MANUAL GAS LIFT ESP OIL.pdf

Levantamiento Artificial por Gas Gas Lift para Operadores

Dictado por: JUAN FAUSTINELLI Petroleum Engineer

Mayo 05 al 09 - 2003 Hotel Ojeda Suite Venezuela

Programa de Adiestramiento 2003 – Gas Lift - Operadores

CONTENIDO

I. Introducción II. Presión y gradientes de presión y temperatura III. Control de la inyección y medición del gas IV. Normas operacionales en el arranque de un pozo por LAG V. Diagnostico V. A. Normas para el análisis del disco de dos presiones V.A.1. Flujo continuo V.A.2. Flujo intermitente V.B. Problemas de comunicación V.C. Posibles fallas, razones y soluciones V.D. Formación de hidratos VI. Normas de seguridad industrial aplicadas a las operaciones de producción en las estaciones recolectoras VI.A. Operaciones en el lago VI.B. Operaciones en tierra VII. Informes técnicos Anexo I. Graficas Anexo II. Discos de 2 presiones

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CAPÍTULO I

Introducción


I. Introducción Breve reseña del sistema de Levantamiento Artificial por Gas Este método consiste en inyectar gas a través del revestidor de producción, a una presión determinada, en la columna de fluido dentro de la tubería de producción, hasta la parte más baja que lo permita la presión disponible en la superficie. Cuando se inyecta gas a la columna de liquido (a través de válvulas especialmente diseñadas) el peso de dicha columna se aligera por las burbujas de gas, permitiendo que la presión del yacimiento sea mayor que el peso de la columna (menor contrapresión) y el liquido fluya. Existen tres tipos de levantamiento artificial por gas (LAG): - Flujo Contínuo. - Flujo Intermitente. - Flujo pistón. A continuación, se darán breves nociones de cada una de estas formas de levantamiento artificial por gas. -

Flujo Contínuo: El gas es inyectado en forma continua al pozo con el objeto de reducir la densidad de la columna de fluido ya así permitir a la presión de la formación impulsar el fluido hacia la superficie. Este método es recomendable para pozos con: - Alta tasa de producción. - Alto corte de agua. - Buen índice de productividad. - Baja viscosidad del crudo.

-

Flujo intermitente: El gas es inyectado a un volumen mayor y a ciertos intervalos de tiempo, con el propósito de desplazar, por etapas, la columna de fluido en la tubería del pozo. Este método es recomendable bajo los siguientes aspectos: - Pozos con baja presión estática. - Bajo índice de productividad - Bajas tasas de producción. - Crudos con mayor viscosidad.

-

Flujo Pistón: Este método fue desarrollado por Lagoven en la División Occidente, en una variante del flujo intermitente, en el cual se inyecta el gas en forma cíclica. La diferencia radica que la inyección de gas se realiza en dos o mas secciones de fluido (pistones) en la tubería, y en el intermitente ocurre con una sola sección. Este método es aplicable en pozos con yacimientos de mediana profundidad, alta presión estática, alta viscosidad y altos índices de productividad. Fue desarrollado y aplicado en los pozos del yacimiento Urdaneta-1 del campo Urdaneta Oeste.



La selección de uno a otro tipo depende de la presión de fondo; de la disponibilidad del volumen y presión de gas requeridos, como las características y condiciones del yacimiento. El diseño y la instalación del sistema depende de la selección de los elementos que van el pozo: tipo de válvulas; espaciamiento y profundidad de colocación de las válvulas de sarta; características de la sarta de revestimiento final y de educción; tipos de terminación del pozo y previsiones para posterior desencaje, cambio e insertación de elementos de la sarta, utilizando herramientas manipuladas desde la superficie por medio de un cable o alambre. En la superficie, se dispone todo lo concerniente al manejo del gas que debe utilizarse: Características, recolección, presiones, tratamiento, medición, control de volúmenes, compresiones, distribución e inyección para la red de pozos del sistema. De igual manera existe también en la superficie las instalaciones requeridas para recibir la producción de los pozos: gas-petróleo-agua y efectuar la separación, tratamiento, almacenamiento, distribución y despacho. Cuando un pozo produce por flujo natural hay suficiente energía almacenada en el yacimiento para que el liquido llegue hasta la estación de flujo. La presión del yacimiento y el gas de formación generan esta energía de levantamiento. Cuando la energía es muy baja para que el pozo fluya en forma natural, es necesario la instalación de un método artificial de levantamiento. El pozo cesa de fluir cuando existe un incremento en el porcentaje del corte de agua o por una declinación de la presión estática del yacimiento. La figura I-1, muestra dos tipos de línea, el trazo recto que representa la recta de la oferta de producción del yacimiento (llamada comportamiento de afluencia del yacimiento o IPR = Inflow Performance Relationship) y las varias curvas de demandas de producción, que son generadas de acuerdo a las tasas de producción y del equipo de completación del pozo. La grafica muestra el efecto que tiene la relación agua - petróleo en la tasa de producción de un pozo, cuyo mecanismo de empuje es generado por la presión hidráulica del yacimiento. Se aprecia igualmente que a pesar de mantenerse constante la presión del yacimiento a través del tiempo de producción, la relación agua petróleo aumenta, haciendo mas pesada la columna de fluido. Debido a esta mayor contrapresión, su tasa disminuye hasta que deja de producir, justo en el momento en que la columna vertical resulta más pesada que la presión fluyente del yacimiento. La figura I-2, muestra el caso de un pozo que produce de un yacimiento con gas en solución como mecanismo de empuje. En esta figura se aprecia el efecto combinado del aumento de la relación gas - liquido y la declinación de la presión estática del yacimiento. El efecto neto es la declinación rápida de producción a medida que se agota la presión del yacimiento; a pesar de tener el pozo un gradiente fluyente muy liviano, el yacimiento no es capaz de soportar la contrapresión generado por la columna de liquido, por lo que cesa de producir. El ingeniero de producción debe predecir cuando un pozo dejará de fluir naturalmente, de manera que pueda implementar inmediatamente el método de levantamiento artificial más adecuado para restaurar el pozo a producción. La tabla I-1, muestra las ventajas que ofrecen cada uno de los cuatro métodos de producción artificial más usados en la industria petrolera. El bombeo mecánico es el más conocido y aplicado, mientras que el LAG resulta ser el más económico para drenar yacimientos de petróleo liviano y que aun mantienen cierta presión estática. Los otros dos métodos, electrocentrífugo e hidráulico, solo son aplicados en casos particulares, cuando los dos métodos anteriores resulten pocos atractivos económicamente. La tabla I-2, muestra las desventajas de estos cuatro métodos de producción. ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted


El primer bombeo mecánico fue instalado en 1859 y los métodos de bombeo hidráulicos, bombeo eléctrico y LAG se implementaron en los años 30; solo a partir de 1965 se instaló en Canadá la bomba de cavidad progresiva para drenar yacimientos someros de petróleo pesado con alto contenido de arena, y resulto ser el único método de levantamiento artificial que resultaba económico. La tabla I-3, muestra las ventajas y desventajas de este método. Es el sistema que ofrece una mayor eficiencia global de levantamiento artificial, del orden de 52 %, y su consumo d electricidad con respecto al bombeo mecánico es aproximadamente del 50 %. La tabla I-4 es un breve resumen de la historia de los métodos de producción relacionadas a las invenciones y aplicaciones de estos cinco sistemas de levantamiento artificial. A continuación algunos comentarios generales relacionados al LAG: ♦ Cuando el petróleo es pesado, de 12 a 16 ºAPI se puede producir: • Si el nivel estático esta cerca de la superficie y: 1. La presión de LAG es baja, efectuar un diseño intermitente con solo dos o tres válvulas de asiento de ½” o válvulas piloto. Utilizar un regulador de ciclaje en la superficie. 2. La presión de LAG es muy alta de 2000 a 3000 lpc y el yacimiento es profundo, se podrá inyectar en forma continua cerca de la empacadura. Más aún, si el gas de LAG es húmedo, el pozo podrá producir a una tasa superior a su tasa inicial cuando producía por flujo natural. En pozos profundos y con buenas tasas de liquido, la temperatura del flujo se mantiene alta, conservando baja la viscosidad, lo que favorece el LAG. • Si el nivel estático es poco profundo, instalar diseño intermitente. Si se instalan válvulas de asientos pequeños el pozo solo circulará gas de LAG. • Si el nivel estático esta por debajo de los 3000’, será muy difícil obtener producción comercial del pozo. ♦ En muchos diseños de LAG, el ingeniero no considera el caudal de gas que puede pasar a través de las válvulas, por lo que conduce generalmente a la instalación de asientos demasiado grandes. Esto trae como consecuencia que a pesar de inyectar la tasa optima de gas, la válvula de operación cierra en forma alterna y el pozo produce con mucha intermitencia, perdiendo así producción de petróleo. ♦ Instalación de la empacadura de fondo: • Para el LAG intermitente es imprescindible su instalación para ahorrar gas de LAG. Sin empacadura, la RGL de inyección aumenta de unos 250 PC/B/1000’. • Para el LAG continuo, una instalación sin empacadura necesita aproximadamente un 20 % de exceso de gas para eliminar la inestabilidad del flujo de liquido. ♦ Cuando el petróleo es liviano y el yacimiento es de baja presión, el LAG intermitente puede ser aplicado eficientemente para pozos someros. Si el pozo es profundo, mayor de 6000’, el diseño deberá ser continuo con válvulas de asientos pequeños, ya que se obtendrá mayor producción inyectando en forma continua por debajo de los 6000’ que en forma intermitente. La tabla I-5, muestra las ventajas y desventajas de la aplicación del LAG, en forma intermitente y continuo. Con el fin de determinar la mejor forma de producir un pozo por LAG intermitente o continuo, se muestran algunos parámetros en la tabla I-6. Sin embargo, cada pozo debe ser analizado de una manera particular y decidirse por un diseño flexible de LAG, con el fin de poder producir el pozo de manera eficiente para diferentes tasas de liquido o a través de la vida útil del pozo.



PRESION DE FONDO ESTATICA RAP = 10

PRESIÓN EN EL FONDO DEL POZO

(NO HAY FLUJO)

RAP = 5

RAP = 2 CURVAS DE DEMANDA PRESIÓN FLUYENTE

RAP = 1

INDICE DE PRODUCTIVIDAD (Curva de Oferta)

TASA, B/D

FIGURA I-1.- Declinación de la Tasa de Producción. Empuje Hidráulico.



COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA IPR = Inflow Performance Relationship

PRESIÓN EN EL FONDO DEL POZO

IPR 1 RGL 1

RGL 2

IPR 2

RGL 3

IPR 3 (NO HAY FLUJO)

TASA, B/D

FIGURA I-2.- Declinación de la Tasa de Producción. Gas en Solución.



Se aplica para todo tipo de crudo. Casi el 80 % de los pozos en el mundo producen por este método. Maneja grandes volúmenes de agua. El diseños del equipo es sencillo. Conocido por el personal técnico. Aplicable para pozos de bajo nivel de liquido. Recomendable en áreas donde no existen facilidades de producción. 3.

2.

1.

Maneja grandes volúmenes de liquido. Aplicables en pozos someros o profundos mayores de 12000’. Útil para bajas presiones de fondo.

BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO E = (35 %) B.E.

4.

3.

2.

1.

Para pozos de petróleo pesado. Para bajas tasas y bajas presiones de fondo. Generalmente no requiere taladro para el reemplazo de la bomba. Para pozos profundos de hasta los 18000’.

BOMBEO HIDRÁULICO E = (25 %) Jet B.H.

12. 13.

11.

10.

9.

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Se aplica para crudos medianos y livianos. Relativo bajo costo de instalación y mantenimiento. No requiere taladro para cambiar las válvulas. En el mar, la plataforma puede ser pequeña. Aplicable en pozos de alta RGP. Su diseño es flexible, puede operar a diferentes tasas. Es poco afectado por la producción de arena. La eficiencia es poco afectada por la desviación del pozo. El LAG continuo no tiene partes móviles, por lo que alarga la vida del servicio. La tubería es libre, por lo que se puede tomar presiones, cambiar zonas y limpiarlo con coiledtubing. Se puede aplicar en pozos profundos, superiores a los 10000’. Aplicable en completaciones múltiples. Fácil de instalar en revestidores pequeños.

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL por GAS E = (20 %) Continuo E = (8 %) Intermitente LAG

E = (Es la eficiencia global del sistema artificial del sistema de levantamiento)

6.

5.

4.

3.

2.

1.

BOMBEO MECANICO E = (52 %) B.M.

TABLA I-1 VENTAJAS DE LOS MÉTODOS DE PRODUCCIÓN POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL


7.

6.

5.

3. 4.

2.

1.

Problemas operacionales para profundidades mayores de los 7000’. Altos costos por instalación y mantenimiento. Requiere taladro para servicio. Necesita en tierra una base de cemento y en el lago, una plataforma resistente. La bomba es sensible a la producción de arena. Poco eficiente en pozos de alta producción de gas. No es recomendado en pozos desviados.

BOMBEO MECANICO

6.

5.

3. 4.

2.

1.

No recomendable en pozos de alta RGP. Necesita corriente de 440 voltios continuos y su tensión eléctrica debe ser muy estable. Requiere personal calificado Diseño relativamente complicado. No es recomendable para pozos de baja producción. Sin embargo, puede ser la solución, para campos de poca producción de gas. Su vida útil es aproximadamente de un año.

BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO

6.

4. 5.

3.

2.

1.

El personal de campo debe esforzarse al máximo para mantener la bomba en operación. Presenta alta contaminación en la localización. Los componentes del sistema son sofisticados, no así, para la bomba jet que no tiene partes móviles. Altos costos de instalación. Requiere un sistema superficial de liquido de alta potencia. No es aplicable en pozos que producen con RGL superior a los 1200 PC/B

BOMBEO HIDRÁULICO

6.

5.

4.

3.

2.

1.

Necesita una fuente de gas y requiere facilidades de compresión. El personal técnico debe ser calificado. Mayor riesgo debido a la alta presión de gas. No es económico en pozos distantes. Si el gas de LAG es corrosivo, debe ser tratado. El casing de producción debe estar en buenas condiciones.

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL por GAS

TABLA I-2 DESVENTAJAS DE LOS METODOS DE PRODUCCION POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL



4.

3.

2.

1.

Costo inicial es 1/3 del costo de un balancín y su mantenimiento puede ser hasta 4 veces menores. Capacidad para producir petróleo viscoso (8 a 21 º API) y con alta concentración de arena. De los sistemas de levantamiento, es el más eficiente y opera en forma optima para tasas de 30 a 250 B/D. Puede manejar una RGL de hasta 1000 PC/B, y como no posee partes reciprocantes, no se traba por gas o “gas-lock”. Con respecto al bombeo mecánico; no requiere base de cemento, opera a bajo nivel de ruido, su instalación superficial es simple en el propio cabezal del pozo, elimina el problema de flotabilidad de las cabillas y reduce la formación de emulsiones por funcionar su parte interna con menor efecto cortante sobre el liquido.

E = (63 %) VENTAJAS

7.

6.

5.

4.

3.

2.

1.

El elastómero es la parte mas sensible del equipo y falla generalmente por hinchamiento de su polímero. Debido a la falta de información y experiencia, siempre es recomendable efectuar pruebas pilotos, antes de implementar una instalación masiva de las BCP. Esto evitará fallas de diseño y falsas expectativas con respecto al desempeño esperado de las bombas. No aplicable para petróleos aromáticos, ya que hinchan y degradan el material elastómero. Las temperaturas superiores a los 260 ºF acortan considerablemente la vida de la bomba. La rotación de las cabillas no facilitan la remoción de la parafina. Los raspadores trabajan con movimientos reciprocantes y no por rotación. Alto desgaste del tubing y cabillas en pozos direccionales u horizontales. Para altas rotaciones, es necesario anclar el tubing e instalar centralizadores en las cabillas para evitar las excesivas vibraciones del equipo de fondo.

DESVENTAJAS

TABLA I-3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA




6.

5.

4.

3.

2.

1.

En 1859 el Coronel Drake instaló a 3 metros de profundidad la primera bomba para producir mezcla de petróleo-agua. En 1860 se inventaron las cabillas de madera y en 1880 las de metal. En 1925, W. C. Trout de Lufkin, Texas introdujo el contrapeso y caja de transmisión. A finales de 1960, S. G. Gibbs elaboró la ecuación de transmisión de ondas en las cabillas, resultando de gran aporte para el diagnostico de fallas de la bomba de fondo. El los 1970 aparece la cabilla de fibra de vidrio con conector de acero. Las ventajas con respecto a las de acero son; más livianas y menor modulo de elasticidad. También en los 1970 aparece la cabilla continua, ideal para pozos desviados.

BOMBEO MECANICO

4.

3.

2.

1.

En 1970, A. Aruntunoff instaló la primera bomba en Rusia. En 1928, F. Phillips y Aruntunoff iniciaron la instalación de esta bomba en el campo de Bartlesville, Oklahoma. En la década de 1950 se mejoraron los materiales aislantes, cable eléctrico, y el hierro-níquel reemplazo al bronce. Durante 1970 se desarrollaron los modelos computarizados.

BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO

3.

2.

1.

W. F. McMahon instaló a principio de 1930 la primera bomba. Desde el año de 1852 se encuentran referencias técnicas de la bomba hidráulica tipo Jet. En 1970 se hace más popular debido al mejoramiento de sus componentes y a los modelos matemáticos computarizados.

BOMBEO HIDRÁULICO 1797. Se levantó agua con aire. 1846. Se levanto petróleo con aire. 1900-1929. Por LAG se alcanzaron 527.000 B/D en la Costa del Golfo. 4. 1908. J. McEvoy fabricó la primera válvula calibrada por presión. 5. 1925. En California se utilizo el gas reciclado en vez de aire. 6. Se implementó y generalizó este método en la década de 1930. 7. En 1840, W. R. King inventó la válvula de nitrógeno, permitiendo controlar la inyección de gas y variar automáticamente la profundidad de inyección, de acuerdo a las características del yacimiento. 8. En 1951, H. Mc Goven y H. H. Moore inventaron el mandril de bolsillo. Se reemplazan las válvulas con guaya. 9. A partir de 1955, el Dr. H. Winkler ha publicado la mejor calidad y numero de artículos técnicos. 10. En 1967, el Dr. Kermit Brown publicó su primer tratado, titulado “Teoría y Practicas del LAG”. 11. En 1996, el Dr. Schmidt inventó la válvula Nova de orificio tipo venturi.

1. 2. 3.

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

TABLA I-4 HISTORIA DE LOS EQUIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

5.

4.

3.

2.

1.

En 1932, fue patentada por René Moineau. En 1940 se instalo en el subsuelo con cabillas para levantar liquido. En 1965 se instaló en Canadá para bombear petróleo viscoso con arena. En 1980 su aplicación era común en Canadá . En 1983 Maraven instaló su primera bomba. En 1994 se mejoró notablemente los materiales del elastómero.

BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA


5. 6.

1. 2. 3. 4.

Altas tasas de producción. Bajas o altas RGL de yacimiento. Alta producción de agua. Maneja bien la producción de arena. Alta presión de fondo. Utiliza también el gas de yacimiento.

APLICACIÓN DEL LAG CONTINUO 1. 2. 3. 4. 5.

Bajas tasas de producción. Baja RGL de yacimiento. Baja presión de yacimiento. Bajo índice de productividad. Pozo sin producción de arena.

APLICACIÓN DEL LAG INTERMITENTE

5.

4.

3.

2.

1.

La principal desventaja del LAG continuo radica en la necesidad de tener una presión de yacimiento y de gas de inyección altas en el fondo del pozo. El LAG continuo se adapta más a los yacimientos con empuje hidráulico. El LAG intermitente no utiliza la energía del yacimiento. El pozo de LAG intermitente ubicado cerca de la estación de flujo necesita un separador de alto caudal. La alta demanda instantánea del gas de inyección, puede perjudicar otros pozos de LAG.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS ENTRE AMBOS SISTEMAS DE LAG

TABLA I-5 APLICACIÓN, VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL LAG



Mayor que .30 lpc / pie (*) Mayor de .08 lpc / pie (*) 50 a 250 PC / B. Más de 100 lpc

Gradiente de presión estática.

Gradiente o presión fluyente.

Tasa de inyección de gas por cada 1000’

Presión de inyección de gas por cada 1000’

Menos de 100 lpc.

250 a 350 PC / B.

150 lpc o mayor.

Menor que .30 lpc / pie.

Hasta 400, dependiendo del índice de productividad, profundidad de inyección y tamaño de eductor.

LAG INTERMITENTE

(*) Valores menores para muy bajas tasas o para flujo anular con alta RGL total.

100 a 75.000 (flujo anular)

LAG CONTINUO

Tasa de producción, B/D

CONDICIONES

TABLA I-6 PARAMETROS GENERALES DE PRODUCCION PARA EL DISEÑO DE LAG CONTINUO E INTERMITENTE



CAPÍTULO II

Presión y gradientes de presión y temperatura


II.

Presión y gradientes de presión y temperatura

La presión es el resultado de una fuerza aplicada de manera uniforme sobre una superficie. La presión atmosférica es generada por la masa de la capa de gas que es atraída por la gravedad terrestre y es del orden de 14.7 libras por pulgadas cuadradas. La unidad de presión se abrevia en “lpc”. La presión es medida mediante la deformación que esta causa en el tubo Bourdon, parte principal del manómetro. Este tubo es circular y debido a la diferencia interna de sus áreas, tiende a enderezarse a medida que aumenta la presión interna. Los tipos de manómetros como las curvas de gradientes de presiones y temperaturas estáticas y fluyentes están bien explicadas en las Figuras de soporte que se encuentran en el Anexo III. El gradiente de presión es la relación que existe entre la variación de presión contra la variación de profundidad. El gradiente de presión del agua es de 0,433 lpc / pie o 0,10 Kg / m. El gas en el espacio anular del pozo, por tener una masa también genera un gradiente de presión, la cual es función de su densidad y presión superficial; y tiene un valor que varia entre 0,02 a 0,04 lpc / pie.


CAPÍTULO III

Control de la inyección y medición del gas


III. Control de la inyección y medición del gas En las figuras del Anexo I, se muestran los equipos principales para efectuar la medición de gas que son; el carrete de medición, la placa de orificio y el medidor de gas tipo fuelle. Para efectuar el calculo del caudal de gas que pasa a través del orificio, se multiplica el factor de la placa por la raíz cuadrada de la presión estática absoluta por la diferencial y luego por una constante “K”. El valor de la placa de orificio se obtiene de las tablas, mientras que la constante”K”, de multiplicar valores que están en función de la característica del gas, parámetros base y la forma y dimensiones físicas del carrete y de la placa de medición. Las figuras 13, 14 y 15 muestran el equipo de medición, la figura 16 el disco de caudal de gas, y las graficas 17 y 18 los monogramas de gas de inyección y de gas total, respectivamente. Ejemplo: Determinar la inyección de gas, con la siguiente información: • Rango del medidor: 100” de agua por 1000 lpc. ; Placa de 5/8” en línea de 2”. • Pluma Azul = 90; Pluma Roja = 50 (Escala normal de 0 a 100). • Gravedad del gas de .65 y temperatura de 100 ºF. • El estrangulador ajustable es de 11.5/64” y la presión del anular de 700 lpc. Calcular también el pase de gas que pasa a través del estrangulador ajustable, y comparar las medidas. Para la inyección continua de gas, los estranguladores ajustables mostrados en la figura 19 son los más utilizados en la industria petrolera. Las figuras 20 a 23 están relacionadas con el estrangulador ajustable y pase de gas, y su aplicación se aprecia en los siguientes ejercicios: PROBLEMA Nº. 1: Hacer el balance de gas a nivel del pozo. Datos: Presión Sistema = 675 lpc Presión Casing = 555 lpc Temperatura Superficial = 85 ºF. Gravedad del Gas = 0.65 Estrangulador Merla graduado a = 1/3 de vuelta Válvula de operación = 6000’ - Asiento = 3 / 16” - Presión Tubing = 550 lpc a 6000’ - Temp. Tubing = 175 ºF a 6000’ Cálculos: A. Gas de Inyección: Según Fig. 20, un tercio de vuelta es equivalente a un 10/64 pulgadas Según Thornhill-Craver, Fig. 21……………………………………… Corrección por gravedad y temperatura Según Fig. 22, Cgt = 1.025..................................................................... B. Pase de Gas por la Válvula de LAG Según Fig. 21; ...................................................................................... Según Fig. 22; Cgt = 1.105 Por Corrección: .34 / 1.105 ........................................................

.29 MMPC .28 MMPC .34 MMPC .31 MMPC



Observaciones: El pase de gas a través del estrangulador ajustable (10 / 64”) es similar al pase por la válvula de operación (12 / 64”), lo que indica que todo el gas de inyección está pasando por la válvula a 6000’. Se observa que para un mismo pase de gas, se requiere mayor asiento de fondo que en superficie, y esto se debe a los siguiente: • •

Las moléculas se dilatan al calentarse y requieren una mayor área de flujo. Si se mantiene constante el área, la velocidad del gas seria mayor, y por consiguiente aumentaría la fricción. Para este caso particular, la diferencia de presión de fondo es menor que en superficie, 80 lpc vs. 120 lpc., y a menor diferencial se necesita mayor área de flujo.

PROBLEMA Nº. 2: Cual será el tamaño del asiento de una válvula de LAG, si se tiene la siguiente información: P1 = Presión de Casing = 1500 lpc. P2 = Presión de Tubing = 1200 lpc. Gravedad del Gas = 0.85 Temperatura de la Válvula = 210 ºF Qinyección = 1.20 MMPCD Se corrige el gas por Temperatura y gravedad, Ctg = 1.30 Gas corregido para ser utilizado en la Fig. 21. 1.20 MMPCD x 1.30 = 1.56 MMPCD Con P1 y P2, se obtiene un asiento de 15.5/64”. Se recomienda utilizar una válvula con asiento de ¼” (16/64”).


CAPÍTULO IV

Normas operacionales en el arranque de un pozo por LAG


IV.

Normas operacionales en el arranque de un pozo por LAG

Es muy importante la instalación de un registro de 2 presiones “Two Pen Record Chart” el cual mide la presión del tubing y del casing simultáneamente, antes de efectuar el arranque de un pozo por LAG. Este instrumento registrara posteriormente el arranque e indicará gráficamente el momento preciso cuando el gas en el casing alcanza la primera válvula de LAG, luego mostrara la operación sucesiva de las válvulas de descarga pozo abajo, hasta determinar cual será la válvula de operación, una vez estabilizado el pozo como productor normal del yacimiento. Si existen algunos problemas durante el arranque del pozo, estos serán fácilmente detectado y sus orígenes determinados mediante un simple análisis de la grafica de presiones, por lo que generalmente estos problemas podrían ser solucionados. A continuación se detallan las medidas y pasos a seguir durante el arranque de un pozo por gas: • • • • •

•

•

•

Instalar el registrador de 2 presiones. Instalar el medidor de flujo de gas. Si la línea de alta presión es nueva, esta debe ser soplada a la atmósfera para remover cualquier escoria de soldadura o costra, que eventualmente podrían taponar las válvulas de LAG. Verificar y detectar cualquier anomalía en las instalaciones superficiales. Si la formación productora es nueva y existe posibilidad que el pozo fluya después de haber sido arrancado por LAG, se recomienda la instalación de un estrangulador de flujo en el cabezal y el montaje de la válvula de seguridad en el brazo del pozo que conecta a la línea de flujo, para evitar posibles problemas de manejo de producción en la estación de flujo. Inyectar gas poco a poco en casing, mediante el estrangulador ajustable instalado en la línea de alta presión de gas, graduado en un 4/64”. Controlar la inyección de gas de tal forma que la presión del cabezal del pozo no exceda en 50 % a la presión del separador. La presión del casing no debe aumentar más de 50 lpc durante cada 10 minutos, hasta llegar a las 300 lpc. Luego el aumento puede ser de 100 lpc cada 10 minutos. Nota: Si la presión del cabezal es mayor al 50 % del la presión del separador, existe el riesgo de que el liquido del espacio anular al pasar a través de las válvulas, erosione los asientos de las mismas. Estas válvulas son diseñadas para pasar gas, no para flujo de liquido de alto caudal. Una vez el gas en el espacio anular alcanza la primera válvula de LAG, pasará por el tubing a través de la válvula y en su carrera ascendente, el gas se acelerara y por ser expandidle alcanzara en la superficie una alta presión, la cual en algunos casos es similar a la presión superficial del casing. Una vez obtenida la circulación de gas por el tubing se podrá aumentar la inyección de gas, pues existe una cámara de gas en el anular que permite alternativamente el escape de presión del casing a través de la primera válvula ya descubierta de liquido.

Durante este proceso todas las válvulas cubiertas por el liquido del espacio anular están en posición abiertas y permiten el flujo del liquido, del casing al tubing. El nivel de liquido del casing continuara bajando paulatinamente hasta alcanzar la válvula de operación, la cual será la responsable en controlar el pase de gas durante la producción estabilizada del pozo.



En aquellos casos donde el separador es muy pequeño y es capaz de manejar la alta tasa instantánea de gas durante la operación de descarga, se recomienda instalar un estrangulador de flujo en el cabezal del pozo. Pero, para manejar el arranque del pozo en estas condiciones, es preferible instalar el estrangulador en la propia estación. Esto permitirá que la línea de flujo trabaje como una cámara instantánea de almacenamiento, durante la producción por cabezadas de los líquidos de descarga del pozo. Igualmente se recomienda: • Para evitar contra-presión en el cabezal del pozo, eliminar los codos y conexiones innecesarias entre el tubing y la línea de flujo. • Mantener la línea de flujo lo mas limpia posible y operar el separador de producción a la menor presión de trabajo permitido. • La línea de flujo debe ser de mayor tamaño que el tubing. • Una vez efectuado el arranque del pozo, inyectar un exceso de 20 % de gas, al calculado teóricamente, y después del computo de las pruebas de producción, ajustar la inyección de gas para obtener una RGL total similar a la optima. • Durante la descarga de un pozo intermitente se recomienda ciclos rápidos de gas de 10 a 20 minutos, e inyección de 2 a 4 minutos. Las figuras IV-1, -2 y –3 muestran el diagrama de un pozo con sus niveles de liquido tanto en el espacio anular como en el tubing, y la posición de las válvulas de LAG, si están cerradas o abiertas. A la derecha de cada diagrama de pozo, se observan dos líneas, las cuales indican las presiones contra profundidad, dentro del tubing así como en el espacio anular. Las figuras anteriormente señaladas forman 12 graficas perfectamente detalladas que muestran la operación completa del arranque de un pozo de LAG, con inyección intermitente. La figura IV-4 es un esquema de la instalación superficial y de fondo de un pozo que se arranca en forma intermitente por LAG. Se muestra en la parte superior de la figura, la proyección ortogonal del disco de 2 presiones, donde se observa que a medida que el gas alcanza en el anular una válvula más profunda; la presión de sierre en el casing disminuye con respecto a la válvula superior y la pluma del tubing indica una alta subida de presión debido al gran tapón de liquido que levanta. La figura IV-5 muestra el disco de arranque cuando la inyección de gas es continua. La intermitencia de presiones de debe a que se arranco el pozo en forma correcta, es decir con el estrangulador ajustable graduado en un 4/64”, siendo el pase del gas de inyección menor al pase de gas a través del asiento de la válvula. La válvula abre y cierra en forma cíclica y a esto se debe las variaciones de presiones de las dos plumas. A medida que el gas por el anular alcanza una válvula más profunda, la presión del casing disminuye y la presión del tubing muestra un salto. El salto o aumento brusco de la presión del tubing es debido a que el gas al pasar por primera vez por la válvula tiene que levantar un tapón de liquido, y este mantiene una presión hidrostática sobre el gas durante su ascenso hasta la superficie. Esta alta presión de gas es la que se manifiesta al llegar al medidor.



FIGURA 1

FIGURA 2 PRESION

PRESION

PROFUNDIDAD

A

A

A

FIGURA 3

FIGURA 4

PRESION

A PROFUNDIDAD

C

A

PRESION

A

PROFUNDIDAD

A

PROFUNDIDAD

A

A

A

A

A – Abierta

C - Cerrada

Grafica del Arranque – Fase Inicial

Figura IV-1 ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted


FIGURA 5

FIGURA 6 PRESION

C

PRESION

A

PROFUNDIDAD

PROFUNDIDAD

C

A

A

A

FIGURA 7

FIGURA 8 PRESION

A

PROFUNDIDAD

A

PROFUNDIDAD

C

C

C

PRESION

A

Grafica del Arranque – Fase Intermedia



PRESION

PRESION

C

C

C

C

A

A

PRESION

PRESION

C

C

C

C

C

A

Grafica del Arranque – Fase Intermedia


P=0

TIEMPO

Pc

Pt

Pbt1

VAL. # - 3

VAL. # 3

VAL. # 2

VAL. # 1

PRESION

Pbt3

Disco de dos Presiones Durante el Arranque, instalaciones Superficiales, Diagrama del pozo y Gradientes de presiones.

APERTURA DE LA VAL. DE LAG

ESTRANGULADOR AJUSTABLE

TIEMPO DE CIERRE

TIEMPO DE INYECC.

Pbt2

VAL. # - 2

CONTROLADOR DE CICLAJE

RELOJ DE 2 Hrs DISCO DE INYECCIÓN DE GAS GAMA DE 300 pulg. x 1500 lpc

RELOJ DE 24 Hrs DISCO DE 2 PRESIONES GAMA DE 500 lpc x 1500 lpc

PRESION

GAS DE ALTA PRESION

VAL. # - 1

PROFUNDIDAD

ACCION DE VASOS COMUNICANTES

Pt

Pbt1

Pc Pbt

CUANDO Pc = Pbt LA VAL. CIERRA

Pc

Pt

DISCO DE 2 PRESIONES

P. CIERRE EN SUPERFICIES DE LA VAL. # 1

P. SEPARADOR

P. CIERRE

P. APERTURA


FIGURA IV-4



(*) El gas llega por primera vez a la superficie. Disco de 2 presiones durante el arranque del pozo por LAG, con inyección continua, pero con apertura y cierre alterna de las válvulas. FIGURA IV-5 ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

CAPÍTULO V

Diagnostico


V. Diagnostico Para efectuar un análisis del comportamiento de un pozo de LAG, determinando su válvula de operación y si la inyección de gas es la optima, es necesario cumplir con las siguientes condiciones: • Recolectar toda la información de archivos, como diseño actual de válvulas, guaya fina, pruebas de producción y datos de yacimientos. • Obtener apoyo del personal de campo y efectuar las mediciones del equipo superficial del pozo con aparatos bien calibrados. • Disponer de un software adecuado para realizar simulaciones. • El ingeniero de producción debe conocer los equipos de control y medición superficial del pozo, así como el equipo de fondo. Debe tener experiencia en el diagnostico de fallas de válvulas de LAG. V. A. Normas para el análisis del disco de dos presiones La información que aporta el disco de dos presiones, además de resultar muy económico, es de gran utilidad para diagnosticar el comportamiento de un pozo de LAG. 1. 2. 3. 4. 5.

6.

7.

V.A.1. Flujo continuo. En condiciones normales, el disco muestra la presión del tubing y casing relativamente constante. Si la presión del tubing disminuye y aumenta la del casing, lo más probable es que se ha dañado la válvula de operación, y se esté inyectando por la válvula inmediatamente superior. En este caso se pierde producción. Si la pluma del tubing muestra cabeceo, puede ser debido a: A) el asiento de la válvula es muy grande, B) falta inyectar más gas o C) el pozo ha disminuido su caudal. Si la pluma del casing muestra ondulaciones, significa que la válvula abre y cierra en forma alterna. El pase de gas a través del estrangulador ajustable en superficie es menor que el pase por la válvula de operación. Una alta presión del tubing indica contra presión en la línea de flujo debido a: A) línea muy larga o de diámetro pequeño para la tasa del pozo, B) línea obstruida debido a deposición de parafina o silicato, válvula de la línea semi-cerrada o codos obstruidos por arena, estrangulador del brazo no removido y C) excesiva inyección de gas. La baja presión del casing puede indicar; A. Válvula fuera de su bolsillo. B. Comunicación a través del colgador del árbol de navidad. Se observa enfriamiento en la brida del árbol. C. Perdida de presión de nitrógeno en la cámara de la válvula. D. Hueco en el tubing. E. Empacadura de fondo desasentada. F. Hueco en el casing. Parte del gas de inyección no llega a la estación de flujo. La baja presión del tubing puede indicar; A. Caída de presión del sistema de LAG. B. Caída de la inyección de gas al casing debido a taponamiento del estrangulador ajustable por taponamiento. C. Declinación de la producción. D. Línea de flujo rota. E. Drástica caída de producción debido a cambio de zona o taponamiento del tubing por arena. ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted


V.A.2. Flujo intermitente. La parte más importante de la grafica es la forma del pico dela pluma roja, la cual indica la presión del tubing. Se observa si el pico es coto, largo o ancho. El disco de dos presiones además de resultar muy útil para el diagnostico, resulta indispensable para optimizar la inyección de gas, es decir, graduar el tiempo de inyección y los ciclos diarios. El disco puede por lo general, interpretarse de la siguiente manera; Presión de Tubing Presión de Casing 1. Un pico alto y delgado indica una 1. Una rápida caída de presión indica buena operación de la válvula de buena operación de válvula, con gran fondo, o sea, la transferencia de gas tapón de liquido y poco gas de cola. del casing al tubing es alta. 2. Un pico corto indica poco aporte de liquido. Si el pico es muy corto y 2. Un suave decrecimiento de presión cada vez que abre la válvula de LAG ancho, puede indicar baja producción puede ser debido a; de petróleo emulsionado. Si en vez de un pico se observa solo un mínimo A. Deficiente acción de la válvula aumento sostenido de presión, se debido a taponamiento parcial del estaría circulando solo gas de LAG. asiento. 3. El pico alto y ancho puede indicar: B. Válvula de asiento muy pequeño. A. Restricciones en la línea de flujo. C. Baja presión diferencial en el (Reductor instalado, parafina, ámbito de la válvula de operación. carbonatos, codos taponados, etc.) D. Casing muy grande, comparado B. Podría indicar también, alta con el diámetro del tubing. (2 3/8” producción de liquido con mucho gas en 9 5/8) de cola. C. También se puede observar un pico 3. Durante la apertura del controlador superficial de inyección de gas, la ancho cuando la válvula de LAG es presión del casing debe aumentar operada por la carga del liquido, y la rápidamente, si no es así, se debe a; válvula se mantiene abierta debido a A. Línea de gas de LAG pequeña. restricciones en la línea de flujo. B. Presión diferencial baja entre la línea de LAG y el casing del pozo. 4. Con el controlador cerrado: A. Si la presión del casing aumenta, filtra el controlador. B. Si la presión del casing disminuye, hay filtración en le equipo de subsuelo.



V.B.

Problemas de comunicación. Comunicación entre Revestidor de Superficie y de Producción.

Esta comunicación se presenta cuando las presiones entre ambos casings resultan iguales y mayor que cero. Se recomienda purgar la presión del casing superficial y observar con manómetro su restauración. Si la presión es mayor que la presión del sistema de LAG, la filtración proviene de algún yacimiento de fondo y el casing de producción no filtra. Comunicación entre Revestidor de Producción y el Eductor. Durante la operación normal de la inyección de gas, se observa que la presión del casing es inferior a las presiones de cierre de las válvulas. Para verificar que tipo de comunicación tiene el pozo, se cierra el brazo y se inyecta por el casing toda la presión del LAG hasta que el casing y el tubing alcancen la misma presión del sistema LAG. Luego se descarga la presión del casing, pudiendo observar dos situaciones: 1. La presión del tubing baja rápidamente, junto con la del casing. Esto significa que existe también comunicación del tubing al casing, debido a: A) válvula fuera de su bolsillo, B) hueco o cuello del tubing filtrando y C) camisa de circulación abierta o empacadura desasentada. 2. La presión del tubing se mantiene alta o puede bajar unas 20 lpc debido al enfriamiento del anular al purgar el gas. Como no existe comunicación del tubing al casing, y la comunicación solo es del casing al tubing, esto indica que una válvula perdió la presión de nitrógeno y que su válvula de retención opera bien, evitando que el gas pase del tubing al casing. Comunicación entre Revestidor de Producción y la Formación. En este caso existe un hueco en el casing de producción. Se puede detectar de las siguientes maneras: 1. Con el pozo en LAG, se cierra el brazo del pozo y se observa si hay consumo de gas. 2. Cerrar el tubing y el casing, y observar si la presión del casing decae por debajo de las presiones de cierre de las válvulas de LAG. 3. Comparar el gas total en la estación de flujo con respecto al gas inyectado más el estimado del yacimiento. V.C. Posibles fallas, razones y soluciones Nota: La instalación del disco de dos presiones es necesaria antes de iniciar el arranque del pozo por LAG. 1. Pozo que no recibe gas y que no produce liquido después del arranque inicial. Razones:

1. Primera válvula taponada y el gas no puede alcanzar la válvula 2. 2. Válvulas mal diseñadas. Presión de calibración demasiada alta, válvula 1 muy profunda o no corregida por la temperatura. 3. Paro de la planta compresora que causa baja presión del sistema LAG. 4. Problemas de obstrucción en el equipo superficial del pozo. Estrangulador ajustable taponado, válvula del brazo cerrada, etc.



Acción:

1. Cambiar manómetros y determinar exactamente la presión disponible en el sistema de LAG y en el casing del pozo. 2. Aumentar de ser posible la presión del LAG, cerrando pozos vecinos y aumentando las revoluciones del compresor o la presión de succión. 3. Probar si la formación es capaz de recibir liquido, cerrando el brazo del pozo y presionando el tubing con el gas de LAG, intentando bajar el nivel de liquido. Luego abrir rápidamente el pozo a la estación de flujo. Repetir esta oper. varias veces hasta que el gas alcance la 2da válvula. 4. Revisar el diseño de LAG. 5. Tomar registro acústico en el casing y tubing. 6. Presionar y descargar varias veces el casing para abrir y cerrar la válvula, y tratar que dicha acción, en el caso que el asiento esté atascado, pueda romper la obstrucción. 7. Circular petróleo liviano del casing al tubing para limpiar el asiento de la primera válvula y a la vez reducir el gradiente de presión de liquido en el casing.

2. Pozo que circula gas de LAG Razones: 1. Hay una válvula superficial desasentada o un mandril sin válvula. 2. El pozo no tiene liquido y se circula con presión de casing suficiente para abrir la ultima válvula de LAG. 3. El pozo no tiene liquido y se circula gas a baja presión a través del orificio de fondo, camisa de circulación abierta o por la empacadura desasentada. 4. Una de las válvulas superiores filtra o ha perdido su presión de calibración, lo que reduce la presión del casing e impidiendo la apertura de las demás válvulas. No es posible realizar la transferencia de gas pozo abajo. 5. Los sellos superficiales del colgador filtran. Esta situación se detecta fácilmente con el disco de dos presiones durante el arranque inicial del pozo. 1. Si hay baja presión del casing, determinar si existe también la Acción: comunicación del tubing a casing. Si no la hay, entonces el problema podría ser de válvulas de LAG. 2. Si es una válvula que filtra, presionar y descargar varias veces en forma alterna el casing. Si no resulta exitoso, reemplazar la válvula mediante trabajo con guaya fina. 3. Efectuar un registro acústico por el casing y tubing. Este indicará el nivel de liquido en el casing y los mandriles libres de liquido. 4. Verificar con guaya fina si el tubing tiene liquido, está arenado o todas las mangas de circulación están cerradas. 5. Correr registro fluyente de presión y temperatura y determinar el punto de circulación de gas.



3. Pozo capaz de recibir gas con el tubing cerrado. Razones:

Acción:

1. Existe hueco en el casing, generalmente no muy profundo que permite el pase de gas hacia una formación permeable como un acuífero somero. 2. Podría haber una zona de baja presión estática completada conjuntamente con los demás intervalos productores. 1. Hacer registro acústico en el casing. El nivel de liquido podría indicar la profundidad del hueco. 2. Si la comunicación es muy grave, estudiar la posibilidad de producir el pozo con coiled-tubing (tubería fina dentro del tubing para la inyección de gas) o reparar el casing con taladro.

4. Pozos que reciben gas y no producen satisfactoriamente. Razones:

Acción:

1. Cambio en el caudal de inyección de gas. 2. Aumento de presión en la línea de flujo. 3. Diseño de LAG inadecuado o no flexible para diferentes parámetros del yacimiento, como aumento del corte de agua, petróleo emulsionado y reducción del índice de productividad. 4. Tubing arenado. 5. Válvula operadora dañada en posición cerrada, lo que obliga a que la inyección se efectúe a través de la válvula inmediatamente superior. 6. Mal funcionamiento de los aparatos de control y de medición del equipo superficial del pozo. 1. Verificar la calibración de los aparatos de medición y del equipo de control, como son las válvulas superficiales y el estrangulador ajustable. Purgar de agua del medidor de gas para que la diferencial indique la lectura correcta. Con toda la información recolectada, hacer el diagnostico de fallas. 2. Determinar si hubo cambio en los parámetros actuales como: A) aumento del corte de agua, B) cambio de la zona productora, C) presiones del tubing y casing y D) apertura del estrangulador ajustable. 3. Si el porcentaje de agua ha aumentado, habrá menor producción de gas de yacimiento por lo que se necesitará incrementar el gas de inyección. 4. Si el diagnostico de fallas resulta incongruente, y el pozo es buen productor, se recomienda correr un registro de presión y temperatura fluyente. 5. Reemplaza la válvula dañada o rediseñar todas las válvulas de acuerdo a las nuevas condiciones del pozo.



V.D. Formación de hidratos Cuando un gas sufre una rápida disminución de presión sin existir transferencia de temperatura o realización de trabajo (Expansión con Entalpía Constante), ocurre una reducción de temperatura, llamado el efecto Joule – Thomson. Este enfriamiento del gas corriente abajo puede originar la formación de hidratos. Los hidratos son físicamente similares a la nieve y están formados por la combinación de una molécula de hidrocarburo con varias de agua. La consistencia y temperatura a que se forman estos hidratos dependerá de la presión y de la composición del gas. De formarse gran cantidad de hidratos, estos podrían taponar completamente la línea de alta presión de gas y cesar la inyección, como sucede frecuentemente en la salida de los estranguladores ajustables ubicados en los múltiples de distribución de gas. La figura 24 muestra la caída de temperatura esperada en función de la caída de presión. La figura 25 muestra la posible temperatura en la cual se puede formar hidratos, en función de la gravedad del gas y de la presión absoluta. Se observa que un gas de 0.70 de gravedad especifica y a 1000 lpc podría formar hidratos a 65 ºF. Si la presión es mayor o la temperatura del gas es menor, habrá mayor posibilidad de formación de hidratos. Los valores de esta figura son aproximados, ya que dos gases pueden tener la misma densidad con composición diferente. Se observa que estos hidratos se forman a temperaturas superiores a la temperatura de congelación del agua que es de 32 ºF. Problema: Datos: • • • • • •

Gravedad del gas = 0.70, mas agua (10 lbs/MMPC) Presión de llegada al Múltiple de Distribución del Gas = 2000 lpcm Temperatura de llegada al Múltiple de Distribución del Gas = 105 ºF. Presión del Múltiple de Distribución del Gas debido a la válvula reguladora de presión = 1400 lpcm Presión Anular del Pozo A = 1200 lpcm Presión Anular del Pozo B = 600 lpcm

Se desea determinar si existe la posibilidad de taponamiento en los estranguladores ajustables debido a la formación o no de hidratos. Cálculos: a. Determinación de la temperatura del gas dentro del múltiple de distribución de gas. Según Fig. 24 Con caída de presión de 600 lpc y presión de entrada al múltiple de 2000 lpc, se obtiene una caida de temperatura de 25 ºF Según Fig. 25, no hay formación de hidratos dentro del múltiple. b. Pozo A. Presión = 1400 lpcm, Caída de presión = 200 lpc y según Fig. 24, Caída de Temperatura = 9 ºF Según Fig. 25, temperatura de Hidratos = 66.5 para 1200 lpcm. ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted


Como la temperatura real del gas es superior a la de formación de hidratos, no existirá taponamiento y la inyección del gas será continua. c. Pozo B. Presión = 1400 lpcm, Caída de presión = 800 lpc y según fig. 24, Caída de temperatura = 38 ºF Temp. Gas después del estrangulador = 80 – 38 = 42 ºF Según Fig. 25, Temperatura de hidratos = 57 ºF para 600 lpcm. Debido a que el gas es húmedo, se formarán hidratos, que al acumularse obstruyen la línea de gas impidiendo que el pozo reciba dicho gas y por lo tanto el pozo podría dejar de fluir. Si el pozo deja de producir debido al taponamiento de hidratos, se recomendaría lo siguiente: 1. Rediseñar las válvulas de LAG a mayor presión de calibración para disminuir la caída de presión a través del estrangulador ajustable. 2. Instalar un segundo estrangulador justo a la entrada del anular del pozo para aprovechar el calor del liquido de formación. La caída de presión de gas se realizaría en dos partes, disminuyendo así el enfriamiento en el estrangulador del múltiple de distribución del gas. 3. Instalar un depurador de liquido en la entrada del múltiple de distribución del gas. 4. Reducir la presión de entrada del múltiple de distribución. 5. Calentar la línea para derretir los hidratos. 6. Si el taponamiento no perjudica la tasa del pozo, no efectuar acción alguna. En este caso, el taponamiento es cíclico, ya que una vez taponada la línea, ésta recibe el calor ambiental que derrite el hidrato, permitiendo que el pozo vuelva a recibir gas de inyección. Observaciones: Las líneas que resultan más frías porque muestran mucha condensación de agua o escarcha de hielo en su parte externa no son las que taponan con hidratos, ya que reciben pase de gas que las mantienen frías. Las líneas que se bloquean completamente resultan menos frías en su parte exterior, y estas se taponan generalmente debido a que reciben mayor producción de agua o su estrangulador esta graduado en una apertura demasiado pequeña.


CAPÍTULO VI

Normas de seguridad industrial aplicadas a las operaciones de producción en las estaciones recolectoras


VI.

Normas de seguridad industrial aplicadas a las operaciones de producción en las estaciones recolectoras En las operaciones de producción de crudo realizadas en las estaciones recolectoras existen diversos riesgos potenciales debido principalmente a; altas presiones y temperaturas, inflamabilidad de los equipos manejados, peligrosidad de los productos químicos utilizados, equipos eléctricos pocos protegidos o ubicados a la intemperie, sitios de accesos no tan seguros debido a la corrosión, etc. El operario de producción debe conocer las normas de seguridad y cumplirlas para así, minimizar los riesgos de sufrir accidentes durante sus operaciones rutinarias. Por consiguiente, este tema tiene el propósito primordial de inculcar y crear conciencia de lo importante y beneficioso que es laborar bajo condiciones sanas de higiene y seguridad industrial. Recomendaciones de Seguridad en Operaciones de Tierra y Lago Las operaciones dentro de la industria petrolera se realizan tanto en tierra como en el Lago, lo cual hace necesario establecer ciertos requisitos mínimos que deben llenar los nuevos empleados como el saber nadar o conducir vehículos. Dentro de estas áreas de operaciones quedan incluidos el personal de producción y oleoductos. VI.A. Operaciones en el lago. A pesar de que los capitanes o patrones de lanchas son responsables de la seguridad de su embarcación, de los pasajeros y de la tripulación a bordo, los operarios de producción deben tomar en cuenta las siguientes recomendaciones: 1. Verificar que el equipo y herramientas de trabajo se encuentren en buenas condiciones. 2. Colocar el material dentro de la embarcación en forma segura, de tal manera que no se mueva durante el viaje. 3. Mantener su chaleco salvavidas de trabajo en buenas condiciones, cuando es requerido por el tipo de trabajo. 4. Mantenerse sentado durante la navegación. 5. Cuando la lancha se acerque a una estación de flujo o pozo, se le debe pedir al capitán, si este no lo hace, que de una vuelta de inspección para detectar alguna posible fuga de petróleo o gas. 6. Antes de saltar a la planchada de la estación o del pozo, inspeccione visualmente su estado; si la nota en condiciones inseguras, notifique lo más pronto a su supervisor. 7. Antes de iniciar su trabajo en la instalación, realice una rápida inspección para detectar cualquier situación anormal. 8. Durante las guardias nocturnas, las estaciones de flujo deben estar bien iluminadas. Si nota alguna deficiencia , comuníquelo al supervisor. 9. No trate de realizar reparaciones o limpiezas en equipos rotativos mientras estos estén en movimiento. 10. No opere ningún equipo para el cual no este autorizado. 11. No trate de saltar de la embarcación a la planchada de llegada de una instalación, si tiene las dos manos ocupadas. 12. Manténgase siempre informado sobre los productos químicos que este manipulado o relacionados con su trabajo, en cuanto a la toxicidad y propiedades explosivas.



13. En las estaciones donde se maneje crudo con H2S, se debe mantener al máximo las normas y procedimientos de seguridad exigidos. 14. Cuando sea necesario el uso de herramientas de impacto en una instalación donde se maneje petróleo o alguno de sus derivados, se usaran martillos o mandarrias de bronce para evitar cualquier chispa. VI.B. Operaciones en tierra El hecho de que las operaciones en tierra se consideran menos peligrosas que las del Lago, no significa que sea el sitio mas seguro para trabajar. Esto lo demuestra la utilización en este tipo de operaciones de un factor adicional que cada día cobra más vidas humanas, como lo es el transito automotor. Aunque seria muy larga la lista de causales de accidentes en tierra, se aconseja al personal de producción u oleoductos cumplir las siguientes recomendaciones: 1. Evitar subir solo a un tanque de almacenamiento de crudo, cuando note una alta concentración de gas. Se debe tener especial cuidado con los tanques de techo flotante. 2. Cuando sea necesario abrir una boca de aforo de un tanque de crudo o de químico, retírese a una distancia prudencial permitiendo que escape los gases acumulados. Cuando esta acompañado, cerciórese de que su compañero está en un sitio seguro y no reciba los gases que escapan. 3. Tenga cuidado de no pararse cerca del borde de un tanque. 4. Antes de levantar la tapa de aforo o de visita o antes de introducir la cinta de medir tanque, toque cualquier parte del tanque con la mano desnuda para eliminar el riesgo de una chispa causada por la electricidad estática. 5. No use zapatos con clavo, placas o esquinas de hierro cuando trabaje en tanques o estaciones de flujo en los que se maneje petróleo o derivados de este. 6. Nunca se debe subir a un tanque que contenga petróleo o alguno de sus derivados cuando se avecina una tormenta o durante ella. 7. Nunca lleve objetos de hierro, fósforo o encendedores a lo alto de un tanque. 8. Las linternas o bombillos que se usan en un tanque, estaciones de bombeo y de flujo deben ser a prueba de explosión o tener protección contra ello. 9. No use o trate de reparar cables eléctricos, circuitos o tomas de corriente que se noten defectuoso. En estos casos avise inmediatamente al supervisor o llame al departamento de electricidad. 10. El Benzol y el Tolueno son tóxicos, por lo tanto no inhale sus vapores ni deje que hagan contacto con la piel. 11. Para el lavado de los equipos se usara gas-oil. Kerosene, varsol, nunca gasolina.


CAPÍTULO VII

Informes técnicos


VII. Informes técnicos La presentación de un pequeño informe relacionado al comportamiento anormal de un pozo en prueba es tarea típica de un operario de producción. Reviste la responsabilidad que consiente en hacer la exposición conveniente de manera que satisfaga los niveles de supervisión o a los que requieran la información Un informe tiene que lograr el objetivo común de: transmitir de manera clara una serie de datos, informaciones y recomendaciones practicas bien definidas, tales como: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Variación inexplicable de tasa de producción. Cambio brusco del corte de agua. Estrangulador erosionado o taponado en pozos de flujo natural. Formación inesperada de espuma y emulsión en el separador o tanque. Operación lenta o defectuosa de una válvula automática. Variación fuera de lo común de cualquier parámetro adicional de la estación, como: presión de succión a los compresores, presión del sistema de levantamiento artificial por gas, nivel de la laguna de agua salada, temperatura de los motores, golpeteo de las bombas de transferencias, filtraciones y derrames, etc.

El personal técnico que requiere el reporte desea realmente estar informado de manera objetiva, lo que no siempre ocurre. El informe debe hacerse de una manera clara y sin rodeos. No debe utilizarse en un reporte: • Oraciones largas. • Palabras poco comunes. • Mala caligrafía por la rapidez con que se hace el reporte. La habilidad para escribir buenos informes, es una gran ventaja para el operario. Los informes claros transmiten las ideas y son entendidos con facilidad. A través de esta comprensión es más probable que consiga que se tomen medidas. Para que un operario mejore su habilidad para redactar los informes debe seguir las siguientes indicaciones: 1. Tener ideas claras en su mente, antes de escribir. 2. Un pensamiento oscuro hace que el operario amontone explicaciones, en vez de ir directo al asunto. 3. Sea breve, el tiempo vale dinero. 4. En una comunicación abarque sólo el asunto principal. Si tiene más de un tema que tratar, debe escribir dos reportes. 5. Use palabras sencillas, cortas de las que se utilizan a diario. 6. Use palabras especificas en lugar de generales. 7. Procure escribir de la mejor forma, parecido a su habla, cuando quiera que lo entienda de una forma clara. 8. Puede utilizarse abreviatura siempre y cuando sean bien conocidas. 9. Compruebe todas las cifras para cerciorarse que estén bien. Siempre que sea posible forme tablas. 10. Asegúrese de escribir la fecha a cada informe. El informe de un operario de estación de flujo debe contener la información especifica y ésta debe ser llenada según el formato adecuado que utiliza cada compañía en particular. ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted


ANEXO - I

GRAFICAS PARA EL CURSO DE

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

EXPLORACIÓN Y PRODUCCION



GRAFICAS para el curso de LAG

GRAFICA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

TITULO Equipo de control y medición. Esquema de múltiples de distribución del gas de LAG. Manómetro. Tubo Bourdon. Correlación de Vogel. Mandriles de bolsillo. Válvula de nitrógeno y ecuaciones. Probadores. Presión de calibración. Tabla del factor de corrección de la presión de nitrógeno por temperatura. Tabla de las relaciones Av/Ab de las válvulas recuperables. Peso de la columna de gas de 6000’. Disco de dos presiones. Arranque inicial por LAG continuo. Disco de dos presiones de un pozo comunicado. Esquema y principio del carrete de medición. Medidor de gas, tipo fuelle por presión diferencial Esquema de medidores de gas y carretes de medición. Disco de inyección de gas, mostrando congelamiento. Nomograma del gas de inyección. Nomograma del gas total a baja presión. Estrangulador ajustable. Nomograma de la apertura del estrangulador ajustable de espiga. Nomograma del caudal de gas a través del estrangulador ajustable. Nomograma del factor de corrección para el estrangulador ajustable. Nomograma de secuencia de apertura del estrangulador durante el arranque. Nomograma de caída de presión vs. caída de temperatura. Nomograma de la formación de hidratos. Relación Gas Liquido Optima para tubería de 3 ½”. Tabla de la RGL Optima para bajas tasas. Secuencias a seguir para el diagnostico de fallas de válvulas de LAG. Ilustración de un pozo intermitente. Tabla de potencia requerido para compresores. Gradientes Fluyentes de presión y temperatura para relaciones gas / liquido óptimas.


2”

VÁLVULA DE RETENCION

REGISTRADOR DE 2 PRESIONES

L.A.G.:= LEVANTAMIENTO ARTIFICILA POR GAS

VÁLVULAS DE L.A.G.

Equipos de control y de medición

ESTARNGULADOR AJUSTABLE

RELOJ DE CICLAJE (OPCIONAL)

PLACA DE ORIFICIO

MED. DE GAS INYECTADO

(MONOGRAMA DE 2” )

DISCO DE NIVEL DE LIQUIDO

SEPARADOR

4” LIQUIDO

PLACA DE ORIFICIO

MEDIDOR DEL GAS

REGULADOR DE PRESION DEL SEPARADOR


FIGURA 1



15 14

16 17 Gas

18 3

4

6 Separador de Prueba

5 7

Gas Individual

12 13

1

8

LAGO

9

Múltiple de Distribución con Medición Individual FIGURA A

10

11

Pozo de LAG

8

Medidores de Pozo Gama Baja Gama Alta 3

4

3

6

5

Medidor de 2 Presiones 11

7

10 Medidor de Gas Total

9

LAGO

2

1 Múltiple de Distribución de gas

Estación de Flujo

Pozo de LAG

FIGURA B

FIGURA 2 ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted


Escala

Puntero Tubo Bourdon Piñón Soldadura Sector Eslabón de Graduación Fulcro Eje Resorte de Pelo

Soldadura

Casquillo con Rosca de ½ ” A.P.I.

EL MANÓMETRO DE BOURDON

TUBO BOURDON DEL TIPO HELICOIDAL

FIGURA 3



10

0.8

Pwf / Pr

0.6

0.4

0.2

0

0

0.2

0.4

0.6

0.8

10

q / q max EF = 1

CORRELACION DE VOGEL COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA “IPR”



1

2

3

4

5

MANDRIL DE BOLSILLO (Secuencia a seguir para remover válvulas de LAG) FIGURA 5 ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted


Pbt

Pbt Pc Pt Ab

= = = =

Av R

= =

Ab

EFT = Pc Casing

Pvc Pb60º Pvo Ft

Av

Pt

= = = =

Tubing

P. de Nitrógeno en el Pozo. P. de Casing a profundidad de la válvula. P. de Tubing a profundidad de la válvula. Rea del “Bellow” o fuelle .73 pulg2 para válvulas de 1 ½” .31 pulg2 para válvulas de 1” Área de la “Válvula” o asiento. Av/Ab = Relación de Áreas. (Adimensional) Efecto del factor de tubería “TEF” (este valor multiplicado por Pt da las lpc en la cual se reduce la Pc apertura). Es la Pc en la cual la válvula cierra. Es la Pbt corregida para 60 ºF P. de apertura en el probador Factor de corrección de la P. De Nitrógeno en el pozo, cuando es llevada a 60 ºF.

ECUACIONES DE BALANCE DE FUERZA. A.- Válvula en posición cerrada y justo en el momento de abrirse.

Pbt − Pc Pt − Pc

(1) Pbt ( Ab) = Pc( Ab − Av) + Pt ( Av)

(4) R =

(2) Pbt = Pc(1 − Av / Ab) + Pt ( Av / Ab)

(5) Pc =

= Pc(1 − R) + Pt ( R)

Pbt R − Pt 1− R 1− R

EFT =

R 1− R

= Pc + R( Pt − Pc) (3) Pt =

Pbt − Pc(1 − R) R

= Pc +

Pc =

Pbt − Pt ( EFT ) 1− R

Pbt − Pc R

B.- Válvulas en posición abierta y justo en el momento de cerrarse. (6) Pbt = Pc mínimo = Pvc C.- Calibración de la Válvula en el Taller por apertura. (7) Pb60 º = Pbt ( Ft )

[

]

(8) Ft = 1 /(1 + 0.00215(º F − 60) o buscarlo en Tabla. (9) Pb60 º ( Av ) = Pvo( Av − Av) + P atmósf .( Av) ; P atmósf. es despreciable. (10) Pvo =

Pb60 º (viene de la Ecuación (9)) 1− R

Ecuaciones de la válvula de nitrógeno y operada por presión de TR

FIGURA 6


Programa de Adiestramiento 2003 – Gas Lift - Operadores Ab VÁLVULA DE LAG

PB = 0

PRESION AGUAS - ARIBA

PRESION AGUAS - ABAJO

Pc Pc VAL. ABIERTA

B

A

MANÓMETRO B

MANÓMETRO A

SUMINISTRO DE ALTA PRESION DE AIRE

BLOQUE DEL BANCO DE PRUEBA

A) Probador MERLA para válvulas de resortes. Se gradúa por precisión de cierre, la cual actúa sobre toda el área del fuelle, Ab. Se ajusta la compresión del resorte hasta que la presión del Manómetro A, sea igual a Pvc

GUSANILLO PARA INYECTAR NITRÓGENO

Pb

Pvo

Av

VALVULA

Pb = 0

Ab Pvo

St

Pvo

PROBADOR

EMPAQUE

Av

Av

Pvo

Pc = 0

VÁLVULA DE NITRÓGENO OPERADA POR PRESION DE GAS.

VÁLVULA DE RESORTE OPERADA POR PRESION DE LIQUIDO.

B) Probador Convencional. Se gradúa por presión de apertura, la cual actúa sobre el área anular del fuelle, o sea Ab – Av. Probadores ó aparatos de taller para el ajuste de la presión de calibración.

FIGURA 7



Presión de Domo a 60 ºF = (Ft) (Pbt) N 2 Presión en la válvula a 60 º F Ft = N 2 Presión en la válvula a temperatura del pozo °F 61 62 63 64 65

Ft .998 .996 .994 .991 .989

°F 101 102 103 104 105

Ft .919 .917 .915 .914 .912

°F 141 142 143 144 145

Ft .852 .850 .849 .847 .845

°F 181 182 183 184 185

Ft .794 .792 .791 .790 .788

°F 221 222 223 224 225

Ft .743 .742 .740 .739 .738

°F 261 262 263 264 265

Ft .698 .697 .696 .695 .694

66 67 68 69 70

.987 .985 .983 .981 .979

106 107 108 109 110

.910 .908 .906 .905 .903

146 147 148 149 150

.844 .842 .841 .839 .838

186 187 188 189 190

.787 .786 .784 .783 .782

226 227 228 229 230

.737 .736 .735 .733 .732

266 267 268 269 270

.693 .692 .691 .690 .689

71 72 73 74 75

.977 .975 .973 .971 .969

111 112 113 114 115

.901 .899 .898 .896 .894

151 152 153 154 155

.836 .835 .833 .832 .830

191 192 193 194 195

.780 .779 .778 .776 .775

231 232 233 234 235

.731 .730 .729 .728 .727

271 272 273 274 275

.688 .687 .686 .685 .684

76 77 78 79 80

.967 .965 .963 .961 .959

116 117 118 119 120

.893 .891 .889 .887 .886

156 157 158 159 160

.829 .827 .826 .825 .823

196 197 198 199 200

.774 .772 .771 .770 .769

236 237 238 239 240

.725 .724 .723 .722 .721

276 277 278 279 280

.683 .682 .681 .680 .669

81 82 83 84 85

.957 .955 .953 .951 .949

121 122 123 124 125

.884 .882 .881 .879 .877

161 162 163 164 165

.822 .820 .819 .817 .816

201 202 203 204 205

.767 .766 .765 .764 .762

241 242 243 244 245

.720 .719 .718 .717 .715

281 282 283 284 285

.678 .677 .676 .675 .674

86 87 88 89 90

.947 .945 .943 .941 .939

126 127 128 129 130

.876 .874 .872 .871 .869

166 167 168 169 170

.814 .813 .812 .810 .809

206 207 208 209 210

.761 .760 .759 .757 .756

246 247 248 249 250

.714 .713 .712 .711 .710

286 287 288 289 290

.673 .672 .671 .670 .699

91 92 93 94 95

.938 .936 .934 .932 .930

131 132 133 134 135

.868 .866 .864 .863 .861

171 172 173 174 175

.807 .806 .805 .803 .802

211 212 213 214 215

.755 .754 .752 .751 .750

251 252 253 254 255

.709 .708 .707 .706 .705

291 292 293 294 295

.668 .667 .666 .665 .664

96 97 98 99 100

.928 .926 .924 .923 .921

136 137 138 139 140

.860 .858 .856 .855 .853

176 177 178 179 180

.800 .799 .798 .796 .795

216 217 218 219 220

.749 .748 .746 .745 .744

256 257 258 259 260

.704 .702 .701 .700 .699

295 297 298 299 300

.663 .662 .662 .661 .660

FACTOR DE CORRECCION DE LA PRESION DEL NITRÓGENO POR TEMPERATURA


N

N

N

N

BOMPET

CAMCO

MACCO

MERLA

R

R

MACCO

MERLA

N

N

N

N

N

HUGHES

BOMPET

CAMCO

MACCO

MERLA

FIGURA 9


N

N

N

CAMCO

MACCO

MERLA

-

N

BOMPET

ORIFICIO VALV. CIEGA

N

HUGHES

Operadas por Pres. Tubing

N

Operadas por Pres. Casing EQUIMAVENCA

VÁLVULA DE 1” (Para Mandril KBM)

-

N

CAMCO

ORIFICIO VALV. CIEGA

N

BOMPET

HUGHES

N

N

HUGHES

Operadas por Pres. Tubing

N

Operadas por Pres. Casing EQUIMAVENCA

VÁLVULA DE 1.5” (Para Mandril MMA)

CARGADA CON

DKO DK

RVM-16R

CM1-FS-BK

BKR-3

ER0BPF-JR

JR-F0

NM-15R

CM1-BK

BK-1

ER05-JR (*)

JR-STD

EPN-1.0

RDO RD

RV-15R

CM2-FS-RC

R-25

ER0BPF-SR

VR-F0

N-15R

CM2-RC

R-20

ER04-SR

VR-ST

EPN-1.5

TIPO

.0138

.0138

7/64

.0913

.0417

.0640

.094

.092

.043

.0409

.094

.0913

.0417 .042

.094 .0640

.096

.0894

.0426

.043

.0342

.038

.0619

.0282

.092

.0230

.038

.0345

.0409

.040

.0174

.017

.0153

.038

.0407 .0480

.0556

.1067

.1067

.0480

.1235

.1235

.0556

.087

.1604

.1636

.166

.1604

.164

.156

.1636

.1584

.054

.0782

.067

.0614

.067

.072

.067

.064

.0614

16/64 (1/4)

.0638

.0187 .0342

14/64

.0345

.038

.017

13/64

.0360

12/64 (3/16)

.017 .0290

11/64

.039

.0230

.0249

10/64

.2043

.207

.197

.2003

18/64 (9/32)

.000

.256

.255

.242

.2557

.2474

.1123

.104

.0959

.103

.1111

.104

.100

.0959

.0996

20/64 (5/16)

.367

.350

.112

.148

.1598

.060

.200

.2162

.201

.196

.144

.148

.1879

28/64 (7/16)

.1381

.1434

24/64 (3/8)

RELACIONES Av/Ab PARA DIFERENTES ASIENTOS 9/64

.016

8/64 (1/8)

VÁLVULAS RECUPERABLES

.000

.261

.262

.256

.2454

32/64 (1/2)

CHOKE DE 6/64” A 3/8”

CHOKE HASTA DE 1/4"

CHOKES DESDE 6/64”

EROCF-JR DE 1/4" Y CON CHOKE

(*) ERO4-JR HASTA 5/16”

CHOKE HASTA DE 1/2" Y 3/4" OPCIONAL.

CHOKE HASTA DE 1/4"

CON CHOKE

SE PUEDE INSTALAR CHOKES

SE PUEDE INSTALAR CHOKES

(*) EROCF-SR DE 3/8” Y CON CHOKES

OBSERVACIONES



250

225

200

Weight Gas Column, PSI

175

150

100

125

100

200

400

300

Weight of Gas Column at 6000 feet for various Specific Gravity Gas Vs Surface Gas Pressure

75

50 400

600

1200 800 1000 Surface Gas Pressure, PSI

1400

1600

PESO DEL GAS DE COLUMNA DE 6000’ VS. P. SUPERFICIAL Y GRAVEDAD



“U” Tubing Top valve

2nd valve

3rd Valve

Stabilized on 4th valve

(*) El gas llega por primera vez a la superficie Disco de 2 presiones durante el arranque del pozo por LAG, con inyección continua.



CAIDA DE PRESIÓN DE PLANTA COMPRESORA Y CESE DE PRODUCCON

AL ALCANZAR EL GAS LA COMUNICACIÓN, LA Pc BAJA BRUSCAMENTE. LA Pt SUBE DEBIDO A QUE EL GAS ESTA LEVANTANDO UN GRAN TAPON DE LIQUIDO

DISCO DE 2 PRESIONES ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted


FIGURA 12

A

40 Pulg. Agua = 40 Pulg. x 0.433 lpc / pie = 1,4 lpc. 12 pulg. / Pie

40” = 1,4 lpc

P1

P3

A’

P2 PLACA DE ORIFICIO

1 – A) DIBUJO ESQUEMATICO DEL FLUJO A TRAVES DE LA PLACA DE ORIFICIO PARTE RECTA FRENTE AL FLUJO.

PRESION ESTATICA

PRESION DIFERENCIAL TUBO EN U CON MERCURIO

1 – B) PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UN MEDIDOR DE ORIFICIO

ESQUEMA Y PRINCIPIO DEL MEDIDOR DE ORIFICIO

FIGURA 13


(2)

HELI – ARC WELD

¼” N.P.T.

HIGH PRESSURE OVER-RANGE VALVE

HIGH PRESSURE OVER-RANGE VALVE SEAT

RANGE SPRINGE LOCK NUT

LOW PRESSURE OVER-RANGE VALVE

LOW PRESSURE OVER-RANGE VALVE SEAT

½” N.P.T.

LOW PRESSURE BELLOWS

B

HELI – ARC WELD


(3)

FIGURA 14

COMPRESIÓN SPRING

PULSATION DAMPENER VALVE

A

RANGE SPRING

LOW PRESSURE HOUSING

½” N.P.T.

(4)

HELI – ARC WELD

¼” N.P.T.

DRIVE ARM

TEMPERATURE COMPENSATOR

A

(1)

HELI – ARC WELD

HIGH PRESSURE BELLOWS

HIGH PRESSURE HOUSING

HOUSING GASKET


CAJA ORIFICIO

LINEA DE SALIDA DE GAS

MARMITAS

DRENAJE

(3)

CAMARA

SOPORTE

(3)

(3)

(4)

(4)

(3)

(3)

5 x D

(3)

(A)

(A)

(1)

(B)

d

PLACA ORIFICIO

25 x D

FLUJO

D = DIÁMETRO DE LA LINEA d = DIÁMETRO DEL ORIFICIO

D

B). CONEXIONES DEL MEDIDOR DE GAS INYECTADO

SOPORTE

(2)

MEDIDORES DE FLUJO Y PORTA ORIFICIO

A). CONEXIONES DEL MEDIDOR DE GAS PRODUCIDO

DRENAJE

FLUJO

(2)

(1)

TAPONES DE PURGA


FIGURA 15



Cero pase de Gas Estrangulador tapado por hidratos

Presión

Diferencial

CONGELAMIENTO TOTAL AL CAER LA DIFERENCIAL ACERO

DISCO DE INYECCIÓN DE GAS, MOSTRANDO CONGELAMIENTO



NOMOGRAMA PARA CALCULAR GAS DE INYECCION

LINEA DE 2”

2400

APLICABLE PARA ORIFICIOS MONTADOS EN LINEAS DE 2” (D.I. de 1.689” a 1.939”)

2300

2.20 2.10

2200

2.00

2100

1.90

2000

1.80

1900

1.70 5

1500

1400

13

1.50

10 GAS DE INYECCIÓN EN MMPCD

1600

1 1/4

1 1/8

15 20

1”

25 30

7/8

35 40 45 50 60 70

1200

80 90 100

11

LINEA DE REFERENCIA

1700

1.60

PRESION ESTATICA (PLUMA AZUL) EN lpcm

1800

3/4

150

900

200

1.10 1.00

.80 .70

GRAVEDAD = 0.650

.60

1/2

Ejemplo: Presión Manométrica = 1400 lpcm Diferencial = 70” Placa de Orificio = 3/4" Gravedad = .772 Da una inyección de 1.07 MMPCD

.50

3/8 1/4

.40 .30 .20 .10

300 7

1.20

5/8

250

800

1.30

.90

= 0.772 1000

1.40

350

0

400



NOMOGRAMA PARA CALCULAR GAS PRODUCIDO LINEA DE 4” o 6” 280

4.5

270

APLICABLES PARA ORIFICIOS MONTADOS EN LINEAS DE 4” (4.026) Y ( 6” (6.065)

260 250 240

4.0

230

TAMAÑO DEL ORIFICIO

200 190 180 170 160 150 140 130

3.5

3.0

2.5

120 110

2.0

100

80

70

60

GURA 31

LINEA DE REFERENCIA

90

1.5

1.0

50

40

I

.5

0


GAS TOTAL EN MMPCD

210

PRESION ESATICA (PLUMA AZUL) EN lpcm

220

ESTRANGULADOR AJUSTABLE MERLA - TELEDYNE O-Ring with Teflon Back-up O-Ring for optimum sealing.

O-Rings.

Front disc and turning fork assembly.

Bar handle actuation..

O-Ring with Teflon Back-up O-Ring for optimum sealing.

Female N.P.T. end connection

PARCIALMENTE ABIERTO

POSICIÓN DE LOS DOS DISCOS

TOTALMENTE ABIERTO

ESTRANGULADOR AJUSTABLE WILLIS (Con dos discos de cerámica)

Back disc assembly. Various sizes and materials available

PASE DE GAS

ASIENTO

Female N.P.T. end connection

ESPIGA

TAMAÑO DEL AJUSTE EN 64 AVOS


FIGURA 19



APERTURA DE LOS CHOQUES DE ESPIGAS VS. VUELTAS, E INDICANDO LA POSICIÓN RELATIVA


(VUELTAS)

APERTURA (64 / avos)

{

(VUELTAS)

POSICION

{

BASES DEL GRAFICO Gravedad del gas = 0.65 (Aire = 1.0) Temperatura = 60 ºF Presión base = 14.65 lpc K = Cp / Cv = 1.27 Coeficiente de Descarga = 0.865 Ecuación de Thornhill - Craver

NOMOGRAMA DE LA ECUACIÓN DE THORNHILL – CRAVER. APLICABLE PARA LOS ESTRANGUL. DE ESPIGAS DE ¼” y ½”

Nota: Se correlacionaron los estranguladores ajustables vs. Medidores de orificios. (Placas de ½” y ¾” en el campo Nipa. Utilizar la escala de 0.70.

(1/2 +) = POCO MAS DE ½ VUELTA (2 -) = CASI 2 VUELTAS

LECTURA


NOMOGRAMA DE CAUDAL DE GAS VS. ESTRANGULADOR AJUSTABLE

FIGURA 21



TEMPERATURA, ºF

Factor de Corrección = 0.0544 GT G = Gravedad del gas ( Aire = 1.0) T = Temperatura, ºR Ecuación de Thornhill – Craver

FACTOR DE CORRECCION

Corrección por gravedad y temperatura, a ser aplicada para el caudal de gas.


ESTRANGULADOR, 64 AVOS DE Pul.

ANULAR DE 2 – 7/8” x 7"

ANULAR DE 3– 1/2” x 9 – 5/8"


Tamaños de estrangulador requerido para subir la presión de Casing en 50 lpc, para periodos de 10 minutos.


ANULAR DE 2 – 3/8” x 5 – 1/2"


FIGURA 23


CAIDA DE TEMPERATURA, ºF


PRESION CORRIENTE ARRIBA, lpcm

Caída de temperatura vs. Caída de Presión para Gas Natural



6000 5000 4000

3000

2000

1000

600 500 400

300

200

100 10

20

30

40

50

70

60

TEMPERATURA, ºF Efecto de la gravedad del Gas en la Formación de Hidratos en el Gas Natural


80


RGL Optima vs. Profundidad

RGL Optima vs. Profundidad

Tubería de 3 ½”


75 a 150 75 a 150 300 300

50 a 100 50 a 100 200 200

450

450

100 a 200

100 a 200

60

(150%)

7.031 pul.2

2.992”

3”

3 – 1/2”

0

65

0

65

0 a 80

%A

1500

2000

2000

3000

4000

RGL OPTIMA, PC/B

NOTA: Para tasas superiores de liquido se recomienda determinar la RGL Optima mediante la correlación de Lagoven, y utilizando un exceso de gas de 15%.

40

2

25

4.68 pul.

2.441”

(100%)

3.126 pul.

AREA DE FLUJO

2

2 – 1/2”

2 – 7/8”

(67%)

1.995”

DIÁMETRO INTERIOR (% AREA DE FLUJO CON RESPECTO A LA TUB. DE 2 – 7/8”)

2”

2 – 3/8”

DIÁMETRO NOMINAL

DIÁMETRO EXTERIOR DEL TUBO

TABLA DE LA RGL OPTIMA PARA BAJAS TASAS


FIGURA 27


PRUEBAS DE PRODUCCION

DISCO DE GAS LIFT

DISCO REGISTRADOR DE PRESIONES

AJUSTES SUPERFICIALES

CAMBIO DE VALVULAS

SEGUNDO ANALISIS

EVALUACION DE RESULTADOS

DISCO DE GAS LIFT

REGISTRO DE PRESION TEMP. FLUYENDO Y CHEQUEO DE FONDO

COMPORTAMIENTO ANORMAL

COMPORTAMIENTO NORMAL

ARCHIVO DE GAS LIFT DEL POZO

AJUSTES SUPERFICIALES

ANLISIS INICIAL

DISCO REGISTRADOR DE PRESIONES

RECOMENDADO PARA REPARACION

ARCHIVO GENERAL DEL POZO

Diagrama que muestra la secuencia a seguir en la evaluación y corrección de posibles fallas en el sistema de LAG de un pozo.

PRUEBAS DE PRODUCCION

PROCEDIMIENTO O SECUENCIA A SEGUIR EN LA EVALUACIÓN Y CORRECCION DE POSIBLES FALLAS EN UNA INSTALACIÓN DE GAS Lift DE UN DETERMINADO POZO


FIGURA 28


Eductor

Revest.

(A)

(B)

(C)

(D) (E)

(A)



235 195 155 125 95 75 ... ... ... ... ... ... ... ...

205 165 130 95 70 50 ... ... ... ... ... ... ... ...

0. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

25 . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

50 . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

75 . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

100 . . . . . . . . . . . . . . . . . .

200 . . . . . . . . . . . . . . . . . .

300 . . . . . . . . . . . . . . . . . .

500 . . . . . . . . . . . . . . . . . .

750 . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1000 . . . . . . . . . . . . . . . . .

1500 . . . . . . . . . . . . . . . . .

2000 . . . . . . . . . . . . . . . . .

3500 . . . . . . . . . . . . . . . . .

...

...

...

...

...

...

30

55

95

120

140

175

215

260

500

...

...

...

...

...

25

55

80

120

145

170

205

250

280

750

...

...

...

...

15

40

75

100

145

165

190

230

260

300

1.000

Presión de Descarga, lpcm

...

...

...

...

40

60

85

120

150

195

215

255

290

330

1.500

...

...

...

50

75

100

120

150

195

215

245

275

310

360

2.000

...

...

50

75

100

125

160

190

230

250

280

320

345

390

3.500

Consumo de Combustible por BHP Gas Natural = 276 PC/ D. Otras publicaciones señalan un consumo de 220 a 240 PC/ D. Butano (Gas Licuado, C4H10) = = 2.6 Galones/ D; Gasolina = 2.7 Galones/ D. EJEMPLO: Datos: Pres. de Succión = 50 lpcm. Solución: Según Tabla, se necesita 190 BHP/1 MMPC/D Pres. de Descarga = 1000 lpcm Potencia = 5 MMPC/D x 190 BHP/1 MMPC/D = 950 BHP Caudal = 5 MMPC/D Combustible: 276 PC/D/BHP x 950 BHP = 262.2 MPC/D

375

250

PRESIÓN DE SUCCION, lpcm

POTENCIA EN BHP

55

70

90

125

140

165

205

240

275

300

325

370

390

...

6.000


FIGURA 30





ANEXO - II

DISCO DE 2 PRESIONES

EXPLORACIÓN Y PRODUCCION


Control de tiempo.

Estrangulador o válvula de aguja.

Estrangulador y regulador de presión.

Estrangulador y control de tiempo.

A)

B)

C)

D)

SISTEMAS DE CONTROL SUPERFICIAL PARA INYECCIÓN DE GAS EN BOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE.

Mucho tiempo entre periodos de inyección. La descarga de fluidos de la tubería de producción es débil y lenta (en la grafica las descargas se manifiestan bajas y anchas). Un incremento de la frecuencia de los ciclos, proporciona descargas fuertes y rápidas, obteniéndose mayor producción (en la grafica las descargas se manifiestan altas y delgadas. Muy poco tiempo entre periodos de inyección. La presión en la tubería de producción no tiene tiempo para reducirse hasta lo normal.

A)

B)

C)


FIGURA 1



FLUJO INTERMITENTE

REVESTIDOR

8

6

EDUCTOR 4

10

PRESION, LPC x 100

PRESION, LPC x 100

10

REVESTIDOR

8

6

EDUCTOR 4

2

2

PROBLEMA: Poca inyección por ciclo. Se necesitan dos inyecciones para abrir la válvula. Cuando esta abre, muestra buena operación y recobro, según los picos del eductor.

PROBLEMA: Filtración de la válvula superficial del intermitente. Cuando el intermitente esta cerrado, la Pc continúa aumentando, debido a que el asiento debe estar erosionado o cortado. Los picos del eductor muestra buen recobro de liquido. CURA: Reemplazar el asiento del intermitente o dejar el pozo como esta, ya que no se esta inyectando mas gas que si el intermitente opera normalmente.

CURA: Ajustar inyección y ciclaje para obtener optima producción del pozo.

Fig. 5.31

Fig. 5.32

10

REVESTIDOR

8

6

EDUCTOR 4

PRESION, LPC x 100

PRESION, LPC x 100

10

REVESTIDOR

8

6

EDUCTOR 4

2

2

PROBLEMA: Ninguno. Inyección continua de gas con operación intermitente de la válvula de LAG. CURA: Ninguna. Si la tasa y la RGL de inyección son óptimas.

Fig. 5.31

PROBLEMA: Ciclaje demasiado largo o exceso de inyección de gas por ciclo, que hace que dos válvulas abran al mismo tiempo. El cierre sucesivo de las válvulas causan dos pendientes diferentes de caída de Pc, y los dos picos en la presión del eductor, indican que se levantan dos tapones de liquido a la vez. CURA: De acuerdo a la producción de liquido, aumentar frecuencia del ciclaje a disminuir inyección de gas.





VAL.#-2

VAL.#-3

PRESION DE CASING

VÁLVULA #-5 DE OPERACION

PRESION DE TUBING VAL.#-4

DISCO DE 2 PRESIONES DURANTE EL ARRANQUE DEL POZO DE LAG, (DESCARGA DEL LIQUIDO) CON INYECCIÓN INTERMITENTE, O SEA, CON CONTROLADOR DE CICLAJE. Nota: Falta de disco anterior, que muestra como la presión del casing subió de 0 a 700 lpc y como el gas llegó por primera vez a la válvula #-1 y #-2.













Pozo 1, carta 1 Nomenclatura. LAG = Levantamiento Artificial por Gas, o Gas Lift. Inter. = Intermitente. Cont. = Continuo. Problema: (1) Filtración del eductor, (2) Circulando en el fondo, (3) Válvulas de LAG atascada en posición abierta. Cura:

(1) Sí es filtración, reemplazar equipo malo. (2) Reemplazar empacadura de fondo. (3) Si es la válvula, presionar y descargar alternativamente el eductor y revestidor.

Tipo de Pozo: Alta presión y baja producción. Observaciones: Filtración puede ser debido a: Unión floja en un tubo del eductor, asiento cortado de la válvula o filtración de la empacadura. (Presión del revestidor baja lentamente) ; Filtración del Colgador del eductor (presión del revestidor puede bajar rápidamente o lentamente, si la filtración es grande se observa enfriamiento en el árbol de navidad, se observa una rápida respuesta entre las variaciones de presiones de eductor y revestidor) , o hueco de eductor debido a corrosión. El gas es inyectado intermitentemente cada 15 min. Y éste pasa por el eductor a través de un hueco de 3/8”, justo por encima de la empacadura, produciendo el pozo constantemente por aeración. Solamente se recupera poco liquido, mediante el flujo neblina, con excesivo gas de inyección. Las válvulas no operan debido a la baja presión del revestidor . La forma rosetada (Contorno de la flor de rosa) que presenta la carta se debe posiblemente al resbalamiento de liquido en cada inyección. El liquido se acumula por arriba del hueco, la presión del revestidor aumenta (mas contrapresión) y la del eductor disminuye (menos liquido producido), hasta que el tapón de liquido resulte suficientemente alto y pueda ser sacado del pozo, como lo demuestra el alto pico del eductor a las 9:15 a.m. Catalogo como: Filtración. Operando Mal (LAG Int)

FIGURA 10



POZO 33, Carta 1 Problema: Ninguno. Cura: Dejarlo como está. Tipo de Pozo: Alta presión y producción Intermedia. Observaciones: La carta muestra una operación intermitente aceptable con lenta acción de la válvula (asiento muy pequeño o semi-obstruida) que causa aireación no deseada, como lo indica el pico de altura media y bastante ancho por el pase de gas. La presión del revestidor no decae con la rapidez deseada. (Ver Carta 2 para mayor detalle). El pozo produce unos 125 BPD desde la válvula a 5200’ con 2500 de RGLI. Catalogo como: Buena Operación (LAG Interm.). Acción Perezosa de la válvula.



POZO 33, Carta 2 Nota:

El pozo opera idénticamente igual al mostrado en la carta 1, pero se utilizó reloj con engranaje rápido de tal forma que el Disco da una vuelta completa en 96 minutos, en vez de 24 horas. Una hora leída en la carta son 4 minutos reales y una división, 1 minuto real. (ver POZO 24, Carta 2 donde también se utilizó reloj de 1 revolución / 96 minutos).

Observaciones: En esta Carta se detecta lo siguiente: - La válvula permanece unos 12 minutos abiertos, de (7) a (10), tiempo demasiado largo. - El tapón de liquido sin gas produce sólo unos pocos segundos. - El tapón emulsionado produce durante unos 5 minutos (9), mostrado por la banda ancha. - La válvula de LAG filtra un poco (5). En el revestidor se lee: 1) Abre el controlador. 2) Abre la válvula de LAG, difícil de detectar el cambio de pendiente. El caudal de inyección de gas es mucho mayor que el que pasa a través de la válvula de LAG. 3) Cierre del controlador. 4) Cierre de la válvula de LAG. 5) Filtración de la válvula de LAG. En el eductor: 6) Presión del separador. 7) Abre la válvula de LAG. El tapón empieza a viajar hacia arriba, comprimiendo en gas ubicado por encima del liquido. 8) Flujo de 100% de liquido, durante 10 segundos. 9) Flujo de emulsión con mucho gas durante unos 5 minutos. 10) Expansión de gas (que se encuentra detrás del liquido) en la línea de flujo y cierre de la válvula. Se nota en este punto un ligero cambio de pendiente. 11) Expansión adicional de gas hasta alcanzar la presión del separador. Comparando esta Carta con la Carta 2 del POZO 24, vemos que en POZO 33, el tapón de puro liquido es muy pequeño (produciendo prematura de gas) perdiendo así eficiencia en el sistema de LAG, debido a mayor canalización de gas que origina mayor resbalamiento de liquido. Catalogado como: Carta rápida, una revolución / 96 minutos. (LAG Interm.). Buena Operación. Pobre acción de la válvula de LAG.



POZO 8, Carta 1 Problema: (1) Excesiva contrapresión. (2) Interferencia con pozo cercano Cura:

Eliminar causa de la contrapresión excesiva.

Tipo de Pozo: Alta presión y producción. Observaciones: La contrapresión excesiva en el cabezal del pozo puede ser debido a una o más de las siguientes causas: 1) Pozo con estrangulador, o éste es demasiado pequeño. 2) Restricción en la línea de flujo (aplastada, semi-obstruida, válvula de retención operando mal, etc.) 3) Excesivo número de ángulos rectos y curvas en la línea de flujo. 4) Línea de flujo muy larga y/o de pequeño diámetro. 5) Separador de producción operando demasiado alta. 6) Producción de liquido muy emulsionado. 7) Inyección excesiva de gas de LAG. Esta alta contrapresión trae como resultado una baja producción, debido a mayor resbalamiento de liquido y presión de fondo fluyente. (Ver la solución de este problema en la Carta 2). Se observa interferencia de otro pozo que causa la caída de presión en el revestidor, sin embargo esto no molesta la producción o comportamiento del pozo, ya que no se observa efecto alguno en la presión del eductor. Catalogo como: Efecto de la contrapresión (LAG Cont.). Mala Operación (Alta contrapresión). Interferencia superficial en la línea de inyección de gas.

FIGURA 13


MANUAL GAS LIFT ESP OIL.pdf

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