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Práctica Recomendada para el Diseño de Instalaciones Gas Lift de Flujo Continuo usando Válvulas Accionadas a Presión de Inyección API PRACTICA RECOMENDADA 11V6 SEGUNDA EDICIÓN, JULIO 1999 American Petroleum Institute

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CONTENIDOS 0

INTRODUCCION

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ALCANCE

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PROPOSITO

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DEFINICIONES

4 CONSIDERACIONES GENERALES DE DISEÑO 4.1 General 4.2 Rendimiento del pozo (Flujo de Entrada y de Salida) 4.3 Área/Tamaño de Flujo del Tubing o Espacio Anular (Conducto de Producción) 4.4 Instalaciones 4.5 Presión de Inyección de Gas 4.6 Presión de Gas de Inyección de Arranque 4.7 Válvulas 4.8 Características de las Válvulas Desbalanceadas, Cargadas a Presión 4.9 Métodos de Diseño 4.10 Temperatura 4.11 Válvula Indicadora 4.12 Pasaje de Gas 4.13 Resumen 5

PROBLEMAS DE FLUJO CONTINUO: VÁLVULAS ACCIONADAS A PRESION DE INYECCIÓN 5.1 Problema de Ejemplo N° 1: Diseño de un pozo típico con buena información de producción 5.2 Problema de Ejemplo N° 2: Diseño de un pozo con poca o ninguna información de producción 5.3 Problema de Ejemplo N° 3: Diseño de un pozo típico offshore con buena información de producción y mandriles ya espaciados APÉNDICE A APÉNDICE B

SÍMBOLOS API PARA EL DISEÑO DE GAS LIFT GRAFICOS DE GRADIENTES DE PRESION DE FLUJO VERTICAL

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Figuras 1 Sistema Típico de Gas Lift 2 3 Planilla de Datos Ejemplo 1 4 Gráfico IPR de Petróleo 5 Peso de la Columna de Gas de Inyección 6 Diseño de Gas Lift 7 8 9 Gráfico del Pasaje de Gas por Diferentes Tamaños de Orificios 10 11 A-F 12 13 14 A-I 15 Planilla de Datos Ejemplo 2 16 Problema de Ejemplo 2 17 Planilla de Datos Ejemplo 2A 18 Problema de Ejemplo 2A 19 Problema de Ejemplo 3 20 Planilla de Datos Ejemplo 3 21 Gradientes de presión de flujo vertical 22 Gráfico IPR 23 Diseño de gas lift 24 Curva de rendimiento de tubing 25 Gráfico del pasaje de gas para diferentes tamaños de orificios 26 Gráfico de espacio de gas lift presión-profundidad para: API 27 Conjunto de gas lift presión-profundidad 28 Programa de gas lift presión-profundidad A-1 Planilla de datos del pozo de gas lift A-2 Planilla de cálculos de presión en rack de ensayos A-3 Factores de compresibilidad para gas natural A-4 Presión corriente arriba en 100 psig A-5 Factor de corrección B-1-20 Gradientes de presión de flujo vertical Tablas 1 Factores de seguridad mínima recomendados para diferentes válvulas a presión de inyección 2 Planilla de cálculos de presión en rack de ensayos 3 Presión de flujo vertical a profundidad 500 BFPD 4 Curva de rendimiento de tubing 5 Resumen de caudal vs. Inyección de gas 6 Resumen de flujo de gas usando aberturas/orificios de 3 pulgadas 16 7 Resumen mandril/válvula A-1 Factores de corrección de temperatura para nitrógeno basados en 60°F 3

Práctica Recomendada para el Diseño de Instalaciones Gas Lift de Flujo Continuo usando Válvulas Accionadas a Presión de Inyección 0

Introducción

Se proporciona esta Práctica Recomendada para cumplir con la necesidad de pautas, procedimientos, y recomendaciones acerca de los diseños de instalaciones de gas lift de flujo continuo usando válvulas accionadas a presión de inyección. Estas prácticas recomendadas son aquellas que generalmente se necesitan para diseños exitosos de instalaciones. Ver también API Especificación 11V1, Práctica Recomendada 11V5, y Práctica Recomendada 11V7. 1

Alcance

Esta Práctica Recomendada tiene el objeto de establecer pautas para los diseños de instalaciones de gas lift de flujo continuo usando válvulas accionadas a presión de inyección. Se supone que el diseñador está familiarizado con y dispone de información sobre los diversos factores que afectan un diseño. Se remite al diseñador a la Publicación API Gas Lift, (Libro 6 de la Serie de Formación Profesional (Vocational Training Series), Tercera edición, 1994) y a las diversas API Prácticas Recomendadas 11V sobre gas lift. 2

Propósito

La única energía utilizada para elevar líquidos a la superficie es aquella proporcionada por la expansión del gas comprimido desde la presión en el conducto de producción en el punto de la inyección, hasta la presión en boca de pozo. Las caídas de presión (desde el compresor hasta la boca de pozo, a través del dispositivo de control de gas de inyección en la superficie, por el conducto de inyección, a través de la válvula de gas lift dentro del conducto de producción, siguiendo por éste y, desde la boca de pozo hasta el tanque de almacenamiento) son todas pérdidas de energía. El propósito del diseño de la instalación de gas lift es maximizar los beneficios de la energía de elevación utilizada, es decir, permitir que el gas comprimido sea inyectado dentro del fluido producido con una profundidad y presión tan cercana a la presión de descarga del compresor como sea posible o necesario. Esta propuesta normalmente maximiza la producción con un mínimo de costos de operación.

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Figura 1 – Sistema típico de gas lift Glosario: TBG/CSG pressure recorder = Registrador de presión del tubing/casing Production manifold = Colector de producción Oil storage = Almacenamiento de petróleo To pipeline = A tubería Gas/oil separator = Separador de gas/petróleo Compression station = Estación de compresión Gas for gas lift= Gas para gas lift Surplus gas to sales= Excedente de gas a ventas Gas dehydration unit = Unidad de deshidratación de gas Well production = Producción del pozo Pipeline = Tubería Injection gas = Gas de inyección Injection gas manifold (metering and control) = Colector de gas de inyección (medición y control)

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Definiciones

Una instalación de gas lift de elevación continua es aquella donde el gas comprimido de alta presión es continuamente inyectado en la superficie dentro del conducto de inyección de gas y luego continuamente hacia el fondo, en el conducto del fluido de producción.

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4

Consideraciones generales de diseño

4.1

GENERAL

4.1.1

En el diseño de una instalación de gas lift de flujo continuo debe evaluarse el sistema completo. Para las instalaciones nuevas todo el equipo debe ser cuidadosamente medido y seleccionado, mientras que, para las instalaciones existentes, debe revisarse y evaluarse el efecto del diseño propuesto en el sistema.

4.1.2

Las siguientes técnicas de diseño son una combinación de conceptos de varias personas. El diseño de una columna de gas lift para operar bajo una serie de condiciones es como mínimo difícil, y por lo general implica muchos pedidos de opinión por parte del diseñador. Las propuestas que se adjuntan intentan, en la medida de lo posible, deshacerse de esas opiniones; sin embargo, es imposible deshacerse de todas ellas. Se recomienda el enfoque gráfico con las ecuaciones complementarias para que los efectos de caudales cambiantes y el efecto resultante en el diseño de la válvula puedan ser determinados y analizados con mayor claridad.

4.1.3

El gas lift de flujo continuo tiene ventajas y limitaciones. Refiérase a API Gas Lift, Capítulo 1. Las siguientes son breves discusiones de las consideraciones de diseño más importantes.

4.2

RENDIMIENTO DEL POZO (FLUJO DE ENTRADA Y SALIDA)

4.2.1

La producción de un pozo de petróleo puede dividirse en dos categorías básicas llamadas rendimiento de flujo de entrada y de salida (Ver API Gas Lift, Capítulo 2). La entrada describe el flujo de los fluidos producidos desde el reservorio hasta el pozo. La salida describe el flujo del fluido producido desde la profundidad del reservorio hasta los tanques de almacenamiento. Para realizar un buen diseño de surgencia artificial, se necesitan buenas predicciones tanto de las condiciones de entrada como de las de salida.

4.2.2

El flujo de entrada al pozo se expresa generalmente en términos de productividad. Para el flujo de líquidos de una sola fase, la entrada se expresa como índice de productividad (P.I. = J) y puede representarse en forma de ecuación utilizando los siguientes símbolos de ingeniería:

Nota: Ver Apéndice A para las definiciones de los símbolos. 4.2.3 Para el flujo bifásico (de líquido y gas libre) la producción no es lineal con el cambio de presión; por lo tanto una curva de relación del rendimiento de entrada resulta luego de representar la presión de fondo versus el caudal. Una buena 6

aproximación de este cambio (Vogel IPR) en el caso del flujo a presiones menores que a punto de burbuja (sin skin) puede expresarse de esta manera:

4.2.4 Una aproximación más generalizada del flujo multifásico de petróleo – agua – gas para todas las condiciones es la siguiente: a. Para flujo por encima del punto de burbuja:

b. Para flujo por debajo del punto de burbuja:

Utilizando las fórmulas arriba mencionadas la presión circulante de fondo puede ser calculada para cualquier caudal de producción posible. 4.2.5

El rendimiento de flujo de salida de un pozo depende de varios factores. Estos factores están por lo general interrelacionados y, a veces, es difícil lograr buenas predicciones de rendimiento (ver API Gas Lift, Capítulos 2 y 3). Es esencial una buena correlación vertical de flujo multifásico para el diseño de gas lift. Existen varias correlaciones1, algunas de las cuales están publicadas y otras patentadas. Elija una que brinde respuestas razonables según las condiciones existentes del pozo o campo. Se recomiendan algunos buenos estudios de presión circulante de fondo para confirmar la correlación.

4.2.6

Estas correlaciones verticales de flujo multifásico pueden utilizarse para generar grupos de curvas gradientes. Antes de que el uso de programas de computación se hiciera común, un grupo de estas curvas constituía a menudo la base para el diseño de gas lift. Su uso es aún un método aceptable (y generalmente utilizado) para el diseño de gas lift. Utilizando una correlación adecuada de flujo multifásico puede calcularse una predicción de salida para condiciones específicas del pozo. En consecuencia, pueden evaluarse diferentes casos de caudales y relaciones gas – líquido. Las curvas de salida del rendimiento en el tubing pueden ser generadas y representadas en el gráfico de relación del rendimiento de entrada para encontrar el caudal anticipado cuando se eleva

1

Correlaciones comúnmente utilizadas: Poettmann y Carpenter; Hagedorn y Brown; Orikiszewski; Duns yRos; Ros-Gray; Método Moreland Mobil Shell; Beggs & Brill; Aziz y otros.

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desde cerca del fondo. Estos gráficos son generalmente muy útiles en el diseño de gas lift. 4.3

AREA/TAMAÑO DEL TUBING O ESPACIO ANULAR (CONDUCTO DE PRODUCCIÓN)

El área de flujo es un factor importante en el diseño de gas lift. La dimensión pequeña del conducto incrementa la pérdida por fricción y puede restringir gravemente los caudales. Sin embargo, la dimensión demasiado grande del conducto puede causar flujo inestable (fuga excesiva de gas) y llevar la producción a “tope”. (Ver API Gas Lift, Capítulo 3), lo cual causa numerosos problemas de producción. En un diseño típico de flujo por el tubing, el diseñador de gas lift debe siempre evaluar el cambio a un tubing de diferente tamaño. Seleccione el tamaño de conducto que permita caudales en la región de flujo estable sin pérdidas excesivas por fricción. En general, el tamaño del tubing debería seleccionarse por medio de un enfoque total de análisis de sistemas. 4.4

INSTALACIONES

Las instalaciones de manejo de gas, los compresores a gas, los medidores y las cañerías constituyen la parte del equipo de mayor costo del sistema de gas lift. Este equipo generalmente requiere más costos de operación y mantenimiento que cualquier otra parte del sistema de gas lift. (Ver API Gas Lift, Capítulo 4) El diseño de dicho equipo está más allá del alcance de esta práctica recomendada. En el mejor de los casos las instalaciones de superficie proporcionarán un volumen y presión adecuados, eficientes y dependientes de gas de inyección limpio, no corrosivo y seco durante la duración del proyecto. Además, la contrapresión ejercida en los pozos productivos como resultado de las pérdidas de carga en las instalaciones de producción de superficie debe ser relativamente baja y el sistema debe ser provisto de un buen equipo de control y medición. 4.5

PRESION DE INYECCIÓN DE GAS

La presión de gas de inyección de operación debe seleccionarse con cuidado. A menudo la presión de inyección se basa en la presión de descarga del sistema de ventas de gas y no en el rendimiento óptimo de gas lift. Por lo general, los sistemas de gas lift son más eficaces y rentables si el punto de inyección de gas se encuentra cerca de la formación productiva. Por medio de la inyección profunda se logra normalmente más producción y/o se requiere menos gas de inyección. Así, cuando sea posible, seleccione una presión de gas de inyección que permita la inyección de gas justo sobre la zona productiva. 4.6 4.6.1

PRESIÓN DE GAS DE INYECCIÓN DE ARRANQUE El sistema de inyección puede permitir el uso de presión de arranque de gas de inyección más alta que la normal por un período corto de tiempo. Algunos sistemas pueden tener un compresor de etapas de mayor presión o una fuente externa de alta presión que puede usarse para descargar o arrancar temporariamente un pozo. La mayoría de los sistemas tienen un rango de

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presión de operación normal. La selección de una presión más alta que la normal puede restringir la descarga a períodos de tiempo específicos. 4.6.2

4.7

El uso de una presión de arranque para localizar la profundidad de la primera válvula es una práctica bastante común que merece ser considerada ya que permite elevación desde mayor profundidad. Debe tenerse precaución al seleccionar esta presión de arranque puesto que esta presión elevada será requerida en casos de descarga posteriores. VALVULAS

4.7.1

El corazón del sistema de gas lift es la válvula de gas lift. (Ver API Gas Lift, Capítulo 5) En general, el diseñador debe elegir un tamaño, tipo y diseño de válvula que permita una inyección de gas confiable, adecuada, por punto único, sin reparaciones frecuentes. En la mayoría de los casos las válvulas de fuelle simples, desbalanceadas, accionadas a presión de inyección y cargadas con nitrógeno cumplen con este requisito.

4.7.2

Las válvulas pueden clasificarse como accionadas a presión de inyección o a presión de producción (fluido). Las válvulas accionadas a presión de inyección son principalmente controladas (abiertas) por la presión de gas de inyección; mientras que las válvulas accionadas a presión de producción son principalmente controladas por la presión de producción de flujo en la profundidad de la válvula.

4.7.3

Las válvulas de gas lift de flujo continuo tienen normalmente fuelles. El tipo de válvula más común tiene fuelles cargados con nitrógeno que hacen que la presión de apertura de la válvula esté sujeta a cambios de temperatura. Otro diseño común de válvula utiliza un fuelle que no tiene una fuerza de cierre de nitrógeno y utiliza un resorte como fuerza de cierre. Los efectos de la temperatura son insignificantes en dichas válvulas. Cuando se usa este tipo de válvula en instalaciones de alta presión, puede ser necesario implementar la fuerza del resorte con una carga domo puesto que el resorte solo no puede desarrollar una fuerza de cierre adecuada. Sin embargo, esta práctica no significa que deba considerarse la temperatura al calcularse la presión de la válvula en rack de ensayos (para la porción de la fuerza de apertura proporcionada por la carga domo)

4.7.4

Diferentes tamaños y tipos de válvulas tienen velocidades de carga específicas, lo cual significa que el vástago se desplazará del asiento a una distancia estimada para una condición de presión de apertura específica. Dichas condiciones deben considerarse al seleccionar la válvula para un determinado caudal de inyección, especialmente en pozos de gran caudal que requieren altos caudales de inyección de gas. Algunas válvulas se restringen con altos regímenes de inyección de gas. Controle con el fabricante que una válvula pase el caudal requerida en tales casos. También como regla general, seleccione el tamaño más pequeño de orificio de válvula que pasará el caudal de gas de 9

inyección requerida. Las válvulas con grandes orificios tienen más probabilidades de reabrirse y causar inyección de gas lift multipunto que las que tienen pequeños orificios, debido a un factor mayor de efecto de producción. 4.7.5

4.8 4.8.1

Generalmente las válvulas de gas lift disponibles son de tres tamaños, ⅝ pulgadas, 1 pulgada y 1 ½ pulgada. Las válvulas de ⅝ pulgadas se recomiendan solo cuando el espacio libre hace que su uso sea obligatorio. La válvula de gas lift más comúnmente usada es la de 1 pulgada. Esta se usa generalmente en la mayoría de los pozos de bajo régimen equipados con tubing de 2⅜ pulgadas. Se usa con mandriles recuperables convencionales y a cable. Algunos operadores prefieren válvulas de 1 pulgada, especialmente para pozos de alto régimen con tubing de mayor tamaño. Estas válvulas más grandes tienen mejores características de flujo que las pequeñas y tienen correspondientes factores bajos de efecto de presión de producción. De esta manera, cuando se necesitan orificios de más de ¼ pulgada para el pasaje de gas se recomienda el uso de válvulas de 1½ pulgada. CARACTERISTICAS DE LAS VÁLVULAS DESBALANCEADAS, CARGADAS A PRESION Por razones prácticas se hará referencia más adelante a las válvulas desbalanceadas, cargadas a presión como válvulas a presión. Algunas de las características inherentes a las válvulas a presión tal como se aplican a los diseños de gas lift de flujo continuo son (Ver Figura 2):

Figura 2: Glosario: Pictoral = Pictorial Schematic = Esquemática

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a. La válvula utiliza una carga domo de nitrógeno para proporcionar la fuerza de cierre. b. La presión de cierre y apertura de todas las válvulas con fuelles cargadas a presión está afectada por la temperatura. Esta es una consideración importante para el diseño de flujo continuo puesto que la temperatura de flujo dentro del orificio del pozo será siempre mayor que la temperatura estática, a una profundidad determinada. Esto es importante al diseñar para caudales múltiples ya que el gradiente de temperatura circulante es una función del caudal. c. Los orificios relativamente pequeños son recomendados para las válvulas de gas lift de flujo continuo puesto que el objetivo es reducir el gradiente del fluido entrante, y no acelerar un tapón de fluido desplazándolo con gas de alta presión como en el caso de gas lift intermitente. Sin embargo, los orificios deben ser suficientemente grandes para permitir el caudal necesario de inyección de gas. d. Aunque las válvulas a presión se abren principalmente con presión de gas de inyección, una pequeña porción de la fuerza de apertura es proporcionada por la presión de producción. La cantidad de fuerza de apertura suministrada por la presión de producción es una función del tamaño del orificio de la válvula de gas lift. Cuanto más grande sea el área del orificio en relación al área del fuelle, mayor será la fuerza de apertura proporcionada por la presión de producción. Como resultado de esta característica, la presión de gas de inyección requerida para abrir una válvula disminuirá a medida que la presión de producción aumente. Lo contrario también es cierto. Esto significa que una presión de producción mayor que la anticipada puede hacer que las válvulas superiores se reabran e interfieran con el funcionamiento adecuado del pozo. e. Las válvulas a presión se cierran principalmente cuando la presión de inyección disminuye. Para cerrar una válvula, la presión de gas de inyección debe ser más baja que la presión de cierre de la válvula. Para prevenir interferencia de válvulas (reapertura de una válvula superior) la presión de inyección de operación de superficie de una válvula debe ser menor que la de la válvula inmediatamente sobre ésta. Esta característica de la válvula provoca pérdida de presión de inyección de operación cuando se usan válvulas a presión. Más adelante, en esta sección de práctica recomendada, se presentará una discusión acerca de cómo limitar esta pérdida de energía de elevación. 4.8.2

4.9 4.9.1

Las válvulas utilizadas en esta Práctica Recomendada y en los ejemplos siguientes serán desbalanceadas, cargadas a presión, con vástagos esféricos y asientos. Todos los fabricantes de gas lift ofrecen este tipo de válvula ya que es la válvula de gas lift más usada actualmente en la industria. METODOS DE DISEÑO Existen varios métodos de diseño, todos los cuales tienen sus ventajas y sus limitaciones. Algunos se adecuan mejor a condiciones específicas del pozo o al tipo de válvula elegida. La mayoría de los diseños son similares con pequeñas modificaciones en cuanto a cómo o cuándo se aplican factores de seguridad.

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4.9.2

Para válvulas accionadas a presión de inyección, el diseño de gas lift depende principalmente de la presión de gas de inyección. Cuanto mejor sea la información, menos necesarios serán los factores de seguridad. Si se conoce (mide) la presión de inyección de gas en el pozo en condiciones de operación, entonces no habrá necesidad de reducirla en cantidades arbitrarias. Sin embargo, la mayoría de las instalaciones de gas lift tienen presiones de sistemas variables y siempre hay una caída de presión medible (durante el flujo) entre el compresor y el pozo. Además, puede haber caída de presión dentro del pozo si se necesita control de gas de inyección.

4.9.3

Otro factor importante en el espaciamiento de las válvulas es la presión de producción en la profundidad de la válvula durante la descarga. Puede usarse una curva de equilibrio para predecir la presión productiva de operación en diferentes profundidades. (Ver API Gas Lift, páginas 72-73.) A medida que el pozo es elevado desde mayor profundidad, los caudales aumentan y las presiones de flujo también. Si se usa la curva de equilibrio para espaciar y no se consideran otros factores de seguridad, entonces es posible que el pozo no trabaje correctamente o que experimente puntos múltiples. Esto ocurre porque la elevación desde mayor profundidad puede incrementar el régimen de producción que, a su vez, incrementa las presiones de flujo provocando un aumento en la fuerza de apertura en las válvulas superiores. Puntos múltiples o interferencia de válvulas ocurre cuando una válvula superior se abre sin querer al realizarse la producción desde la válvula objetivo inferior de operación. Puntos múltiples generalmente resulta en un rendimiento de producción inferior y uso excesivo de gas. Utilice una curva de equilibrio para predecir el régimen de producción posible y la profundidad de elevación asociada además de la presión de gas de inyección necesaria.

4.9.4

Otra propuesta para el espaciamiento es usar un diseño de gradiente variable. Este fue originariamente conocido como diseño optiflujo. Esta es una práctica común cuando se utilizan válvulas accionadas a presión de producción (fluido). Se calcula una alta seudo presión de flujo en boca de pozo utilizando la presión de flujo esperada más 20%-25% de la diferencia entre la presión de producción y de inyección. Se tira una línea recta a la presión de flujo esperada en el tubing, en el momento de la inyección de gas, o a una presión arbitraria por debajo de la presión de inyección de gas en profundidad. Esta línea tendrá una presión más elevada que la presión productiva de operación (a la derecha) y es un método de espaciamiento conservativo. Dicho diseño ofrece un espaciamiento más cercano entre válvulas y normalmente requiere más válvulas de descarga, pero no requiere una reducción en la presión de inyección de gas.

4.9.5

Un método de diseño recomendado para las válvulas a presión de inyección es utilizar la máxima línea gradiente de régimen de producción para la presión productiva además de reducir la presión de inyección de gas (tomando una caída de presión) a una cantidad específica para cada válvula inmediatamente debajo. La cantidad se basa en una pequeña caída de presión normal más una caída de 12

presión del factor de seguridad. Los factores de seguridad son para errores en la información y ubicación de las válvulas y para dar cuenta de las variaciones de la presión de producción durante la descarga. Esta caída de presión es necesaria para prevenir que las válvulas permitan inyección por punto múltiple. El factor de seguridad necesita ser aumentado para las válvulas con altos factores de efecto de presión productiva ( PPEF ) La caída de presión puede determinarse de la siguiente manera: a. Para el caso mínimo: Caída de presión = ( PPEF ) ×100 psi + SF (opcional) b. Para el caso máximo: Caída de presión = 20 psi + [PPEF × 200 psi ] (basado en experiencia) 4.9.6 Puede calcularse la caída de presión para cada válvula o puede usarse la misma caída de presión para todas las válvulas del mismo tipo y tamaño. Con buena información pueden tomarse las caídas de presión mínimas; sin embargo, para información escasa se recomiendan mayores caídas de presión. Además, si se logra la inyección de gas en el fondo, entonces mayores caídas de presión podrían y probablemente deberían tomarse. Tabla 1 – Factores de seguridad mínima recomendados para diferentes válvulas a presión de inyección

Glosario: Valve OD=Diámetro Externo de la Válvula in.=pulgadas Port Size=Tamaño del orificio Safety Factor = Factor de seguridad

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4.9.7

Algunos diseñadores prefieren determinar la caída de presión utilizando una seudo línea de presión de descarga. Se tira una línea recta desde la presión de operación de inyección de la válvula de abajo hasta la presión productiva de flujo en la superficie. Esta línea determina el rango máximo de presión de producción (Pmax - Pmin ) para las válvulas de arriba. (Ver Figura 16, Problema de Ejemplo N° 2) Esta propuesta normalmente resulta en caídas de presión más altas para las válvulas superiores y en caídas de presión significativas para las válvulas de grandes orificios, con factores de efecto de alta presión productiva. En estos casos la caída de presión se calcula de la siguiente manera: Caída de presión = [PPEF − (Pmax − Pmin )] + SF (opcional)

4.10 TEMPERATURA 4.10.1 Las válvulas de gas lift, al igual que las válvulas desbalanceadas, cargadas a presión, abren y cierran a diferentes presiones a medida que cambia la temperatura. Como resultado, es necesario establecer algún estándar de temperatura de referencia que puede utilizarse para ubicar las válvulas. La mayoría de los fabricantes usan 60°F como temperatura estándar2. 4.10.2 Las presiones de apertura de las válvulas en el gráfico de diseño se calculan a condiciones de temperatura de fondo. Estas presiones calculadas deben convertirse para reflejar la temperatura de referencia de manera que las válvulas puedan ubicarse en el taller bajo tales condiciones. La Tabla 4.1 de API Gas Lift muestra los factores de conversión para dar cuenta de esta diferencia de temperatura. Por ejemplo: Factor de temperatura 0,869 de la Presión de apertura de 782 Presión de apertura x Tabla 4.1 = psi en rack de ensayos a 60° de fondo de 900 F psi a 130° F 4.10.3

A medida que comienza el flujo en la sarta del tubing, el contenido de calor de la masa del líquido se transfiere hacia arriba del pozo. Y que parte del calor puede disiparse a través de los tubulares del pozo a las formaciones menos profundas, la temperatura del pozo se elevará a la temperatura normal de la superficie.

4.10.4

La mejor manera de determinar las temperaturas de flujo es la de hacer mediciones reales en varios regímenes de producción en el campo. Las temperaturas generalmente se tornan significativamente más altas para regímenes de producción que se incrementan, cortes de agua más altos, y velocidades más altas (ID de tubing más pequeño). El cuadro de gas lift de API, Figura 6.9, está basada mayormente en pozos con alto corte de agua

2

Otros fabricantes usan 80° F como temperatura de referencia. Debe verificarse con el fabricante qué temperatura de referencia está siendo usada.

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usando tubing nominal de 2 ½ pulg. Utilizar este cuadro con precaución a menos que haya sido verificado con la información del campo. El método de Sagar, Doty, y Schmidt en el artículo de SPE 19702 de 1989, “Predicción de Perfiles de Temperatura en un Pozo Surgente” puede ser de ayuda. 4.10.5

Como regla general, nunca basar el diseño para un diseño continuo de gas lift en un gradiente estático geotérmico de temperatura (tierra), ya que el incremento de temperatura del flujo puede trabar las válvulas superiores cerradas antes de descargar la(s) válvula(s) inferior(es). Las válvulas superiores teóricamente deberían estar diseñadas para caudales de descarga y temperaturas reales. Aunque, la temperatura de diseño para válvulas de descarga superiores debería ser mayor que la temperatura estática, mayor que la temperatura a un régimen de caudal mínimo, pero menor que al régimen de caudal máximo anticipado. Una práctica común de diseño es la de dibujar una línea de temperatura lineal de la temperatura de flujo de superficie al régimen de producción máximo anticipado a la temperatura del reservorio a la profundidad del pozo. Esto normalmente resultará en una línea de temperatura de descarga que será levemente menor que las temperaturas de flujo reales; y esto tiende a mantener estas válvulas cerradas durante condiciones normales de producción. Se recomienda ente tipo de procedimiento ara todos los diseños.

4.11

VÁLVULA INDICADORA

4.11.1

En un diseño de válvula operada por presión de inyección, es una práctica común establecer la válvula inferior a una presión sustancialmente más baja que las otras válvulas para actuar como una indicación positiva (o indicadora) de operación de la válvula inferior. Cuando se observa que la presión de inyección de operación en la superficie está por debajo de la presión de inyección de operación de las válvulas superiores, se puede suponer que el pozo está operando desde el fondo- una vez que las posibilidades de pérdida de tubing o malfuncionamiento hacia arriba del pozo hayan sido descartadas. Esta indicación generalmente se logra suponiendo varios valores de presión de producción (cargas del indicador) para la válvula inferior. Recordar que no hay nada mágico sobre obtener la carga de presión de producción de la válvula indicadora. El objetivo es el de establecer la válvula indicadora a una presión operativa de superficie más baja que las otras válvulas en la sarta. Algunas de las maneras de asignar la carga indicadora para la válvula inferior incluye: a. Seleccionar una presión mínima suponiendo un gradiente de gas de 0,05 psi/pies más la presión del separador. b. Suponer una carga mínima de presión de producción tales como 100 psi, 200 psi, etc. c. No suponer ninguna presión entonces la válvula indicadora se abrirá seca sin que sea necesaria ninguna presión de producción.

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d. Suponer una presión de producción que este basada en la caudal mínimo que se espera que el pozo produzca (frecuentemente usado) Algunos operadores logran lo mismo instalando un orificio en la parte inferior. 4.12

PASAJE DE GAS

4.12.1

Como se mencionó anteriormente, usando un tamaño mínimo de puerto que pasará el caudal deseada de gas minimizará las caídas de presión de inyección requerida entre las válvulas, y por consiguiente minimiza la pérdida de empuje de energía. Ha sido una práctica común calcular el pasaje de gas usando nomógrafos de orificios cuadrados similares a l que se muestra en gas lift de API, Figura 4.8ª, y después aplicar los ajustes de la temperatura y la gravedad. El pasaje de gas resultante del nomógrafo es ajustado por el diseñador de gas lift en una de las diferentes formas: a. Suponer pasaje de gas de 100% como se muestra por el nomógrafo de orificio (o ecuaciones de pasaje de gas), luego seleccionar el puerto/orificio que pasará al menos esta cantidad de gas. Los datos empíricos ha mostrado que esta práctica es segura para válvulas con puertos pequeños tales como 3/16 pulg. O válvulas de puertos más chicos que 1 pulgada, o ¼ pulgada o válvulas con puertos más chicos que 11/2 pulgadas. b. Usar el tomógrafo para calcular el tamaño requerido del puerto para el caudal de gas de inyección del diseño (suponiendo un pasaje del 100%), luego usar un puerto un tamaño más grande como un factor de seguridad. c. Dar el tamaño al puerto basado en la aplicación del factor de 75% u 80% a el caudal de gas mostrada por el nomógrafo de orificio cuadrado.

4.12.2

Las prácticas mencionadas anteriormente han sido exitosas para tamaños pequeños de puertos y caudales bajos de inyección de gas. La llegada de diámetros más grandes, terminaciones de caudales altas ha precipitado el uso de puertos más grandes y caudales altas de gas de inyección, al mismo tiempo que enfatiza la necesidad de datos de pasaje de gas más precisos relacionado a las válvulas de gas lift. Algunos fabricantes tienen estos datos disponibles para su equipo o están en el proceso de recolectar estos datos. A medida que la información del pasaje de gas está disponible, sería útil incorporarlo al diseño de gas lift para evitar la posibilidad de no poder lograr la transferencia de válvula debido a pasaje restringido de gas.

4.13

RESUMEN

4.13.1

Esta práctica recomendada intenta presentar pautas para el diseño de instalaciones de flujo de gas lift usando válvulas operadas a presión de inyección. El diseño exitoso de tal instalación maximizará la producción proveyendo inyección de punto simple consistente a profundidad máxima 16

permitida por las instalaciones de inyección de gas. La máxima profundidad de inyección adquirida minimizando la reducción de presión entre las válvulas a medida que el pozo se descarga. Es necesario algo de reducción de presión como factor de seguridad para prevenir puntos múltiples de inyección. 4.13.2

Las técnicas de gráficos comúnmente se usan para facilitar el diseño ya que proveen idea al diseñador de los diversos parámetros de diseño. En la próxima sección se dan tres ejemplos que incorporan estas técnicas de gráficos.

4.13.3

Es esencial tener buenos datos de entrada para optimizar el diseño. Si no se posee datos adecuados o si la información del diseño es incorrecta, esto resultará en un diseño pobre. Los diseños pobres generalmente resultarán en caudales más bajos, uso excesivo de la inyección de gas, y topes. El riesgo subsiguiente de las operaciones generales de wireline probablemente será necesario para tirar y reubicar las válvulas o puede tenerse que tirar el tubing para re-espaciar las válvulas y mandriles.

5

Problemas de Flujo Continuo: Válvulas Operadas por Presión de Inyección

5.1

PROBLEMA EJEMPLO Nº 1 – DISEÑO DE POZO TÍPICO CON BUENOS DATOS DE PRODUCCIÓN

5.1.1

General

5.1.1.1

Un problema de diseño de gas lift que comúnmente ocurre para un pozo que ha sido terminado y producido pero que ahora requiere un diseño de gas lift e instalación de equipamiento. Otros casos son donde el diseño de gas lift existente no es adecuado, o simplemente cuando el tubing se saca para reparaciones y el diseño de gas lift necesita ser revisado para ver modificaciones. En todos los casos mencionados anteriormente, se obtuvieron varios buenos ensayos de producción. Este problema ejemplo mostrará como espaciar las válvulas/ mandriles y el diseño cerca del máximo o régimen óptimo usando una cantidad limitada de gas de inyección. El diseño resultará en gas lifting de cerca de la zona productora o tan profundo como sea factible. Se seleccionaron las válvulas operadas a presión de inyección para la descarga.

5.1.2

Datos del Reservorio y del Pozo

5.1.2.1

Se da un resumen de los datos del pozo en la Figura 3, Planilla de Datos de Gas Lift del Pozo. Se perforó el pozo (pozo relativamente vertical) a 8100 pies y se terminó como un producto simple equipado con casing de 7 pulgadas y tubing de 2 7/8 pulgadas en una arenisca. El equipamiento existente será sacado, y puede ser reemplazado si fuera necesario. La línea 17

de flujo es de cañería de 3 pulgadas y las instalaciones centrales a solo 500 pies de distancia del pozo. No hay problema de alta contrapresión en el pozo. 5.1.2.2

El pozo es uno de los tantos pozos terminados en un reservorio limitado por desplazamiento por empuje de agua. El reservorio fue originalmente hidropresurizado y tenía una presión de punto de burbuja de cerca de 2445 psig. La presión del reservorio cayó a aproximadamente 2150 psig pero se ha estabilizado en los últimos dos años. En un estudio reciente de presión de flujo y de ascenso del pozo en cuestión, se midió la presión estática en 2125 psig y el pozo no tenía corteza medible. En un ensayo en el momento del aumento de presión, el pozo fluía 100 BOPD y 100 BWPD, con una presión de flujo de fondo de pozo de 1941 psig-contra una presión de flujo de la cabeza del pozo de 100 psig. La gravedad del petróleo era 35 API, y la relación de gas-petróleo se encontraba cerca de su valor original de 700:1 pies cúbicos estándar (SCF) de gas por barril de petróleo en condiciones de tanque. El pozo se ha cargado y muerto. Se alista más información en las planillas de datos (Figura 3). Se supone que las condiciones del pozo permaneces relativamente estables por los próximos años.

5.1.3

Datos de Sistema de Gas Lift

5.1.3.1

El campo actualmente tiene un sistema de gas lift instalado que provee 1250 psig de gas de inyección dulce deshidratado.

5.1.3.2

La presión en el pozo se midió en 1200 psig. Se dispone de un máximo de 750 MCFD para levantamiento en este pozo; sin embargo, se desea que sea menor que 700 MCFD. El gas de inyección tiene una gravedad específica de 0,65.

5.1.4

Flujo de Entrada El diseño de gas lift intentará producir el pozo cerca de su capacidad máxima. La capacidad de entrada del pozo debe determinarse y luego compararse con las condiciones de salida. Ya que el pozo produce gas libre en el reservorio por debajo del punto de burbuja, se usa la correlación de Vogel. Los caudales de entrada y las presiones de flujo se calculan de la siguiente manera:

Rate = Caudal

18

5.1.5

Flujo de Salida

5.1.5.1

Las curvas de gradiente de Hagedorn y Brown fueron seleccionadas para determinar la performance del flujo. Estas curvas son ampliamente utilizadas y en muchos campos son adecuadas para el diseño de gas lift.

5.1.5.2

El pozo está equipado con tubing nominal de 2,5 pulgadas que es el tamaño necesario-basado en la entrada de este pozo. El tubing nominal de 2,5 pulgadas es normalmente el tamaño óptimo para los caudales en el rango de 500 a 1500 BPD. Usando las curvas de gradiente en el Apéndice B para varios caudales, y suponiendo la presión de flujo en la cabeza del pozo de 100 psig, los siguientes caudales y presiones de flujo de fondo de pozo necesarias fueron determinados en varios GLRs:

Rates: Caudales For: Para

19

Figura 3 – Planilla de Datos Ejemplo 1 5.1.5.3

Más abajo se muestra una comparación de estas presiones de salida con las presiones de entrada del pozo, indica que los caudales de 900 y más no son posibles pero los caudales de 200 a 800 [agregar definición] BFPD son factibles. Para un régimen de producción estabilizado dado, la presión de performance de entrada debe ser igual a la presión de performance de salida. Hay un dibujo de estos valores en la Figura 4.

20

5.1.5.4

El punto de intersección de la curva IPR (entrada) con la curva de performance del tubing (salida) es el caudal de producción predicha. Para este pozo, el caudal de 800 BFPD está cerca del caudal máximo alcanzable.

5.1.6

Gas de Inyección

5.1.6.1

Uno de los métodos para seleccionar el gas de inyección óptimo es una comparación de las curvas de performance del tubing con varias relaciones de líquidos de gas(Rgl). Un Rgl de 800 restringirá la producción a menos de 800 BFPD. El uso de Rgl incremental incrementará el régimen de producción; pero el incremento en producción por incremental (MCF) lentamente disminuye.

5.1.6.2

Para un total de Rgl de 1500 y un Rgl de producción de 350, un caudal de de producción de 800 BFPD necesitaría: (1500 – 350) x 800/1000 = 920 MCFD gas de inyección Mientras para un 1200 Rgl, se requiere 680 MCFD para un 1000 Rgl, se requiere 520 MCFD Y para un 800 R gl, se requiere 360 MCFD

5.1.6.3

Como el campo tiene una cantidad limitada de gas de inyección, el diseño estará basado en un Rgl de producción de 1200. Sin embargo, después de la instalación, se recomienda una evaluación que se base en los ensayos reales del pozo. También, en el futuro cuando aumente el corte de agua, se puede requerir más gas lentamente.

5.1.7

Temperatura

5.1.7.1

La temperatura del gas de inyección y líquidos producidos tiene un efecto significativo en el diseño de gas lift-especialmente cuando se usan válvulas de fuelles cargadas de nitrógeno. Se recomiendan mediciones de temperaturas reales en diferentes caudales de producción.

21

“Figura 4- Gráfico de IPR de Petróleo” pressure: presión rate: caudal

5.1.7.2

En este pozo, la temperatura de la formación del reservorio (temperatura de fondo de pozo) es de 178º F, la temperatura estática de la superficie es de 78º F, y la temperatura de flujo de cabeza de pozo a 200 BFPD se midió en 86º F. El pozo fluye a un tubing nominal de 2,5 pulgadas. El gradiente geotérmico es de 1,25º F por 100 pies.

5.1.7.3

La temperatura de flujo a 800 BFPD se determina de la siguiente manera: Twh (800 BFPD) = 178 – 0,87 x 8000/100 = 108º F

5.1.7.4

Como el pozo no producirá a un caudal máximo hasta que comience la inyección a una profundidad máxima, se requerirá que las válvulas superiores se cierren a tazas más bajas, por lo tanto a temperaturas más bajas.

5.1.7.5

A medida que el pozo extrae de más profundo, las temperaturas de flujo más altas ayudarán a mantener las válvulas superiores cerradas.

22

5.1.7.6

La temperatura promedio de gas de inyección = (78 + 178)/2 = 128ºF. (Los fluidos siguientes de flujo tienen solo un efecto pequeño en la temperatura de gas de inyección.)

5.1.8

Gradiente de Gas La presión de gas de inyección disponible se incrementará con la profundidad debido al peso del gas donde se usan los tubulares de inyección relativamente grandes. Para este pozo, la inyección de gas de superficie será un máximo de 1200 psig y se anticipa la presión operativa de 1100 psig. El incremento aproximado en presión por 1000 pies puede encontrarse mediante el uso de la Figura 5. Por lo tanto, para una gravedad específica de gas de 0,65, la presión se incrementará alrededor de 30 psi cada mil pies con una presión de superficie de 1100 psig y alrededor de 32,5 psi cada 1000 pies con una presión de superficie de 1200 psig. Se supondrá una estimación conservativa de 30 psi cada 1000 pies en este caso.

5.1.9

Espaciamiento de Válvulas

5.1.9.1

Hay muchos métodos para espaciar las válvulas. Este diseño usará un método gráfico (presión-profundidad) pero también proveerá cálculos de soporte. Se usarán amplios factores de seguridad para asegurar la descarga. Los siguientes son los datos de presión y profundidad que necesitan ser trazados en la etapa inicial. Pwh = Presión en la cabeza de pozo = 100 psig Pg = Presión de gas de inyección en el pozo = 1200 psig Ts = Temperatura estática en la superficie = 78º F Twh = Temperatura de flujo en la cabeza de pozo = 108º F gs = Gradiente estático del fluido de carga en el espacio anular = 0,465 psi/pies gg = Gradiente de gas = 30 psi/1000 pies o 0,03 psi/pies Dw = Profundidad del pozo = 8000 pies Pgd = Presión de gas de inyección a una profundidad del pozo de 1440 psig. Tƒ

= Temperatura de la formación = 178º F.

ƒw = Fracción de corte de agua = 0,50

23

“Figura 5 – Peso de Columna de Gas de Inyección” Average Pressure Increase: Incremento promedio de presión Surface Injection pressure: Presión de Inyección en Superficie Thousands : Miles

5.1.9.2

Se necesita una predicción de la presión de flujo del tubing para espaciar las válvulas. Se han utilizado varios métodos en forma exitosa; sin embargo, uno de los mejores métodos es usar la curva de gradiente para el régimen de producción máxima anticipada. En este caso el caudal es de 800 BFPD con un GLR de 1200/1 por un tubing nominal de 2,5 pulgadas. Los siguientes valores de presión y profundidad fueron leídos del gráfico apropiado en el Apéndice B.

24

Depth = Profundidad Pressure = Presión ft = pies

Estos valores son luego trazados en el gráfico de diseño (ver Figura 6). Nota: Si el gráfico de diseño tiene la misma escala que las curvas de gradiente de flujo en el Apéndice B, la curva puede ser copiada. 5.1.10

Profundidades de Instalación de Válvulas La presión de gas de inyección básicamente debe ser levemente superior a la presión del tubing cuando se descubre la válvula durante las operaciones de descarga – sino no ocurrirá la inyección del gas y cesará la profundidad de la operación de descarga. También, cuando se usan las válvulas de inyección operadas a presión, la presión del casing debe caer para asegurar que la(s) válvula(s) superior(es) se cierre(n) – de no ser así el lift de profundidad es incierto y se requerirá cantidad excesiva de gas. Se seleccionó una caída de presión (PD) de 25 psi en la presión de inyección de gas como una cantidad razonable para asegurar la acción apropiada de la válvula. Por ejemplo: Para una válvula con PPEF = 0,1, y usando un factor de seguridad típico pero conservador de 15 psi, entonces el PD = 0,1 x 100 + 15 = 25 psi. Esta caída de 25 psi es levemente más alta que el mínimo de 10 psi, y es menor que 40 psi que es el máximo recomendado como ya se mencionó en 4.9.

5.1.11

Profundidad de Instalación de la Primera Válvula

5.1.11.1

La profundidad de la primera válvula puede encontrarse en forma gráfica comenzando en Pwh y haciendo paralelo los 0,465 psi/pies de línea de gradiente de fluido de carga a la intersección con la línea de presión de inyección de gas. Para proveer un diferencial de presión más chico, mover el agujero a una profundidad donde haya 20 psi de diferencial depresión (ver Figura 7). Resulta una profundidad de 2475 pies. Para una profundidad más precisa, calcular la profundidad real. Estos valores son luego trazados en el gráfico de diseño Ver Figura 7.

Nota: Si el gráfico de diseño tiene la misma escala que las curvas de gradiente de flujo en el Apéndice B, la curva puede ser copiada. 5.1.11.2

Calcular la profundidad de instalación como se muestra a continuación:

Presión de Tubing = presión de casing – Diferencial de Presión nominal

25

Ó Presión Máxima de flujo de descarga = Presión de inyección de gas – Psƒ

(Gráficamente: 2475 pies) Ver Apéndice A para las definiciones de los símbolos. 5.1.12

Profundidades para instalación de Válvulas Subsiguientes

5.1.12.1

La profundidad de la segunda válvula puede encontrarse en el gráfico comenzando por la presión de tubing de flujo a la profundidad de la primera válvula. Se dibuja una línea recta paralela a la línea de gradiente de 0,465 a la intersección de la presión de inyección de gas menos la caída de presión seleccionada, PD – que es 25 psi. Una presión de superficie de 1175 psig que será usada para la segunda válvula. Al localizar la profundidad para la válvula 2, mover al agujero a una profundidad donde la presión de inyección de gas exceda la línea de descarga en 20 psi. Buscar en el gráfico de diseño (Figura 8) la profundidad para la segunda válvula a alrededor de 4375 pies.

5.1.12.2

Para calcular la profundidad usar la siguiente fórmula:

26

”Figura 6- Diseño de Gas Lift” Pressure: Presión Depth: Profundidad Flowing Gradient: Gradiente de Flujo

27

5.1.12.3

Usando el mismo método, buscar la profundidad de la tercera válvula gráficamente a una profundidad de alrededor de 5800 pies o calcular.

(0,435) x Dbv(3) = (1200 – 50) + (0,03 x 4390) – 20 – 650 Dbv(3) = 612/0,435 = 1407 D(3) = D(2) + Dbv(3) = 4390 + 1407 = 5797 pies 5.1.12.4

D(4) D(5) D(6) D(7)

= = = =

Continuar usando la misma técnica de gráficos o métodos de cálculos para encontrar las profundidades de las válvulas subsecuentes como a continuación: Gráfico 6775 7425 7825 8000

Calculado 6783 7434 7820

* Ver ajuste a 7690 pies * Ver ajuste a 7940 pies

Nota 1: Habrá diferencias menores entre el gráficos y los valores calculados debido a que la dificultad en la lectura del gráfico a valores cercanos a los 10 psi o 25 pies. Nota 2: El espaciamiento más cercano de las válvulas ocurre con las profundidades en incremento. El diseñador típicamente llegará a una profundidad total o encontrará un espaciamiento en rangos más cercanos al límite práctico. El límite mínimo recomendado en los rangos de espaciamiento desde 90 pies para un pozo de índice de producción alto con datos precisos de profundidad de levantamiento a 500 pies para un pozo de índice de productividad bajo con datos de diseño pobres. Se seleccionó un límite práctico de 250 pies para este pozo basados en la economía. 5.1.13

Ajuste de Espaciamiento de Válvula

5.1.13.1

En la mayoría de los pozos el espaciamiento de válvula no saldrá exactamente correcto y se recomiendan los ajustes en las profundidades de instalación. En general, tratar de colocar la válvula tan profundo como sea práctico y no incrementar el espaciamiento entre válvulas significativamente. Los espaciamientos más cercanos son mejores cerca del punto de inyección anticipado de operación. También evitar uso excesivo de las válvulas y mandriles. Debe tenerse consideración ante posibles futuros cambios en las condiciones operativas. Es una buena práctica de diseño el agregar una o más válvulas/mandriles para uso futuro si no se alcanza la profundidad total.

5.1.13.2

Se necesita ajustar las profundidades de la instalación de las últimas válvulas para este pozo. Comenzar con la válvula inferior y trabajar con el agujero. Las punzadas son desde 8000 pies a 8025 pies lo que requiere que el packer no esté más profundo que los 7970 pies. Cualquier mandril debe ser 28

localizado a una conexión sobre el packer para permitir el corte y la sacudida del tubing sin dificultades de workover no esperadas. Por lo tanto la válvula inferior se localizará a 7940 pies. 5.1.13.3

La válvula después de la inferior está afectada por el límite mínimo de espaciamiento de 250 pies. Colocar esta válvula en el pozo de 250 pies a una profundidad de 7690 pies. No se necesita ningún otro ajuste para este pozo. El diseño de espaciamiento/instalación ajustado se muestra en la Figura 8.

Nota: Las profundidades de instalación reales de las válvulas pueden variar fácilmente en 25 pies; y el diseñador necesita compensar dichas alteraciones. En este ejemplo los factores de seguridad de 20 psi permiten una desviación de (20/0,465) = 43 pies.

Glosario “Figura 7” Depth: Profundidad Valve Depth: Profundidad de Válvula Gradient: Gradiente Pressure: Presión Temperature: Temperatura

29

Glosario “Figura 8” Depth: Profundidad Gradient: Gradiente Pressure: Presión Temperature: Temperatura

30

5. 1. 14

Selección de válvula

5. 1. 14. 1 El diseño se encuentra dado para válvulas de presión de inyección. Se seleccionó la comúnmente utilizada válvula de fuelle, cargada con nitrógeno, desbalanceada, de 1 pulg. Esta selección fue basada en la buena experiencia que se posee en la utilización de válvulas de 1 pulg. en donde los caudales de inyección de gas son relativamente bajos (menos de 750 MCFD), y basándose en que el costo de una válvula de 1 pulg. y los mandriles es menor al costo de válvulas de mayor tamaño como la válvula de 1 ½ pulg. Pozos de alto caudal (> 2000 BPD) podrían producir mejor con válvulas de un Diámetro Externo de 1 ½ pulg. 5. 1. 14. 2 Debido a que el caudal de gas de inyección será de menos de 750 MCFD (el máximo disponible del sistema), se evaluará el uso de válvulas de 1 pulg. con una válvula con un puerto de 3/16 pulg. Ver Figura 9 para el pasaje de gas por varios tamaños de orificios. Dicha figura muestra que para inyectar 750 MCFD a través de un orificio de 3/16 pulg. (aproximadamente equivalente a un orificio de 12/64 pulg.), debe existir una presión diferencial de aproximadamente 225 psi entre el downstream con una presión de upstream de 1200 psig y levemente menor para una presión de upstream de 1400 psig, solo 560 MCFD pueden ser teóricamente inyectadas (sin corrección) a través de una válvula de orificio de 3/16 pulg. Nota: Para obtener respuestas más precisas, se debe aplicar una corrección de temperatura y gravedad debido a que la tabla de pasaje de gas está basada en una temperatura de 60ºF y una gravedad de gas de 0,65.

5. 1. 14. 3. Las presentes tablas asumen que la válvula se abre completamente y que no existe ningún tipo de restricción. Un puerto de 3/16 pulg. debería ser adecuado para la descarga, debido a que las presiones diferenciales son normalmente altas en ese momento. Sin embargo, para el punto operativo, puede necesitarse un puerto/orificio de mayor tamaño para permitir un pasaje adecuado del gas.

31

Figura 9 – Tabla de pasaje de gas por varios tamaños de orificios. Nota: Capacidades del flujo de gas (0-4000 MCF/D) para presión de upstream, presión de downstream, y tamaños de orificios conocidos. Cortesía de F. T. Focht.

Glosario Gas Throughput in MCFD = Cantidad pasada de gas en MCFD Upstream Pressure in psig = Presión de Upstream en psig. Orifice size in 64ths of an inch = Tamaño de orificio en 64avos de pulgada. Critical Flow = Flujo crítico Downstream Pressure in psig = Presión de downstream en psig Chart basis = Base de la tabla Gas gravity = Gravedad del gas Temperature = Temperatura Pressure Base = Base de presión Discharge coefficient = Coeficiente de descarga Thornhill- Craver equation = Ecuación Thornhill-Craver

5. 1. 14. 4 Una revisión del catálogo del fabricante para está válvula de 1 pulg. comúnmente utilizada con un puerto de 3/16 pulg., muestra que una relación Ap/Ab de alrededor de 0,094 es típica y que resulta en un factor de efecto de presión de producción (PPEF) = 0,104. Dicha información se requiere con el propósito de setear las válvulas en la planta de manera que operen correctamente en el pozo.

32

5. 1. 15 Establecer la Presión de la Válvula 5. 1. 15. 1 El cálculo de la presión predeterminada de apertura de ensayo de la válvula, Pvo, es crítico para un adecuado diseño de gas lift. Esta es la presión de inyección (P1) necesaria para abrir la válvula en un aparato de ensayo con una contrapresión (P2) igual a cero y una temperatura base de normalmente 60ºF. A su vez, la válvula se debería abrir en el pozo bajo las condiciones deseadas de presión de operación y temperatura. Ver API Gas Lift, página 61. 5. 1. 15. 2 En una válvula de fuelles típica, el equilibrio de las fuerzas cuando la válvula se encuentra lista para su apertura es:

5. 1. 15. 3 Cuando P2 = 0 y P1 = Pvo (en el aparato de ensayo de válvulas), luego:

Y, en general, O, en condiciones del pozo,

y por ende,

5. 1. 15. 4 Esta fórmula debe ser corregida por temperatura y se convierte en:

5. 1. 15. 5 CT puede ser encontrada en las tablas (ver Tabla A-1 en el Apéndice A) o calculada a una temperatura de 60ºF de la siguiente manera:

5. 1. 15. 6 Por ende, para la válvula número 1 (encuentre los valores CT en la Tabla A1) CT = 0,869 a una temperatura de 130ºF.

33

5. 1. 15. 7 La temperatura en cada válvula puede ser calculada de la siguiente manera asumiendo un incremento lineal.

5. 1. 15. 8.

La presión de inyección puede ser calculada de la siguiente manera:

5. 1. 15. 9. La presión de flujo de producción puede ser determinada a través de un cuadro de gradientes. Ver Apéndice A. 5. 1. 15. 10

La Tabla 2 es un resumen de las presiones de ensayo de la válvula. Tabla 2 – Planilla de cálculos de presión de ensayo.

Well: API Example 1 Goodwell Data Valve: Pressure Injection 1 in. = Pozo: API Ejemplo 1 Válvula Datos Goodwell: Presión de inyección 1 pulg. Valve No: Número de Válvula Depth ft.: Profundidad en pies Orifice: orificio a

Algunos operadores redondean los valores a los 5 psig más cercanos.

5. 1. 15. 11 Debe destacarse que las presiones de ensayo de rack para este caso en realidad se incrementan en las primeras pocas válvulas. En sistemas de presión de inyección baja, dichas determinaciones pocas veces tienen lugar. Bajar arbitrariamente las presiones de ensayo de rack en 10 o 20 psi para sistemas de presión de inyección de sobre

34

800 psig no es una práctica recomendable de diseño debido a que reduce la presión de inyección muy radicalmente. 5. 1. 15. 12 Antes de concluir con el diseño, se debe llevar a cabo una revisión para determinar si se puede inyectar una muestra de gas en cada válvula, especialmente aquellas que se encuentran cerca del punto de inyección. 5. 1. 15. 13 Algunos operadores han tenido éxito mediante la utilización de una válvula orificio en vez de una válvula de fondo operativa. El tamaño del orificio debe ser seleccionado con cuidado. En este caso, la presión de inyección de superficie debe ser menor a 1075 psig para asegurar que las válvulas superiores no se abran; asimismo, la presión a 7940 pies debe ser menor a 1315 psig. Asumiendo una presión de inyección de upstream de 1300, y una presión de flujo de 1200 psig al momento en que se producen alrededor de 800 BFPD, se seleccionó un orificio de 14/64 pulg. para pasar alrededor de 750 MCFD (sin corrección). Aplicando una corrección de temperatura de 1,12 (ver Cuadro de Factor de Corrección), este orificio dejaría pasar aproximadamente 670 MCFD, muy cercana a la cantidad requerida. Para cambiar el volumen de inyección de gas, simplemente ajuste la presión de inyección de gas de superficie levemente. Esta decisión requiere un control estricto de la presión de inyección de gas de superficie. 5. 1. 15. 14. La válvula que se encuentra a 7690 pies con un puerto de 3/16 debería permitir el paso de alrededor 680 MCFD. Por ende, operar desde los 7690 pies es viable. 5. 1. 16

Resumen

El diseño de gas lift ha sido realizado utilizando válvulas operadas con presión de inyección. Se recolectaron datos del pozo y se predijo un caudal de gas lift de alrededor de 800 BFPD. Se requerirá un caudal de inyección de gas de alrededor de 680 MCFD y la relación gas/líquido será alrededor de 1200:1 SCF/BBL. Se predijo una temperatura de flujo de superficie de 108ºF y se utilizó un gradiente de gas de inyección cercano a los 30 psi cada 1000 pies. Se realizó un diseño gráfico fundamentado por cálculos. Se predijo el espacio entre válvulas que indicaba que se requerían seis válvulas de descarga para alcanzar el orificio ranurado a 7940 pies. Se calcularon las presiones de ensayo de rack de las válvulas y se llevó a cabo una revisión para asegurarse de que el tamaño del puerto utilizado deje pasar el caudal de gas de inyección necesario. Se necesitará una presión de inyección de gas de superficie de operación anticipada menor a 1075 psig para poder producir 800 BFPD en gas lift continuado. Luego de la instalación, se deben llevar a cabo los ensayos de producción para optimizar los caudales de producción e inyección de gas.

5. 2 PROBLEMA DE EJEMPLO Nº 2 – DISEÑO DE UN POZO CON POCOS O NINGÚN DATO DE PRODUCCIÓN 5. 2. 1

Discusión General

5. 2. 1. 1. En muchos ejemplos se requiere de un diseño de gas lift donde casi no hay o directamente no existe información detallada sobre la producción. Entre los ejemplos se 35

pueden incluir, (a) un pozo recientemente perforado, (b) un pozo reparado o (c) simplemente falta de información sobre los pozos productores actuales. Cualquiera sea la razón de la falta de información, se convierte necesaria la creación de un diseño de gas lift que va a reacondicionar un amplio espectro de condiciones de producción. Aunque se puede formular un diseño adecuado, el costo punitivo de dicho diseño se traduce usualmente en la compra de más equipo que aquel que se hubiese requerido si se hubiese dispuesto de más información sobre el pozo. Las mismas técnicas pueden ser utilizadas en casos donde la información del pozo está disponible; pero un amplio espectro de caudal debe ser acomodado por un diseño simple debido a múltiples nuevas terminaciones a través de tubing a zonas con características de producción diferentes. 5. 2. 1. 2. La totalidad de las discusiones y ejemplos en la presente sección asumirán el caudal del tubing. Esto significa que el término presión de producción hará referencia a la presión de producción del tubing; y que el término presión de gas de inyección, o presión de inyección, hará referencia a la presión de gas de inyección del paso anular entre el casing y el tubing. 5. 2. 2.

Selección de Caudales de Diseño

Cuando no existe información o la información es escasa en un pozo que se está diseñando, es posible obtener una idea del caudal mediante el análisis de datos de otros pozos productores del mismo reservorio, o mediante la utilización de un pozo análogo o datos de campo. En otros casos, el diseño debe acomodar un conocido espectro de caudales debido a múltiples nuevas terminaciones a través de tubing dentro del mismo pozo. En algunos casos, como por ejemplo un pozo exploratorio, o una reparación a una zona previamente no productora, absolutamente nada de información sobre los caudales anticipados puede estar disponible. En casos como estos, el diseñador debe establecer un caudal mínimo y máximo, basándose en la información disponible, dentro de lo que él considera el pozo propuesto debiera producir. El espacio entre válvulas y su determinación deben ser diseñados para acomodar todo caudal dentro del espectro de caudales asumido. Recuerde que cuanto mayor es el espectro en caudales, se requerirá una mayor cantidad de válvulas. 5. 2. 3.

Relación Gas-Líquido

La curva de relación gas-líquido (Rgl) que se tiene como objetivo para el caudal del diseño es seleccionada sobre la base del caudal total de gas disponible para extraer del pozo, hasta el gradiente mínimo pero sin excederlo. (El gradiente mínimo es Rgl más allá del cual inyección de gas adicional no alivianará más el fluido que está siendo extraído). Por ejemplo: si el caudal de líquido anticipado es de 400 BFPD, y el caudal máximo disponible de lift gas es de 400 MSCF/D, la curva de relación gas-líquido para propósitos de diseño sería de 1000/1, siempre que esta relación sea menor que el gradiente mínimo Rgl. Sin embargo, otras curvas Rgl para el diseño de caudales pueden ser utilizadas como referencia para determinar el caudal de gas necesario para la transferencia de válvulas y el tamaño de los puertos. Recuerde que el gradiente mínimo se relaciona con la profundidad. El ejemplo que se ilustra en la Figura 10 muestra que un gradiente mínimo para la profundidad 1 es de 800/1, mientras que el gradiente mínimo para una profundidad 4 es de 36

1500/1. En este ejemplo, el gradiente mínimo absoluto para la profundidad máxima sería de 1500/1; mientras que el gradiente mínimo práctico para profundidades menores a la profundidad 4 será menor que el valor absoluto de 1500/1. Utilizando relaciones gaslíquido mayores que el gradiente mínimo práctico para su diseño, la profundidad de lift es ineficiente, y va a demostrarse que es contraproducente. 5. 2. 4

Consideraciones sobre Temperatura

5. 2. 4. 1. La temperatura es uno de los mayores problemas en relación al diseño de válvulas operadas por presión de inyección para caudales múltiples, debido a que la temperatura del flujo en el orificio del pozo es una función del caudal, la cual, en este caso, es un parámetro que no se conoce. Es posible que las válvulas se cierren (lock-out) (sin poder abrirse) debido a que la temperatura es mayor a la del diseño si la temperatura de flujo se encuentra basada en un caudal que es muy bajo. La temperatura mayor a la de diseño incrementa la presión domo en válvulas de presión cargadas de nitrógeno. Si un pozo debiera producir a un caudal menor al del diseño, el gradiente de temperatura de flujo será reducido y disminuirán las presiones de apertura de válvulas, haciendo que la interface entre válvulas sea posible. 5. 2. 4. 2. Existen varias opciones para seleccionar la temperatura de flujo de superficie para múltiples diseños de caudal. Entre ellas se incluye: a. Asuma una temperatura de flujo de superficie basándose en su mejor entendimiento del caudal inicial, y prepárese para extraer y resetear las válvulas cuando se obtenga los datos de producción (si es necesario). b. Asuma una temperatura de flujo de superficie promedio donde la diferencia entre los caudales de producción alto y bajo anticipados no sea tan grande (es decir, baja =400 BFPD, y alta = 800 BFPD, etc., utilice la medida de 600 BFPD para el cálculo de temperatura de flujo). c. Donde la diferencia entre los caudales posibles es grande, puede ser necesaria la utilización de una temperatura de flujo de superficie por sobre el promedio para prevenir el cierre de la válvula (es decir, baja = 200BFPD, y alta = 1000BFPD – utilice la medida de 700 u 800 BFPD para el cálculo de temperatura de flujo) 5. 2. 4. 3. En realidad, existe el riesgo de tener que extraer las válvulas y resetearlas basándose en los datos reales cuando el pozo sea puesto en producción. Este riesgo incrementa a medida que la validez de la información de diseño decrece. 5. 2. 5.

Uso de Equipo Recuperable

Mientras que es una buena práctica la utilización de equipos recuperables en zonas donde los costos de workover son altos, es especialmente importante el uso de válvulas recuperables al momento de diseñar pozos para una amplia escala de caudales. Esto permitirá la flexibilidad de poder extraer y resetear las válvulas para obtener un rendimiento óptimo una vez que se disponga con los datos de producción. De esa manera, se pueden evitar grandes problemas mientras que el espacio entre las válvulas sea diseñado para acomodar los caudales que se tienen como objetivo. 37

Figura 10 Glosario: Pressure = Presión Depth = Profundidad Minimum gradient: gradiente mínimo

5. 2. 6.

Tamaño del Puerto

Los puertos de las válvulas de gas lift deberían tener un tamaño necesario para dejar pasar el caudal de gas objetivo determinado por la curva de Relación Gas-Líquido (Rgl) que se esté utilizando. El caudal de gas de inyección total requerido se define multiplicando el caudal de fluido total en BFPD por la Rgl. En el método de diseño discutido en las siguientes páginas, es importante recordar que las caídas de presión calculadas entre las válvulas se encuentran significativamente afectadas por el tamaño del puerto seleccionado. Por ende, en donde la presión de inyección de operación se encuentra limitada y las caídas de presión deben ser minimizadas para ahorrar energía de extracción, utilice el puerto de menor tamaño que permita pasar el caudal de gas necesario. Esto también minimizará la posibilidad de sobreinyectar gas en forma inadvertida. 5. 2. 7.

Caídas de Presión de Inyección

Como se discutió anteriormente, las caídas de presión de inyección entre las sucesivas válvulas de profundidad es el mecanismo a través del cual se elimina la interferencia. Una manera de cumplir con esto es determinar que cada válvula sucesiva de profundidad se cierre cuando se llegue a la presión de cierre de la válvula superior a ésta.

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Esto desafortunadamente tiene como resultado pérdidas masivas de presión de inyección de operación. La selección arbitraria de caídas de presión de inyección bajas de 5 psi, 10 psi, etc., resultará probablemente en una alta incidencia de interferencia de válvulas dependiendo del tamaño de puerto utilizado, mientras que la selección arbitraria de altas caídas de presión de inyección de 50 psi, o más altas, resultará en una pérdida de energía de extracción y causará que la producción se obtenga más arriba del orificio de lo que de lo contrario es necesario. El siguiente método ofrece una forma racional de seleccionar las caídas de presión de inyección que entren dentro de estos dos extremos. El método también considera el tamaño del puerto, que es importante ya que válvulas con puertos más grandes con factores de efectos de presión de alta producción son más propensas a provocar interferencia de las válvulas y por lo tanto requieren caídas mayores de presión de inyección comparado válvulas con puertos más chicos. El razonamiento detrás de este método de calcular la caída requerida en presión es presentado en los próximos párrafos. 5. 2. 7. 1. Calculando las Caídas de Presión de Inyección – Caída Mínima de Presión de Inyección. 5. 2. 7. 1. 1 Este método es aplicable cuando una baja presión de inyección de operación o mandriles ampliamente espaciados requieren el uso máximo de presión de inyección disponible. Un método alternativo que utiliza más factores de seguridad será también discutido a continuación de éste primer método. El procedimiento alternativo es aplicable en donde existe presión de inyección adecuada y/o mandriles espaciados correctamente para el pozo que está siendo diseñado. 5. 2. 7. 1. 2 Aunque las válvulas operadas con presión de inyección se abren primariamente a presión de inyección, un porcentaje de la fuerza de apertura proviene de la presión de producción. La cantidad de fuerza de apertura provista por la presión de producción es en función del tamaño del puerto. La cantidad efectiva de presión de apertura (Peo) provista por la presión de producción se define por la ecuación:

Pr esión Pr esión.de. producción × Pr esión.de. producción.sobre.válvula Peo = Efectiva − Factor.Efecto deApertura

Peo = PPEF x Ppd 5. 2. 7. 1. 3 Para una válvula de gas lift de un diámetro exterior dado, d, el factor efecto de presión de producción (PPEF) aumenta con un creciente tamaño de puerto. En otras palabras, a medida que el tamaño del puerto aumenta, un mayor porcentaje de presión de producción está efectivamente actuando para abrir la válvula. La importancia de lo anteriormente explicado se muestra en la Figura 11A. Hágase notar que la presión de inyección es una variable controlable, y Pwh es también controlable a un grado, mientras que se asuma un valor de Pwh suficientemente alto, o seguro. La variable no controlable es 39

la presión de producción de fondo debido a que aumenta con el caudal, y el caudal es un factor no conocido en este ejemplo. También tenga en cuenta que a medida que el caudal del flujo aumenta, la presión de producción efectiva tratando de abrir las válvulas de gas lift aumenta también. Puertos más grandes contribuirá a un más alto porcentaje de este aumento en presión de producción para la apertura de la válvula. Con una presión de gas de inyección fija, aumentos no previstos de la presión de producción pueden hacer que las válvulas de descarga superior se reabran e interfieran con la operación correcta del pozo. Se toman caídas de presión de gas de inyección para prevenir que esto suceda.

Figura 11A Glosario: Pressure = Presión Depth = Profundidad Valve = Válvula Gradient curve at higher rate/low rate = Curva de gradiente a caudal más alto/bajo Increases with rate = Aumenta con caudal Kill fluid gradient = Gradiente de ahogo del fluido

5. 2. 7. 1. 4. Debido a que la variable no controlable es la presión de producción, es importante aproximarse a la cantidad máxima que pueda aumentar. Asimismo, debido a que la curva de gradiente de flujo para cualquier caudal es una línea curvada, no puede ser nunca de mayor tamaño que una línea recta entre la presión de flujo de fondo (A) y la presión de inyección en la cual el gas va a ser introducido dentro del tubing (flujo de tubing) en la segunda válvula (ver Figura 11B). Como resultado la presión de producción de flujo máxima posible en la válvula 1, cualquiera sea el caudal, se define por el punto

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ilustrado en Figura 11B como Pmax1. Si conocemos el incremento posible de la presión de producción máxima en la válvula 1, y conocemos el factor efecto de la presión de producción de la válvula; la cantidad de presión de apertura efectiva causada por este incremento potencial en la presión de producción puede ser calculado por la siguiente ecuación: PD = ( Pmax − Pmin ) × PPEF 5. 2. 7. 1. 5. Establezca la válvula 2 para que opere a una presión de casing rebajada por la cantidad calculada: Pio2 = Pio1 – PD. Podemos asegurar que la válvula 1 no va a reabrirse e interferir, más allá de las fluctuaciones en el caudal (asumiendo que se seleccionó un valor seguro de Pwh). Debido a que la diferencia en Pmin y Pmax es multiplicada por el factor efecto presión de producción, puede fácilmente verse que puertos de mayor tamaño con altos factores efecto de presión de producción requerirán mayores caídas de presión de inyección que lo que requerirán aquellas válvulas con puertos de menor tamaño. Utilizando el puerto de menor tamaño que provea el paso de gas requerido minimizará la pérdida de energía lift mediante la reducción de la caída de presión de inyección requerida. Las caídas de presión para las válvulas subsiguientes se calculan de la misma manera (Figuras 11C y 11D). Ver los diseños de ejemplos para detalles más específicos.

Figura 11B Glosario Pressure = Presión Depth = Profundidad Valve = Válvula Maximum posible pressure increase = Maximo Incremento de Presión Posible Gradient curve at anticipated rate = Curva de gradiente a caudal anticipado

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Figura 11C Glosario Pressure = Presión Depth = Profundidad Valve = Válvula Maximum posible pressure increase = Maximo Incremento de Presión Posible Gradient curve at anticipated rate = Curva de gradiente a caudal anticipado

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Figura 11D Glosario Pressure = Presión Depth = Profundidad Valve = Válvula Maximum posible pressure increase = Maximo Incremento de Presión Posible Gradient curve at anticipated rate = Curva de gradiente a caudal anticipado

5. 2. 7. 2

Calculando la Caída de Presión de Inyección con Factor de Seguridad

5. 2. 7. 2. 1 En casos en donde la presión de inyección del sistema de gas lift se encuentra significativamente por encima de la presión de inyección mínima requerida para el pozo que se está diseñando, se puede permitir un factor de seguridad mayor en las caídas de presión de inyección tomadas entre válvulas. Caídas de presión de inyección mayores tomadas entre válvulas minimizan la posibilidad de interferencia de válvulas. La sección precedente trató de la caída de presión de inyección mínima requerida entre válvulas. En donde la presión de inyección disponible permita un mayor factor de seguridad, adicione montos adicionales de caída de presión a aquellos calculados con el método previamente discutido de la manera que se ilustra a continuación:

PD = ( Pmax − Pmin ) × PPEF + Factor Seguridad

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5.2.7.3 Notas para la Utilización de la Pmax en el Diseño de un Pozo para Caudales Múltiples 5.2.7.3.1 En una presión de inyección, una presión de cabeza de pozo, y un caudal (caudal simple) dados, hay un valor supuesto de la Pmax para cada válvula: la Pmax es la presión de producción en la que esa válvula en particular puede volver a abrirse con la presión de inyección existente. En la Figura 11E puede observarse que la presión de producción de reapertura (Pmax) para las válvulas del 1 al 4 es superior a la presión de producción actual representada por la curva de gradiente objetiva. Consecuentemente, las válvulas del 1 al 4 se cierran. La válvula 5 está abierta, ya que la presión de producción definida por la curva de gradiente objetiva en la válvula 5 es mayor que la presión de producción necesaria para abrir la válvula (Pmax) con la presión de inyección existente (Pio5). En este caso, la válvula 6 está abierta, sin embargo, existe una presión diferencial insuficiente entre el tubing y el casing para inyectar el gas necesario por la válvula.

Figura 11 E Pressure: Presión Depth: Profundidad Valve: Válvula Closed: Cerrada Open: Abierta Flag Valve: Válvula de bandera Objective gradient curve: Curva de gradiente objetiva

5.2.7.3.2 La Figura 11F muestra cómo la utilización de la Pmax puede resultar útil en el diseño para caudales múltiples. Observe las ubicaciones de la Pmax para cada válvula relacionada con las tres curvas de gradiente del caudal que se muestran, teniendo en cuenta que la Pmax en una válvula dada es la presión de producción en la cual esa válvula se abrirá (con una presión de inyección dada y una temperatura de funcionamiento). Si el caudal del

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pozo tuviera un régimen intenso, el funcionamiento sería desde la válvula 2, ya que la presión de producción en un régimen intenso excede la Pmax en la válvula 2. La presión de producción del caudal en la válvula 1 en un régimen intenso no excede la Pmax en la válvula 1, por lo tanto, la válvula 1 está cerrada. La válvula 3 estará abierta, pero no se inyectará gas en la válvula 3 (al régimen intenso), ya que la presión de producción excede la presión de gas de inyección. Si el pozo produjera a un régimen intermedio, el funcionamiento sería desde la válvula 4 por las mismas razones mencionadas anteriormente. A un régimen bajo, el funcionamiento sería desde la válvula 6. En el diseño de caudales múltiples, puede ser necesario trasladar la línea de diseño por el punto de desplazamiento A hacia la derecha o izquierda, a fin de alcanzar la ubicación deseada de las diversas curvas de gradiente de la Pmax . Las ecuaciones para la selección de puntos A y B se detallan en 5.2.9.4.

Figura 11F Pressure: Presión Depth: Profundidad Existing: Existente Valve: Válvula Flag valve: Válvula de bandera Operating valve at high rate: Válvula en funcionamiento a un régimen intenso High rate: Régimen intenso Operating valve at intermediate rate: Válvula en funcionamiento a un régimen intermedio Intermediate rate: Régimen intermedio Operating valve at low rate: Válvula en funcionamiento a un régimen bajo Low rate: Régimen bajo Design line: Línea de diseño

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5.2.8 Factores de Seguridad Diferenciales de Descarga

Se considera una buena práctica espaciar cada válvula de gas lift apenas un poco menos que la presión de gas de inyección de diseño en la profundidad de la válvula (Piod) como un factor de seguridad para asegura la descarga. Por lo general, se utiliza un valor de presión de entre 20 psi y 50 psi (ver Figura 12). Cuanto más alto sea el valor, se introducirá en el diseño un factor de mayor seguridad. Este diferencial de 20 psi a 50 psi en una válvula dada puede tomarse por la presión de la sección que se mantiene por la válvula encima de ésta (en este caso Pio1 , ya que la válvula superior mantendrá esta presión hasta que se logre la transferencia. (Otro alcance similar consiste en tomar una disminución de 50 a 100 ft en el espaciado).

Figura 12 Pressure: Presión Depth: Profundidad Unloading gradient: Gradiente de descarga Valve: Válvula Differential: Diferencial Safety factor: Factor de seguridad Curve: Curva

5.2.8.1

Gradiente de Descarga

5.2.8.1.1 Generalmente, las válvulas están espaciadas de acuerdo con el gradiente del fluido de ahogo utilizado al instalar el equipo o el gradiente del agua producida, cualquiera sea el más pesado.

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El fin de esta práctica es permitir que el pozo descargue con presión de gas lift disponible, sin tener que pistonearlo. No es aconsejable espaciar en un gradiente de petróleo, incluso si se espera que el pozo produzca un 100% de petróleo inicialmente, por las siguientes razones: a. El fluido de ahogo utilizado al instalar las válvulas es más pesado que el petróleo y debe estar descargado. b. Las válvulas estarán espaciadas muy ampliamente cuando el pozo comience a producir agua y el gradiente del fluido sea más pesado que el gradiente del petróleo. 5.2.8.1.2 Un gradiente de 0,465 psi/ft se utiliza más comúnmente en la costa del Golfo de México (ya que éste es el gradiente de la mayor parte de agua salada producida en esta área). Sin embargo, el gradiente es mayor para fluidos de ahogo o producidos más pesados que lo normal. Si se desconoce, el gradiente del fluido puede calcularse del siguiente modo:

Gradiente estático = Peso del fluido de ahogo en lb/gal x 0,052 5.2.8.1.3 De acuerdo con las operaciones de reacondicionamiento, algunos operadores hacen circular el fluido de ahogo pesado con un fluido más liviano para poder obtener un espaciado más amplio (y menos válvulas). Esta práctica es un tanto riesgosa cuando las válvulas convencionales (tubing recuperable) se encuentran en funcionamiento, ya que el proceso de circulación implica la posibilidad de parar los asientos de las válvulas. 5.2.8.1.4 Sin tener en cuenta el gradiente de fluido de carga seleccionado, puede diseñarse un pozo para que descargue contra la presión del separador o la presión de la cabeza de pozo de caudal anticipado que estará presente en la producción del pozo (Pwh). Se permite la descarga contra la presión del separador para la primera válvula, ya que la presión de la cabeza de pozo no aumentará significativamente hasta que se inyecte gas mediante la primera válvula. Algunos diseñadores prefieren espaciar contra la Pwh como un factor de seguridad. En la Figura 13 se observa cómo se puede hacer funcionar la válvula 1 a mayor profundidad al espaciar contra la presión del separador (1B) en comparación con el espaciado contra la Pwh (1A).

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Figura 13 Pressure: Presión Depth: Profundidad Unloading gradient: Gradiente de descarga Valve: Válvula Curve: Curva

5.2.9 Procedimiento de Diseño de Caudal Múltiple 5.2.9.1 Trace en papel milimetrado la presión del separador (Psep), la presión de caudal de la cabeza de pozo (Pwh), y la presión de gas de inyección en funcionamiento (Pio1), como lo ilustra la Figura 14A.

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Figura 14A Pressure: Presión Depth: Profundidad High rate: Régimen intenso Intermediate rate: Régimen intermedio Low rate: Régimen bajo

5.2.9.2 Establezca los caudales mínimos y máximos entre los cuales sea probable que funcione el pozo. 5.2.9.3 Trace las curvas de gradiente de caudal para los regímenes entre la variedad de regímenes determinados anteriormente. Utilice la curva Rg1 para cada régimen que describa el volumen de gas o el gradiente mínimo práctico disponible, cualquiera que sea menor. 5.2.9.4 Construya una línea de diseño entre los puntos A y B como se muestra en la Figura 14B. Los puntos A y B se definen de la siguiente manera:

Punto A = (Pio1 – Pwh) (0,2) + Pwh Punto B = Piod – 150 Ejemplo: Punto A = (900 – 160) (0,2) + 160 = 308 psi (Superficie) Ejemplo: 49

Punto B = 1040 – 150 = 890 psi (TD) Nota: Si la curva de caudal bajo no corta la Pio1 en la profundidad máxima de la válvula (cae a la izquierda de la Pio1 ), el punto B puede ser el valor de Ppd definido por la curva de gradiente de régimen bajo, siempre que esta válvula sea al menos 150 psi menor que Piod1. La línea de diseño se utilizará únicamente como guía general. Podría ser necesario desplazar los puntos A y B hacia la derecha o la izquierda, dependiendo del caso específico.

Figura 14B Pressure: Presión Depth: Profundidad Design line: Línea de diseño High rate: Régimen intenso Intermediate rate: Régimen intermedio Low rate: Régimen bajo

5.2.9.5 Construya una línea de gradiente de descarga desde la presión del separador o Pwh hasta la válvula 1, como se demuestra en la Figura 14C. Recuerde tener en cuenta el factor de seguridad diferencial de descarga de 20 psi a 50 psi, como se menciona en 5.2.8.1. Utilice el gradiente del fluido de ahogo o del agua salada producida, el que sea más pesado. Se puede determinar el gradiente del siguiente modo:

Gradiente de descarga = Peso del fluido de ahogo en lb/gal x 0,052 Ejemplo: Gradiente de descarga = 8,94 ppg x 0,052 psi/ft/ppg = 0,465 psi/ft

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Figura 14C Pressure: Presión Depth: Profundidad High rate: Régimen intenso Intermediate rate: Régimen intermedio Low rate: Régimen bajo Unloading gradient: Gradiente de descarga Design line: Línea de diseño Valve: Válvula

5.2.9.6 A fin de clasificar el tamaño del orificio para la válvula 1, se debe calcular el pasaje de gas necesario. La curva de gradiente que corte Pmin (línea de diseño en la válvula 1) indicará el volumen de gas necesario para el traspaso. Tal como se observa en la Figura 14C, la curva de régimen intenso corta este punto. El pasaje de gas necesario será:

Volumen de gas necesario = Rg1 Necesario x Caudal Ejemplo: Volumen de gas

= 400s cf / bblx

800 BPD = 320MSCF / D 1000

necesario Por lo general, se necesitarán orificios mayores para las válvulas, cuando se utilice un diseño de caudal múltiple, comparado con los diseños de caudal único. Cada válvula

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podría ser una válvula en funcionamiento y, por lo tanto, debe ser capaz de pasar el régimen total de gas necesario. El factor de efecto de la presión de producción (PPEF) para el tamaño calculado del orificio, se utilizará para determinar la caída de la presión de inyección necesaria. Los tamaños de los orificios para las válvulas posteriores se determinan mediante el mismo procedimiento. 5.2.9.7 Espacie hasta la válvula 2, comenzando desde la intersección de la línea de diseño y la línea de la válvula 1 (Pmin). Como anteriormente, tenga en cuenta el factor de seguridad diferencial de descarga de 20 psi a 50 psi. Es aceptable espaciar hasta la válvula 2 utilizando la línea de presión de inyección Pio1 , ya que la válvula 1 mantendrá esta presión de inyección (Pio1 ) hasta que se destape la válvula 2 en la secuencia de carga. 5.2.9.8 A continuación, determine la caída de presión de inyección necesaria para evitar que la válvula 1 vuelva a abrirse. Para lograr esto, se determina la Pmax en la válvula 1. La Pmax es la intersección de la línea de la válvula 1 y una línea recta que se extiende entre el punto C y la Pwh, como se demuestra en la Figura 14D. Observe que la Pmax es mayor que la presión de producción de caudal a un régimen intenso, indicando que la válvula 1 seguirá cerrada después de la descarga inicial, y a cualquier régimen de producción menor que el régimen intenso anticipado.

Figura 14D Pressure: Presión Depth: Profundidad Valve: Válvula Unloading gradient: Gradiente de descarga High rate: Régimen intenso Intermediate rate: Régimen intermedio Low rate: Régimen bajo Design line: Línea de diseño

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5.2.9.9 La caída de presión de inyección necesaria se calcula mediante la ecuación: (estime una válvula de 1 pulgada con un orificio de 3 16 pulgadas) PPEF = 0,101

PD = (Pmax – Pmin) x PPEF + Factor de Seguridad Ejemplo: PD1 = (650-460) (0,101) + 10 = 29 psi Nota: Donde se encuentre una presión de inyección baja o espaciados de mandril amplios, podría ser necesario reducir o eliminar el factor de seguridad como se menciona anteriormente. 5.2.9.10

Trazar la nueva presión de inyección en la que funcionará la válvula 2 (Pio2): Pio2 = Pio1 - PD1

Ejemplo: Pio2 = 900 – 29 = 871 psi 5.2.9.11 Espacie hasta la válvula 3, comenzando desde la Pmin en la válvula 2 (intersección de la válvula 2 y la línea de diseño); permitiendo un factor de seguridad diferencial de descarga, como anteriormente. El espaciado hasta la válvula 3 utilizando Pio2 es válido, ya que la válvula 2 mantendrá la Pio2 hasta que se destape la válvula 3 (ver Figura 14E).

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Figura 14E Pressure: Presión Depth: Profundidad Valve: Válvula High rate: Régimen intenso Intermediate rate: Régimen intermedio Low rate: Régimen bajo Design line: Línea de diseño

5.2.9.12 A continuación, determine la caída de presión de inyección necesaria para evitar que la válvula 1 vuelva a abrirse. Para ubicar la Pmax en la válvula 2, extienda una línea entre el punto D y la Pwh, como anteriormente. La Pmax para la válvula 2 se encontrará en la intersección de esta línea y la línea de la válvula 2. Observe que la Pmax es aún mayor que la presión de caudal intenso. Por lo tanto, la válvula 2 también se mantendrá cerrada a cualquier régimen menor que el intenso, luego de que se produzca la descarga inicial. 5.2.9.13 La caída de presión de inyección necesaria se calcula utilizando la misma ecuación utilizada en el paso 9.9.

PD2 = (Pmax - Pmin ) (PPEF) + Factor de Seguridad Utilizando la información del ejemplo 2A: PD2 = (740 – 545) x (0,101) + 10 = 30 psi

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5.2.9.14 Trace la nueva presión de inyección con la que funcionará la válvula 3 (Pio3) como se ilustra en la Figura 14F.

Pio3 = Pio2 - PD2 Pio3 = 871 – 30 = 841 psi

Figura 14F Pressure: Presión Depth: Profundidad Valve: Válvula Closed: Cerrada Open: Abierta Design line: Línea de diseño High rate: Régimen intenso Intermediate rate: Régimen intermedio Low rate: Régimen bajo

5.2.9.15 Espaciar hasta la válvula 4, comenzando desde la Pmin en la válvula 3, como anteriormente. Tenga en cuenta el factor de seguridad diferencial de descarga de 20-50 psi. 5.2.9.16 Determine la ubicación de la Pmax en la válvula 3, trazando una línea desde el punto E hasta la Pwh . Como se observa en la Figura 14F, la Pmax en la válvula 3 es menor que la presión de producción descripta por la curva de régimen intenso en la válvula 3. Por lo tanto, la válvula 3 estará abierta en un régimen intenso. Las válvulas 1 y 2 estarán cerradas, ya que los valores de la Pmax asignados previamente a estas profundidades de la válvula son mayores que la presión de producción que existirá en las respectivas profundidades cuando el pozo está produciendo en el régimen intenso. No puede inyectarse gas en la válvula 4 en un régimen intenso, ya que la presión de producción que existe en

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esta profundidad es mayor que la presión de inyección (en el régimen de caudal intenso). Calcule la nueva presión de inyección en la que funcionará la válvula 4. La presión de inyección que funciona en la superficie para la válvula 4 se calcula de la siguiente manera: o

Pio4 = Pio3 - (Pmax - Pmin ) (PPEF) + SF Pio4 = Pio3 – PD3

Nota: Recuerde que puede ser necesario desplazar el punto A hacia la derecha o la izquierda en una base por aproximaciones sucesivas para alcanzar los valores deseados de la Pmax que asegurarán una inyección de punto simple en los regímenes de caudal fijados. 5.2.17 Trace la nueva presión de inyección en la que funcionará la válvula 4, como lo demuestra la Figura 14G.

Figura 14G Pressure: Presión Depth: Profundidad Valve: Válvula High rate: Régimen intenso Intermediate rate: Régimen intermedio Low rate: Régimen bajo

5.2.9.18 Espacie hasta la válvula 5, comenzando desde la Pmin en la válvula 4. Tenga en cuenta el factor de seguridad diferencial de descarga de 20-50 psi. Utilice la misma técnica para determinar la Pmax en la válvula 4 (una línea entre el punto F y la Pwh . Ver

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Figura 14G). Determine la caída de presión de inyección necesaria, utilizando la Pmax y la Pmin , como de mencionó anteriormente. Trace la nueva línea de presión de inyección para la válvula 5 y continúe espaciando válvulas adicionales, utilizando las mismas técnicas, hasta que exista un diferencial de 100 psi entre la curva de inclinación de bajo régimen y la línea de presión de inyección de la última válvula (ver Figura 14H). No es necesario valvular más profundo que esto, ya que habrá un diferencial de presión insuficiente entre el tubing y el casing para inyectar gas. Puede ser necesario valvular con mayor profundidad si se anticipa la pérdida de presión de reserva estática o la disminución en P1 sobre la vida del pozo. Una buena práctica de diseño consiste en agregar una o dos válvulas/ mandriles para uso futuro. Observe cómo las ubicaciones de la Pmax tienen en cuenta la inyección de punta simple en cada uno de los tres regímenes fijados.

Figura 14H Pressure: Presión Depth: Profundidad Valve: Válvula Flag load: Carga de bandera High rate: Régimen intenso Intermediate rate: Régimen intermedio Low rate: Régimen bajo

5.2.9.19

Trace la profundidad de las perforaciones en el gráfico de diseño.

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5.2.9.20 Trace la temperatura del caudal de la superficie (Twh ) y la temperatura estática del fondo del pozo (Tf ). Conecte estos dos puntos para derivar una temperatura de caudal en cada profundidad de válvula Tv(1) a Tv(6) (ver Figura 14I).

Figura 14I Pressure: Presión Depth: Profundidad Flowing surface temperature: Temperatura de caudal de superficie Valve: Válvula Flag load: Carga de bandera High rate: Régimen intenso Intermediate rate: Régimen intermedio Low rate: Régimen bajo

5.2.9.21 A fin de determinar las presiones de la abertura de la rueda dentada de prueba de la válvula a una temperatura de referencia de 60° F, será necesario utilizar los factores de conversión de temperatura para domos cargados de nitrógeno (CT).

Las presiones fijadas de la válvula se basarán en cargas de presión de producción de la línea de diseño (Pmin1 a Pmin2 ), y las presiones de inyección de cada profundidad de la válvula (Piod1 a Piod6 ) como se detalla a continuación: Pvo = TRO a 60° F = [(Pmin )x(PPEF ) + Piod ] CT 5.2.9.22 Se puede marcar la válvula del fondo asignando un valor bajo para la carga de presión de producción, en lugar de utilizar la Pmin desde la línea de diseño. Esta carga de producción asignada deberá ser más baja que la presión de producción anticipada, como

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lo define la curva vertical de gradiente de caudal en el régimen más bajo en el cual es probable que el pozo produzca. Vea más detalles sobre la selección de carga de bandera en 4.11. Es importante que la válvula del fondo se abra a una presión mucho más baja que las otras válvulas para dar un indicio de superficie positivo de funcionamiento desde la válvula del fondo. Con el mismo fin, puede utilizarse un orificio en el fondo. 5.2.10 Inyección

Detalles para el Problema de Ejemplo 2 – Caídas Mínimas de Presión de

5.2.10.1 En la Ficha Técnica del Gas Lift del Pozo se lista la información dada para este diseño (Figura 15). Para este pozo no había información de producción disponible, por lo tanto, el diseño se debe contener una variedad de caudales. Para este ejemplo, la variedad de caudales es desde 400 bbl/día a 800 bbl/día. 5.2.10.2

Antes de diseñar, debe tenerse en cuenta lo siguiente:

a. Hay un límite de gas de inyección de 400 MSCF/D, por lo tanto, no utilice una cifra mayor que ésta. Se puede utilizar menos gas de inyección cuando se cumplan las condiciones de gradiente casi mínimas. b. La profundidad máxima de la válvula de diseño se basará en tener un diferencial de 100 psi entre el tubing y el casing (a un régimen de caudal bajo), para que se pueda inyectar gas. c. Se utilizan válvulas que funcionan con presión de inyección. En la ficha técnica del pozo se dan los valores PPEF para las válvulas utilizadas. 5.2.10.3

Los siguientes, son algunos puntos importantes relacionados con el diseño:

a. La temperatura del caudal de superficie se basó en el caudal promedio (600 bbl/d), ya que no hay una gran variedad entre el régimen intenso y el bajo anticipados. En 4.1 se detallan las consideraciones de temperatura. b. Utilizando la caída de inyección mínima necesaria, se valvuló el pozo a 5425 ft, lo que resultó en una pérdida de presión de funcionamiento de 103 psi, y demandó 7 válvulas. 5.2.11 Detalles en el Problema de Ejemplo 2A – Factor de Seguridad Adicional al Calcular las Caídas de Presión de Inyección 5.2.11.1 La información dada es idéntica al Ejemplo 2 trabajado previamente. La única diferencia es que se tomará un factor de seguridad adicional, como se menciona a continuación. 5.2.11.2

Los siguientes, son puntos importantes a tener antes de realizar el diseño:

a. La línea de diseño es la misma que la del Ejemplo 2. b. Se utilizará un factor de seguridad adicional para calcular las caídas de presión de inyección necesarias. c. Los espaciados iniciales de las válvulas 1 y 2 serán los mismos que el ejemplo anterior, ya que se utiliza el mismo Pio1 y la válvula 1 mantendrá Pio1 hasta que se destape la válvula

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2. Los espaciados anteriores de la válvula cambiarán, ya que las caídas de presión de inyección tomadas entre las válvulas son mayores. 5.2.11.3

Los siguientes, son puntos importantes relacionados con el diseño:

a. A pesar de que al permitir mayores caídas de presión de inyección se adquiere un seguro adicional contra la interferencia de la válvula; también hay una mayor pérdida de la presión de inyección de funcionamiento. En este ejemplo, se perdieron 131 psi de presión de funcionamiento comparado con 103 psi en el ejemplo anterior. b. El Ejemplo 2 tuvo como resultado una válvula de gas lift menos, ya que el diferencial necesario mínimo de 100 psi se alcanzó mucho más rápido debido a la pérdida adicional de presión de funcionamiento. El factor de seguridad adicional también tuvo como consecuencia no poder elevar a la misma profundidad que el Ejemplo 2 de diseño. El Ejemplo 2A, utilizando los mayores factores de seguridad, valvularon el pozo hasta sólo 4850 ft, comparado con 5425 ft en el Ejemplo 2.

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Figura 15 – Hoja de Datos Ejemplo 2

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Figura 16 Example Problem: Problema de Ejemplo Pressure: Presión Depth: Profundidad Flowing surface temperature (Twh) at 600 BFPD (Kirkpatrick): Temperatura del caudal de superficie (Twh) a 600 BFPD (Kirkpatrick) Unloading gradient reference line: Línea de referencia del gradiente de descarga Water: Agua Approx. 100 PS between Piod7 and low rate curve: Aproximadamente 100 PS entre la Piod7 y la curva de régimen bajo

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Figura 17 – Hoja de Datos Ejemplo 2A

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Figura 18 Problema de Ejemplo 2A Pressure: Presión Depth: Profundidad Flowing surface temperature (Twh) at 600 BFPD (Kirkpatrick): Temperatura de caudal de superficie (Twh) a 600 BFPD (Kirkpatrick) Unloading gradient reference line: Línea de referencia del gradiente de descarga Water: Agua Flag load: Carga de bandera Approx 100 PS between Piod6 and low rate curve: Aproximadamente 100 PS entre la Piod6 y la curva de régimen bajo Perforations: Perforaciones Régimen múltiple régimen 400 a 800 BFPD. Factor de Seguridad Adicional para el Cálculo de Caídas de Presión de Inyección. Nota: Se trabaja el problema utilizando la misma información que en el Ejemplo 1.

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5.3 PROBLEMA DE EJEMPLO NO. 3 – DISEÑO DE UN POZO OFFSHORE TÍPICO CON BUENA INFORMACIÓN DE PRODUCCIÓN Y LOS MANDRILES YA ESPACIADOS 5.3.1 General

Un problema de gas lift típico es cuando se debe realizar un diseño adecuado donde previamente se espaciaron e instalaron los mandriles. Este problema ocurre con frecuencia en los pozos en surgencia completos que no surgirán más en regímenes suficientes, o en lo absoluto; y en los pozos de gas lift existentes que no están produciendo en regímenes cercanos al máximo. El siguiente es un caso para un pozo direccional donde se pusieron en funcionamiento los mandriles, pero no están espaciados como debieran. 5.3.2 Información del Pozo 5.3.2.1 Se completó el pozo utilizando mandriles de bolsillo laterales nominales de 2 pulgadas con postizos instalados en los bolsillos receptores. Sería conveniente trazar un gráfico esquemático del pozo, como se observa en la Figura 19.

Nota: El pozo es direccional; recto a 1.500 ft, y con un ángulo de 41° desde 2450 ft (Dm) hasta la profundidad total. Se corrigieron todas las medidas desde profundidades medidas (Dm) hasta profundidades verticales reales(Dtv), y las dos profundidades del mandril anotadas en el esquemático. En la mayoría de los casos, el diseño de gas lift deberá basarse en profundidades verticales reales, en lugar de una profundidad medida, al determinar las presiones de caudal, ya que los componentes de la cabeza son, generalmente, mayores que los componentes de fricción.

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Figura 19 Example Problem 3: Problema de Ejemplo 3 Depth: Profundidad

5.3.2.2 El pozo surgió por un tiempo, pero el agua aumentó desde 0% hasta casi 50%, y el pozo ahora tiende a cargarse y morir. Se espera que el corte de agua continúe aumentando con el tiempo hasta cortes en exceso del 90%. Se espera que el índice de productividad (PI = J) cambie un poco con los cortes de agua en aumento. (Pueden producirse algunos cambios de permeabilidad y viscosidad). En un futuro cercano, no es de esperarse que las condiciones de producción actuales del pozo cambien significativamente. Se completó la Ficha Técnica del Pozo de Gas Lift con la información del pozo, como se observa en la Figura 20. 5.3.3 Punto de Burbuja

En este campo pequeño, no se tomaron muestras de PVT de petróleo producido. Para determinar regímenes en pozos típicos, se necesita usualmente el punto de burbuja (Pb) para predecir con mayor precisión los regímenes de producción (debajo del punto de

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burbuja). El punto de burbuja puede encontrarse con facilidad utilizando el nomógrafo de Standing. Encuentre:

P = 1515 psia o 1500 psig

5.3.4 Flujo de Entrada al Pozo 5.3.4.1 Es necesario desarrollar un Gráfico de Performance de la Entrada (IPR) para el pozo. Un índice de productividad de línea recta (J) se asumió por encima del punto de burbuja. Para el caudal por debajo del punto de burbuja, se utilizará una aproximación de Vogel IPR; sin embargo, se pueden utilizar otras aproximaciones, tales como la Fetkovich. Para utilizar la ecuación Vogel IPR, se necesitan una buena verificación de la producción del pozo y una presión del caudal del fondo del pozo. No se encontraron estudios de caudales disponibles. Se llevó a cabo una buena verificación estable y se utilizaron curvas3 de gradientes disponibles para predecir la presión del caudal del fondo del pozo. _______________ 3 Utilice curvas de gradiente disponibles que den respuestas razonables para el mismo campo de interés. En este ejemplo, se utilizó la correlación Hagedorn y Brown. 5.3.4.2

Calcule la presión del caudal del fondo del pozo: Verificación de Pozo:

Régimen de Petróleo: 99 BOPD Régimen de Agua: 101 BWPD Régimen de Gas: 40 MCFD Presión de Caudal de la Cabeza de Pozo: 120 psig Densidad API de Petróleo: 35 Peso Específico del Agua: 1,07 Temperatura de Caudal de Superficie: 100° F

Encuentre: Rgl = Régimen de gas = Régimen de fluido total

40 MCFD x 1000 = 200 ft3 99 + 101 Bbl

5.3.4.3 Seleccione la Curva Vertical de Gradiente de la Presión de Caudal que mejor se ajuste a las condiciones de caudal del pozo. Es de suma importancia la selección del tamaño correcto del tubing y la relación de petróleo a agua más cercana. A continuación, seleccione una correspondencia cercana del régimen de producción. En algunos casos, puede ser necesario interpolar entre dos gráficos. Una correspondencia cercana de la densidad de petróleo API y el peso específico del agua no son críticos; sin embargo, puede ser necesario un factor de corrección pequeño para grandes discrepancias, es decir, un cambio de densidad API de 10°. Los Gradientes de Presión de Caudal Verticales no son muy sensibles a la densidad específica del gas o a la temperatura promedio de caudal; por consiguiente, no es esencial una correspondencia cercana. 5.3.4.4 Se puede observar la Curva Vertical de Gradiente de Presión de Caudal en la Figura 21. Ingrese el gráfico en la presión de caudal de la cabeza de pozo de 120 psig y

67

proceda a la intersección de la GLR (Relación Gas/Líquido) adecuada de 200. Encuentre la corrección de profundidad de aproximadamente 1400 ft. Este punto se ajusta a la presión de caudal de la superficie de la verificación de la producción. Ya que pozo tiene una profundidad vertical real de 8000 ft, encuentre que la profundidad total corregida es de (8000 + 1400) 9400 ft.

Figura 20 – Hoja de Datos Ejemplo 3

68

Figura 21 - Curva Vertical de Gradiente de Presión de Caudal Pressure: Presión Length: Longitud Gas/Liquid ratio: Relación Gas/Líquido Vertical Flowing pressure gradients: Gradientes verticales de presión de caudal Oil: Petróleo Water: Agua

Tubing size: Tamaño del tubing Producing rate: Régimen de producción Oil API gravity: Densidad API del Petróleo Water specific gravity: Peso específico del agua Gas specific gravity: Densidad específica del gas Average flowing temperature: Temperatura promedio de caudal

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5.3.4.5 Proceda al punto de 9400 ft y la línea de GLR de 200. Lea la presión de caudal que será cercana a las 2550 psig. 5.3.4.6 Se descubrió que el nivel de fluido estático estabilizado (SFL), cuando se lleno el pozo con 0,465 psi/ft de agua salada, era de alrededor 795 ft desde la superficie cuando la presión de la cabeza de pozo (Pwh) estaba en cero. Por lo tanto, se calculó que la presión estática del fondo del pozo (Pws) era de 3350 psig.

Pws = 0,465 (Profundidad – SFL) + Pwh Pws = [0,465(8000 − 795)] + 0 = 3350 psig Se construyó el gráfico IPR. Se utilizó la siguiente información: Pws : Presión de Reserva Estática Pb : Punto de Burbuja Pwf : Presión de Caudal del Pozo q1: Régimen de Producción (Líquido) 5.3.4.7

= 3350 psig = 1500 psig = 2550 psig = 200 BPD

Por encima del Punto de Burbuja (≥ 1500 psig): J = Cambio en el Régimen/Cambio en la Presión = q1/(Pws - Pwf ) J = 200/(3350 – 2550) = 0,25 BPD/psi

Nota: J = Índice de Productividad, comúnmente referido como “PI” y: q1 = J x (Pws - Pwf ) = 0,25 x ∆P qpb = J (Pws - Pwf ) = 0,25 x (3350 – 1500) = 462,5 BPD 5.3.4.8

Por debajo del Punto de Burbuja: (Pwf < 1500 psig): qa = Pb x JI/1,8 = 208 BPD qmax = 208 + 462,5 = 670,5 BPD q1 = Producción debajo del Pb + Producción superior q1 = Qa [1,0 – 0,2 (Pwf / Pb ) – 0,8 (Pwf / Pb )2] + qpb

70

Ejemplo: Para Pwf = 1200

5.3.4.9

q1 = 208 x [1 – 0,2 (1200/1500) – 0,8 (1200/1500) 2] + 462,5 q1 = 530 BPD se calculó la siguiente tabla:

Rate: Caudal Pressure: Presión

En la Figura 22 se observa un gráfico de los resultados. 5.3.5 Presión de Inyección 5.3.5.1 La presión de inyección de gas lift en el pozo varía entre 1250 psig y 1150 psig, pero por lo general, promedia alrededor de las 1200 psig el 90% de las veces. Ya que se planearon las válvulas que funcionan con presión de inyección, la presión real de funcionamiento en la superficie será de alrededor 1100 psig. Las 1100 psig serán necesarias sólo durante la operación de descarga, que será poco frecuente. Se asume que 1200 psig estarán normalmente disponibles para el arranque; y en este caso, no se garantizará la práctica de tomar un factor de seguridad de la caída de presión en la presión de gas de inyección en el pozo. Algunos diseñadores optan por ser más conservadores y utilizan la presión de inyección mínima para el diseño, ya que existen períodos de tiempo donde la presión de arranque disponible de 1200 psi puede no estar disponible. Se midió y se encontró que la densidad de gas de inyección es de aproximadamente 0,7. 5.3.5.2 Es necesario determinar la presión de gas de inyección en profundidad y el gradiente de gas de inyección. Se pueden utilizar gráficos para distintas densidades de gas en condiciones de temperatura promedio estimadas o calculadas para distintas presiones de inyección.

71

Figura 22 – Gráfico IPR Pressure: presión Rate: caudal

Se puede utilizar el siguiente método para predecir las presiones estáticas de fondo de pozo del gas de inyección: Presión en Superficie de la Inyección de Gas = Pg Presión Máxima de la Inyección de Gas en profundidad = Pgd Pgd = Pg × e (0.01875×SGi ×Dw ) / [(460*Ta )×Z ]

Para

Pg = 1100 psig (presión promedio asumida de operación en superficie)

Y

Z = 0.86 (a temperatura y presión promedio). Vea Apéndice A. Ta = (74 + 180)/2 = 127 Pgd = 1100 × e (0.01875×0.7×8000) / [(460+127 )×0.86] Pgd = 1350 psig

Gradiente de Gas = g g = (Pgd − Pd ) / Dw

72

g g @1100 psig = (1350 – 1100)/8000 = 0.032 psi/ft

5.3.5.3 Para este problema, se utilizará un gradiente de gas de inyección promedio aproximado de 0.032 psi/ft. 5.3.6

Curva de Equilibrio

5.3.6.1 Para realizar un diseño satisfactorio de gas lift, se debe realizar una estimación del caudal máximo posible de producción para las condiciones dadas. Una técnica recomendada para determinar este caudal es la curva de equilibrio. La curva de equilibrio define el caudal máximo posible para cualquier profundidad con un P.I (índice de productividad) específico del pozo y una presión dada de inyección. Vea API Gas Lift, páginas 72 y 73 para mayores detalles. 5.3.6.2 Se pueden calcular numerosos puntos en la curva de equilibrio, pero la mayoría de los diseños de gas lift construyen la curva de equilibrio utilizando un enfoque gráfico. La curva de equilibrio para este ejemplo está construida en la Figura 23. Se han seleccionado numerosos caudales apropiados de producción que cubren la escala de interés. Para este caso, se seleccionaron caudales de 300, 400 y 500 BDP. Se dio por asumido curvas del gradiente de gas lift para R gl s de 1000 ya que se sabía que se disponía de esta cantidad de gas, y la experiencia indica que este GLR generalmente constituye una cantidad adecuada para gas lift en un tubing nominal de 2’’. Se puede seleccionar otras R gl si se han definido los caudales disponibles de inyección para las condiciones locales. Vea la Sección 7 para mayores detalles acerca de cómo seleccionar R gl . 5.3.6.3 Las curvas del gradiente inferior de flujo debajo del punto de inyección de gas son para la R gl producida del pozo. En este caso, la relación del flujo de gas /

petróleo (R glf

) es 400

ft 3 / bbl y la relación líquido / gas R gl es 200 ft 3 / bbl . Estas curvas

pueden ser trazadas a partir de las curvas del gradiente o estimadas aproximadamente por medio de líneas rectas para los casos de presiones mayores a 500 psi. Para este caso, los gradientes a presiones cercanas a los puntos de burbujeo son prácticamente lineares y se encuentran en una escala de 0.42 psi/ft. Nota: un promedio ponderado del petróleo y del agua tiene como resultado los valores del gradiente en el lado superior ya que este método no justifica la presencia de gas libre o la disminución del gradiente de petróleo debido al gas en solución. Algunos diseñadores prefieren utilizar un gradiente inferior de flujo basado en R gl cero. Otro enfoque consiste en utilizar la pendiente promedio (∆P / ∆D ) de las curvas del gradiente en la escala desde la profundidad de extracción a la profundidad del intervalo de producción. Un valor del gradiente inferior de flujo g fb de 0.42 psi/ft fue seleccionado para este caso.

( )

5.3.6.4 Resulta relativamente fácil construir en forma gráfica una curva de equilibrio. Sabemos que el pozo producirá 200 BPD con una R gl de 200. Un caudal

mayor requerirá una inyección de gas a mayor profundidad.

73

5.3.6.5 El primer caudal considerado fue la producción de 300 BPD. Encuentre en el gráfico IPR, o calcule: Pwf = 3350 – 300/0.25 = 2150 psig

Trace este punto a 8000 ft. Nota: en pozos desviados, se deben corregir todas las profundidades para lograr las profundidades verticales reales (Dtv ) . Trace una línea con una pendiente de 0.42 psi/ft comenzando a 2150 psi y 8000 ft. La profundidad en el extremo a presión cero se calcula de la siguiente manera: Profundidad = D w − Pwf / Gradiente Profundidad = 8000 – 2150/0.42 = 2880 ft

5.3.6.6 Trace el punto a 0 psig y 2880 ft y conecte con el primer punto. Esta es una línea gradiente de 0.42 para un pozo con una producción de 300 BPD debajo del punto de inyección de gas. Trace o grafique la siguiente curva del gradiente de flujo para 300 BPD con un GLR de alrededor de 1000. Ésta es la línea del gradiente de flujo superior sobre el punto de inyección de gas. Note la intersección de las líneas superiores y inferiores de los gradientes de flujo. Este punto constituye la profundidad (4400 ft) y la presión (650 psig) requerida para que la inyección de gas produzca alrededor de 300 BPD.

74

Figura 23 – Diseño de Gas Lift Pressure: presión Depth: profundidad Flowing: flujo Gradient: gradiente

Equilibrium curves: curves de equilibrio Estimated lift depth rate: caudal estimado de profundidad de extracción

75

5.3.6.7 Repita el proceso anterior para un caudal de 400 BPD. Hallar en el gráfico IPR que la presión de fondo de pozo (Pwf ) para producir 400 BPD sea 1750 psig. Trace

este punto a 8000 ft. Hallar la profundidad para presión cero: Profundidad = 8000 – 1750/0.42 = 3833 ft 5.3.6.8 Conecte estos dos puntos. Trace la línea del gradiente de flujo para 400 BPD para una R gl de 1000. Note la intersección a alrededor de 6200 ft y 1000 psig. Éste

representa el punto de inyección de gas lift para producir 400 BPD (Vea Figura 23). 5.3.6.9 Nuevamente repita el proceso anterior para un caudal de 500 BPD. Hallar en el gráfico IPR una presión de fondo de pozo de 1340 psig para producir 500 BPD. Trace este punto a 8000 ft. Hallar la profundidad para presión cero:

Profundidad = 8000 – 1340/0.42 = 4810 ft Trace la línea del gradiente de flujo para 500 BPD para una R gl de 1000. Hallar la intersección de las líneas superiores e inferiores del gradiente apenas por debajo de 8000 ft con una presión de 1420 psig. Éste representa el punto calculado de inyección de gas para producir 500 BPD. (Vea Figura 24). 5.3.6.10

Figura 24 – Curva de Rendimiento del Tubing Flowing = En Circulación

5.3.6.11 Resulta obvio que el caudal máximo de producción en gas lift es apenas inferior a 500 BFD a menos que se aumente la inyección de gas.

76

5.3.6.12 Ahora trace los tres puntos anteriores en el gráfico. Esto constituye la curva de equilibrio para este pozo, asumiendo una R gl de 1000 mientras se realiza gas lift, y un

P.I. de 0.25 (Vea Figura 23). 5.3.6.13 En teoría, el caudal máximo se produce en la intersección de la curva de equilibrio y la línea de presión de la inyección de gas, un caudal apenas inferior a 500 BPD. No se puede lograr este caudal en la práctica ya que se debe disminuir la presión del gas de inyección cuando se están utilizando las válvulas de presión de inyección y la presión del gas de inyección debe ser alrededor de 100 psi superior a la presión de producción para obtener una inyección de gas abundante. También, el caudal producido está limitado debido a la ubicación del mandril.

Tabla 3 – Presión de Flujo Vertical a Profundidad * 500 BFPD

Mandrel: mandril *: Basada en Hagedorn and Brown “Vertical Flowing Pressure Gradient.” (50% petróleo – 50% agua) (Tamaño del Tubing: 2’’ nominal).

5.3.6.14 Una observación de la Figura 23 indica que para la presión de la inyección de gas disponible, el caudal de producción máximo posible sería de alrededor de 450 BPD a 475 BPD. Este requiere una inyección a alrededor de 7500 ft. Es conveniente una inyección más profunda, aunque no es factible en este caso a menos que se extraiga el tubing y se reacomode el espacio de los mandriles. 5.3.7 Relaciones de Producción de Gas / Líquido 5.3.7.1 Para las condiciones delineadas para este problema, se determinaron las siguientes poligonales gradientes de profundidad – presión para una condición de caudal de 500 BPD en un tubing ID de 1,995’’, 50% de corte. Utilizar un caudal de curva gradiente apenas superior al real representa un enfoque seguro / conservador de diseño. 5.3.7.2

Se investigó la relación Gas / Líquido de 600, 800, 1000 y 1200.

77

5.3.8 Volumen de Gas de Inyección de Flujo de Salida 5.3.8.1 Es importante la selección del volumen del gas de inyección a utilizar ya que tiene un efecto directo sobre los volúmenes de producción y los gastos operativos. Se seleccionó una inyección GLR tentativa de 1000, pero se debe confirmar aún dicha GLR. 5.3.8.2 Un método recomendado para determinar GLR y los volúmenes necesarios de inyección consiste en dibujar la curva de rendimiento del tubing en el gráfico IPR. Se trazan las presiones de flujo en el fondo de pozo para numerosos caudales de producción y las relaciones gas / líquido ( R gl ) (Vea Figura 24). Para este problema, fueron

seleccionadas R gl de 600, 800, 1000, 1200 y 2000 para caudales de producción de 500 BPD. Este análisis asume que es factible la inyección de gas cerca de la profundidad total. 5.3.8.3

Se puede estimar que una R gl de 600 constituye un caso con base razonable.

Las R gl de 800, 1000, 1200 y 2000 cada una aumenta la producción pero con ganancias de caudal en disminución por cada MCF de gas de inyección. En la Tabla 5 se muestra un resumen de estos resultados. 5.3.8.4 El gradiente mínimo para este pozo utilizando las curvas Hagedorn-Brown para 500 BPD es un R gl de alrededor de 2000. Todo incremento en el caudal de inyección

de gas que se encuentre por sobre 2000 GLR tendrá como consecuencia una disminución del caudal de producción ya que la pérdida resultante por fricción será mayor a cualquier reducción de la carga. 5.3.8.5 Para este caso, las relaciones entre el gas / líquido producidos de alrededor de 1200 parecen razonables. Aproximadamente se obtendrá 3.7 BOPD para los últimos 100 MCFD de gas de inyección. Se puede obtener un aumento de 6 BOPD inyectando un adicional de 424 MCFD. En este yacimiento, se podría utilizar este volumen de inyección de manera más beneficiosa en otros pozos que requieren gas lift. Se deben realizar verificaciones posteriores sobre la R gl óptima después de que se haya establecido la producción por medio de gas lift. Cada instalación requiere diferentes gastos e ingresos operativos; por lo tanto, la decisión acerca de la cantidad de gas a utilizar se convierte en una decisión económica.

Tabla 4 – Curva de Rendimiento del Tubing *

Pressure at Depth for Various Rates and Gas Liquid ratios: Presión en profundidad para numerosos caudales y relaciones gas / líquido Rate: caudal * Basada en una profundidad de extracción de 8000 ft.

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5.3.9 Temperatura 5.3.9.1 Se requiere una predicción adecuada de la temperatura de flujo a fin de determinar las presiones del conjunto de las válvulas bajo condiciones de prueba. 5.3.9.2 Las mediciones de campo en un pozo cercano con el mismo tamaño de tubing a 500 BPD con un costo de agua del 50% fueron 120º F a 2000 ft. Una temperatura de flujo linear de 100º F en la superficie y 180º F a 8000 ft Dtv fue asumida como una aproximación satisfactoria de las temperaturas de producción. 5.3.10 Selección de Válvulas para Gas Lift 5.3.10.1 Se debe tener cuidado en la selección del tipo de válvula, tamaño OD y tamaño del orificio. Se seleccionaron válvulas simples cargadas con nitrógeno y operadas por presión de inyección debido a su rendimiento y confiabilidad aceptables. 5.3.10.2 Existen varios fabricantes de distintos tamaños de orificios para este tipo de válvula OD de 1 pulgada. El tamaño del orificio generalmente se encuentra entre 1/8 pulgada y 5 6' ' . El tamaño de los orificios debe permitir el pasaje del gas necesario de

inyección en las presiones diferenciales predictas; sin embargo, el tamaño del orificio debe ser lo suficientemente pequeño como para que se puede evitar el uso excesivo de gas. Un orificio más pequeño tiene menor probabilidad de “cargar” y provocar trastornos en el sistema. 5.3.10.3

Un orificio de 3 16' ' con un factor de efecto de presión de producción de

0.104 (PPEF ) representa una selección apropiada. Utilizando las tablas de Capacidad de Flujo de Gas en API Gas Lift (Figura 4-8B y Figura 4-9), se hallaron los siguientes caudales aproximados de flujo de gas para un orificio de 3 16' ' (estrangulador). Vea Figura 25. 5.3.11 Profundidad del Mandril 5.3.11.1 Se instalaron los mandriles una vez finalizadas las tareas utilizando un diseño conservador con un gradiente pseudo-linear a 5000 ft y luego espaciado cada 500 ft (Dtv ) hasta la profundidad total. Vea Figura 26. Los mandriles se encuentran a las

siguientes profundidades:

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Tabla 5 – Resumen de Caudales vs. Inyección de Gas

Rate: caudal Injection gas*: inyección de gas * Change in oil rate: cambio en el caudal de petróleo Change in Injection Gas: Cambio en la inyección de gas * Injection gas required: Gas de inyección requerido

Figura 25 – Tabla del Pasaje de Gas para Numeroso Tamaños de Orificio Gas Throughput in MCFD: capacidad de flujo del gas en Temperature: temperatura MCFD Pressure base: base de presión Orifice size: tamaño del orificio Discharge coefficient: coeficiente de descarga Critical flow: flujo crítico Thornhill-Craver equation: ecuación de Thornhill-Craver Chart basis: fundamentos de la tabla Upstream pressure: presión upstream Gas gravity: gravedad del gas Nota: capacidades de flujo del gas (0 – 4000 MCF/D) para presiones conocidas upstream, downstream y tamaño del orificio. Cortesía F.T. Focht.

80

Tabla 6 – Resumen del Flujo de Gas Utilizando un Orificio / Abertura de 3 16' '

Upstream Pressure: presión upstream Downstream Pressure: presión downstream Uncorrected Gas Rate: caudal de gas no corregido Correction factor: factor de corrección Corrected Gas Rate: caudal de gas corregido Critical: crítico Gas Gravity: gravedad del gas Temperature: temperatura Estos resultados indican que una válvula con un orificio de 3 16' ' cuando está completamente abierta debería permitir una inyección de gas suficiente durante la descarga. Nota: Algunos diseñadores recomiendan utilizar válvulas con orificios más pequeños o instalar estranguladores de 10 64' ' en las válvulas de descarga superior. Esta práctica generalmente ayuda a la descarga, pero puede producir multipuntos.

81

Figura 26 – Gráfico de Presión – Profundidad para el Espacio del Gas Lift para: API 5.3.11.2 A pesar de que el pozo está equipado con un número adecuado de mandriles, el espacio entre los mismos no es el ideal para la condición real de producción. Retirar el tubing para reacomodar el espacio de las válvulas y los mandriles resultaría costoso. Además esto debería evitarse si se puede obtener un diseño adecuado utilizando el espacio existente.

5.3.12 Espaciado y Ajuste de las Válvulas El objetivo es trabajar hasta el mandril más profundo y factible. El 5.3.12.1 espaciado estaría basado en la producción de alrededor de 500 BPD, el caudal anticipado del pozo utilizando la curva de equilibrio. Se asumió una R gl de 1200 basada en las curvas de surgencia y rendimiento del tubing. Se disminuye la presión del gas de inyección a 20 psi para permitir que las válvulas superiores se cierren, y de esta manera, se evite la interferencia de las válvulas. Esta disminución de 20 psi está basada en permitir un factor de seguridad de las válvulas de 10 psi y un aumento de 100 psi en la presión del caudal de producción durante la descarga o producción. (Con un factor de efecto de presión de producción de 0.104, un cambio de presión de 100 psi es equivalente a un cambio de presión del gas de inyección de alrededor de 10 psi). Por lo tanto, se tomó una disminución

82

mínima de 20 psi. Se utilizará un gradiente de descarga de 0.465 psi/ft; sin embargo, una vez que se haya establecido la producción del pozo, el gradiente en el tubing disminuirá a alrededor de 0.42 psi/ft. Se utilizó un gradiente de 0.032 psi/ft. Se determinará el ajuste de la válvula de manera analítica y gráfica. Se deberán evaluar los mandriles individuales para determinar si deben ser utilizados o si existe una presión adecuada que permita evitarlo o omitirlo. Los mandriles que no son requeridos para el diseño de la válvula estarán equipados con válvulas fantasmas si es que ya no las poseen tal como se muestra en este ejemplo. 5.3.12.2 Para cada válvula, debe haber una presión diferencial entre el casing y el tubing durante la transferencia a la siguiente válvula. Además, se debe reducir lo suficiente la presión del tubing en cada válvula para que sea posible la transferencia a la válvula siguiente. Este diseño está basado en tratar de realizar la extracción a la mayor profundidad posible con un espacio amplio para el mandril; por lo tanto, se deben reducir todos los factores de seguridad. Eliminar los factores de seguridad siempre comprende riesgos de que las válvulas tengas que se extraídas y rediseñadas. (En este caso, las válvulas son recuperables con cañería).

Válvula # 1 Debido a que el pozo producirá y tiene una presión estática de fondo de pozo que soportará una columna de agua de 0.465 psi/ft cerca de la superficie, se debe utilizar el primer mandril. (En algunos casos, en pozos con baja presión y con niveles bajos de fluidos es posible omitir los mandriles superiores, es decir se coloca la primera válvula en el primer mandril sobre el nivel de fluido estático). Presión del Tubing de Descarga < Presión de la Inyección de Gas @ Profundidad Pul(1) = Presión de descarga del tubing @ 2350 pies

Presión de Inyección @ profundidad = Iny. @ Superficie + Gradiente de Gas x Profundidad

83

Figura 27 – Conjunto de Presión – Profundidad en Gas Lift Depth: profundidad Date: fecha Flow pressure: presión de flujo

Debido a que la Presión de Inyección (Piod ) es 62 psi superior a la presión de descarga del fluido (Pul ) , se puede abrir la válvula # 1. (Si Pul es superior a Piod , puede ser necesario iniciar la surgencia por balanceo de presión, hacer circular fluidos de control / extinción del pozo más livianos, o utilizar una unidad de nitrógeno para iniciar la surgencia). Se calcula la temperatura en la válvula # 1 de la siguiente manera: Temp.@ profundidad = temperatura de flujo en la superficie + g Tpf x profundidad de la válvula/100

CT(1) = 0.880 (Vea Apéndice A, Tabla A-1) Basado en la curva gradiente de 500 BPD, la presión de producción Pmin (1) a 2350 ft es alrededor de 430 psig.

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Pvo = Presión en el Conjunto de Válvulas (Plataforma de Prueba) @ 60º F = (Factor de Efecto de la Presión de Producción x Presión del Flujo + Presión del Gas de Inyección @ Profundidad) x Corrección de Temperatura

Válvula # 2 Verifique las condiciones a 3460 ft.

La presión de inyección es mucho más alta que la presión de descarga del tubing. Verifique para determinar se puede omitir el mandril / válvula a 3460 ft y usar el que se encuentra a 4335 ft (Vea Figura 27).

Debido a que Piod (2 ) es inferior a Pul (2 ) , no se puede omitir el mandril que se encuentra a 3460 ft.

A partir de la curva gradiente para 500 BPD, hallar Pmin (2 ) @3460 ft = 570 psig.

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Válvula # 3 Verifique las condiciones para el mandril a 4345 ft.

Nuevamente, ya que la presión de inyección es mucho más alta que la presión de descarga requerida, verifique si se puede omitir este mandril; siga hasta el próximo mandril a 5000 ft.

La presión de inyección Piod (3 ) es superior a la presión de descarga Pul (3 ) , por lo tanto se omitirá el mandril a 4345 ft y se utilizará el que se encuentra a 5000 ft.

Hallar que Pmin (3 ) = 800 psig (vea Tabla 3)

Válvula # 4 Verifique las condiciones a 5500 ft.

Posiblemente, se pueda omitir este mandril. Verifique las condiciones a 6000 ft.

La presión requerida de descarga es inferior a la presión disponible de la inyección de gas; por lo tanto, se puede omitir el mandril ubicado a 5500 ft y utilizar el que se encuentra a 6000 ft. 86

Hallar Pmin (4 ) = 940 psig (Vea Tabla 1)

Válvula # 5 Verifique las condiciones a @ 6500 ft.

Una verificación demostró que no es posible omitir este mandril.

Hallar Pmin (5 ) = 1050 psig (Vea Tabla 3)

Válvula # 6 Verifique las condiciones a 7000 ft.

Hallar Pmin (6 ) = 1140 psig

Válvula # 7

87

Verifique las condiciones a 7500 ft.

No se puede llegar hasta la (transferencia a) próxima válvula debido a que Pul (7 ) > Piod (7 ) ; sin embargo, solamente un cambio menor en las condiciones operativas podría permitir la inyección de gas a 7500 ft. 5.3.12.3 Debido a que no se puede realizar una extracción a 7500 ft, instale un orificio a esta profundidad. Posiblemente, la utilización de una pequeña cantidad más de gas de inyección durante la descarga o una disminución en el gradiente de descarga permitirá una inyección a 7500 ft.

Cuidadosamente, seleccione el tamaño de orificio que se necesita. Según la Tabla de Pasaje de Gas (vea Figura A-4), un tamaño de orificio de 14 64' ' es adecuado 5.3.12.4

para permitir el pasaje de 500 MCF a presión de operación. La Tabla 7 muestra un resumen de los resultados anteriores. 5.3.12.5 Con este diseño, existen posibilidades satisfactorias de realizar una extracción a 7500 ft a través del orificio (Vea Figura 28). Se debería lograr un caudal de producción apenas inferior a 500 BPD con una inyección de gas de 500 MCFC. Si no se puede alcanzar el orificio, se realizará la inyección por medio de la válvula a 7000 ft y se debería lograr un caudal de producción de 450 BPD. Si se presentan problemas que no permiten realizar una extracción a 7000 ft o mayor profundidad, realice un relevamiento de presión de flujo y rediseñe. Ya que, teniendo en cuenta el análisis anterior, no se puede alcanzar el mandril ubicado a 7900 ft, se instalará un fantasma.

Tabla 7 – Resumen Mandril / Válvula

Mandrel: mandril Valve No.: Numero de válvula Depth: profundidad Valve / Dummy: válvula / fantasma

88

Figura 28 – Programa para Presión – Profundidad de Gas Lift Temperature: temperatura For: API Example: Para: Ejemplo de API Depth: Profundidad Flow Pressure: presión de flujo Date: fecha

89

APÉNDICE A – SÍMBOLOS API PARA LOS DISEÑOS DE GAS LIFT

Símbolo

Definición

Ab Ap

Área total efectiva de Fuelles, pulgadas .2 Área del Asiento de las Válvulas o área de contacto de Asiento del Orificio –

A p / Ab

Bola, pulgadas .2 Relación del Orificio de la Válvula de Gas Lift con el área de los Fuelles: a

ck

partir de mfg.data Diámetro del Estrangulador u Orificio de la Válvula de Gas Lift, 1 64' '

Cd Cg

Coeficiente de descarga del caudal de gas a través del orificio Factor de Corrección del pasaje de gas a través del estrangulador

CT D (l )

Factor de corrección de temperatura para gas nitrógeno Profundidad de la válvula superior, ft

D( n )

Profundidad de la válvula nth, ft

Dbv

Distancia entre las válvulas, ft

Di

Profundidad de la inyección de gas, ft

Dm Dmin Dov D sfl

Profundidad medida de los pozos desviados, ft Espacio mínimo de las válvulas o mandriles de gas lift, ft Profundidad de las válvulas de operación o la inyección de gas, ft Profundidad del nivel de fluido estático, ft

Dtv

Profundidad vertical real del pozo, ft

Dw Fc

Profundidad de referencia del pozo: generalmente medida en los puntos medios de los punzados, en la parte superior de los punzados, ft Fuerza de cierre en la válvula de gas lift, libras de fuerza

Fo

Fuerza total de apertura de la válvula, libras de fuerza

Fo1

Fuerza de apertura debido a la presión en los fuelles, libras de fuerza

Fo 2 fo

Fuerza de apertura debido a la presión en el vástago de válvula, libras de fuerza Fracción contaminada con petróleo del total de fluidos producidos

fw g g fa

Fracción contaminada con agua del total de fluidos producidos Gradiente, psi/ft Gradiente de flujo sobre el punto de inyección de gas, psi/ft

g fb

Gradiente de flujo debajo del punto de inyección de gas, psi/ft

gg

gradiente de gas del gas de inyección, psi/ft

90

go

Gradiente de petróleo, psi/ft

gs

Gradiente estático del fluido de carga, psi/ft

gw GTpf

Gradiente del agua producida, psi/ft Gradiente de la temperatura del flujo de producción, ºF/100 ft

GTs J nv PD P1 P2 PB Pbt (n )

Gradiente de temperatura estática, ºF/100 ft Índice de Productividad (J=PI), BLPD/psi Número total de válvulas de gas lift Disminución de presión en la presión del gas de inyección para evitar interferencia, psi Presión aplicada debajo de los fuelles de una válvula de gas lift, psig Presión aplicada debajo del vástago de una válvula de gas lift, psig Presión en el punto de burbujeo del petróleo producido, psig Presión de los fuelles a la temperatura de la válvula nth, psig

Pbv

Presión de los fuelles a 60º F, psig

Peo Pg

Presión efectiva de apertura debido a la presión de producción, psig Presión máxima disponible del gas de inyección en la superficie, psig

Pgd

Presión máxima del gas de inyección a Dw psig

Piod (1)

Presión operativa del gas de inyección en la válvula número 1, psig

p iod (n )

Presión operativa del gas de inyección en la válvula nth, psig

Pio (1)

Presión operativa del gas de inyección para abrir la válvula 1, psig

Pio (n )

Pmin (1)

Presión operativa del gas de inyección en la superficie para abrir la válvula nth, psig Presión máxima de la inyección de gas para el arranque en la superficie, psig Presión máxima de flujo en la válvula 1 mientras se extrae a mayor profundidad, psig Presión máxima de flujo en la válvula nth mientras se extrae a mayor profundidad, psig Presión mínima de flujo en la válvula 1 durante la descarga, psig

Pmin (n )

Presión mínima de flujo en la válvula nth durante la descarga, psig

Ppd (1)

Presión de la presión de flujo en la válvula 1, psig

Ppd (n )

Presión de la presión de flujo en la válvula nth, psig

Ppe

Efecto de la presión de producción, psig

PPEF

Psc Psep

Factor de efecto de la presión de producción – mfg.data – (Previamente TEF) Presión a condiciones estándares, psig Presión del separador de gas y petróleo, psig

PSF

Factor de seguridad de presión para asegurar que a válvula esté abierta, psig

Pko Pmax (1) Pmax (n )

91

Psp

Efecto de presión del resorte sobre la válvula, psig

Pul (1)

Presión máxima de descarga en la válvula 1 cuando está abierta, psig

Pul (n )

Presión máxima de descarga en la válvula nth cuando está abierta, psig

Pvcd (1)

Presión de cierre de válvula de la válvula 1 en profundidad, psig

Pvcd (n )

Presión de cierre de válvula de la válvula nth en profundidad, psig

Pvc (1)

Presión de cierre en la superficie de la válvula 1, psig

Pvc (n )

Presión de cierre en la superficie de la válvula nth, psig

Pvo (1)

Presión de apertura del set en la plataforma de prueba para la válvula 1, psig

Pvo (n )

Pwf

Presión de apertura del set en la plataforma de prueba para la válvula nth, psig Presión del flujo en fondo de pozo a Dw , psig

Pwh

Presión del flujo en boca de pozo, psig

Pws

Formación estática de fondo de pozo o presión de reservorio, psig

qa qg

Caudal máximo de producción debajo del punto de burbujeo, BLPD Caudal de producción de gas – a partir de formación, MSCF/D

q gi

Caudal del gas de inyección, MSCF/D

q gt

Caudal total de gas medido (formación + inyección), MSCF/D

q1 q max

Caudal total de líquido, BLPD Caudal máximo de líquido del pozo, BLPD

qo q pb

Caudal total de producción de petróleo, BOPD Caudal de producción en el punto de burbujeo, BLPD

qw

Caudal total de producción de agua, BWPD

Rgl

Relación líquido / gas, scf/bbl

Rglf

Relación de la formación líquido / gas, scf/bbl

R gli

Relación gas inyectado / líquido

R go

Relación gas / petróleo, scf/bbl

SG g

Gravedad específica del gas producido

SGi

Gravedad específica del gas inyectado

SGo

Gravedad específica petróleo

SGw

Gravedad específica del agua producida

Ta

Temperatura promedio de la inyección de gas, ºF

Tf

Temperatura de formación, ºF

Tgs

Temperatura en superficie del gas de inyección, ºF

Ts

Temperatura estática en la superficie de la tierra, ºF

92

Tsc Tv (1)

Temperatura en condiciones estándares, ºF Temperatura en la profundidad de la válvula 1, ºF

Tv (n )

Temperatura en la válvula nth, ºF

Twh Z

Temperatura del flujo en boca de pozo, ºF Factor de compresión de gas a presión y temperatura promedio

93

Empresa __________________________ A. Datos de Terminación del Pozo * * *

* * *

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15.

Dirección ______________________________

Nombre Yacimiento: Nombre de concesión y número de pozo: Formación Productiva: Litología: Casing: Diámetro Ext. (pulg): Lb/pies: Grado: Liner: Diámetro Ext. (pulg): Lb/pies: Grado: Pozo Abierto: (si/no): Gravel pack (si/no): Profundidad de referencia del pozo (Dtv/ Dm): / Intervalos de punzado (Dtv/ Dm): Packer: (Dtv/ Dm) Long. Tubing: Pies Diámetro Ext: Pulg. Peso: Lb/pies Válvula de Seguridad de fondo: (tipo) Profundidad: Cabeza de Pozo: Diámetro interno mín. de cabeza de pozo(pulg): Estrangulador (tipo): Tamaño Max. Diámetro interno: Línea de flujo: Tamaño Diámetro Int.: pulg. Perfil del pozo: (Dtv/ Dm o grados)

Long. en pies: Long. en pies: Pies Pies / Pies Grado: Rosca (THD) pies Bore: pulg. Presión de trabajo: psi /64 pulg. Longitud: pies.

B. Datos de Reservorio, Ensayo y Producción * * * * * * * * *

16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28.

Fecha de ensayo: (qo) BOPD (qw)= BWPD (qg)= Corte de agua (fw): Relación Gas/Petróleo en formación (GOR) (R): Rgl: Surgencia Presión en boca de pozo (WHP) (Pwh) Psig Presión del separador(Psep): Presión estática de fondo (BHP)(Pws) psig a una profundidad de Nivel fluido estático: pies & Pwh psig & gw Flujo de fondo (Pwf) psig a una profundidad de pies en ql Gravedad del petróleo: grados API Agua SG (SGw) Gas de formación SG (SGg): Temperatura de fondo (Tf) Fº a una profundidad de Temperatura de superficie estática (Ts): Temp. de superficie de flujo (Twh) Punto de burbuja (Pb) psig Pl(J): BPD/psi Efic. de Flujo: Arena (sí/no) Parafina (sí/no) Incrustaciones (sí/no) H2S (sí/no) CO2 (sí/no) Emulsión (sí/no) Otros problemas inusuales para la extracción:

MCFD psig pies psi/ft BLPD pies Fº

C. Información de Diseño * * * * * * * * * *

29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39. 40. 41 42

Flujo en Tubing/ espacio anular: Espaciar/setear/bajar válvulas de WL: Caudal de Producción (ql): min max diseño Corte de agua máx: Profundidad max de extracción: pies Presión de fondo mín: Presión de inyección del pozo (Pg): psig Presión de Operación (Pio) Presión de descarga del compresor: psig Pko Temp. de gas de inyección (Tgs) Fº Gas de inyección SG (SGi) Volumen de gas de inyección: max/ descarga / diseño Grad. de fluido de carga(gs) psi/pies Grad. inferior(gfb) Separación min. de válvulas: pies Caída min. de presión (PD): Presión de flujo de diseño (Pwh) psig Temp. de flujo de diseño (Twh): Mandril para gas lift: Válvula para gas lift (mfg & tipo): Descripción de válv. para gas lift Otros:

Comentarios: ______________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________________ Completado por: __________________________________________________ Fecha: ___________________________ * indica aquellos datos que deben ser completados para un buen diseño.

Figura A-1 – Hoja de Datos de Gas Lift 94

BPD psig psig psig Rgli / MCFD psi/pies psi Fº

Figura A-2 – Planilla de Cálculo de Presiones de Ensayo de Rack. Glosario Well = Pozo Valve = Válvula Depth = Profundidad Remarks = Observaciones Designer = Diseñador Date = Fecha …or look up in Table A.1= o buscar en Tabla A.1

95

Tabla A-1 – Factores de Corrección de Temperatura para Nitrógeno basados en 60ºF

Glosario Gas Lift Valve Dome Pressure at 60ºF = Presión de Domo de la Válvula de Gas Lift a 60ºF Gas Lift Valve Dome Pressure at Well Temperature = Presión de Domo de la Válvula de Gas Lift a Temperatura de Pozo

96

Figura A-3 – Factores de compresibilidad para Gas Natural Problem Example = Ejemplo de Problema Given = Dado 1. Average temperature of gas column = Temperatura Promedio de Columna de Gas 2. Gas Gravity = Gravedad del gas 3. Average Pressure = Presión Promedio

Find = Determinar Compressibility factor, Z = Factor de compresibilidad, Z Solution = Solución From Chart = en el gráfico Average Temperature = Temperatura promedio Average Pressure = Presión promedio

97

Figura A-4 – Presión de upstream Gas throughput in MCFD = Cantidad pasada de gas en MCFD Upstream Pressure = Presión de upstream Orifice Size in 64ths of an inch = Tamaño del orificio en 64avos de pulgada Critical flow = flujo crítico Downstream pressure = Presión de downstream Gas Passage Chart for Various Orifice Sizes = Gráfico del Paso de Gas para varios tamaños de orificio. Bases = Bases

Gas Gravity = Gravedad de gas Temperature = Temperatura Pressure base = Presión base Thornhill-Craver equation = Ecuación Thornhill-Craver Correction factor = Factor de Corrección Actual gas gravity = Gravedad de gas real Actual gas temperature = Temperatura de gas real Copyrighted by Camco, Inc. 1961 = Derechos reservados por Camco, Inc. 1961

98

Figura A-5 – Factor de Corrección Temperature = Temperatura Correction Factor = Factor de Correción Gas Gravity = Gravedad de Gas Basis = Base Where: = Donde: Actual Gas Gravity = Gravedad de Gas Real Actual Gas Temperature = Temperatura de Gas Real

99

APÉNDICE B – CUADRO DE GRADIENTES DE PRESIÓN DE FLUJO VERTICAL

Gradientes de Presión de flujo Vertical para: Gravedad Específica de Agua 35ºAPI, 1,074, y Gravedad Específica de Gas 0,65 Tamaño Nominal del Tubing – 2 pulgadas. Para 50/50 mezcla petróleo/agua Caudal

Ta

Tamaño Nominal del Tubing – 2,5 pulg. para 50/50 mezcla petróleo/agua Caudal

Ta

Fuente: Cortesía de Otis Engineering Corporation.

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Glosario Gráficos desde aquí hasta el final del documento Length = Longitud Pressure = Presión Vertical Flowing Pressure gradients = Gradientes de Presión de flujo vertical Oil = Petróleo Water = Agua Tubing Size = Tamaño del Tubing Producing rate = Caudal de Producción Oil API gravity = Gravedad API del Petróleo Water specific gravity = Gravedad específica del agua Gas specific gravity = Gravedad específica del gas Average flowing temperature = Temperatura promedio del flujo Gas/liquid ratio = Relación de Gas/Petróleo SCF per bbl = pies cúbicos stándares por barril

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