Ap A p l i c ac acii ó n Gas L i f t Consideraciones Consideraciones para el Diseño, Aplicación y Operación de Instalaciones Gas Lift
Introducción
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• En 1864 se inicio la 1era aplicación de levantamiento con aire en pozos de Pensilvania. • El método temprano de levantamiento fue llamado “Tu “Tubin ing g U”. • En 1920 1920 se inició inició la aplicació aplicación n de inye inyección cción de de gas. • Limitante era presión disponible de inyección para pozos profundos. • Aplica Aplicació ción n de Ga Gass Lift Lift int interm ermite itente nte se inició inició 193 1930. 0. • Válvulas de resorte fueron introducidas introducidas 1934.
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Pozo Flujo Natural / Pozo con Gas Lift
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Metodos de Gas Lift
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Gas Lift con Flujo Continuo • Gas a alta presión es continuamente inyectado hacia la tubería de producción. • Usado en pozos de Alto IP y Alto Pwf. • Flujo Continuo es aplicado a pozos que tienen alta presión de reservorio suficiente para soportar una relativa alta columna de fluido y ser capaces de producir caudales de 200 a 60,000 BFPD. • Se requiere tener una buena correlación de flujo multifasico y el diseño realizarlo en forma conjunta con Análisis Nodal. © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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Aplicaciones de Gas Lift • Flujo Continuo o Intermitente • Flujo por Tubería o Casing • Pozos en el cual inyección de gas presurizado es disponible • Pozos con insuficiente presión de fondo o pozos profundos que no pueden fluir • Incremento de producción de pozos fluyentes • Arranque de pozos que fluirían naturalmente una vez que los fluidos de completación son evacuados de la tubería de producción. • Descarga de agua de pozos de gas que evitan la producción de gas. © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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Aplicaciones Gas Lift 1,600
Tubing Size: 2-in. OD P.I. : 5.6 B/D/PSI
1,400 D P L B , e t a R w o l F m u m i x a M
1,200
Gas Lift
1,000 800 600
Flowing Well
400 200 0
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200
300
400
Ptf , PSI
500
600
700
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Consideraciones de Aplicación de Sistema Gas Lift Rango Típico
Injection Gas In
Produced Hydrocarbons Out
Profundidad Operación 5,000 -10,000’ TVD
15,000’ TVD
Volumen Operación
100 - 10,000 BPD
30,000 BPD
100 - 250° F
400° F
0- 50°
70° Corto a Radio medio
Temperatura Operación Desviación Pozo
Side Pocket Mandrel w ith
Máximo*
Gas Lift Valve
Manejo Corrosión
Side Pocket Mandrel with Gas Lift Valve
Manejo Gas Manejo Sólidos
Bueno
Mandrel wi th Gas Lift Valve
Gravedad fluido
Mejor en >15° API
Servicio
Production Packer
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Excelente
Side Pocket
Completion Single
Bueno a Excelente con Materiales mejorados
Fluid *Special An aly sis Required
Slickline or Equipo Workover
Tipo Motor Primaro
Compresor
Apl ic ació n Off sho re
Excelen te
Eficiencia sistema
10% - 30%
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Ventajas del Sistema Gas Lift Injection Gas In
• Alto grado de flexibilidad y rates de diseño
Produced Hydrocarbons Out
• Recuperable con Slickline
Side Pocket Mandrel wit h
• Manejar arena en los pozos. • Permite un total drift en la tubería
Gas Lif t Valve Side Pocket Mandrel with Gas Li ft Valve
• El cabezal de pozo en superficie requiere un espacio mínimo. • Producción de varios pozos con un compresor • Completación Múltiple o slim-hole. © 2006 Weatherford. All rights reserved.
Side Pocket Mandrel with Gas Lif t Valve
Completion Fluid Single Production Packer
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Limitaciones de Sistema Gas Lift • Necesidad de pozos de alta presión de gas o compresor. • Operación de un pozo puede ser antieconómico. • Viscosidad de fluido. • Presión de Fondo. • Alta contrapresión
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Mandriles, Válvulas, y Otras Herramientas
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Mandril de Bolsillo lateral Variedad & Formas
• Gas Lift • Inyección Química • Inyección de agua • Receptor de Medidor de fondo • Monitoreo de la corrosión.
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Típico Mandril de Gas Lift
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Mandriles de Sección transversal ovalada
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• Número de serie — llave a 100% trazabilidad
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Bolsillos forjados
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Válvulas Gas Lift Operadas por Presión Inyección (IPO) Modelos R-1 y R-2 • Partes intercambiables con una válvula IPO similar • Protección Mecánica de los fuelles • Sellos de tapón inferior con junta de cobre • Calibración de presión 1,800 PSI - Test Rack Open—PTRO • Fluido amortiguador de silicona • Diámetros de orificio - 1/8 a 1/2 pulg. • Diámetros 1 - y 1 1/2-pulg. OD • Calibración de temperatura 250 °F Servicio Standard.
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Válvulas Gas Lift Operadas por Presión Inyección (IPO) R-1BL Bottom Latch • Partes intercambiables entre válvulas IPO Sujetador de fondo (Bottom latch IPO valve) • Sujetador de fondo integral • Protección Mecánica de los fuelles • Sellos de tapón inferior con junta de cobre • Calibración de presión 1,800 PSI - Test Rack Open—PTRO • Fluido amortiguador de silicona. • Diámetros orificio - 1/8 a 5/16 pulg. • Calibración de temperatura 250 °F Servicio Standard. © 2006 Weatherford. All rights reserved.
Esquema de Presión en la Válvula Balance de Fuerzas Apertura
PdAB = Pt(Ap) + Pc (AB – Ap) Domo (Elemento cargado) Fuelles (Elemento de respuesta) Area de Fuelles P1 Presión Tubing
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PC, Presión de casing
AP Area de Port
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Presión en la Válvula Bajo Condiciones de Operación Actual Balance de Fuerzas en Cierre
PdAB = PC(AB)
Pd Ab Pc P1
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Ap
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Válvulas Orificio Series RO • Orificio abierto para inyección continua. • Numerosos diámetros de orificio. • Disponible en NACE y material Monel. • Disponible en asiento de carburo. • Disponible para altos flujos. • Acepta todo tipo de sujetador • Disponible válvula check dual.
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Válvulas Dummy Series RD • Usado para taponear y proteger el mandrel con bolsillo lateral. • Disponible en 1 - y 1 1/2- pulg OD • Disponible en NACE y material Monel. • Acepta diferentes tipos de sujetadores, incluyendo un diseño de collar de fondo. • Variedad de disponibles combinaciones de empaquetadura.
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Kickover Tool • No requiere pasador de corte. • Herramienta Sencilla para múltiples diámetros de tubería. • Incluye receptor de válvula. • Disponible para tubería 2 3/8- a 7-pulg. • Disponible para válvulas 1 o 1-1/2 pulg.OD. • Opera en todo tipo de mandriles
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Procesos de Gas Lift y Objetivos • Levantar tan profundo como sea posible dentro de las limitaciones del sistema de producción. • Requerimientos de Inyección de gas a través de una estación sencilla.
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Consideraciones de Operación
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Consideraciones de Operación Representación Gráfica del Sistema Total de Producción nStatic
DP Form ation
p F
Pressur e (Pr) C u r v e f o r S a n d
o I PR
l o w F ac e P i n g r es s u r Pwfs P r e e ( Pw f s ) s s u r e i n W DP Completi on e l l b o r e Pwf ( P w f ) DP Tubi ng
e r u s s e r P
e r v u e C k a t n g I n i b T u r v e q
Pwh DP Chok e
DP Horizontal Li ne
P k e D h o Choke r C
e C u r v w l i n e o l F l o n t a H o r i z
s
tSeparator
DP Surf ace Facili ties
C u c e n a r m r f o P e
uStock
Pressur e
Tank Pressur e
P L Rate
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Consideraciones de Operación • Presión tan baja causa punto de inyección a ser tan somero. • Alta presión de gas profundiza el punto de levantamiento. Compresión debe suministrar • Presión estable y constante. • Adecuado rate de Gas Seco.
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Compressor Compresor
Cuerpo de Choke FLUIDO PRODUCIDDO
Separador
INJECTION DE GAS
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Consideraciones de Operación • Rate de Inyección de gas debería ser matcheado a líquido y diámetro de tubería porque – Gas inadecuado no sería suficiente a reducir la densidad. – Baja velocidad de fluido permite excesivo resbalamiento de fluido. – Gas excesivo causa incremento de perdida de presión por fricción.
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Evaluación del Diámetro de la Tubería
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Consideraciones de operación • Componentes de almacenamiento de Gas y líquidos debería ser apropiadamente dimensionado para permitir la máxima producción – Producción del pozo es limitado por sistema impuesto de contrapresión causado por • Alta presión de separador. • Pequeño diámetro de línea de flujo. • Chokes o restricciones.
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WHP vs. Rate de Producción
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Consideraciones de operación Diseño de subsuelo es usado para realizar el objetivo de reducir la densidad y presión fluyente de fondo (FBHP). 1. Espaciamiento de mandril Gas lift – Permitir al pozo descargar el fluido de completación. – Debería ser apropiadamente espaciado. 2. Seteo de presión de la válvula Gas lift – Son basados en presión de inyección. – Son afectados por el diámetro y tipo de válvula. – Permitir a válvula cerrar después de transferir © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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Desempeño del pozo Tres áreas que deberían ser definidas y perfiladas en orden a alcanzar objetivos: • Desempeño del Reservorio (inflow) • Desempeño del Sistema Vertical (outflow) • Desempeño del Sistema Horizontal (outflow)
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Desempeño del Reservorio Métodos de descripción de la capacidad de entrega del Reservorio: • Indice de Productividad (IP) • Relación de Desempeño del flujo (IPR)
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Desempeño del Reservorio
Curva IPR y PI
• Índice de Productividad • IPR
3,000 2,500
• Usar con precaución! • Bien aproximado en – Periodo temprano drawdown
2,000 1,500
PI
1,000 500
468 BLPD
– Pozos Alto corte de agua
500 BLPD
IPR
0 0
200
400
600
800
1,000
1,200
Rate de Producción (BLPD) © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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Curva No Dimensional Vogel’s , ) r P / f w P ( o d n o F e d e . t n i o e r y o u v l r F e n s e ó i R s e r e P d n n ó i ó i s c e c r a r P F y
1.00
0.80
0.60
0.40
0.20
0
0
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
Fracción de Rate de producción (qo / (qo) max y máximo rate © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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IPR
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Extensión de Standing’s 1.0
Eficiencia de Flujo
r P / f w P ,
0.8
e r e r u u s s s s e r e r P r P i g o n v r i w e o s l e F R m e o g t t a o r e B v A : o i t a R
0.6
1 .5
1 . 4 1 . 2 1 . 3 1
1 . 0
0 . 8
0.4 0 . 6
0 . 7
0 . 9
. 1
0 . 5
0.2
0 0
Ratio: © 2006 Weatherford. All rights reserved.
0.2
0.4
0.6
0.8
Producing Rate Maximum Producing Rate Without Damage
1.0
FE = 1 , qo / (qo) max 41
Perfiles de IPR Curvas Tipicas de Desempeño de Flujo
P o z o P o A ( E z m o p u C j e p ( E o r m A g p u u a j e ) p o r G Pwf a s P e n o z S o o l B u c i ó n ) 0
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0
q 42
Desempeño Vertical Método: Correlaciones de Flujo Multifásico • Hagedorn - Brown • Beggs - Brill • Orkiszewski • Duns - Ros • Aziz
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Gradientes Fluyentes Multifasico Gradientes Fluyentes Multifasico Lease/Field: Koc Sabiriyah Well ID: SA-153 MAUB Dual
0 ) t f ( D V T l a c i t r e V d a d i d n u f o r P
Rate
Propiedades de Fluido: Grav Oil = 26.0 API Grav Gas = 0.83 Grav Agua= 1.16 WLR = 30.0 GOR = 350.0 SCF/BBL
2,000
4,000
Data Boca de Pozo: WHP = 200.0 PSIG TVD = 7,500.0 ft. Corr = Hage/Brown Tubing / 3.500 / 7235 Casing / 9.63 / 8000
6,000
8,000
= 600.0 bbl/d
1,500 1,000 0
500
1,000
1,500
600 2,000
400 300 200 100 2,500
3,000
3,500
Presión, PSIG
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Presión en 100 PSIG 0
2
4
6
8
10
12
14
0 2
Gradientes de Presión Fluyente Horizontal
4
(Todo Agua)
6 t f 0 8 0 0 , 1 n e 10 d u t i g n o 12 L
14 16 18
Diámetro Línea Flujo Rate de Producción Gravedad Esp del Agua Gravedad Esp Del Gas Temperatura Fluyente.
2-in. ID 400 bbl/d 1.07 0.65 110°F
2 0 0 3 0 0
4 0 0
5 0 0
8 0 0 6 0 0
1 , 5 1 0 , 0 0 0 0
2 , 0 0 0
3 ,0 0 0
5 , 0 0 0 4 , 0 0 0
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Evaluación del Pozo
Evaluación del Pozo: El paso inicial en un Diseño gas Lift Determinar la Apropiada Evaluación del pozo A. Rate de Producción Estimada B. Relación Inyección de Gas/liquido (GLR) C. Área de Inyección D. Presión Fluyente de tubería
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Diferencial Operativo Diferencial Operativo versus Rate de Flujo 1,400 1,200
D P 1,000 L B , 800 x a m 600 q
PI: 20 B/D/PSI PI: 10 B/D/PSI PI: 5 B/D/PSI PI: 1 B/D/PSI PI: 0.5 B/D/PSI
400 200
PI: 0.2 B/D/PSI
100
200
300
400
Profundidad – 8,000 ft Diam Tubería – 2-7/8 in.-OD Xg – 0.7 Pr – 1,920 PSI GOR – 400:1 Pwh – 120 PSI (constant) Pc – 900 PSI BHT - 170°F TEMP - 109°F WOR – 1.0 GLR – 2000:1
500
Diferencial, PSI © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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Diferencial Operativo 4
8
12
16
1 2
200 Pc-Pt
3
430 ft
4
0.465 grad 5 6 7 © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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Evaluación del Pozo 4
8
12
16
600 BFD 1
400:1 IGLR
2
3 4
INDICATED POI
5 6 7
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200 dP
49
Evaluación del Pozo
4 1
8
12
16
800 BFD 400:1 IGLR
2 3 4 5
INDICATED POI
6 7
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200 dP
50
Evaluación del Pozo
1
1000 BFD 400:1 IGLR
2 3 4
INDICATED POI
5 6 7 © 2006 Weatherford. All rights reserved.
200 dP
51
Limitaciones Debería ser conservador para • Limitaciones de herramientas analíticas • Área de inyección
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Bracketing Envelope 4
8
12
16
20
24
28
1 Injection Pressure
2 3 4 5 6
Gradient above the point of injection
7 10% error tolerance above and below 8 indicated POI 9
Differential reference line Indicated POI
Formation Grad
10
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Diseño de Gas Lift Flujo Continuo Weatherford ALS-McMurry Macco 0
1.00
) t f ( h t p e D l a c i t r e V e u r T
2.00 2450
147
3.00 164
3800 4.00
5.00
6.00 .00 © 2006 Weatherford. All rights reserved.
174 178 183 187 192
4500 4850 5200 5550 5900
4.00
8.00
12.00
16.00
Pressure (100 PSIG)
20.00
24.00
28.00 54
Efecto de DOI en IGLRs IGLR versus Depth of Lift Parameter = INJ GLR (scf/bbl) 0 Injection Pressure
) t f ( h t p e D l a c i t r e V e u r T
2,000
4,000
Formation Gradient
Injection Point 2
Injection Point 1
6,000
8,000 200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
Pressure, PSIG © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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Paso de Flujo con Thornhill-Craver 1,500
Camco BK with 12/64ths Thornhill PvoT = 1329 Pcf = 1275 Temp = 130
) 1,000 d / f c s M ( e t a R w 500 o l F
Camco BK with 12/64ths Thornhill PvoT = 1392 Pcf = 1305 Temp = 146
0
Camco BK with 12/64ths Thornhill PvoT = 1434 Pcf = 1325 Temp = 159
0
500
1,000
1,500
Camco BK with 12/64ths Thornhill VPC PvoT = 1457 Pcf = 1330 Temp = 167
Downstream Pressure – (PSIG)
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Surveillance Gas Lift Surveillance es un PROCESO, no un PROJECTO • Planificación y diseño para Operaciones Optimas • Continuamente buscando, encontrando, y direccionando oportunidades para vencer ineficiencias, debilidades, y faltas en estas operaciones, así esas mejoras puedan ser hechas y mantenidas.
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Mantenimiento Preventivo Descarga de Instalación gas lift • Momento mas critico en la vida de la instalación. • Puede destruir asientos, previniendo cierre de la válvula superior
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Diagnósticos Gas Lift
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Diagnósticos Gas Lift ®
Efecto del Choke en Wellhead Parámetro = INJ GLR (scf/bbl)
0 ) t f ( D V T l a c i t r e V d a d d i n u f o r P
Rate
Propiedades Fluido: Oil Gr = 35.0 API Gas Gr = 0.7 Water Gr = 1.03 WLR = 65.0 GOR = 0.0 scf/bbl
1,000
400:1 IGLR
= 800.0 bbl/d
1,000:1 IGLR
2,000
Data Boca de Pozo: WHP = 2,000.0 PSIG TVD = 7,000.0 ft Corr = Hage/Brown Tubing / 2.875 / 6950 Casing / 7.00 / 7200
3,000
4,000
5,000
0
200
400
600
800
1,000
Presión, PSIG © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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Diagn Diagnóst óstic icos os Gas Li Lift ft Problemas Prob lemas en Gas Gas Lift Lift son indica indicados dos por por • Cabezeo. :
• Tomando insuficiente volúmenes de inyección. • Tomando excesivo volúmenes de inyección. • Perdida Perdida de rate de producció producción. n.
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Compressor Compresor
Cuerpo Choke FLUIDO PRODUCIDO PRODUCIDO
Separador
INJECCION DE GAS
2. SALIDA 1. INGRESO
LOCACION DE AREAS TIPICAS DE PROBLEMAS 3. HUEC HUECO O ABAJ AB AJO O
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GAS-LIFT
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Diagn Diagnóst óstic icos os Gas Li Lift ft Pozoss Ga Pozo Gass lif liftt so son n su suje jeto toss a, pe pero ro no lilimi mita tado doss a, lo loss sigu si guie ient ntes es pr prob oble lema mass op oper erat ativo ivos: s: Ingreso • Excesivo volúmenes de inyección de gas. • Bajo volúmenes de inyección. • Congelamiento y taponamiento. • Pequeñas líneas de Distribución.
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Compressor Compresor
Cuerpo de Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Choke de Inyección bien grande: • Causa presión de inyección incremente • Válvulas superiores pueden abrir. • Bastante inyección de gas es usado • Puede causar cabezeo.
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Compressor Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Choke de Inyección bien pequeño: • Baja inyección de gas • Resulta en baja producción • No puede dar una buena descarga • Puede causar cabezeo
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Compressor Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Baja presion de Inyección: • Presión de inyección debería ser mantenido encima de la presión necesitada por las válvulas. • Choke bien reducido, taponamiento o congelamiento puede ser la causa. • Calor o deshidratar para eliminar el congelamiento. • Revisar el volumen de inyección entrada y salida. © 2006 Weatherford. All rights reserved.
• Revisar la precisión del manómetro
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Compressor Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INJECCION DE GAS
Alta presión de inyección: • Choke de gas bien grande • Válvulas superiores pueden abrir • GLV’s pueden ser taponeados • Revisar precisión del manómetro
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Curva de Performancia Gas Lift Parámetro = Agua
2,000
d / l b b o d i u q i L e t a R
1,500
90
50
Propiedades del Fluido: Oil Gr = 35.0 API Gas Gr = 0.7 Water Gr = 1.03 WLR = 65.0 GOR = 0.0 scf/bbl
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Data Boca de Pozo: WHP = 120.0 PSIG TVD = 7,000.0 ft Corr = Hage/Brown Tubing / 2.875 / 6950 Casing / 7.00 / 7200
1,000
Data del Reservorio: Pr = 2,400.0 PSIG BHT = 206.0°F PI = 2.0 b/d/PSI
500
0
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
Rate de Inj. Gas Mscfd
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Compressor Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Bajo volumen de gas • Revisar que todas las válvulas de control estén abiertas • Choke de inyección bien reducido • Revisar por taponamientos o congelamiento • Revisar por alta temperatura
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Diagnósticos de Gas Lift Problemas de Salida • Alta contrapresión • Chokes o cuerpo del choke • Longitud o líneas de flujo bien pequeñas. • Acumulación de sal, parafina, incrustación. • Terreno accidentado • Alta presión del separador
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Compressor Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Alta Contrapresión: • Retirar chokes y cuerpos de choke de la línea de flujo. • Buscar parafina, sal , almacenamiento de incrustaciones • Taponamientos o válvula check pegada en la línea de flujo. • Alta presión en separador.
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Diagnósticos Gas Lift Problemas en el Fondo • Cabezeo del pozo • Diámetro del port de la válvula Gas lift muy grande. • Bajo rate de inyección de gas • Interferencia de Temperatura • Dimensión del Tubing bien grande • Limitada carga de la formación.
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Compressor Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Hueco en tubería: • Baja presión de inyección • Alto uso de gas • Cabezeo • Disminución de producción • Similares síntomas a fuga en packer.
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Compressor Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Hueco en Tubería: • Purga en el casing • Igualiza tubing y casing • Los checks de las GLV debería asentar y mantener presión tubing si no hay fuga
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Compressor Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Hueco en tubería: • Huecos profundos son difíciles para probar debido al sello del fluido • Realizar medición de nivel fluido en el anular con el echometer
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Compressor Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Pozo no tomando gas: • Congelamiento o taponamiento del choke o válvula • Temperatura de cierre de las válvulas • Alto seteo de presión de la válvulas • Revisar válvulas de control superficie • Buscar restricciones © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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Compressor Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Cabezeo del Pozo: • Dimensión del choke de inyección grande o pequeño • Efectos de la temperatura • Amplio espaciamiento con bajo rate de inyección de gas • Interferencia de válvulas • Gran dimensión del tubing para el rate © 2006 Weatherford. All rights reserved.
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Compresor
Choke FLUIDO PRODUCIDO
Separador
INYECCION DE GAS
Pozo no descargará: • Gradiente de descarga mas pesada que el diseñado • Amplio espaciamiento GLV • Efectos de la temperatura • Bajo rate de inyección de gas
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Diagnósticos Gas Lift Troubleshooting—Herramientas de Diagnóstico • Wireline • Echometer • Pruebas de pozo— desempeño apropiado • Medición de Inyección de gas—entrada y salida • Cartas de Dos o tres plumillas—cada pozo • Registros Presión/temperatura- desempeño apropiado
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Diagnósticos Gas Lift Preparación Prueba de Pozo • Estabilización • Asegurar que la data es representativa del desempeño actual del pozo: • Indicaciones – Presión Constante en el wellhead – Rate Constante de producción de gas – Rate Constante de producción de fluido
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Gas Lift Diagnostics What is the problem with this installation?
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Pressure in 100 PSIG 0
2
4
6
8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28
1 2 3
2,000 2,750 3,300 3,700
t f 0 0 0 , 1 n i h t p e D
4 5
4,100 4,500 4,900 5,300
6 7
Where Whereisisgas gasbeing beinginjected? injected? 8
My Myrecommendations recommendationsare: are:
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Temperature, °F
60 80 100 120 140 160 180 200 220 87
Gas Lift Intermitente Aplicaciones • Bajo o rates de producción intermedio. • Bajo BHP y bajo PI • Bajo BHP y alto PI • Alto BHP y bajo PI • Profundizar punto de inyección • Se puede usar en conjunto con Plunger Lift
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Gas Lift Intermitente Diámetro Tubería
Máxima Producción para Bombeo Neumático Intermitente
2 3/8” 2 7/8”
150 bpd 250 bpd
3 ½” 4 ½”
300 bpd No recomendable
Fuente: James Lea – Gas Well Deliquification
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Gas Lift Intermitente Equipos de Subsuelo
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Gas Lift Intermitente Tipos de Instalación • Instalación Convencional • Instalación BLT • Instalación Cámara • Instalación Concéntrico
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Gas Lift Intermitente
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