Maggiolo, R. Gas Lift Básico (ESP OI)

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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


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3.2 Grand. Dinámico de Temperatura: Gráfico de Kirpatrick 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 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.

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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 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”.



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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 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



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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.


Fig. Nº 10-C.


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



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multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 1. Fig. Nº 15.

Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 2 y 3.

Fig. Nº 16.

Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo.

Fig. Nº 17.

Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 4.

Fig. Nº 18.


Fig. Nº 19.


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.



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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla Nº 1. Factores FORM para líneas de 4,0 pulgadas con registrador de 100x100. Tabla Nº 2. Factores FORM para líneas de 2,067 pulgadas con registrador de 100x1.500. Tabla Nº 3. Factores FORM para líneas de 2,067 pulgadas con registrador de 100x2.000.



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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. sistema. En el capítulo 8 se describe la Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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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 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 .



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CAPÍTULO I

El Sistema de Producción 1.1 El Sistema de producción producción y el proceso de producción 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. PRESIÓN DE SALIDA: Pseparador Psep)

LINEA DE FLUJO

PROCESO DE PRODUCCION P O Z O

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

PRESIÓN DE ENTRADA:

Pestática romedio COMPLETACIÓN

YACIMIENTO



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- Recorrido de los fluidos en el sistema o

Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos 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), Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S ) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µ o). 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

o

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 . 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. 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 de producción del sistema 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. 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 = Pc = Pp = Pl =

Pws – Pwfs Pwfs- Pwf Pwf-Pwh Pwh – Psep

= Caída de presión en el yacimiento, (IPR). = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze). = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). = 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: Presión de salida del nodo:

Pwf (oferta) = Pws - ∆Py – ∆Pc Pwf (demanda)= Psep + ∆PI + ∆Pp

En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo: Presión de llegada al nodo: Presión de salida del nodo:

•

Pwh (oferta) = Pws – ∆ py – ∆ pc - ∆Pp 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 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 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 Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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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 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 ElectroCentrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico Reciprocante (BH.R) y el Bombeo Hidráulico tipo Jet 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 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 TM técnica del Análisis Nodal .



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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 RAP = 0 RGP = 400 pcn/bn API = 35 Øtub = 2-3/8" OD Prof.= 5000 pies

Pb= 1800 lpcm L = 3000 pies de 2” (sin reductor) γg = 0.65 T = 140°F (promedio de flujo en el pozo) Pws = 2200 1pc 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 Tech nology 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. Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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5. Definir el tipo de pozo y el tipo de flujo: Data Preparation Flow Type: Tubular

Well and Flow Type 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 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 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

c)

Layer Parameters

Plot 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 Productividad (J).

e)

Skin Analisis: Se activa cuando se se desea calcular el daño. En caso contrario se ingresa el daño total obtenido de la interpretación 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 Analisis - Análisis Nodal:

Pressure Drop Operating Point



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CAPÍTULO II

Generalidades 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: Líquido + Gas

Gas

Gas

Contínuo

Rangos de

Tapón de líquido + gas

Intermitente

El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos



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aplicación

Rangos de aplicación cont.

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.

LAG Continuo

LAG Intermitente

Se utiliza en pozos con alta a Se aplica en pozos de mediana a mediana energía (presiones baja energía (presiones estáticas estáticas mayores a 150 lpc/1000 menores a 150 lpc/1000 pies) y de pies) y de alta a medianamediana a baja productividad productividad (preferentemente (índices de productividad menores índices de productividad mayores a 0,3 bpd/lpc) que no son capaces a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar de aportar altas tasas de altas tasas de producción (mayores producción (menores de 100 bpd). de 200 bpd). La profundidad de inyección dependerá de la presión de gas disponible a nivel de pozo.

Rango de tasas en 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 flujo continuo vertical pueden ser transportadas eficientemente en diferentes tamaños tuberías de producción, los cálculos fueron realizados considerando una RGL de 2000 pcn/bn.

Deslizamiento y fricción

Diámetro nominal

qmax, bpd

qmin,bpd

2

2,500

200-250

2½

3,000

350-500

3

4,000

500-750

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

Deslizamiento

qmin

Fricción

qmax

ql, bpd

¿LAG Continuo ó 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 Intermitente?

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 LAGContinuo ya que requiere de menor supervisión, control y seguimiento.

2.2.1 Levantamiento artificial 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, 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:



Ilustración

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

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

CHP

THP

Presión

Pio

RGLi = RGLt - RGLf (pcn/bn) qgi = RGLi . ql / 1000 (Mpcn/d)

Gg

Sustituyendo RGLi qgi = ( RGLt - RGLf ) . ql / 1000

RGLt

φ asiento α ( qgi / ∆P )

Piod

Dov

∆P Ppd

Pod RGLf Pwf

Pws

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. 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 tubos por encima de la empacadura superior. Cuando se dispone de suficiente



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presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática de líquido que se encuentra inicialmente sobre sobre la válvula operadora se coloca una válvula a la mencionada profundidad, sin sin necesidad de utilizar válvulas que descarguen previamente el líquido utilizado para controlar al pozo. En caso contrario se deben utilizar 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 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 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 La RGL total será la correspondiente a gradiente mínimo para aquellos pozos donde no se conoce el comportamiento de afluencia de la con IPR formación productora. La ecuación de W. Zimmerman presentada a desconocida 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. 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 200050 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 RGLmingrad del anexo 1 del CD) (Solución: RGLgrad.min.=1122 pcn/bn, qiny = 560 Mpcnd de gas)

Cuando se conoce el comportamiento de afluencia de la formación Qiny para pozos con IPR productora se debe utilizar un simulador de análisis nodal que permita cuantificar el impacto de la tasa de inyección de gas sobre conocida 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.



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RGL

Pwf

ql

ql

Control de la inyección

Subtipos de LAG continuo

qiny

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.

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 levanta conjuntamente conjuntamente con con los fluidos aportados por el yacimiento a través de la tubería de producción.

LAG continuo anular

En este tipo de LAG continuo 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 Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde se inyecta el gas por una tubería enrollable introducida (“Coiled tubing”)

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



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

Ilustración

2.2.2 Levantamiento artificial 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 En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos levantamiento 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



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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

ABIERTA

CERRADA

ABIERTA

CERRADA

CERRADA

t i : TIEMPO DE INFLUJO

t v : TIEMPO DE VIAJE

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

Ciclo de levantamiento intermitente

t e : TIEMPO DE ESTABILIZA ESTABILIZACIÓN CIÓN N = 1440 / Tc

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

a) Influjo ………..

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.

b) Levantamiento …

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



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

Eficiencia del LAG intermitente

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. 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.

La válvula operadora se debe colocar a la máxima Máxima profundidad de profundidad operacionalmente posible la cual está a dos ó tres tubos por encima de la empacadura inyección 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.

El volumen de gas de levantamiento que se Tasa de inyección de gas suministra a la tubería de producción durante el período de inyección es aproximadamente el adecuada 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

LAG intermitente con cámara de acumulación (Chamber 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 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). En este tipo de LAG intermitente se 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 En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno con pistón metálico de la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el gas desplaza (Plunger lift)

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 alta presión, equipos de medición y control del gas comprimido, comprimido, los pozos conjuntamente con sus mandriles, 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



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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. Planta de compresión

Gas de levantamiento

Deshidratador

Tanque Producción

Separador Bomba de crudo

Pozo en flujo natural

Patio de tanques

Múltiple de producción

Pozo Múltiple de distribución de gas

2.4 Balance de gas El volumen diario de gas utilizado con fines de levantamiento utiliza parcialmente la capacidad del sistema de compresión. compresión. La capacidad de compresión compresión restante restante es utilizada por el gas proveniente de los yacimientos y recolectado a través del sistema de baja presión. presión. Para mantener mantener controlado el uso eficiente 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. Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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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 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” “Gas-lift” debe ser igual a la sumatoria 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

Estados de flujo: flujo:

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 (µ o). Dado que la distribución distribución de presión cambia a través 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.

Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación de la presión con tiempo: 1. Flujo No Continuo: 2. Flujo Continuo: 3. Flujo Semicontinuo:

1) Flujo NoContinuo o Transitorio (Unsteady State Flow):

dP/dt ≠ 0 dP/dt = 0 dP/dt = constante

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 formación productora. Dado que el diferencial diferencial de presión no se estabiliza no se considerarán ecuaciones para estimar la tasa de producción en este estado de flujo.



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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 qo

0,00708 K . h Ln( re / rw ) S a' qo

Pws

Kro o. Bo

dp

Pwfs

qo , RGP

rw, Pwfs

re, Pws

Ko, h, µ o, o, Bo, S

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



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Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.) Simplificacion es de la ecuación de Darcy: 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 µ o.Bo o.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 qo

0,00708 Ko. h Pws Pwfs o. Bo Ln( re / rw ) S

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 qo

Propiedades del petróleo: o, Bo

0,00708 Ko. h Pws Pwfs o. Bo Ln( re / rw ) 0,5 S

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



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3) Flujo Semicontinuo (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

qo


En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la ecuación quedaría: Ecuación 3.5

qo


Este es el estado de flujo mas 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.



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Tabla 1.1 Factores “X” de Mathews & Russel Russel



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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: J ) a la relación existente entre la tasa Se define índice de productividad ( J Indice de productividad 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 Pwscompletaciones 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 J (bpd / lpc ) Para flujo semi-continuo: Ecuación 3.7 J (bpd / lpc)

qo Pws Pwfs

0,00708 Ko. h o. Bo Ln( re / rw ) S

qo Pws

Pwfs

0,00708 . Ko . h o . Bo . Ln( re / rw ) 0,75 S

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: Productividad media: Alta Productividad : Excelente productividad:

Eficiencia de flujo ( EF EF )

J < 0,5 0,5 < J < 1,0 1,0 < J < 2,0 2,0 < J

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 La curva IPR es la representación gráfica gráfica de las presiones fluyentes, Performance Pwfs, y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede Relationships) 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 misma presión fluyente fluyente actual si se elimina el daño? 6) ¿Cuál seria Pwfs para producir la misma tasa actual si se 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: 1/2

( re/rw)= X = 0,571 A /rw

es decir, que el re equivalente si el área fuese circular seria: 1/2

re equiv. = 0,571 A

= 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 volumétrico Bo y la viscosidad µ o tanto a Pws como a Pb para luego promediarlos. Los resultados obtenidos son los siguientes: Rs = 311 pcn/bn Bo = 1,187 by/bn µ o = 0,959 cps Después de obtener los valores de las propiedades se aplican la ecuación para determinar qo, J, EF,y EF,y Pwfs. Pwfs. 1)

qo

0,00708 . 30. 40 3000 1800 0,959. 1,187 Ln(1507 /(12,25 / 24)) 0,75 10

= 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.



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La ecuación general de Darcy establece que: Pws

qo

0,00708 Kh Kr o / Ln( re / rw ) S Pwfs

.

o B o

dp

Asumiendo que se conoce Pws, S=0, el limite exterior es cerrado y Pws
7.0810 3 Kh Ln( re / rw ) 3 / 4

Pws

Kro oBo

dp

Pwfs

: 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. Kro

uoBo

Ilustración

Kro uoBo

Pws

Kro oBo

dp

Area

Pwfs

Pwfs

Trabajo de Vogel

Pws

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.



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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: q o / q max

1 0.2

Pwfs Pws

0.8

Pwfs

2

Pws

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.



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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 qo

qo max Pwf

1 0.2

0.8

Pws

2

Pwf Pws

Sustituyendo: 100

qo max

1800 1 0.2 2400

1800 0.8 2400

2

250bpd

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

Construcción de la IPR para Yacimientos Saturados

250 1 0.2

800 2400

0 .8

800 2400

2

211 bpd

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: Pwfs

0.125 Pws

1

81 80 qo / qo max

Esta curva representa la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento hacia el pozo en un momento 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.

Pws

Pwfs ≥ Pb qb, Pb

Pb

Pwfs ≤ Pb

qb

Ecuación de Vogel para yacimientos subsaturados

qmax

Nótese que la tasa a Pwfs= Pb se denomina qb 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: q

J .( Pws Pwfs)

de donde, J se puede determinar de dos maneras: 1) Si se conoce una prueba de flujo (Pwfs, ql) donde la Pwfs > Pb. J

q ( prueba ) Pws Pwfs ( prueba )

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

0,00708 Ko.h oBo Ln re / rw 0.75 S



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

qb

qb

q max qb

1 0,2

Pwfs Pb

0,8

Pwfs

2

Pb

J .( Pws Pb)

q max qb

J . Pb

1,8

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: q

J Pws Pb

Pb

1,8

1 0,2

Pwfs Pb

0,8

Pwfs

2

Pb

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 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 µo = 0,68 cps Ko = 30 md. re = 2000 pies

Pb = Bo = h = rw =

2000 lpc 1,2 md. 60 pies 0,4 pies

Calcular: 1.- La tasa de flujo flujo (qb) a una Pwfs= Pb. Pb. 2.- La qmax total. 3.- La q para una Pwf = a) 2500 lpc b) 1000 lpc



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Solución: Inicialmente se aplica la ecuación de Darcy: qb

7.08 Kh10 3 Pws Pwfs Bouo Ln re / rw 3 / 4 S

evaluando se obtiene Luego ...... J Pwsqb Pb

7.08( 30)6010 3 3000 2000 1.2 0.68 Ln 2000 / 0.4 0.75 0

2011b / d 2011 2.011 bpd / lpc 3000 2000 qb

Aplicando la ecuación de qmax en función de J se tiene: tiene: q max

qb

JPb

1.8

2.011 2000 1.8

4245 bpd

2.011 3000 2500

1005 bdp

2011

3.a)

qo

J Pws Pwfs

3.b)

qo

qb

qo

2011 (4245 2011) 1 0.2

q max qb

1 0.2

Pwfs Pb

0 .8

1000 2000

Pwfs

2

Pb

0.8

1000 2000

sustituyendo

2

3575 b / d

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 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
600

J

2000 4000 3000 ( 3000 / 1.8) 1 0.2 3000

qb

J Pws Pb

q max

qb

Jpb

1.8

2)

qo

J Pws Pwf

3)

qo

324

2000 0.8 3000

0.324bpd / lpc( 4000 3000 )lpc

324

0.324( 3000) 1 .8

0.324 bpd / lpc

324 bpd

864 b / d

0.324bpd / lpc . ( 4000 3500)lpc

864 324 1 0.2 1000 / 3000

2

162 bpd

0.8 1000 / 3000 2

780 b / d

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 dinámico de temperatura: Gráfico de Kirpatrick–Winkler 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 las primeras correlaciones utilizadas para estimar gradientes dinámicos de temperatura es la correlación de Kirpatrick–Winkler. Kirpatrick–Winkler. En el Occidente de Venezuela se utiliza utiliza ampliamente ampliamente la correlación de Zimmerman Zimmerman obtenida mediante análisis análisis de regresión basado en registros registros fluyentes de P y T en pozos del Lago de Maracaibo. Actualmente los los simuladores simuladores utilizan ecuaciones de transferencia de calor considerando coeficientes totales que incluyen conducción, convección y radiación. Es importante en este último último caso calibrar o ajustar 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 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 Zimmerman Se encuentra programada 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.

TM

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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 presenta un resumen 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: n

Z .

∆P en la línea de flujo= ∆Pl = i

m

∆P en el pozo = ∆Pp =

Z . i

1

1

P Z i

P Z i

Donde “n” representa el número 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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La ecuación general de gradiente de presión en forma de diferencias y en unidades prácticas, puede escribirse de la siguiente manera:

Ecuación general del gradiente de presión dinámica

Grad.total (lpc/pie) =

P Z

=

g . . sen ( 144 g 1

+

. V 2 2 g c . d

fm .

c

+

.

V 2

)

2 g c . Z

Siendo: P

(

Z

)elev =

P

(

Z P

(

Z

g .

. sen 144 g c

) fricc. =

fm

= 2

V

144 ( 2 g c d ) 2

)acel. =

V

144 ( 2 g c Z )

gradiente de presión por gravedad o elevación. = gradiente de presión por fricción. = gradiente de presión por cambio de energía cinética ó aceleración.

Donde: = ángulo án gulo que forma la dirección de flujo con la horizontal, ( =0º para flujo horizontal e =90º en flujo vertical) 3 ρ = Densidad de la mezcla multifásica, lbm/pie V = Velocidad de la mezcla multifásica, pie/seg. 2 g = Aceleración de la gravedad, 32,2 pie/seg g/g c= Constante para convertir lbm a lbf fm = Factor de fricción de Moody, adimensional. d = Diámetro interno de la tubería, pulg. θ 

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 Correlaciones de flujo multifásico mas utilizadas en tuberías

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.

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: manera:

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 siguiente manera: manera:

Ejercicio propuesto para calcular Pl y Pc

Pwh = Psep + ∆ Pl

Pwf = Pwh + ∆ Pp

Dada la siguiente información de un pozo que produce por flujo natural Psep = 100 1pcm RAP = 0 RGP = 1000 pcn/bn API = 35 Øtub = 2-7/8" OD Prof.= 7000 pies Determine:

Línea de flujo: ØL = 4" L = 6000 pies (sin reductor) γg = 0.65 T = 140°F (promedio de flujo en el pozo) Pws = 2200 1pc ql= 600. b/d

1. Pwh y ∆Pl 2. Pwf y ∆Pc

Use el simulador Wellflo Wellflo con las correlaciones de Beggs & Brill Brill para la línea y Hagedorn & Brown 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 Pwf vs q, Demanda

en el fondo del pozo

P, lpc

Pwh vs q , Demanda

∆Pc ∆Pl

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 óptimo aumentará las pérdidas de energía por fricción fricción (alta (alta velocidad) aumentando sustancialmente los requerimientos de energía en el fondo fondo del pozo. La siguiente siguiente figura muestra los rangos antes mencionados:



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Pwf

Fricción Deslizamiento

Rango Optimo Tasa mínima

Tasa máxima

ql

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

Ejercicio

En resumen

200 350 500

2500 3000 4000

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.

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


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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

Pio

h=0, Tsup

Piod

..dh / {53. 53.35 Z.(Tsup+Ggeot eot. h)} = ∫ ∫ γg..d 0

dp/P p/P

Pio

Resolviendo para Piod se tiene......... Piod = Pio.[1+Ggeot.Dv/Tsup] (γg./( 53.35 Ggeot.Z)) con

Ggeot = (Tfondo – Tsup) / Dv

Piod

h=Dv, Tfondo

Resumiendo Con

Piod = Pio. FG

…….. (3.9)

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


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3.5 Flujo de gas a través 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 presión aguas abajo y la presión aguas arriba arriba (Pp/Pg) y se puede estimar utilizando la ecuación de Thornhill-Craver: Thornhill-Craver: 155.5 Cd . A . Pg Qgas =

2g (k/(k-1) (k/(k-1) ) [ ( Ppd/Pg)(2/k) - (Ppd/Pg)(k+1)/k ] .... (3.11) g (Tv + 460)

Donde: Qgas: Cd: A: Pg: g: k :

Flujo de gas, Mpcnd. Coeficiente de descarga, adimensional. (empíricamente Cd= 0.865) Area expuesta a flujo, pulg2. Presión de gas (aguas arriba), lpca Aceleración de la gravedad, 32.17 pie/seg2 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 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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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:

Con:

Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura

............ (3.13)

Fuerza de cierre = Pb . Ab Fuerzas de apertura = Pg (Ab - Ap) + Ppd . Ap

............ (3.14) ............ (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) Pvcd = Presión de cierre Pvcd = Pp = Pb

.............. (3.21) ............... (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 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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


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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 Presión de Calibración (apertura) en el Taller, PTRO (Pressure Test 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.



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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 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 inyección de gas una vez que el pozo haya haya estabilizado su producción. Cada válvula debe cerrarse después que descubra a la siguiente válvula inferior, 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 estáticas se presentaran dos “shows” preparados por la compañía CAMCO y la SHELL respectivamente.

4.1 Show de la Camco Ejecute la aplicación “show” “show” que se encuentra en la carpeta UNLOAD del anexo 1 del CD, luego ingrese el nombre del archivo 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 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 la tasa de diseño y esto será función de la Curva de Comportamiento o Rendimiento 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 comportamiento de los pozos vecinos y la tasa 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 Presión vs. Profundidad 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. Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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

Pwh

Pko Area disponible para el

Dpack-60’ Prof. del punto medio de las perforaciones

2. Determine la la profundidad de la válvula superior o tope,.(Dv1) Pwh Con el balance indicado en la figura anexa se se obtiene Pko la siguiente formula para calcular analíticamente a Dv1;

Balance: Pko + Gg.Dv1 = Pwh + Gfm.Dv1+ ∆P

Dv1= (Pko - Pwhdesc - P) / ( Gfm - Gg @Pko) Dv1 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 esta agua es de aproximadamente 0.45 a 0.465 lpc/pie.



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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).



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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, Gg@Po1. 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 Dv1

Ppd1

∆P

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).



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Pwh

Po1 Pko ∆Po

Dv1

Ppd1

∆P

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 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 Po3 Pwh

Po2 Po1 Pko

Dv1 Dv2 Dv3 Dv4 Dv5

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


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


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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 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

2.

.

Pws Pf2

Pf1

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


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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, Pb, Ct, Pb@ Pb@ 60, Pvo y Pcvs en superficie, este último 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 Dpack.=9960 pies RGLf.= 245 pcn/bn O.D tub.= 3 ½” Pwh = 100 lpcm Tyac.=236 °F qiny.disp.=0.8 MMpcnd Pws = 3000 lpcm γginy =0.7

Pko =1500 lpcm Gfm = 0.45 lpc/pie qdesc = 200 bpd ∆Pk =50 lpc ∆P =50 lpc Mandril = MMA Fabric.= Camco ∆Po =30 lpc ∆Dvmín.= 500 pies



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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.



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


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


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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 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 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.



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CAPÍTULO 8 RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN DEL POZO CON LEVANTAMIENTO LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS 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 instalación que conlleve a un diagnóstico más 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 Pts est. Pts Pts dif Form: Factor del orificio-medidor (Se obtiene del programa 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 Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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Form: Factor del orificio-medidor (Se (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



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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).



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. 0 0 1 x 0 0 1 e d r o d a r t s i g e r n o c s a d a g l u p 0 , 4 e d s a e n í l a r a p M R O F s e r o t c a F . 1 º N a l b a T

0

X X : F E

8 , 0 = s a g l e d a c i f í c e p s e d a d e v a r g a n u ó z i l i t u e s s o l u c l á c s o l n E : A T O N



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. 0 0 5 . 1 x 0 0 1 e d r o d a r t s i g e r n o c s a d a g l u p 7 6 0 , 2 e d s a e n í l a r a p M R O F s e r o t c a F . 2 º N a l b a T

o c i t á m u e N o e b m o B e d a m e t s i S




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. 0 0 0 . 2 x 0 0 1 e d r o d a r t s i g e r n o c s a d a g l u p 7 6 0 , 2 e d s a e n í l a r a p M R O F s e r o t c a F . 3 º N a l b a T

o c i t á m u e N o e b m o B e d a m e t s i S




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



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



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Fig. Nº 3. Ejemplo de curvas de comportamiento histórico de producción. 1000

BBPD

900

BOPD

BSW

800 700 600 D / 500 B 400 300 200 100 0

- 8 l - 9 u J 2 4

- 9 b 9 e F 0 9

9 o - 9 g A 2 8

- - 0 r 0 a M 1 5

0 0 c t - O 0 1

0 1 b r - A 1 9

1 v - 0 o N 0 5

- 2 y 0 a M 2 4

0 2 i c D 1 0

- 3 n 0 u J 2 8

- 4 e 0 n E 1 4

1200 THP

CHP

1000 800

m 600 c p l 400 200 0

8 9 0 9 0 9 - - 9 - l 9 t 0 r - 0 b o u c a e g J O M A - F 2 4 0 1 0 9 1 5 2 8

1 1 2 - r 0 v - 0 y 0 b o a N - A M 1 9 0 5 2 4

2 0 3 0 4 n c 0 e i u n D J - E 1 0 2 8 1 4

8 1 9 0 9 0 1 2 - 0 - 9 - 0 - 9 - 0 - 0 - 0 l - 9 t r r v y b o u c a b o e a g - J - O - A - F - M - N - A - M 1 9 9 5 5 8 2 4 4 0 1 0 1 0 2 2

3 2 4 - 0 - 0 c - 0 n e i u n - D - J - E 4 1 0 2 8 1

2500 d 2000 n c p M 1500 , n 1000 b / n c p 500

RGP, pcn/bn Gas-Lift, Mpcnd

0



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



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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



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


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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 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 Artificial por Gas y en otras profundidades de acuerdo al criterio del programador del registro. Con este registro puede determinarse la siguiente información: Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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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.



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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 siguiente información: 1.

Nivel de fluido en espacio anular tubería-revestidor.

2.

Estimar la válvula operadora.

3.

Estimar la presión estática de fondo.



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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.



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



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



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



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Fig. Nº 8. Registro Sonolog.



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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 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.



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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 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 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.



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. N B e d s e n o i c a l a t s n i r a c i t s o n g a i d a r a p o j u l f e d a m a r g a i D . 9 º N . g i F



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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.



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


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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 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 registros de presión y temperatura fluyente anteriores del pozo p ozo en cuestión o de pozos po zos vecinos y el cálculo de las componentes de presión por gravedad, fricción y aceleración exigen Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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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.



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. O P I s a l u v l á v n o c G N L e d s o z o p r a c i t s o n g a i d a r a p n ó i s i c e d e d l o b r Á . A 0 1 º N . g i F



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. O P I s a l u v l á v n o c N B e d s o z o p r a c i t s o n g a i d a r a p n ó i s i c e d e d l o b r Á . B 0 1 º N . g i F Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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. O P I s a l u v l á v n o c N B e d s o z o p r a c i t s o n g a i d a r a p n ó i s i c e d e d l o b r Á . C 0 1 º N . g i F



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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:



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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. Fig. Nº 18).



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Fig. Nº 11. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo, utilizando el Wellflo.



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



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



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Fig. Nº 14. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. Paso 1.



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Fig. Nº 15. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. Paso 1 y 2.



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Fig. Nº 18. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo Multifásico Multifásico en tuberías, con el Wellflo. Paso 5.



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9.3.7. Actualizar en la sección “correlaciones”, “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 se certifica la CONSISTENCIA CONSISTENCIA de la información utilizada 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 (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 “Test Point Data” como modelo para calcular el comportamiento de afluencia de la formación productora. Cuando no se Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884


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dispone de la información de yacimiento 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 realizarse en la tasa tasa de operación actual. (Ver Fig. Nº 25). De esta forma se tiene cotejado el comportamiento actual de producción.



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

Cerrada Cerrada



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



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



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

Tasa de flujo de gas a través de la válvula



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



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



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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 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 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.



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


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



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



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



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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.



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



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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. 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



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


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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 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.



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


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


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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.



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BIBLIOGRAFÍA

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SPE

Paper No. 5150. 1974.



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ANEXOS



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Gráfico para determinar el Area el Area del cono truncado presentado por H. Winkler



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Gráfico del Comportamiento dinámico de la válvula de LAG presentado por Z. Smichtd



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Ejemplo de registro de P y T fluyente para utilizar la correlación de temperatura de Zimmerman



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Caída de temperatura en función de la caída de presión



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Zonas de de P y T donde se limita la formación de hidratos



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Gradiente de gas 1/2



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Gradiente de gas 2/2



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Maggiolo, R. Gas Lift Básico (ESP OI)

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