102707845 Analisis y Diagnostico de Pozos Con Gas Lift CIED PDVSA

Instituto de Desarrollo Profesional y Técnico

Análisis y Diagnóstico de Pozos con Gas Lift

© CIED 1997

Centro Internacional de Educación y Desarrollo Filial de Petróleos de Venezuela, S.A.

CIED Instituto de D esarrollo Profesional y Técnico

Análisis y Diagnóstico de Pozos con Gas Liff

Advertencia E s t a o b ra e s p ro p ie d a d de l C I E D , C e n t r o I n t e r n a c io n a l d e E d u c a c i ó n y D e s a r r o l l o F ilia l d e P e t r ó le o s d e V e n e z u e la S . A . y e s tá p ro te g id a p o r D e r e c h o d e A u to r y/o C O P Y R I G H T . E s t á e x p r e s a m e n te p ro h ib id a s u re p ro d u c c ió n p a rc ia l o total p o r c u a lq u ie r m e d io y re s trin g id o s u u s o sin la a u to riz a c ió n p re v ia p o r e s c rito d e l C I E D . C u a lq u ie r v io la c ió n d e e s ta s d is p o s ic io n e s e s c o n tra ria a la le y e im p lica a c c io n e s c ivile s y p e n a le s a los infractores. C u a lq u ie r in fo rm a c ió n s o b re e s ta o b ra p u e d e s e r so lic ita d a e n : C e n t r o In te rn a c io n a l d e E d u c a c ió n y D e s a rro llo ( C I E D ) C e n t r o d e In fo rm a c ió n y D o c u m e n ta c ió n in te g ra l (C I D I ) C a r re te ra In te rc o m u n a l, T a m a r e , E d o . Z u lia . A p a r t a d o 6 9 T lf .: (0 6 5 )3 1 .0 3 .2 2 (M a s t e r ), F a x : (0 6 5 )3 1 .0 6 .7 6 (0 61 )5 0 .2 8 .1 1 I S B N : 9 8 0 -2 8 4 -8 0 3 -4

© C I E D , 1 9 9 7 ................ ......... .....- -- -------------------------- -------------------------- Código: 326003 Segunda Versión / Julio, 1997

Análisis y diagnóstico con Gas Lift

Introducción

En este manual se discuten una serie de temas relacionados con el análisis y diagnóstico de pozos que producen con gas lift, sus procedimientos, métodos, diagnóstico y prueba de comunicación.

Objetivo general

Describir los aspectos técnico-operacionales que permitan la producción de los pozos en una forma óptima y segura, aplicando las técnicas de análisis y diagnósticos correctivas de LAG.

Contenido

A continuación se presenta la lista de los capítulos que contiene este m anual: Capítulo 1. Información del pozo en evaluación. Capítulo 2. Diagnóstico de pozos con LAG. Capítulo 3. Prueba de comunicación.

Capítulo _

Información del pozo de evaluación

Introducción

Antes de aplicar procedimientos de interpretación cualitativa y cuantitativa de diagnóstico de pozos con LAG, se requiere recolectar e interpretar la información de la prueba de producción del pozo, el análisis de la muestra de fluido y el detalle de la completación mecánica del pozo.

Contenido

Este capítulo está estructurado por los siguientes temas : Tema 1. Prueba de producción. í 2. Tasa de producción de líquido. i 3. Tasa de producción de gas. 14. Presiones. i 5. Comportamiento histórico de producción del pozo j 6. Validación de la información del campo j 7. Completación y equipos de levantamiento i

Página i 1-2 1-3 1 1-7 ! 1-13 j ! 1- 16 I ! 1-18 | ! 1-22 |

i

Análisis y diagnósticos de pozos con gas lift

Tem a 1 | Prueba de producción i Producción de líquido y gas

Definición

1 -2

La prueba de producción es un procedimiento que permite medir el volumen diario de fluidos producidos por un pozo perteneciente a un yacimiento, para establecer parámetros que definen el comportamiento de producción del mismo. Tasa de producción de líquido

Es el volumen de petróleo y agua que el pozo produce en un día y viene expresado en barriles por día (BFPD).

Tasa de producción de gas

Es el volumen de gas que el pozo produce en un día y viene expresado en miles de pies cúbicos normales por día (MPCN/D).

Nota

El volumen de gas medido en la estación de flujo para un pozo que produce por LAG, incluye el gas producido por el yacimiento más el inyectado con fines de levantamiento, de allí que se le denominará tasa de flujo de gas total. Midiendo la tasa de flujo del gas inyectado se puede obtener por diferencia, la tasa de producción de gas del pozo.

Información del pozo en evaluación

Prueba de producción

Tem a 2 | Tasa de producción de líquido j

Producción de líquido

Tasa de producción de líquido

La tasa de producción de líquido del pozo se obtiene utilizando separadores de desplazamiento positivo o aplicando el método de aforo de tanques.

Separador de prueba

El separador de prueba es un equipo que se utiliza para separar la fase gaseosa de la líquida y que adicionalmente puede ser utilizado para medir la cantidad de líquido que produce un pozo. Este equipo consta de dos cámaras : una superior donde se efectúa la separación del gas crudo y otra inferior donde se mide el fluido. Su funcionamiento es como sigue :

|

Parte 1

!

2

I

3

4

Descripción El fluido entra por la cámara superior en donde ocurre la separación del gas crudo. La válvula No. 2 permanece cerrada y la No. 1 abierta. De esta manera comienza el llenado de la cámara inferior hasta i que el crudo alcanza el nivel del flotador superior (A). Entonces el controlador de éste emite una señal de cierre a la válvula No. 1 y de apertura a la No. 2. En este momento comienza la transferencia del crudo del separador hacia tanques de almacenamiento. El separador continua su proceso de llenado de la cámara superior, mientras que el fluido desciende al nivel del flotador inferior; luego emite la señal de cierre a la válvula de | descarga (No. 2) y de apertura a la (No. 1) y se inicia nuevamente el ciclo.

Cada ciclo se denomina “Golpe” y en cada uno de ellos se desplaza una cantidad de crudo que depende del diámetro interno del separador y de la distancia entre los flotadores. El número de golpes se registra en un contador conectado al flotador superior o mediante registradores gráficos en pulgadas de agua. Sigue...


1-3


Separador de prueba

Ilustración

(continuación)

A continuación se presenta un separador de prueba. TUBO DE VENTEO

No. 2

¿Cómo calcular la tasa de líquido con un separador de prueba ?

Para calcular la tasa de producción de líquido (qL) con un separador de prueba se utiliza la siguiente ecuación. L No. de golpes x FactorSep x 24(hrs/ Dj ,

qL(BFPD) =

.

Duración de la prueba(hrs)

donde FactorSep = Factor del separador de prueba, Bls/golpe.

1 -4


Prueba de producción

Aforo de tanques

Descripción

El método de aforo de tanques consiste en medir la variación del nivel de líquido en un tanque de prueba, en el tiempo de duración de la prueba. Para ello existe dos procedimientos ; aforo directo y aforo indirecto, la diferencia en ambos es la distancia medida para cuantificar dicha variación. A continuación se presenta una tabla con los métodos de aforo de tanques.

Paso Definición

Ilustración

Aforo directo Consiste en bajar una cinta de medir con plomada al interior del tanque hasta que la punta de la plomada toque el fondo del tanque, para medir el espacio o distancia entre la superficie del líquido o producto y el fondo del tanque (9). 5 '.

Aforo indirecto Consiste en medir el espacio vacío entre la superficie del líquido, producto y el punto de referencia (8).

.T-T»

T -5^.. rfl

;ó ;

'A

/ * ----------------------7

\

9, > }ry i

___ ___

Leyenda

1. 2. 3. 4. 5.

’

/ {

1

i ■ ~ - ,t r

J S M i

Punto de referencia Cinta de aforo. Boca de aforo. Pared del tanque. Corte de nivel en la cinta.

6. Nivel de! producto. 7. Corte nivel en la plomada. 8. Espacio muerto. 9. Espacio con el producto. 10. Plomada de aforo directo. 11. Plancha de referencia. Sigue...

Informoción del pozo en evaluación

1-5


Aforo de tanques

¿Cómo calcular la tasa de líquido con aforo de tanques ?

(continuación)

Para calcular la tasa de producción de líquido (qL) con aforo de tanques se utiliza la siguiente ecuación : Variación de nivel(pulg) x Factor del tanque x 24(hrs/ D) Duración de la prueba(hrs)

donde : Factor del tanque : es la capacidad volumétrica del tanque en (Bls/pulg).

1-6


Tosa de producción de gas

Tem a 3 Tasa de producción de gas

Producción de gas total

Medición del gas total

Es un procedimiento para obtener el volumen del gas total que produce un pozo en evaluación. Para ello se utiliza un medidor de placa de orificio, instalado en la línea de salida de gas del separador de prueba. En un disco o cartilla colocado en el medidor se marcan dos tazos uno que representa la presión estática aguas arriba de la placa de orificio y el otro, la presión diferencial a través de la misma. Para diferenciar se usan distintos colores, por lo general azul para la presión estática y rojo para la presión diferencial.

Ilustración

En la siguiente figura se muestra la instalación del medidor de gas total.

\

SEPARADOS

Sigue...


1-7


Producción de gas total

(continuación)

Tipos de discos

Existen dos tipos de discos o cartillas que dependen de la escala que se va a utilizar: los de raíz cuadrada y los lineales.

Nota importante

Para cada tipo de disco existe una fórmula distinta que calcula el flujo del gas total.

1-8



Discos cuadráticos

¿Cómo calcularlo ?

Para calcular el flujo de gas total utilizando discos cuadráticos se debe multiplicar la lectura diferencial (puntos diferenciales) por la lectura estática (puntos estáticos) registrada en el disco de raíz cuadrada. Este resultado debe ser multiplicado por un valor constante (Fom).

Ecuación

La ecuación utilizada para obtener el volumen de gas total usando discos cuadráticos es la siguiente : Qgt = Fom x Ptos.dif. x Ptos.est. d o n d e: Q gt: tasa de gas total en Mpcnd. Fom : es el factor del orifico - medidor y su valor depende del tamaño del orificio de la placa y de los rangos del medidor de flujo.

Ilustración

A continuación se presenta el disco de gas total (cuadrático)

Puntos Diferenciales (Pts. Dif.) Puntos Estáticos (Pts. Estát.)


1-9


Discos lineales


Para calcular el flujo de gas total utilizando discos lineales se debe extraer la raíz cuadrada al producto de los valores lineales de presión estática y presión diferencial registrados en el disco medidor. Este resultado debe ser multiplicado por un valor constante (Factor).

Ecuación

La ecuación utilizada para obtener el volumen de gas total usando discos lineales es la siguiente : Qgt = Factor^PdifxPest v'" donde : Q gt: tasa de gas total en Mpcnd. Factor : es el factor de orificio, y depende del tamaño del orificio de la placa.

Ilustración

A continuación se muestra la figura de disco de gas total (lineal)

Presión Estática (P. Est.) Presión Diferencial (P. Dif.)

s

1 -1 0

s

a

i


Tasa de producción de gos

Tasa de inyección de gas


Para calcular el flujo de gas de inyección (Qgt) se utiliza el procedimiento descrito para calcular el flujo de gas total. Con la diferencia de que las lecturas diferenciales y estáticas se leen de los discos o cartillas del gas de inyección obtenidos del registrador de flujo de gas situado en el múltiple de gas o en la línea de gas que llega al pozo.

Ilustración

A continuación se muestran los discos utilizados para medir la tasa de inyección de gas Disco Inyección de gas lineal

Dustración

Inyección de gas i cuadrático

Nota

Los trazos son más uniformes que los discos de gas total Sigue...


1-11

Análisis y diagnósticos de pozos con gos lift


Otros usos del disco de un medidor de gas

(continuación)

El disco de un medidor de gas permite obtener la presión de flujo del gas (Pe) aguas arriba de la placa orificio mediante las siguientes ecuaciones :

Para discos cuadráticos

Pe(lpcm) = Ptos.estzx

í Rango del resorte^ 100

1 4 ,7

Para discos lineales

Pe(lpcm)

Pest x

f Rango del resorte^

Rango del disco

14,7

d o n d e: Pest se obtiene directamente del disco, si se efectúa mentalmente la multiplicación de Pest por la relación de rangos al obtener Pest, ésta última ecuación que dará : Pe(lpcm) = Pest -14,7 Sigue...

1-12




Otros parámetros de producción

(continuación)

Con tasa de líquido qL (BFPD), tasa de gas total Qgt (Mpcnd) y tasa de gas de inyección (Qgi) se obtienen otros parámetros de producción con las siguientes ecuaciones : • Tasa de producción de gas de la fonjttííación, Qgf. "fYr\ Qgf(Mpcnd) = Qgt - Qgi. • Relación gas-líquido total, RGL,. RGL,(pc„/bn) = ^

f/ ^ qL iíu*-

.

Relación gas-líquido de inyección, RGL¡. RGLj(pcn / bn) =

1000. Qgi

qL

Relación gas-líquido de formación., RGLf. RGLf(pcn / bn) = -1 000Qgf


1-13


Tem a 4 j Presiones j

Presión de revestimiento y presión de la tubería de producción

Presión de revestimiento (Pe o CHP)

La presión de revestimiento (Pe o CHP) es la presión con la cual se inyecta el gas en el cabezal de la tubería de revestimiento. ""

Presión de tubería de producción (Pt oTHP)

La presión de tubería de producción (Pt o THP), es la presión con la cual se producen los fluidos en el cabezal de dicha tubería.

Ilustración

A continuación se presentan las siguientes figuras que ilustran un disco de presiones Pt/Pc

Disco

Semanal

1 -1 4

Descripción La medición de la presión de revestimiento y la presión de la tubería de producción se obtienen del disco o cartilla que está colocado en un instrumento llamado registrador de presiones. Los valores son registrados en un disco o cartilla que gira accionado por un reloj de 24.

Ilustración

La medición de la presión de revestimiento y la presión de la tubería de producción se obtienen del disco o cartilla que está colocado en un instrumento llamado registrador de presiones. Los valores son registrados en un disco o cartilla que gira accionado por un reloj de 7 días.


Presiones

Discos de presiones Pc/Pt

Utilidad

Los discos de presiones (Pc/Pt) se utilizan para indicar si la producción es en flujo continuo ó en flujo intermitente. De la observación del disco del registrador de presiones es posible conocer el estado operacional del equipo de levantamiento artificial del pozo. Cualquier indicio de problema mecánico en la instalación puede ser detectado a través de ellos. Así mismo, es posible definir el método de levantamiento artificial por gas con el que produce el pozo : continuo o intermitente y, de esta manera, seleccionar el tipo de cálculo de diagnóstico que debe realizarse.

Disco LAG continuo

Descripción Indica la producción en flujo continuo. Obsérvese que la presión del gas en el espacio anular es constante.

LAG intermitente

La presión del gas en el espacio anular tiene dos valores : el máximo que corresponde a Japresión de apertura de la válvula ((PcvqkV el mínimo, a la de cierre (Pcvc). Otro dato importante que se extrae es el tiempo de ciclo, el cual corresponde al período que transcurre entre dos aperturas consecutivas de la válvula operadora.

Ilustración

Sigue...


1-15

Análisis y diagnósticos de pozos con gos lift

Discos de presiones (Pc/Pt)

¿Cómo calcular Pe y Pt?

(continuación)

Para calcular Pe y Pt se utilizan las siguientes ecuaciones

Pc(lpc) = Lect.del disco x

Rg. del resorte^ Rg. del disco

Pt(lpc) = Lect.del disco x

^Rg. del resorte^1 Rg. del disco

d o n d e: Rg del resorte : es el rango del resorte. Rg. del disco : es el rango del disco. Nota:

1 -16

En general el registrador posee dos resortes de rangos distintos, el mayor corresponde a la Pe y el menor a la Pt. Similarmente algunos discos poseen dos escalas, la mayor corresponde a la Pe y la menor a la Pt.


Producción del pozo

w

J"*

Tem a 5 Com portam iento histórico de producción del pozo

Historia de producción del pozo

Definición

La historia de producción de un pozo es un registro de toda la información cronológica relacionada con las pruebas de producción, muestras de fluido y presiones manométricas tomadas a cada pozo durante un período. Generalmente esta historia se almacena en una base de datos corporativa.

¿Para qué se utiliza ?

La información se obtiene en forma de reportes, los cuales se utilizan junto con la proveniente del campo (discos) para realizar los diagnósticos de los pozos en LAG. El análisis de los datos reportados constituyen un insumo más que permite al ingeniero verificar el comportamiento de producción de cada pozo. Sigue...


1-17


Historia de producción del pozo

Ejemplo ilustrativo

(continuación)

A continuación se presenta un ejemplo de la historia de producción 891122 891122 891126 891126 891127 891127 891127 891127 891127 891127 891128 891128 891128 891128 891128 891128 891129 891129 891129 891129 891129 891129 891129 891130 891130 891130 891130 891130 891130 891130 891130 891130 891130 89121 89121 89121

10 GCW O RM 76 AISLAR ARENA C ÁAA RIGL 18 GCAMW ORM 76 GG ACTIVAR EN GL CON GG 3 PTS 9 GC GL WO RM 76 10 GC GL 30 RM 12 NO DIO MUESTRA 18 GC AK WO RM 12

COLOCO PLATO 5/8 TENIA 7/8 AJU 10 GC AK WO RM 76 16 TOMO MUESTRA

lio

TOMO PRESIONES CON MANÓME! 10 CHP=1000=THP=75.100-OSC1LA 10 GC GL WO RM 76

1000

80 80

18 TOMO MUESTRA Y PRESS

110 110

90

TOMO MUESTRA Y PRESS GC GL WO RM 76 1 1 2 10 588 576 950 1490 876

21.8 2.0 .0

24.0

16 TOMO MUESTRA TOMO MUESTRA 1 10

21.3 1 3 .0 0.0 90

1 -1 8

1000

115

900

90


Validación de la información del campo

Tem a 6 Validación de la información del campo

Validando información

Validación

Consiste en verificar la consistencia"y representatividad de la información recopilada, para lo cual se compara la información obtenida en diferentes puntos y a distintos tiempos. El procedimiento se explica en las siguientes páginas.

¿Cómo validar consistencia ?

Una forma de validar la consistencia de la información es comparando la presión del gas en puntos cercanos con dos o más instrumentos diferentes.

Ejemplo 1

A continuación se muestran las figuras que ejemplifican la consistencia de los datos obtenidos. i b ¡ . í• Comparación de presiones en múltiples viejos : registrador de flujo después del estrangulador ajustable. Descripción Comparar la presión de flujo de gas obtenida con la lectura estática del registrador de flujo de gas de levantamiento (Pe), con la presión de revestimiento obtenida del registrador de dos presiones y con la presión de revestimiento obtenida del manómetro en el cabezal del revestidor.

Ilustración Registrador de Flujo

Presión de Flujo de Gas

Estrangulador ajustable

AP Cañón del múltiple

Registrador de 2 presiones Presión de Revestimiento (Presión de 4 aBai Casing, CHP)

Manómetro Presión de Casing

POZO

Sigue...


1-19



(continuación)

Nota importante

La caída de presión AP que ocurre en el estrangulador ajustable origina un enfriamiento del gas que puede causar congelamiento de las fracciones líquidas presentes en él. Este congelamiento obstruye el orificio de la placa de orificio ocasionando lecturas erróneas de los Pts o presión diferencia en el disco de gas de levantamiento. Es por ello que esta forma de instalar en el múltiple el estrangulador o válvula ajustable entes de la placa de orificio, se ha invertido en los múltiples nuevos, tal como se mostrará en el ejemplo 2.

Ilustración.

La siguiente figura muestra el congelamiento en un disco de gas de levantamiento.

Sigue...

1 -2 0


Validación de la información del campo


Ejemplo 2

(continuación)

Comparación de presiones en múltiples nuevos : registrador de flujo antes del estrangulador ajustable. Descripción Comparar la presión de ¡ujo de gas obtenida con a lectura estática del evestidor de flujo de gas de levantamiento (Pe), con la presión de sistema obtenida en el manómetro en pozos Cañón Psist), donde la válvula :i del eguladora se encuentra I múltiple ituada después de la placa; estos valores deben ser aproximadamente iguales, en caso contrario, verifique la calibración de ambos equipos.

Ilustración Presión de ^ ^ P t s i e s H Flujo de Gas ^

Presión de Sistema Manómetro

Válvula 2"

Al pozo

¿Cómo validar ^ Una de las formas de validar la representatividad de la información representatividad ? es comparando el valor puntual de la tasa de producción con el comportamiento histórico de dicha tasa. Ejemplo

Si la tasa de producción obtenida durante la prueba sigue la tendencia mostrada en su comportamiento histórico, se puede decir que dicha tasa representativa del comportamiento del pozo. Igualmente, se puede validar la representatividad d e l: Porcentaje de agua y sedimento. Relación gas - líquido, entre otras.


1-21


Tem a 7 | Completación y equipos de levantamiento j

Información de completación y equipo

¿Porqué se necesita ?

Esta información es muy importante ya que en los cálculos de diagnóstico de diagnóstico se requiere conocer la longitud y el diámetro de la tubería de producción, la profundidad de los mandriles y la calibración de las válvulas, lo cual se encuentra en el diagrama de completación del pozo y en el diseño del equipo de levantamiento instalado en el pozo.

Equipo de levantamiento instalado

Los equipos de levantamiento se refiere a las válvulas de levantamiento instaladas en los mandriles, de acuerdo al último diseño de gas - lift realizado al pozo. La información específica requerida para el diagnóstico es la mostrada en la siguiente tabla. Profundidad i Tipo de j Asiento j R (Ap/Av) i PTR Presión (pies) i válvula i de calibración (1/64”) i (Lpc) 2430 4230 5280

Ilustración

R - 20 R - 20 R - 20

12 12 16

I

0,038 0,038 0,067

|

i

945 900 930

A continuación se presenta el gráfico de completación de un pozo.

r

TJ

Tubo conductor de 2.0" 52.78 “/P, B-LP 6112"

. N^le OT1S V © 210‘

Rew detuperftoede 103/4" . 40.5 “/P, ¿55 6 59 1' _ Mandril de LAG 01433' _ Tutoría da 3-1/2', 9.3 % J-55 Tope colgador Obturador colgador térmico Tubo Uso, x-üne Tubería ramvadafeapata

2554 2561' 2599' 2790'

----------- Mandril de LA.G. $ 2380 Obturador Brown Térmico

I r

Nipie Ote V 2486' Sotaüa de 2 - 7/8 x 3 -1/2 © 2520'

Topa dal ooigadQr O 2554 Rev. de producción de 7 " 23.0 UtfPI N-80 © 2627' Intervalos abiertos

Tubos n nundo» de 5" 18,0 *, P, P-110, x-Une (0.030")

2527'-800’ (EGMD) Zapata Q 2790' Pr=2800

1 -22


Capítulo Diagnóstico de pozos con L.A.G

Introducción

Se entiende por diagnóstico la evaluación de los equipos de pozos, la cual se practica para garantizar el correcto funcionamiento de los equipos para levantamiento artificial por gas instalados en los pozos para asegurar la obtención de la máxima producción de fluidos con la mínima inyección de gas. Este capítulo trata sobre el análisis y diagnóstico de los pozos con instalación para el levantamiento artificial por gas, partiendo de la información del pozo que se está evaluando. Para ello es necesario contar con métodos de cálculo e interpretación de los datos de campo provenientes de cada pozo.

Contenido

En este capítulo se desarrollarán los siguientes temas : Tema 1. Diagnóstico general 2. Diagnóstico de pozos de LAG en flujo continuo 3. Diagnóstico de pozos de LAG en flujo intermitente

Página 2-2 2-7 2-29

Análisis y diagnóstico con gas lift

■■mm '

■■■«■

Tem a 1 Diagnóstico General Diagnóstico de instalaciones

Objetivo

El objetivo del diagnóstico es determinar si se está inyectando o no por la válvula mas profunda el volumen adecuado de gas de levantamiento para maximizar la eficiencia del “Gas Lift”.

Flujogramas de diagnóstico

El diagnóstico se realiza a partir de la información del pozo en evaluación. Existen varios diagramas de flujo que permiten diagnosticar sistemáticamente el comportamiento del equipo de levantamiento. Sigue...

2 -2

Diagnóstico de pozos con LAG

Diagnóstico general

Diagnóstico de instalaciones

Ilustración

(cont m uacion

A continuación se muestra un diagrama esquemático presentado por Lagoven para diagnosticar pozos que utilizan el LAG como método de producción. INFORMACION DEL POZO EN EVALUACION

P R U D U C C IÓ N

R ECIB E GAS

D ISCO S

E Q U IP O

|

R EC IB E G A S

N O R EC IB E G AS

TAB LAS

N O R EC IB E GAS

D IA G N Ó S TIC O C IR C U LA N D O GAS

E C O N Ó M IC O

........T

“ ” ...

AR-CC

OR IFICIO

Título del capítulo o unidad

2-3

Análisis y diagnóstico con gos lift

Casos de diagnóstico

Introducción

En el diagrama anterior se observan varios casos o situaciones de diagnóstico. 1. 2. 3. 4.

Pozo que no produce y recibe gas

Pozos que no producen y reciben gas. Pozos que no producen ni reciben gas. Pozos que producen y reciben gas. — Pozo s que producensinreciben 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 m andril; pero si recibe gas con alta presión está operando una válvula si la válvula es la más 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 en el próximo tema.

Pozos que no producen ni reciben gas

Estos casos pueden presentarse cuando la línea de gas está obstruida o cuando fallan las válvulas de levantamiento. Para dilucidar cual de los casos está presente se compara la presión del sistema (Psist) o de múltiple de gas con la presión de inyección en el anular (CHP) : Sigue...

2 -4

Diagnóstico de pozos con IAG

Diagnóstico general


Si Psist es Mayor que

(continuación)

y se soluciona Reemplazando la válvula dañada en la línea de gas ó Abriendo totalmente la válvula reguladora del gas previa instalación de una placa de orificio de pequeño diámetro a la llegada de la línea de gas al pozo. Alta y similar • Falla de algunas válvulas de • Cambiando las válvulas con guaya al levantamiento fina. Baja y similar • Probablemente una falla en el sistema • Solventando los problemas al de distribución del gas. existentes en el sistema de distribución de gas. Pozos que producen y reciben gas

CHP el problema es j• • Obstrucción en la línea de gas ocasionada por falla de alguna válvula en la línea ó • • Congelamiento en la corriente medidora ^

f \ ) Si el pozo produce y recibe gas a una tas^o n stan te se debe realizar

^

cálculos de diagnóstico para determ inarsffapresTón de inyección en el anular (CHP) corresponde a la presión de operación en superficie de la válvula de operación en superficie de la válvula más profunda,1"'' o a la de alguna otra válvula superior olsi 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 más profunda se debe aplicar análisis nodal para establecer si el pozo se encuentra optimizado, subinyectado o sobreinyectado. ^ Si la inyección es por una válvula superior at pemaia iráliaila nuparior 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 un hueco en la sarta de producción y así tomar las acciones pertinentes a cada caso : reasentar válvulas en el mandril ó reparar tubería. En el próximo tema se presentará la ecuación para determinar la profundidad del hueco. Si el pozo produce pero recibe gas a una tasa variable es necesario observar el comportamiento de la presióncíel sistema para descartar que el problema está 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 está 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) Sigue...


2 -5



(continuación)

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 presentó en el caso de “pozos que no producen ni reciben gas.”

Nota importante

Obsérvese en el diagrama de flujo presentado que el diagnóstico debe complementarse con algunos métodos de cálculos que se presentan en los temas 2 y 3.

2 -6


Diagnóstico de pozos de LAG en flujo continuo

Tem a 2 Diagnóstico de pozos de LA G en flujo continuo

Cálculos de diagnóstico para LAG en flujo continuo

¿Cuándo se aplican ?

Los cálculos de diagnósticos se realizan cuando el pozo recibe gas de levantamiento a una tasa estabilizada y el propósito es determinar por donde se está inyectando el gas. Cuando se le inyecta gas al pozo se presentan dos situaciones : produce líquido y gas ó produce sólo gas ; cada una de estas situaciones requiere procedimientos de diagnósticos diferentes. Cuando los procedimientos fallan en el diagnóstico de la válvula operadora es recomendable utilizar los registros de presión y temperatura fluyente.

Pozos que producen líquido y gas

A continuación se presenta el procedimiento para diagnosticar pozos a los que se les inyecta gas y producen líquido y gas.

Paso 1

3 4 5

Acción i Calcule la presión dinámica del fluido en la tubería a nivel de i cada válvula. i Calcule la temperatura dinámica del fluido en la tubería a | nivel de cada válvula. i Determine la presión de apertura de cada válvula. Determine las válvulas operadoras. Determine la curva de rendimiento y diagnostique si el pozo i está optimizado, sub o sobre inyectado.

Para realizar estas acciones es necesario aplicar un conjunto de ecuaciones, utilizando la información obtenida en el capítulo 1 (Información del pozo de evaluación).


2 -7


Presión dinámica

¿Cómo determinarla ?

Para determinar la presión dinámica en la tubería se utiliza la correlación de flujo multifásico que simule mejor el perfil de presiones. Entre las correlaciones más importantes se pueden m encionar: Duns & Ros, Hagedom & Brown, Ori^zewki/’fetc., las cuales se encuentran disponibles en la mayoría de los programas computarizados de análisis nodal: Naps, Siman, Pipesim, Flosystem, etc. Una de las correlaciones más utilizadas en la industria petrolera es Quad, desarrollada por Lagoven con base en el trabajo de Duns & Ros.

Ecuación

A continuación se presenta la ecuación de la correlación Quad : Ptn = Pth + A,(D„ + D,)1 + B,(Dn + Dc) donde : J b I +4 A,(Pwh - Pth) - B, D _X _2-----------------------1

Pwh : Presión en el cabezal de la tubería de producción (lpc) es la misma Pt en el disco Pc/Pt. Ptn: Presión de la tubería de producción a la profundidad Dn (lpc). Dn : Profundidad de interés, Mpies. Pth : Representa la presión que debería existir en el cabezal del pozo en condiciones de producción. Pth, A3y B3: Factores empíricos que dependen de : Diámetro interno de la tubería. Porcentaje de agua de la muestra. Tasa de producción. Relación gas - líquido.

2 -8



Tem peratura dinámica


Para determinar la temperatura dinámica en la tubería se utiliza una correlación que simule el perfil de temperaturas dinámicas. Entre las correlaciones más importantes se pueden m encionar: Kirckpatrick, Shiu, Shiu - Beggs, etc. Una de las más utilizadas es la desarrollada con base en registros de presión y temperatura tomados en pozos que producen mediante levantamiento artificial por gas en el lago de Maracaibo.

Ecuación

La temperatura dinámica (0) se calculará a partir de la siguiente ecuación:¿i i „»•, •••u 7 ' '|

> .)

, / V « n = T p t- ( D p t- D ,) g n, ^ í> :

^

■

11.02 Ln(qf) g„ = 1-35------- + 1. 5 Ln(z) dt RGF[o.Q125* Tpt+ 12.75] (Ptn+ 14.7) Si RGF = 0 se asume Ln(z) = 0. D onde: RGF : relación gas - líquido en PCN/BN, se usa la total por encima del punto de inyección y la de formación por debajo. q f : tasa de producción en M bn/d. d t : diámetro interno de la tubería de producción en pulgadas, gn : gradiente térmico dinámico en °F/Mpies. Dn : profundidad de la válvula de interés, Mpies. Dpt: profundidad al tope de perforaciones (Mpies). 0n : temperatura de la válvula @ Dn (°F). T pt: temperatura @ Dpt (°F) y se determina con la ecuación : Tpt = Dpt x Ggeot + T sup(° F) Ggeot: gradiente geotérmico en °F/Mpies, para la zona del campo Costanero Bolívar (C.C.B) tiene un valor de 15.6 Tsup : temperatura ambiente en superficie en °F, para la zona del campo Costanero Bolívar tiene un valor de 88.8 °F.


2 -9

Análisis y diognóstico con gas lift

Presión de apertura


Para determinar la presión de apertura de las válvulas existen ecuaciones que dependen del tipo de válvula : operada por presión de gas o por presión de fluido de la presión (Ptn) y temperatura (0n) dinámica en la tubería a nivel de la válvula, de la presión de calibración (Ptr) y de la relación entre el área del asiento sobre el área del fuelle (R).

Válvulas operadas por presión de gas (con fuelle)

Para este tipo de válvulas la presión de apertura (Pcvon) calcula con las siguientes ecuaciones :

-------- (lpc*

Pcvo" = —

Si se le asigna f, /= 1 - R y f2 *= R la ecuación queda....

Pcvo, f,

con :

C t: representa el factor de corrección de la presión del N2, por diferencia de temperatura entre el taller y el pozo. Sigue...

2 -1 0




Válvulas operadas por fluido

(continuación)

Para este tipo de válvulas la presión de apertura (Pton) se calcula con las siguientes ecuaciones : Equipadas con resorte : Ptro x f, - f2 x Piodn Pton = ------------ --------------

Si es calibrada por presión de

*1

apertura (Ptro) ó P trc- f2 x Piodn Pton = --------- -----------

Si es calibrada por presión de cierre (Ptrc).

Equipadas con fuelle :

Pto„

Ptrf’l ¿ J - f2PÍOd"

En las ecuaciones anteriores Piodn representa la presión de gas en el anular frente a la válvula y se determina con el gradiente del gas (Gradg) y con la presión de inyección de gas en la superficie (Pe) obtenida del disco de dos presiones Piodn = Pe + Gradg x Dvn Existen en la literatura varios gráficos para estimar el Gradg en función de la presión de inyección en la superficie (Pe). W.Zimmerman dedujo para Lagoven una expresión que permite evaluar la Piod tomando en consideración la variación continua de la densidad del gas por aumento de temperatura en el pozo, la expresión es la siguiente : Piodn = Pe . Fgzn

Fgz„

K5xD„ + K7 .K5 x Dn + K7

con Mg

Sigue...


2-11



Válvulas operadas por fluido (continuación)

(continuación)

donde:

Mg =

1/RG x SR

k5 =

2C x (B + SR)

K6 =

2C x (B - SR)

k7 =

4Ax C

SR =

VB2 - 4A x C

RG = 0,14926-0,10341 xyg A=

548,8 AZ

B=

548,8 BZ + 15.6AZ

C=

15,6 BZ

AZ =

1.0009 + AZB.Po + AZC Po:

Bz =

BZB x Po + BZCxPo2

AZB = (3.6059-8.3492 xyg) x l O4 AZC = (2.0677 - 6.5555 x yg + 6.0806 x yg2) x 107 BZB = (3.4157 x yg- 1.3882) x 10'5 BZC = (2.5713 x yg - 2.3486 x yg 2 - 0.79398) x 10'8

2 -1 2

Po =

Pe + 14.7

yg =

gravedad del gas que circula, 0.66 por defecto



Válvula operadora


Para determinar la válvula operadora se debe considerar el tipo de válvula existente en el pozo conjuntamente con las presiones de apertura de cada una de ellas. La válvula operadora será la primera de arriba hacia abajo que se encuentra abierta y que sea capaz de dejar pasar la tasa de inyección de gas que se calculó con el disco de gas de levantamiento.

Válvulas / operadas por presión de gas

Para este tipo de válvulas el subprocedimiento para diagnosticar cual es la operadora es el siguiente : • Determine la presión del gas frente a la válvula (Piod) con la siguiente ecuación: n = 1,2,3 • Determine si la válvula está abierta síPiod„ > Pcvon

está abierta

si Piodn ^ Pcvon

está cerrada.

• Si la válvula está cerrada pase a la siguiente válvula más profunda, si está abierta determine la tasa de inyección de gas que bajo condiciones dinámicas ella es capaz de dejar pasar, para ello existen dos formas de calcularla : Sigue...

Diognóstico de pozos con LAG

2 -1 3


Válvula operadora

Ecuación de H. Winkler

(continuación)

- Calcule el desplazamiento de vástago en función del diferencial (Piod - Pcvo)n usando el “load rate” o constante de resorte del fuelle:

Valores típicos del “load rate” son 1200 lpc/pulg para válvulas de 1” OD y 400 lpc/pulg para válvulas de 1.5” OD. Sin embargo es deseable consultar con el fabricante para disponer de valores confiables. - Usando el gráfico de Area equivalente v.s. Desp.Vast. presentado por Winkler calcule el área efectiva expuesta a flujo. - Aplique la ecuación de Thomhill-Craver para calcular el flujo de gas o utilice las gráficas representadas por F.T. Focht.

155.5CdAp 2g K / l - K

^2

2

Qgas = -y/yg( T v + 460)

Qgas : flujo de gas, mpcnd Cd : coeficiente de descarga, se utiliza como valor aproximado (0.865) Ap: área expuesta a flujo, pulg2. g : aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg2. P ,: presión de gas (Aguas arriba), lpca, (Piod). P2: presión de producción (Aguas abajo), lpca, (Pt). K : relación del calor específico del gas a presión constante al calor específico a volumen constante, se utiliza 1.27. yg: gravedad del gas, adimensional Tv : temperatura de flujo de la válvula, °F. Sigue...

2 -1 4



Válvula operadora

Nota importante

Ecuación de Zélimir Schmidt

Caso especial varias válvulas operando

(continuación)

Si el área efectiva expuesta a flujo es menor que el área del orificio del asiento se dice que el flujo es “estrangulado” ya que la válvula se encuentra semi-abierta. En caso contrario el flujo es tipo “orificio” ya que la válvula se encuentra completamente abierta, en el gráfico de Winkler se detecta esta situación cuando al tratar de leer el área equivalente, el punto correspondiente al desplazamiento del vástago se sale de la envolente mostrada en el gráfico. Con la Piod, Pt, Pb, Tv, GG y tipo de válvula use el programa “Qgas” que se fundamenta en resultados obtenidos en el laboratorio donde se calcularon los coeficientes de descarga y de expansión (Cd.Y). Este programa contiene un conjunto de ecuaciones que caracterizan el flujo de gas a través de los orificios de las válvulas de diferentes fabricantes y distintos tipos de flujo : estrangulado, orificio y transición. Cuando la tasa de inyección de gas que deja pasar la primera válvula que se encuentra abierta es mucho menor que la obtenida con el disco, es probable que la siguiente válvula mas profunda se encuentre operando también, para determinar la tasa de inyección de gas de esta segunda válvula operadora se utilizan las mismas ecuaciones, teniendo cuidado de recalcular la presión dinámica en la tubería frente a dicha válvula ya que la relación gas - líquido cambia entre cimbas válvulas operadoras. Sigue..


2 -1 5


Válvula operadora

Vahadas operadas por presión de fluido

(continuación)

Para este tipo de válvulas el sub - procedimiento para diagnosticar cual es la operadora es el siguiente. • Determine de arriba hacia abajo cual válvula está abierta: Si Ptn > Pton

está abierta

Si Ptn < Pton

está cerrada

• Determine con las ecuaciones de W. Zimmerman la presión de operación en la tubería (Ptop) para que las válvulas abiertas deje pasar la tasa de inyección de gas obtenida en el disco, Q gi:

100 Q g i Yg(en + 4 6 0 ) Ptop. = i.—.7 1 —----------------- — + PtOn 1804 dp x Pcsoc x Fg„ x F r4

Para determinar el valor de Fr4 es necesario determinar el tipo de flujo a través del orificio : r

Ptn + 14,7

13

P c v o n + 14,7

Si r4 > 1.00, no es posible calcular la presión de operación para esta válvula. Si r4 > 0.55, el tipo de flujo es crítico y Fr3 = 0.220. Si 1 > r4 > 0.55, el tipo de flujo es subcrítico y el valor de Fr3 se calculará c o n : F h - j F r , '* ' - Fr4' 7*'

• Para determinar cual es la operadora se compara las Ptopn con la Ptn calculada con la correlación de flujo multifásico seleccionada. La válvula que tenga la Ptopn más próxima al valor de Ptn se considera la operadora..

2 -1 6


Diagnóstico de pozos de U G en flujo continuo

Curva de rendimiento


Para determinar la curva de rendimiento del pozo de gas lift se debe seguir el subprocedimiento siguiente : • Calcule con la correlación de flujo multifásico apropiada la presión fluyente en el fondo del pozo, específicamente en el punto medio de las perforaciones. Es muy importante recordar que por debajo del punto de inyección la relación gas líquido es la de formación. • Determine la curva de comportamiento de afluencia de la formación productora (IPR). • Aplique análisis nodal para obtener la tasa de producción con distintas tasas de inyección de gas de levantamiento, grafique qL v.s. Qgi. . Ubique en el gráfico anterior la posición relativa del punto de operación actual qL, Qgi y determine si el pozo está optimizado, sub ó sobre inyectado.

Ilustración


En la siguiente figura se muestra gráficamente los casos mencionados anteriormente :

2 -1 7


Pozos que producen sólo gas

Procedimiento

A continuación se presenta el procedimiento para diagnosticar pozos a los que se les inyecta gas y producen sólo gas. El cálculo de la presión de la tubería y en el espacio anular se realizan utilizando únicamente gradientes de gas.

Ilustración

La siguiente tabla presenta las acciones necesarias para realizar el diagnóstico de pozos. Acción i Calcule la presión dinámica del gas a nivel de cada válvula i Calcule la temperatura del gas en el anular a nivel de cada válvula j 1Determine la presión de apertura de cada válvula a nivel de i superficie. I 4 i Compare la presión de inyección del gas en el anular, obtenida j del disco de dos presiones (Pcsoc), con la presión de apertura de i ] cada válvula a nivel de superficie. i - Si Pcsoc es similar a la presión de apertura en superficie de alguna válvula, continúe con el paso 5. 1- En caso contrario, continúe con el paso 6 5 i Determine la válvula operadora 6 i Determine el diámetro del hueco en la tubería 7 i Determine la profundidad del hueco en la tubería Para realizar estas acciones es necesario aplicar un conjunto de ecuaciones, j utilizando la información obtenida en la sección 1 ."Información del Pozo en i Evaluación". Paso 1 2 3

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Presión del gas en la tubería

¿ Como determinarla ?

Para determinar la presión de gas en la tubería se considera el gradiente de este fluido. Partiendo de la presión del cabezal del pozo (Pwh) , pueden determinarse los gradientes de gas (Fgztn) para la profundidad de cada válvula, la empacadura y la máxima presión en la tubería para cada profundidad de la tubería de producción y, con este dato, obtener la presión en la tubería para cada profundidad (P tn ).

Ecuación

A continuación se presenta la ecuación para calcular la presión de gas en la tubería Ptn : Ptn = Pw h x Fgztn donde: Pwh : presión en el cabezal de la tubería de producción, obtenida en el disco de dos presiones. Fgtzn: factor de gas para cada profundidad de interés y se obtiene con la ecuación presentada para Fgzn tomando Po = Pwh + 14.7.


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Tem peratura del gas

¿ Como determinarla ?

Para determinar la temperatura del gas a nivel de cada válvula es necesario considerar la temperatura y presión del gas en el anular.

Ecuación

A continuación se presenta la ecuación para calcular la temperatura del gas a nivel de cada válvula 0cgn: Pt„ + 1 4 .7 6 cgn = T c g n P c v o n + 1 4 .7 ,

-4 6 0 (°F)

donde : Tcgn : temperatura del gas en el anular y se determina a cualquier profundidad con la siguiente ecuación : Tcgn = Ggeot x Dn +548.8 (°R) Ggeot: gradiente geotérmico en °F/Mpies, para la zona del Campo Costanero Bolívar (C.C.B.); tiene un valor de 15.6 Pcvon: presión del gas en el anular a cualquier profundidad, y se obtiene con la ecuación : Pcvo n = Pcsoc x Fgzc n(lpc) Pcsoc : presión anular superficial obtenida del disco (lpc) Fgzc n: factor de gas para cada profundidad de interés Mj: 0.05, constante determinada con base en los registros de temperatura para pozos que circulan gas.

2 -2 0



Presión de apertura de cada válvula

¿ Cómo determinarla ?

Para determinar la presión de apertura de cada válvula en superficie (Pvos) se considera el tipo de válvula y su presión de calibración.

Ecuación

Para determinar la presión de apertura de la válvula existen ecuaciones que dependen del tipo de válvula : operada por presión de gas u operada por presión del fluido. Operada por presión de gas

La ecuación utilizada para determinar la presión de apertura en superficie para válvulas operadas por presión de gas con fuelle cargado con nitrógeno es la siguiente : Ptro. x f x Pvos =

Jl Ct

f, Pt„

Fgzc Si es una válvula de resorte calibrada por presión de cierre (tipo piloto o de vapor) la ecuación es : Ptrc Pvos:

f¡.

f2 Pt„ Fgzc

d o n d e: Fgzc : se calcula con la misma ecuación utilizada para el cálculo de Fgz, y se evalúa con Po = Pe + 14.7. Sigue...


2-21


Presión de apertura de cada válvula (continuación)

Operada por presión de fluido

Para una válvula operada por presión de fluido, la presión en la tubería necesaria para abrir la válvula referida a la superficie (Pcgt), se obtiene con las siguientes ecuaciones : Para válvulas calibradas por presión de apertura Pvo„ =

Ptro.f, - f2.Pc Fgzc f2-Fgzt

Para válvulas calibradas por presión de cierre Pvo„

P tro -f2.Pe .Fgzc f2. Fgz,

Fgz, = se evalúa con Po = Pwh + 14.7. Fgzc = se evalúa con Po = Pe + 14.7.

2 -2 2



Presión de apertura de las válvulas con presión de inyección en superficie

¿Por qué compararlas ?

La comparación de la presión de apertura de las válvulas en superficie, con el valor de la presión de inyección de gas en superficie obtenida en el disco de dos presiones (Pe ó CHP), permite determinar si la inyección es por una válvula en buen estado o por un hueco en la tubería. Caso 1

Si al comparar la presión de apertura de las válvulas en superficie con el valor de la presión de inyección de gas en superficie, se obtienen valores similares para alguna válvula, significa que el gas se inyecta por una válvula en buen estado. Si su caso es éste, recuerde que seguidamente debe determinar la válvula operadora..

Caso 2

Si el valor de la presión de inyección de gas en superficie (Pe ó CHP) es menor que las presiones de apertura de las válvulas de superficie, entonces existe inyección de gas a través de un hueco en la tubería o existe una válvula en mal estado. De ser éste su caso, recuerde que seguidamente debe determinar el diámetro del hueco de la tubería y su profundidad.


2 -23


Válvula operadora


2 -2 4

Para determinar la válvula operada se debe considerar el tipo de válvula existente en el pozo conjuntamente con las presiones de operación de cada una de ellas. Válvulas operadas por presión de gas

Para válvulas operadas por presión de gas se comparan las Pvos de cada válvula con la presión de revestimiento (Pe) obtenida en el disco de dos presiones. La válvula que tenga la Pvo5más próxima al valor de Pe se considera la operadora.

Válvulas operadas por fluido.

Para válvulas operadas por presión de fluido, se comparan las Pvos con la Pwh. La válvula que tenga la Pvos más próxima al valor de Pwh se considera la operadora.



Diám etro del hueco en la tubería

¿Cómo determinarlo?

Para determinar el diámetro del hueco en la tubería se utiliza la ecuación de Thomhill - Craver, la cual considera la tasa de inyección de gas en el pozo.

Ecuación

La ecuación utilizada para calcular el diámetro del hueco (dH) en la tubería es la siguiente :

(64 avos de pulgada)

donde: Fr5es una variable de conveniencia y se determina a partir de la siguiente relación : 14,7 +14,7

Pwh x Fgztn + r5n = P c x Fg zc„

Si r5 < 0,55 (flujo crítico), entonces Fr5= 0,220 Si 1 > r5 > 0,55 Entonces Fr5se calcula por :

La ecuación debe aplicarse a cada profundidad donde se encuentre un mandril instalado y a la profundidad máxima de la tubería.


2 -2 5


Profundidad del hueco en la tubería


Para determinar la profundidad de una comunicación (hueco) se utiliza el procedimiento de comparación de la presión en la tubería con la presión en el espacio anular a todas las profundidades de interés (mandriles y profundidad máxima de la tubería). El punto de comunicación se obtiene al ubicar la profundidad a la cual la presión de tubería es igual o mayor que la del espacio anular para luego realizar la interpolación correspondiente.

Ecuación

Para realizar la comparación, generalmente se utiliza la superficie como plano de referencia. La presión de gas en el anular referida a la superficie se calcula de la manera siguiente :

Peghn

Qgj-y/y g Tcgn 1804 dp2Fr5 Fgzcn

Si Pcgh < Pe para la profundidad máxima de la tubería, río existe comunicación. Si por el contrario, existe algunas profundidades para la Pcgh > Pe, la determinación de la profundidad de la comunicación se realizará interpolando con la siguiente ecuación : Dhueco =

Pcgh n+1 P C g h n+l -

Pe

+ D.

Pcgh n

El sufijo (n+1) indica la profundidad a la cual la presión Pcgh es mayor que Pe y el sufijo (n) indica la profundidad a la cual Pcgh es menor que la Pe.

2 -2 6



Registro de presiones y temperaturas fluyentes

Introducción

Cuando los cálculos de diagnóstico no permiten determinar la profundidad del punto de inyección, es recomendable realizar los llamados registros de presiones y temperaturas fluyentes.

Definición

Es un perfil de presiones y temperaturas del fluido tomado a determinadas profundidades en el pozo en condiciones de producción. Entre las profundidades de interés se encuentran las profundidades de los mandriles y 50 pies por encima y por debajo de los mismos.

i Para qué se utiliza ?

La interpretación de estos registros permite determinar cuáles son las válvulas que pueden estar operando en el pozo y detectar fallas en la operación del equipo de LAG, adicionalmente permite seleccionar correlaciones para calcular la presión y temperaturas dinámicas.

Tabla

En la siguiente tabla aparece un ejemplo de registro de presiones y temperaturas fluyentes:

Deflección, pulg. 1. Time

depth

2 .0 0 :1 0 3 .0 0 :1 0

THP 1000

4 .0 0 :1 0 5 .0 0 :1 0 6 .0 0 :1 0 7 .0 0 :1 0

2000 3610 3662 3712

8 .0 0 :1 0 9 .0 0 :1 0 1 0 .0 0 :1 0

5000 6780 6830

Presión Lpc Temperatura °F Interv pies

Grad Ipc/pie

144 162 183 185

1 00 0 1 000 1 610 52

.0 6 .0 7 .0 6 .0 0

186 198 212 214

50 1 28 8 1 78 0 50

.0 4 .0 6 .0 6 .0 6

Elem

Elem

Elem

Elem

Elem

Elem

Elem

Elem

45947

45949

473621

76988

45947

45949

47362

76988

.1 9 4 .2 3 5 .2 2 5 .2 7 8 .3 4 0 .3 4 0 .341 .3 3 4 .3 8 4 .4 5 5 .4 5 3

.1 8 5 .2 2 7 .2 1 8 .271 .331 .331 .3 3 2 .3 2 5 .3 7 4 .4 4 2 .4 3 9

.0 5 4

.0 4 4

86

.271 .3 7 3 .5 2 0 .5 3 2

147 165 186 188

.5 7 8 .6 7 4 .8 0 8 .8 1 8

.5 4 0 .6 4 4 ,7 8 0 .7 9 6

285 350 336 336 511 511 512 501 577 682 678

91

.2 9 2 .4 0 3 .5 4 8 570

295 357 342 442 516 516 518 507 583 690 678

189 200 215 216

Sigue.


2 -2 7


Registro de presiones y temperaturas fluyentes

(continuación)

Ilustración

En las siguientes figuras se muestran los registros de presiones y temperaturas en forma gráfica :

Interpretación del registro

De acuerdo con el cambio de pendiente observado en el perfil de presiones, se infiere que la válvula operadora es la situada aproximadamente a 12000 pies, lo cual es corroborado por el cambio brusco de temperatura a nivel de 12000.

2 -2 8



Tem a 3 | Diagnóstico de pozos de LA G en flujo intermitente i

Diagnóstico de pozos que producen en flujo intermitente

Introducción

LAG en flujo intermitente es un tipo de levantamiento artificial donde el gas es inyectado intermitente a la tubería de producción, utilizándose la energía del mismo para impulsar la columna de producción hasta la superficie. Dicho flujo se utiliza en aquellos pozos con baja presión de yacimientos, donde el hecho de aligerar la columna de fluido no basta para obtener una producción eficiente. Para realizar el diagnóstico es necesario conocer: la longitud de la columna de líquido levantada, la presión y la temperatura en la tubería a nivel de cada válvula y la presión de operación de cada una éstas. Una vez diagnosticada la válvula operadora, se puede determinar el índice de productividad del pozo.

Procedimiento

A continuación se presenta el procedimiento para diagnosticar pozos que producen mediante LAG en flujo intermitente. Paso I Acción 1 | Determine la longitud de la columna de líquido levantada 2 | Determine la presión de la tubería a la profundidad de cada válvula 3 i Determine la temperatura dinámica de cada válvula 4 I Determine la presión de operación de cada válvula 5 i Determine la válvula operadora


2 -29


Colum na levantada a cada profundidad

¿ Cómo hacerlo ?

La columna levantada por ciclo (Q) a la profundidad de cada válvula y de la empacadura estará formada p o r: la longitud de la columna que representa la producción por ciclo (Qp), más la longitud de la columna que representa la pérdida por resbalamiento durante al ascenso (Qr).

Ecuación

Para determinar la longitud de la columna de líquido levantada, se utilizan las siguientes ecuaciones :

Q=

(M p ies) 3

Qr = Cm x Q (M pies)

d o n d e: q:

producción de líquido en Mbf/D

T:

duración del tiempo de ciclo en min/cicllo

C3: variable de conveniencia que se obtiene con la ecuación : C3 = 1.44 Bt.( 1- Cm) Cm : fracción de pérdida de la columna en función de la profundidad de la válvula (Dn) y del factor de resbalamiento (FF). Se obtiene con la ecuación : Cm = FF x Dn Dn : profundidad de interés en M/pie. FF = 0.05 M/pies (valor promedio obtenido del análisis del comportamiento de crudos de gravedad media fluyente en tuberías verticales). B t: capacidad de la tubería en Bls/Mpies. Se determina en función del diámetro interno de la tubería (dt, en pulg), con la ecuación Bt = 0,97143 x d t2

2 -3 0



Presión en la tubería


Cuando la columna total (Q) se ha formado encima de la válvula, es decir, cuando ha alcanzado su longitud máxima la presión en la tubería sobre el mandril estudiado, estará formada por dos componentes : presión ejercida por el gas sobre el tope de la columna y presión ejercida por la columna propiamente dicha.

Ecuación

A continuación se presentan las ecuaciones para calcular la presión en la tubería (Pton). Pton = Pwh. Fgn + 1000 GfQ d o n d e: Pwh.Fgn: representa la presión ejercida por el gas sobre el tope de la columna, en lpc. Pwh : presión mínima en el cabezal de la tubería de producción, se obtiene del disco de dos presiones, en lpc. Fgn: factor de gas a cada profundidad “Dn - Q”, que se calcula con la ecuación empírica : (

1.524

(D. 1+ 54

q)

Las constantes 1.524 y 54 son los valores empíricos para pozos de LAG : G f: gradiente del líquido de levantamiento, en Ipc/pie.

Diagnóstico de Pozos con L A. G.

1-31


Tem peratura dinámica


Para determinar la temperatura en cada válvula se requiere conocer la temperatura existente en el tope de las perforaciones (Tpt) y, para ello, debemos consultar los gradientes geotérmicos por yacimiento. Adicionalmente es necesario conocer el gradiente dinámico de temperatura.

Ecuación

La temperatura dinámica (0n) se calcula a partir de la siguiente ecuación : 0n = Tpt - (Dpt - Dn) gn Donde: 11.02 Ln qf g - 1.3 5 - -------- ¡— — + L5 Ln (Z) dt con

Z = RGF

[0.0125 x T pt+ 12.75] (Pto„ +14.7)

Si Z < 1 hacer Ln(Z) = 0.

2 -3 2



Presión de operación de cada válvula (continuación)


Para determinar la presión de operación de cada válvula a partir de su presión de calibración (PTr) y temperatura dinámica en la tubería a la profundidad de cada válvula (Ptony 0n, respectivamente).

Ecuación

Las ecuaciones para calcular la presión de operación dependen del tipo de válvula : operada por presión de gas u operada por presión de fluido, se utilizan las presentadas por W. Zimmerman.. Operada por presión de gas

Para válvulas operadas por presión de gas la presión de operación superficial (Pvos) se calcula con la siguiente ecuación :

Pvo„

Ptr b2 f, - a2 - f2 x Pton f,- Fgn

Donde: Ptr: presión de calibración, lpc. f2: relación de áreas (Av/Ab) de la válvula f,:l-f2 Fgn: factor de gas a Dnque se calcula con la ecuación:

Fg„

D , 1+ 54

(

1.546

a2y b2: factores de corrección por temperatura que se determinan con las ecuaciones: a2= 0.083 (0n - 60) b2= 1. + 0.00283 (0n - 60) Sigue..

Diagnóstico de Pozos con L. A. G.

1-33


Presión de operación de cada válvula (continuación)

Operada por presión de fluido

Para válvulas operadas por presión de fluido la ecuación para calcular la presión de operación (Ptoo) es la siguiente : Válvulas con resorte y calibrada por presión de cierre. Ptoo

Ptrc - f2 .Pc.Fgn

í

Válvulas con resorte y calibrados por presión de apertura Ptoo =

f, Ptro - f. Pe Fg„

Donde todos los términos ya han sido definidos.

2 -3 4

Diagnóstico de pozos con U 3


Válvula operadora


Diagnóstico de Pozos con L. A. G.

Para determinar la válvula operadora se debe considerar el tipo de válvula existente en el pozo, conjuntamente con las presiones de operación de cada válvula. Válvula operada por presión de gas

Para válvulas operadas por presión de gas se compara la Pvos con la presión Pe obtenida del disco de dos presiones (máximo valor). La válvula que tenga la Pvos más próxima a Pe se considera la operadora (ejemplo j Pvos-Pc | <50)

Válvula operada por presión de fluido

Para válvulas operadas por presión de fluido, la válvula que tenga el valor Ptoo más próximo a Ptn se considera la operadora.

1-35


índice de productividad para pozos de LAG intermitente

Definición

El índice de productividad representa la capacidad de aporte de fluidos de un pozo y se define como el número de barriles por día de líquido, que el pozo produce por cada libra por pulgada cuadrada (lpc) de caída de presión en el yacimiento, es decir, BFD/lpc. Una vez determinada la válvula operadora para el pozo estudiado se puede calcular un valor representativo del índice de productividad.

¿ Cómo calcularlo ?

Para calcular el índice de productividad (1P) se aplica la siguiente ecuación : IP = 1.44 x Bt x a

BPD"

V Lpc

donde i a : representa la expresión de productividad y se calcula con la ecuación ln a

' A -1000 Gf.CmQ"

A -1000 Gf.Q > GíVt

A : representa el diferencial máximo disponible a la profundidad Dov y se calcula con la ecuación : A = Psbh - 1000 Gf (Dpt - Dov) - Fgov. Pwh t : representa el tiempo de formación de la columna en minutos y se calcula con la ecuación : t = T-

Dov

C ,: velocidad promedio del tapón de líquido en Mpies/min. T: tiempo de ciclo, del disco en minutos. Dov: profundidad de válvula operadora en Mpies. D pt: profundidad del tope de perforaciones en Mpies. Pshb : presión estática a Dpt. G f: gradiente del fluido (lpc/pie) para considerar el gas se recomienda usar Gf = 0.15 lpc/pie. Fgov: Factor de gas a la profundidad Dov. Pwh : presión mínima en el cabezal del pozo, obtenida del disco Pt/Pc. (El resto de los términos han sido previamente definidos)

2 -3 6


Capítulo Prueba de comunicación

Introducción

En el levantamiento artificial por gas es importante determinar si la inyección se realiza del espacio anular a la tubería de producción a través de las válvulas de levantamiento, o en un punto distinto a ellas. También es importante el estado de la tubería de revestimiento de producción, ya que si existe un orificio en éste, el gas podría inyectarse a una formación superficial, presurizándola, provocando con esto una condición de riesgo en la perforación de pozos vecinos que atravesasen dicha formación. Para determinar la existencia de una comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular o la existencia de huecos en el revestidor de producción, se recurre a la técnica del diagnóstico de comunicaciones y a la realización de pruebas de comunicación.

Contenido

Este capítulo está estructurado por el siguiente tema Tema ! 1. Diagnóstico y prueba de comunicaciones

| Página i ! 3-2 i

Análisis y diagnóstico de pozos con gas lift

Tem a 1 Diagnóstico y prueba de comunicaciones Diagnóstico de comunicaciones

Definición

Es una técnica que permite determinar si existe o no comunicación espacio anular - eductor, a través de las válvulas de levantamiento o a través de un hueco en el pozo.

Procedimiento

A continuación se muestra el procedimiento para diagnosticar comunicaciones en pozos que producen mediante LAG. Paso 1 2 3

4 5

3-2

Acción i Conozca el comportamiento real del pozo, identificando i principalmente los parámetros relacionados con el caudal de | producción, la fracción de agua y la relación gas - fluido total. | Obtenga discos del registrador de presiones y del medidor de 1flujo de gas. j Compare las presiones reales del pozo con las de diseño. Si la | presión en el espacio anular es similar a la presión de operación i en superficie de alguna de las válvulas según el diseño, entonces j se diagnostica que la inyección es a través de una válvula de 1levantamiento. 1Si la presión en el espacio anular es baja (menos de 600 lpc) !continúe el procedimiento. i Realice un cambio de válvulas i Repita los pasos desde el 1 hasta el 3. Si persiste la baja presión Ien el espacio anular, realice una prueba de comunicación.

Prueba de comunicación



Definición

Es un procedimiento operacional que permite identificar el tipo de comunicación presente en un pozo.

Tipos de comunicación

Los tipos de comunicación que pueden existir en un pozo a través de un hueco son : • Comunicación tubería de producción / espacio anular. • Comunicación espacio anular / formación.

¿Cómo realizarla ?

Para realizar la prueba de comunicación es necesario tener una conexión entre la línea de gas y la tubería de producción, un registrador de presión conectado a las válvulas opuestas a la líneas de flujo y de gas, dos manómetros conectados de igual modo y una línea de desahogo del espacio anular, tal como se muestra en el siguiente diagrama.

Ilustración

A continuación se presenta el diagrama de conexiones en el pozo antes de iniciar la prueba de comunicación.

de superficie

Sigue...

Pruebo de comunicación

3 -3


Prueba de comunicación (continuación)

Procedimiento

Por lo menos 24 hrs. antes de realizar la prueba, el pozo debe estar activo, es decir, recibiendo gas de inyección del espacio anular. Luego, se realizan los siguientes pasos durante la prueba : Paso 1 2 3 4 5 6

3 -4

Acción | Colocar un disco de 24 hrs. en el registrador de presiones y en !el medidor de flujo de gas. | Medir con manómetros las presiones en los espacios anulares 1de los revestidores de superficie y de producción. í Cerrar el gas al pozo. Esperar hasta que estabilice la presión i en el espacio anular del revestidor de producción antes de j seguir con el próximo paso. 1Desahogar la presión en el espacio anular del revestidor de i superficie (si la hay) y luego en el revestidor de producción. i Cerrar la válvula de brazo del pozo. I Inyectar gas a la tubería hasta una presión máxima de 800 lpc y i luego cerrar la entrada de gas. Esperar 30 minutos



Comunicación en tuberías de producción - Espacio anular

Interpretación

Analizando el comportamiento de las presiones en el espacio anular y en la tubería de producción, se puede determinar el tipo de comunicación presente en un pozo.

Ilustración

En la siguiente figura se muestra un disco del registrador de presiones de un pozo con comunicación tubería de producción espacio anular, en el cual se observa que al cerrar el gas, la presión en el anular declina paulatinamente hasta estabilizarse.


3 -5


Comunicación espacio anular - Formación

Ilustración

En el caso de un hueco en el revestidor de producción, el comportamiento de las presiones se puede observar en la siguiente figura, donde al cerrar el gas, la presión en el espacio anular decrece paulatinamente hasta estabilizarse.

Cuando se intenta desahogar el revestidor de producción se observa que mantiene presión (± 40 lpc) por largo tiempo y no es posible desahogarlo, lo cual indica la existencia de una comunicación con la formación. Al inyectar gas a la tubería hasta 800 lpc, se observa que se mantiene esta presión ; sin embargo, la presión en el revestidor aumenta. Con la finalidad de obtener la presión de estabilización del espacio anular, es necesario dejar instalado por 24 hrs. un disco en el registrador de presiones del pozo y otro en el medidor de flujo de gas, con la válvula de brazo cerrada para observar como varía la presión en el espacio anular del revestidor de producción.

3 -6


Análisis y diagnóstico de pozos con gos lift

Profundidad de ia comunicación

Cálculos

A continuación se describe el cálculo para determinar la profundidad de la comunicación entre la tubería de revestimiento de producción y la formación detectada en la prueba.

¿Cómo detectarla ?

Para detectar la profundidad (Dhc) de la comunicación antes mencionada se aplica la siguiente ecuación : Dc=

Pcsoc G - Pcsoc x Bgl

d o n d e: Dhc :

profundidad de la comunicación en miles de pie.

Pcsoc : presión de inyección anular superficial.

Pruebo de comunicación

G:

gradiente de presión de la formación = 433 lpc/Mpies.

Bgl:

Factor de gas lineal.

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Anexos

Contenido

A continuación se presentan los anexos contenidos en este manual.

Anexo

Página

Ejercicios de diagnóstico de LAG. Ejercicios Nr 1

i

Ejercicios N° 2

4

Ejercicios N° 3

11

Ejercicios N° 4

13

102707845 Analisis y Diagnostico de Pozos Con Gas Lift CIED PDVSA

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