh.

La Fig. Nº 5 muestra una instalación típica del registrador de dos plumas en el

cabezal del pozo y la Fig. Nº 6 presenta el aspecto interno del registrador de flujo el cual Msc. Ricardo Maggiolo


77


es similar al de dos presiones con la diferencia de que este posee un resorte y una cámara

diferencial. Dependiendo de la magnitud de las presiones a medir se escoge el rango de

los resortes o elementos de presión, por ejemplo, una combinación muy utilizada es la

gamma 1000x1500, el resorte de 1000 para registrar la Pwh y el de 1500 para la Pcasing.

El registrador debe ser calibrado periódicamente para obtener lecturas confiables. Las

presiones registradas son utilizadas en conjunto con los parámetros de producción del

pozo y los tipos de válvula de Bombeo Neumático para estimar la válvula operadora en

el pozo.

Dada la alta presión de los fluidos (inyectado y producidos) y los diversos

equipos asociados al sistema de Bombeo Neumático, los cambios de presión que ocurren

aguas abajo o aguas arriba del punto de conexión con el revestidor y del punto de

conexión con el cabezal de la tubería de producción, quedará registrado en el disco, de

allí que, una adecuada interpretación permite localizar problemas en la superficie y en el

fondo del pozo. Para un pozo que produce normalmente mediante Bombeo Neumático

continuo, el disco de dos presiones debe registrar una Pcasing constante y alta, cerca de

la presión de operación en superficie de la válvula concebida como operadora en el

diseño, y una Pwh constante y baja, pero lo suficientemente alta para vencer la fricción

en la línea de flujo y la contrapresión del separador. La Fig. Nº 7 muestra un disco de un

pozo normal produciendo en LAG continuo y otro en LAG intermitente. En el anexo 3

se presentan algunos ejemplos de interpretación de discos de dos presiones.

8.5. Registros de presión y temperatura fluyentes.

Este tipo de registro es la forma más exacta de determinar el comportamiento de

presión y temperatura fluyente en función de la profundidad para un pozo de

Levantamiento Artificial por Gas, los sensores o elementos registradores de la presión y

temperatura son bajados con el pozo abierto a producción, realizando paradas encima y

debajo de cada válvula de Levantamiento Artificial por Gas y en otras profundidades de

acuerdo al criterio del programador del registro. Con este registro puede determinarse la

siguiente información:



78


1. Profundidad del punto o puntos de inyección de gas.

2. Presión fluyente en el fondo, frente a las perforaciones.

3. Índice de productividad del pozo, si se dispone de una presión estática y de los

resultados de la prueba de flujo del pozo tomada durante la corrida del registro.

4. Localizar fuga en la tubería dentro del rango de paradas.

5. Tener una base de referencia del comportamiento normal del pozo para

identificar problemas futuros.

6. Provee información valiosa de temperatura para considerarla en futuros rediseños

de la instalación de Bombeo Neumático, especialmente cuando se utilizan

válvulas operadas por presión de inyección.

8.6. Procedimiento para corregir un registro de P y T fluyente.

A continuación se presenta algunas recomendaciones del API para correr los

registros de P y T fluyentes:

1. Antes de bajar las herramientas, coloque el pozo en prueba y asegúrese que se

encuentre produciendo al separador de prueba a una tasa estabilizada.

2. La prueba completa deberá incluir: disco de gas de la estación y disco de gas de

levantamiento, registro de dos presiones THP/CHP, medidas de producción de

petróleo y agua, porcentaje de AyS, etc.

3. Bajar los elementos registradores de presión y temperatura con una o,

preferiblemente, dos barras de peso.

4. Registre la presión en el cabezal por 15 minutos. Baje los instrumentos haciendo

paradas de 15 minutos de duración, 15 pies por encima y 15 pies debajo de cada

una de las válvulas de Bombeo Neumático.



79


5. Deje los instrumentos registrando la P y T en el fondo del pozo, por lo menos 30

minutos.

6. Si se desea una presión estática, cierre el gas y una vez muerto el pozo, ciérrelo y

deje los instrumentos en el fondo hasta que la presión estabilice.

Nota: Si la tubería tiene fugas, realice una o más paradas entre válvulas de tal

forma que pueda localizarse la fuga.

En el Anexo 4 se presentan algunos ejemplos de interpretación de registros de

presión y temperatura fluyentes.

Existen otras fuentes de información que no son comúnmente utilizadas en el

análisis y diagnóstico de las instalaciones, pero que algunos ingenieros las utilizan para

confirmar los resultados preliminares de algunos diagnósticos, como por ejemplo los

Registros Acústicos.

El registro acústico se obtiene con un aparato denominado “sonolog“ el cual es

un instrumento que registra en superficie las perturbaciones que sufre una onda sonora al

viajar en el espacio anular; las perturbaciones son provocadas por los cuellos de la

tubería de producción, por los mandriles y por el nivel de fluido en el anular. La onda

sonora es provocada por un disparo en el cabezal del revestidor. De acuerdo al número

de cuellos registrados se puede cuantificar la profundidad del nivel del fluido en el

anular y con ello determinar cuales mandriles están sumergidos y cuales descubiertos,

esto indica hasta donde se descargó el pozo, sin embargo, no necesariamente la válvula

descubierta más profunda es la operadora.

Estos registros sónicos dan la siguiente información:

1. Nivel de fluido en espacio anular tubería-revestidor.

2. Estimar la válvula operadora.

3. Estimar la presión estática de fondo.



80


4. Localizar una fuga en la tubería de producción.

5. Localizar la profundidad de los mandriles de Bombeo Neumático.

La Fig. Nº 8 presenta un registro producido por el sonolog.

Otros sondeos de tipo mecánico pueden realizarse con equipo de guaya fina o

cable para obtener información valiosa de un pozo. Entre los problemas que se pueden

detectar se encuentran:

1. Taponamiento u obstrucción en la tubería de producción.

2. Obstrucción por depósitos de parafinas, asfaltenos, escamas, arena y otros.

3. Relleno sobre las perforaciones.

4. Nivel de fluido estático anormalmente bajo y/o debajo de las válvulas de

levantamiento, pueden indicar declinación de presión o un daño de formación.

5. Nivel de fluido anormalmente alto por encima de la válvula de operación, puede indicar fugas en la tubería o mal funcionamiento de las válvulas de Bombeo Neumático.



81


Fig. Nº 5. Instalación típica del medidor de dos presiones.



82



Fig. Nº 6. Aspecto interno del registrador de flujo.


83



Fig. Nº 7. Discos de comportamiento normal de las dos presiones.


84


Fig. Nº 8. Registro Sonolog.



85



CAPÍTULO 9

ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DEL

POZO CON LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

9. Metodología de análisis y diagnóstico.

La metodología para el análisis y diagnóstico del pozo de LAG continuo consiste

en realizar primeramente un diagnóstico preliminar a través de diagramas de flujo que

permitirá establecer si se justifica o no continuar con los cálculos de diagnóstico, estos

últimos se realizan para determinar la válvula operadora y calcular el volumen diario de

gas que la válvula es capaz de dejar pasar bajo las condiciones dinámicas de presión y

temperatura, si este caudal de gas es similar (+ ó – 10%) al que se reporta de acuerdo al

disco de gas de levantamiento, entonces quedará establecida la consistencia de la

información utilizada y se tendrá mas confianza en los resultados obtenidos en el

diagnóstico realizado, en caso contrario habrá que revisar y depurar nuevamente, la

información recopilada.

9.1. Diagnóstico preliminar del pozo. Diagramas de flujo para

“Troubleshooting”.

El diagnóstico preliminar mencionado anteriormente se realiza se realiza a partir

de la información recopilada en el capítulo anterior y con base a algunos “Flujogramas

de Diagnósticos para pozos con LAG”, existen varios de estos diagramas que permiten

diagnosticar sistemáticamente el comportamiento del equipo de levantamiento. En la

Fig. Nº 9 se presenta uno tomado de la ref. 16. En el diagrama se observan varios casos

de diagnósticos:

a. Pozos que no producen y reciben gas.

b. Pozos que no producen ni reciben gas.


86



c. Pozos que producen y reciben gas.

d. Pozos que producen sin recibir gas.

a. Pozos que no producen y reciben gas.

Si el pozo no circula el gas de levantamiento es muy probable que la tubería de revestimiento este rota, si el pozo circula el gas de levantamiento y recibe el gas con baja presión existe un hueco en la tubería o una válvula en mal estado o mal asentada en el mandril; pero si recibe gas con alta presión esta operando una válvula; si la válvula es mas profunda se puede afirmar que el problema existente no es de levantamiento si no de la formación productora, posiblemente se requiere un trabajo de estimulación o limpieza, o un trabajo de rehabilitación para, por ejemplo, cambiar la zona de producción. En caso de que la válvula no sea la más profunda se recomienda un cambio de válvulas para bajar el punto de inyección, siempre que la presión del sistema lo permita. Para determinar cual es la válvula que circula el gas, es necesario realizar cálculos de diagnósticos específicos que se presentaran mas adelante.


87


Fig.

Nº 9

. Dia

gram

a de

fluj

o pa

ra d

iagn

ostic

ar in

stal

acio

nes

de B

N.



88


b. Pozos que no producen ni reciben gas.

Estos casos pueden presentarse cuando la línea de gas esta obstruida o cuando

fallan las válvulas de levantamiento. Para dilucidar cual de los casos es el presente se

compara la presión del sistema (Psist) o de múltiple de gas con la presión de inyección

en el anular (CHP):

b.1. Si Psist es mayor que CHP el problema pudiera ser:

Obstrucción en la línea de gas ocasionada por falla de alguna válvula en la línea

y se soluciona reemplazando la válvula dañada, ó...

Congelamiento en la corriente medidora y se soluciona 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.

Otra manera de evitar el congelamiento sería aumentar la presión de inyección en

el “casing” seleccionando un orificio mas pequeño para la válvula operadora o, si no se

trata de un orificio, se debe recalibrar la válvula operadora a mayor presión.

b.2. Si Psist es alta y similar al CHP el problema pudiera ser:

Falla de algunas válvulas de levantamiento y se soluciona cambiando las

válvulas con guaya fina.

b.3. Si Psist es baja y similar al CHP el problema pudiera ser:

Alguna falla en el sistema de distribución de gas: válvulas cerradas, líneas de

distribución rotas o con fugas, etc. y se soluciona notificando a la organización de

Ingeniería de gas para solventar los problemas existentes en el sistema de distribución de

gas a alta presión.



89


c. Pozos que producen y reciben gas.

En este caso se presentan dos situaciones:

c.1. Si el pozo produce y recibe gas a una tasa constante se debe realizar

cálculos de diagnóstico para determinar si la presión de inyección en el anular (CHP)

corresponde a la presión de operación en superficie de la válvula mas profunda, o a la de

alguna válvula superior o si se trata de inyección de gas a través de un hueco en la

tubería.

En caso de que la inyección de gas en la tubería sea a través de la válvula mas

profunda se debe aplicar análisis nodal para establecer si el pozo se encuentra

optimizado, subinyectado o sobre-inyectado.

Si la inyección es por una válvula superior o de descarga se debe cuantificar

mediante análisis nodal la ganancia esperada en bls/día si se baja el punto de inyección a

través de un rediseño de la instalación (recalibración y cambio de válvulas).

Si la inyección es por un hueco se debe calcular la profundidad del hueco para

establecer si la inyección es por un mandril o por hueco en la sarta de producción y

tomar las acciones pertinentes a cada caso: reasentar válvulas en el mandril o reparar

tuberías. La profundidad del hueco estaría aproximadamente donde se intercepten las

curvas de gradiente de gas de inyección y la de presión de fluido multifásico.

c.2. Si el pozo produce pero recibe gas a una tasa variable es necesario

observar el comportamiento de la presión del sistema para descartar que el problema esta

en el sistema de distribución de gas a alta presión, si existen problemas notificar a la

organización de ingeniería de gas.

Si el problema no esta en el sistema se debe chequear en el pozo o múltiple si

existen problemas de congelamiento o problemas con el regulador del gas (choke

ajustable). Msc. Ricardo Maggiolo


90


d. Pozos que producen sin recibir gas.

Estos pozos se encuentran produciendo por flujo natural y se requiere realizarles

un análisis nodal para cuantificar en bls/d el impacto de la tasa de inyección de gas sobre

la tasa de producción.

Si el análisis indica que se puede aumentar la producción sustancialmente se

debe proceder a eliminar la causa por la cual el pozo no recibe gas: línea de gas

obstruida o falla en las válvulas de levantamiento tal como se presento en el caso de

‘pozos que no producen ni reciben gas’.

Focht presentó en el año 1981 uno de los diagramas mas utilizados para

diagnosticar pozos de LAG continuo equipados con válvulas operadas por presión de

inyección (IPO valves), ver Figs. Nº 10-A, B y C.

En el diagrama de Focht la línea de puntos indica la salida para concluir que el

pozo está Ok. Es decir, se inyecta a la máxima profundidad de acuerdo a la presión

disponible en el sistema y se le inyecta la tasa requerida de acuerdo a las condiciones de

producción del pozo.

Obsérvese que en ambos diagramas de flujo el diagnóstico debe complementarse

con algunos procedimientos de cálculos que se presentaran en la sección 3.4.

Estos procedimientos de cálculo requieren de la curva de gradiente de presión

dinámica en la tubería de producción la cual, si no se dispone de un registro de presión y

temperatura fluyente (“Flowing”), se tendrá que utilizar una correlación de flujo

multifásico en tuberías que simule aceptablemente el comportamiento de dicho flujo en

el pozo.

La selección de la correlación de flujo multifásico se realiza con base a registros

de presión y temperatura fluyente anteriores del pozo en cuestión o de pozos vecinos y el

cálculo de las componentes de presión por gravedad, fricción y aceleración exigen Msc. Ricardo Maggiolo


91


correlaciones empíricas para las propiedades de los fluidos que se encuentren ajustadas

con los resultados de un análisis PVT previamente validado.

En las siguientes secciones se describe el procedimiento para cotejar las

correlaciones empíricas de las propiedades del petróleo con el PVT y el de selección de

la correlación de flujo multifásico mas apropiada.



92


Fig.

Nº 1

0-A

. Árb

ol d

e de

cisi

ón p

ara

diag

nost

icar

poz

os d

e LN

G c

on v

álvu

las

IPO

.



93



Fig.

Nº 1

0-B

. Árb

ol d

e de

cisi

ón p

ara

diag

nost

icar

poz

os d

e B

N c

on v

álvu

las

IPO

.


94


Fig.

Nº 1

0-C

. Árb

ol d

e de

cisi

ón p

ara

diag

nost

icar

poz

os d

e B

N c

on v

álvu

las

IPO

.



95


9.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las

propiedades de los fluidos a temperaturas distintas a las del yacimiento.

Después de cargar la información, previamente validada, que exige el simulador

en cuanto a producción, infraestructura instalada y datos de yacimiento, se entra en esta

última sección (“Reservoir Control”) para revisar las propiedades de los fluidos (“Fluid

Parameters”). (Ver Fig. Nº 11).

9.2.1. En la sección “Match” de “Fluid Parameters” realizar el cálculo de la Presión

de burbuja con varias correlaciones (Standing, Glaso etc...), utilizando el Rsi

del PVT validado; en caso de no disponer de este se podría utilizar la RGP

inicial del yacimiento.

9.2.2. Seleccione la correlación que mas se aproxime al valor real de la Presión de

burbuja, es decir, la que arroje factor de “Match” más próximo a la unidad.

(Ver Fig. Nº 12).

Con “Best Fit” ajustar la correlación para reproducir el valor real de Presión de

burbuja (Wellflo marcará con un asterisco la correlación ajustada). (Ver Fig. Nº 13).

De la misma forma se seleccionan otras propiedades en “Match property” y se

ajustan los valores ingresados incluso a distintas presiones.

9.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías.

Para la selección y ajuste de la correlación de flujo multifásico en tuberías que

mejor simulen el comportamiento de las presiones dinámicas en el pozo se debe

disponer de un registro de Presión y Temperatura fluyente. Para aquellos casos donde

no se dispone de estos registros se debe solicitar información al personal que trabaja en

“Optimización” sobre las correlaciones que son aplicadas en el área respectiva. Los

pasos a seguir son los siguientes:



96


9.3.1. Crear en el “Notepad” el archivo de datos del registro fluyente, actualizando

la información de las medidas de presión a cada profundidad, se puede grabar

con extensión “.txt” o con la extensión “. dvp”, luego lea dicho archivo desde

el Wellflo. (Ver Fig. Nº 14).

9.3.2. Actualizar en “Pressure Drop” del comando “Análisis” la prueba de

producción para el día de registro (Ql, %AyS, RGP, Qiny. etc..). (Ver Fig. Nº

15).

9.3.3. Utilizar el modelo calibrado de temperatura (Twh para el Ql).

9.3.4. Calcular la curva de gradiente con todas las correlaciones, realizando análisis

de sensibilidad de las mismas en “Pressure Drop”. (Ver Fig. Nº 16).

9.3.5. Calcular y de los resultados gráficos seleccione la correlación que mejor se

aproxime al perfil real, verificando la consistencia de las condiciones de

operación del pozo (Válvula operadora). (Ver Fig. Nº 17).

9.3.6. Ajustar la correlación seleccionada, realizando sensibilidad con el factor “L”

(Autoregresión). (Ver Fig. Nº 18).



97



Fig. Nº 11. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las

propiedades del petróleo, utilizando el Wellflo.


98


Fig. Nº 12. Ajuste de las propiedades de fluido, utilizando el Huélalo. Paso 1.



99


Fig. Nº 13. Ajuste de las propiedades de fluido, utilizando el Wellflo. Paso 2.



100


Fig. Nº 14. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en

tuberías, con el Wellflo. Paso 1.



101


Fig. Nº 15. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías,

con el Wellflo. Paso 1 y 2.



102



con el Wellflo. Paso 3.



103






104


Fig. Nº 18. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo Multifásico en tuberías,




105


9.3.7. Actualizar en la sección “correlaciones”, la correlación seleccionada y el factor

“L” obtenido en el ajuste de la misma. (Ver Fig. Nº 19).

9.4. Determinación de la válvula operadora.

El simulador selecciona como válvula operadora la válvula mas profunda que

posea una presión de producción mayor a la presión de producción requerida para

abrirla.

En la siguiente gráfica se observa que las dos válvulas superiores poseen

presiones de producción mucho menores a las requerida para abrirlas por lo tanto quedó

como operadora la asentada en el mandril mas profundo. El mandril operador se

diferencia del resto por el trazado continuo de su profundidad. (Ver Fig. Nº 20).

En la sección “Advance Gas Valve Modelling” de “Análisis” se determina la

tasa de gas que la válvula operadora deja pasar bajo las condiciones de producción del

pozo, este valor debe ser similar (+ ó – 10%) al reportado como tasa de inyección según

el disco de gas de levantamiento, si esto se cumple se certifica la CONSISTENCIA de

la información utilizada en el diagnóstico, de lo contrario se revisaría nuevamente la

información para validarla nuevamente. (Ver Fig. Nº 21).

Las características de la válvula operadora se ingresan en la sección “Valve

Details” y se debe seleccionar el modelo adecuado para calcular la tasa de gas que puede

pasar a través de la válvula en cuestión la cual se selecciona como “nodo” para el

cálculo de la capacidad de producción del pozo. Cuando se trata de orificios se

recomienda usar “Thornhill Craver” y si se trata de una válvula se recomienda el de

“Winkler” o el modelo “TUALP”. (Ver Figs. Nº 22 y 23).

9.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción.

La presión fluyente obtenida en el punto medio de las perforaciones debe ser

introducida en “Edit Layer” cuando se haya elegido “Test Point Data” como modelo

para calcular el comportamiento de afluencia de la formación productora. Cuando no se



106


dispone de la información de yacimiento suficiente como para aplicar la ecuación de

Darcy, se debe seleccionar el modelo “Vogel” para calcular la IPR. (Ver Fig. Nº 24).

Para obtener las curvas de Oferta y Demanda de energía en el fondo del pozo se

entra en “Operating Point” de “Análisis”, se seleccionan las tasas automáticamente y

finalmente se “calcula” para obtener en los resultados gráficos la intersección de las

mencionadas curvas, la intersección debe realizarse en la tasa de operación actual. (Ver

Fig. Nº 25).

De esta forma se tiene cotejado el comportamiento actual de producción.



107






108



Fig. Nº 20. Selección de la válvula operadora más profunda.

Cerrada

Cerrada


109



Fig. Nº 21. Selección modelo avanzada de válvulas o para comprobar la

consistencia de la información.


110



Fig. Nº 22. Selección de la correlación de comportamiento dinámico de la válvula.


111



Fig. Nº 23. Tasa de gas calculada a través de la válvula.

Tasa de flujo de gas a través de la válvula


112



Fig. Nº 24. Selección del modelo para calcular IPR actual.


113



Fig. Nº 25. Comprobación del comportamiento actual de producción, con el

Wellflo.


114



CAPÍTULO 10

OPTIMIZACIÓN DEL POZO CON

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

10. OPTIMIZACIÓN DEL POZO.

10.1. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de energía y

fluidos del Yacimiento.

El impacto de la remoción de daño y/o pseudo daño sobre la producción del

pozo puede ser cuantificado en bpd cuando se conocen los parámetros que definen el

comportamiento de afluencia de la formación productora, por ejemplo, permeabilidad

relativa, espesor de arena neta asociada al cañoneo, radio de la zona dañada, radio de

drenaje, radio del pozo, densidad del cañoneo (tiros por pie), longitud del túnel

perforado, área de las perforaciones (calibre del cañón), permeabilidad vertical,

penetración parcial o cañoneo parcial, etc.

A continuación se presentan las pantallas donde se debe ingresar la información.

Primeramente se debe cambiar en “Reservoir control” el modelo para el

comportamiento de afluencia de “Test Point Data” a “Layer Parameters”.

En el caso mostrado en esta figura se seleccionó un pozo con casing cementado y

perforado y se activó la opción de utilizar un daño calculado en la ventana de “Skin

Análisis”. (Ver Fig. Nº 26).

En el botón configure se encontrará las variables forma del área de drenaje y sus

dimensiones. Al pulsar el botón “Calculate” se actualizará el cálculo de factor de daño

total y por componente.


115


Actualizada la información anterior, se ejecuta nuevamente el “Operating Point”

de “Análisis” pero realizando un análisis de sensibilidad de la permeabilidad de la zona

de daño hasta lograr reproducir la tasa actual.

El valor del daño a la formación correspondiente a la permeabilidad calculada

para la zona de daño será un valor solo estimado ya que definitivamente solo a través de

la interpretación de una prueba de restauración de presión tendremos valores mas

confiables del daño a la formación.

Igualmente, si la caída de presión a través de los túneles dejados por el cañoneo

correspondiente a la tasa de producción actual es mayor de 300 lpc podría realizarse un

análisis de sensibilidad para abrir mas área de flujo entre el pozo y el yacimiento, por

ejemplo, mayor penetración, cañones de mayor calibre, mayor densidad de tiro (de 4 a 8

tiros por pie).

10.2. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda de

energía para levantar fluidos del Yacimiento.

De la misma forma se debe cuantificar el impacto de la eliminación de

restricciones (Cuellos de botella) encontrados en la infraestructura instalada, sobre la

producción del pozo, por ejemplo: bajar el punto de inyección del gas de levantamiento

a través de un rediseño de la instalación, bajar la presión de separación en las estaciones

donde se pueda hacer dicho cambio, cambiar el diámetro de la línea de flujo, cambio del

método de producción, etc. En cada uno de los escenarios estudiados se debe determinar

la curva de comportamiento o de rendimiento del pozo de LAG, realizando una segunda

sensibilidad del volumen de gas de levantamiento a utilizar, esto permitirá seleccionar

un volumen diario de inyección de gas óptimo para el escenario óptimo. Para ver la

curva de rendimiento se debe seleccionar ver “Performance Análisis” en “Results”à

“Plot” tal como se muestra en la Fig. Nº 27.

En la Fig. Nº 28 se muestra un ejemplo de una curva de Rendimiento de LAG

obtenida con el simulador.



116


Fig. Nº 26. Análisis del daño para aumentar la oferta del fluido.



117


Fig. Nº 27. Análisis nodal para disminuir la demanda de energía en el fondo.



118


Fig. Nº 28. Curva de rendimiento del pozo de LAG.



119



CAPÍTULO 11

OPTIMIZACIÓN DE

SISTEMAS DE GAS LIFT

11. OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE GAS LIFT.

Antes de aplicar algún criterio o algoritmo para optimizar la distribución de gas

de levantamiento entre los pozos de un sistema de LAG es necesario que en cada uno de

ellos inyectando el gas por el mandril mas profundo posible de acuerdo a la presión de

gas disponible en el sistema. Esto permitirá una distribución más eficiente ya que todos

los pozos competirán por el gas de levantamiento en igualdad de condiciones.

11.1. Metodología de optimización.

11.1.1. Recolectar información.

- A nivel de pozo: Producción.

Yacimiento.

Infraestructura.

- A nivel de Sistema: Presión y Capacidad de Compresión.

Sistema de distribución del gas.

Sistema de recolección del gas.

Balance de gas.


120


11.1.2. Diagnosticar el LAG a cada pozo.

- Profundidad de Inyección: Mandril más profundo?

Múltiple punto de inyección?

- Consumo de Gas: Subinyectado.

Sobre inyectado.

Optimizado.

11.1.3. Ejecutar acciones a nivel de pozo.

- Diseño de nueva instalación: tipo de L.A.G.

- Rediseño de la instalación.

- Ajuste preliminar del consumo de gas.

11.1.4. Obtener curvas de rendimiento a cada pozo.

- Tasa de Producción Neta vs. Tasa de Inyección de gas.

- Ganancia Neta (Bs. /día) vs. Tasa de Inyección de gas.

11.1.5. Optimizar la distribución del gas de levantamiento.

- Algoritmos de optimización.

11.2. Criterios para la distribución óptima del gas.



121


Todos los pozos asociados a un sistema de LAG no pueden ser optimizados

cuando existen limitaciones en el volumen de gas disponible para el levantamiento.

Cuando se abre indiscriminadamente los chokes ajustables para controlar la inyección a

nivel de pozo de tal forma que se intenta repartir más volumen que el disponible, ocurre

una disminución de presión en el sistema de distribución de gas a alta presión. Si no se

toman las acciones correctivas pertinentes es probable que algunos pozos pierdan su

condición de flujo continuo y comienzan a producir en forma inestable; esto trae como

consecuencia una disminución en la producción total del sistema y adicionalmente, un

funcionamiento inadecuado de los equipos de producción y recolección de fluidos.

Existen en la literatura varios criterios de optimización de sistemas de LAG uno

de los mas sencillos de utilizar es el presentado por Gómez(3) en 1972 el cual consiste

en distribuir el gas de levantamiento entre los pozos de tal forma que la producción total

de petróleo sea la máxima posible para el sistema. En 1974 Redden, Sherman y Blann(4)

presentan el criterio de las pendientes para la optimización de la distribución del gas en

un sistema de LAG, donde el objetivo consiste en maximizar la 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. A continuación se detalla el procedimiento de optimización

presentado por Gómez para maximizar la producción de petróleo del sistema.

11.2.1. Criterio 1: Maximizar la producción de petróleo.

Básicamente el procedimiento consiste en:

A) Determinar la Curva de Comportamiento de los pozos asociados al sistema y

computar el volumen de gas requerido para arrancar todos los pozos, así como

también, el requerido para producir todos los pozos a su máximo potencial.

B) Si el volumen de gas disponible para el levantamiento es mayor o

aproximadamente igual requerido para producir los pozos a su máximo potencial,

se le asigna a cada pozo el volumen de gas para alcanzar dicho potencial y el Msc. Ricardo Maggiolo


122


volumen remanente reservarlo para otro uso distinto al levantamiento de pozos,

por ejemplo, reinyectarlo en el yacimiento, etc. En caso contrario continuar con

el siguiente paso.

C) Del volumen total disponible de gas, reservar el requerido para arrancar todos los

pozos y el remanente repartirlo jerárquicamente entre los pozos de acuerdo al

siguiente algoritmo:

- Dividir cada curva de comportamiento en secciones de 50 Mpcn/d.

- Dividir el volumen remanente de gas de levantamiento en incrementos de 50

Mpcn/d.

- Computar los barriles de petróleo que cada pozo producirá al inyectarle un

volumen incremental de gas de 50 Mpcn/d y asignarle dicho incremento al pozo

que acuse un mayor incremento en su producción de petróleo. Al pozo que reciba

el incremento de gas de inyección se le debe computar su volumen acumulado

de inyección de gas y producción de petróleo.

- Continuar repartiendo los incrementos de gas de levantamiento hasta agotar el

gas remanente disponible.

11.2.2. Criterio 2: Maximizar ganancias.

En el criterio económico presentado por Redden y colaboradores el

procedimiento consiste en convertir la Curva de Comportamiento de los pozos (Qo vs

Qiny) en una Curva de Beneficio o Ganancia neta obtenida expresada como una función

del gas de levantamiento: Bs. vs Qiny donde:

Bs/d = (PVPpetróleo - Costo de producción)*Qo - (Costo de compresión de

gas)*Qiny

Donde:



123


Bs. /d = Beneficio en Bs. diarios.

PVPp= Precio de venta del petróleo en Bs. /bl.

Costo de producción = Costo de producción del petróleo en Bs. /bl sin incluir los de

compresión

Qo = Tasa de producción neta en bpd

Costo de compresión de gas = En Bs. /Mpcn

Qiny = Tasa de inyección de gas en Mpcn/d

Luego se distribuye el gas de levantamiento de tal forma que todos los pozos

queden con la misma pendiente en la Curva de Beneficio de acuerdo al volumen de

inyección asignado a cada uno de ellos. Si los costos de compresión del gas en las

plantas asociadas son iguales y los costos de producción del crudo son iguales para todos

los pozos, el criterio se convierte en una maximización de la producción total de petróleo

del sistema ya que la Curva de Beneficio tendrá una forma similar a la Curva de

Comportamiento.

El algoritmo presentado por Gómez converge a la misma distribución de gas

obtenida si se distribuyera el volumen de gas disponible para el levantamiento, entre los

pozos asociados, de tal forma que todos los pozos queden con la misma pendiente en su

Curva de Comportamiento. Las dos soluciones serían exactamente iguales si el

incremento del volumen de inyección usado en el algoritmo tiende a cero.

11.3. Ejemplos con el simulador.

Se realizaran de manera interactivo en la exposición.



124



GLOSARIO

Análisis de sensibilidad: cuantificar impacto de alguna variable importante sobre la

capacidad de producción del sistema.

Asiento de válvulas: disco con orificio a través del cual circula el gas de levantamiento

desde la corriente de gas hacia la columna de fluido.

CHP: siglas para abreviar “Casing Head Pressure”, presión de inyección de gas en el

cabezal del revestidor de producción.

Curva de rendimiento: representación gráfica de la tasa de producción en función de la

tasa de inyección de gas en un pozo de levantamiento artificial por gas.

Diagnóstico: determinación del funcionamiento del equipo de levantamiento,

normalmente se debería inyectar por el mandril más profundo la tasa de

gas adecuada de acuerdo al comportamiento de producción del pozo

Espaciamiento de mandriles: determinación de las profundidades donde serán

colocados los mandriles a lo largo de la tubería de producción

Estrangulador ajustable: válvula ajustable que permite controlar la tasa de gas de

levantamiento que se inyecta al pozo.

Factor de orificio medidor: constante que permite calcular la tasa de inyección de gas

al multiplicarla por las lecturas apropiadas de la presión estática y presión

diferencial a través de la placa de orificio, obtenidas con un determinado

medidor o registrador de flujo.


125


Gas Lift: método de levantamiento artificial que utiliza gas comprimido para asistir al

levantamiento de los fluidos.

LAG: siglas usadas para abreviar el método “Levantamiento Artificial por Gas”.

Levantamiento artificial: método de producción donde se utiliza una fuente externa de

energía en la columna de fluido con el fin de levantarla desde el subsuelo

hasta la superficie.

Mandril: tramo de tubería especial que posee receptáculo para asentar la válvula de

levantamiento

Plantas compresoras: sistema de compresores que suministran la energía requerida al

gas de levantamiento.

Registrador de flujo: aparato de medición que registra en una carta la presión de flujo

(estática, azul) del gas con un resorte y la caída de presión (diferencial,

roja) a través de la placa-orificio con una cámara de fuelle. Normalmente

se identifican por su gamma, por ejemplo, un registrador de 100x1500

posee una cámara diferencial con rango de 100 pulgadas de agua y un

resorte de rango 1500 lpcm.

Registro acústico: perfil de deflexiones de la onda acústica producidas por el sonolog.

Relación gas – líquido: relación existente entre la tasa de gas y la tasa de líquido

levantada. Puede ser total, de formación o de levantamiento dependiendo

de la tasa de gas utilizada.

Relación gas – petróleo: relación existente entre la tasa de gas y la tasa de petróleo

levantada. Puede ser total, de formación o de levantamiento dependiendo

de la tasa de gas utilizada.

Sistema de recolección: conjunto de tuberías que permiten recolectar los fluidos que

producen los pozos.



126


Sonolog: aparato que emite una onda acústica en el espacio anular del pozo y que

registra las deflexiones producidas por los cuellos de tubería que se

encuentran descubiertos en el pozo lo cual permite estimar la profundidad

del nivel de líquido en el espacio anular.

THP: siglas para abreviar “Tubing Head Pressure”, presión de producción de fluidos en

el cabezal de la tubería de producción.



127



BIBLIOGRAFÍA

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15. Blann, J. R., Redden, D. y Glen Sherman, T. A.: “Optimizing Gas-Lift

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129


ANEXOS




Gráfico para determinar el Area del cono truncado presentado por H. Winkler Msc. Ricardo Maggiolo



Gráfico del Comportamiento dinámico de la válvula de LAG presentado por Z. Smichtd Msc. Ricardo Maggiolo



Ejemplo de registro de P y T fluyente para utilizar la correlación de temperatura de Zimmerman






Caída de temperatura en función de la caída de presión


Zonas de de P y T donde se limita la formación de hidratos Msc. Ricardo Maggiolo



Gradiente de gas 1/2 Msc. Ricardo Maggiolo



Gradiente de gas 2/2



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