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• Andres Morales

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GAS LIFT

Javier Mauricio Cañón Moreno Mónica Edith Bacca Sergio Ballesteros Ariza Alex González Nestor Neira

Profesor: Ing. NELSON JAIMES

UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS SANTAFÉ DE BOGOTÁ, D.C.

TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN

3

1. DEFINICIÓN Y RESEÑA HISTÓRICA

4

2. FUNCIONAMIENTO 3. VENTAJAS Y LIMITACIONES 3.1 VENTAJAS 3.2 LIMITACIONES 4. COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN 4.1 EL POZO 4.2 ABASTECIMIENTO DE GAS 4.3 FACILIDADES DE SUPERFICIE 4.4 VÁLVULAS DE GAS LIFT 4.5 MEDICIÓN DE PRESIÓN Y FLUJO 5. SISTEMAS DE GAS LIFT 5.1 FLUJO CONTINUO 5.2 FLUJO INTERMITENTE 6. TIPOS DE INSTALACIÓN 6.1 INSTALACIÓN ABIERTA 6.2 INSTALACIÓN SEMI-ABIERTA 6.3 INSTALACIÓN CERRADA 6.4 INSTALACIONES DE CÁMARA

6 7

7 INYECCIÓN DE GAS Y PROCESOS DE CONTROL

21

8

10 13

7.1 CONTROLES DEL GAS DE INYECCIÓN 7.2 CICLOS DE INYECCIÓN DE GAS 7.3 DESCARGA DEL POZO 7.4 MECANISMOS REGISTRADORES 7.5 PELIGROS EN EL POZO 8. VÁLVULAS DE GAS LIFT 23 8.1 TIPOS DE VÁLVULAS 9. DISEÑO DE GAS LIFT 35 9.1 OBJETIVOS PRINCIPALES 9.2 PROCEDIMIENTO Y EJEMPLO DE DISEÑO DE INSTALACIÓN PARA FLUJO CONTINUO 10. ABREVIATURAS Y GLOSARIO 43 11. CONCLUSIONES 45 12. BIBLIOGRAFÍA 46

INTRODUCCIÓN Para poder describir el fenómeno de extracción por gas es necesario recordar que el flujo natural es también una forma de extracción por gas. Debido a que la energía del gas comprimido en el yacimiento es la principal fuerza o fuente de energía disponible para elevar el petróleo hasta la superficie en el llamado flujo natural. El gas en el yacimiento produce dos efectos como son: En primer lugar la presión del gas ejerce una fuerza contra el petróleo al fondo de la tubería de producción. Esta presión frecuentemente es suficiente para elevar una columna entera de petróleo y descargarla a través del cabezal del pozo. Sin embargo, hay otro efecto que se pueda descargar el petróleo hasta la superficie sin elevar la columna sólida del fluido. En segundo lugar la columna de petróleo se satura con burbujas de gas que entran al fondo de la tubería de producción. Esta invasión del gas reduce la densidad de la columna de petróleo. A medida que el gas se mueve hacia arriba en la tubería, cada burbuja de gas se expande y la columna de petróleo se hace aún menos densa. Con la densidad de la columna reducida, se necesita menos presión para que se descargue el petróleo en la superficie. El flujo natural se mantiene en el yacimiento hasta que su energía lo permita existen algunas causas que hacen que el flujo cese: Una de las causas para que cese la producción de fluido es la falta de presión en el yacimiento, sin ésta presión no hay fuerza suficiente para empujar el petróleo hacia arriba a través de la tubería de producción. Otra causa frecuente de que cese el flujo natural de un pozo

es el aumento de la cantidad de agua en el petróleo. Cuando el pozo se “carga” con el agua del yacimiento se necesita una presión mayor para elevar la columna de fluido. Esto se debe a que el agua es más densa que el aceite.

1. DEFINICION Y RESEÑA HISTÓRICA El término de extracción de gas es un concepto muy general que básicamente es el uso de gas bajo presión para aumentar la producción de un pozo o para restaurar la producción cuando el pozo ha muerto. El equipo para este método puede incluir mecanismos tan sencillos como los collares a chorro y tan complicados como las válvulas de extracción por gas. La práctica de usar fuerza neumática para elevar líquidos se utiliza desde épocas remotas. Fue en el siglo II o en el III de la era cristiana que un matemático griego que vivía en Alejandría usó un chorro de aire para elevar el agua en una fuente. Este hombre fue Herón y su fuente se convirtió en todo un suceso para sus contemporáneos. Por más de un siglo se ha producido agua extrayéndola de pozos en que se eleva el líquido por la fuerza del aire comprimido. Se sabe que desde antes del fin del siglo XIX se usó gas bajo presión para hacer producir un pozo petrolero. En la década de los años 20 ya era muy utilizado el hecho de bajar una pequeña línea de aire o gas dentro de la tubería de revestimiento o de producción para inyectar suficiente gas cerca del fondo de un pozo poco profundo para obtener volúmenes sustanciales de petróleo. Durante años recientes se han desarrollado dos tendencias cuyos efectos han cambiado el aspecto entero de las operaciones de extracción por gas: Primera, un gran porcentaje del petróleo se extrae de pozos en los cuales la energía natural del yacimiento se ha agotado hasta el punto en que se necesita un medio artificial de obtener la producción.

Segundo, el promedio del valor comercial del gas en muchos lugares se ha multiplicado. Debido al aumento de su costo y a su gran demanda, el gas usado para obtener producción de petróleo se ha reconocido como un hidrocarburo de gran valor. Este cambio de condiciones resulta en la falta de producción de petróleo en el pozo. Para hacer que el pozo vuelva a producir una vez más, se necesita un medio artificial de extracción.

2. FUNCIONAMIENTO El principio fundamental en que se basa la extracción por gas es el mismo que el flujo natural; el gas bajo presión entra a la columna de petróleo, reduce su densidad y ejerce presión para elevarla hasta la superficie. La diferencia principal es que en el caso de la extracción por gas, el gas se introduce desde alguna fuente externa bajo condiciones controladas. Específicamente, el gas entra ala tubería por medio de válvulas de extracción instaladas para este fin. Al planear la instalación del equipo de extracción por gas el ingeniero selecciona el tipo de válvula necesaria y el punto del pozo en que cada válvula se ha instalar para lograr el resultado deseado, es decir, la producción de petróleo. El gas lift es aplicable cuando sea disponible gas a alta presión. Esto puede ser logrado por: * Compresores instalados para inyección de gas. * Pozos de gas a alta presión cercanos.

3. VENTAJAS Y LIMITACIONES 3.1 VENTAJAS * Cuando hay suficiente presión de inyección y volumen de gas disponible, el gas lift es el mejor método a implementar. * En pozos altamente desviados, que producen arena y tienen alto GOR, es recomendable el Gas lift. * Las válvulas pueden ser remplazadas sin necesidad de matar el pozo o de sacar el tubing. * El equipo de pozo es relativamente económico y los costos de operación son menores en el gas lift que en otros métodos de levantamiento artificial. * Puede instalarse en el pozo hasta 12000 pies o más. * Puede diseñarse con variedad de factores y con el beneficio de muchos datos obtenidos en el pozo mismo. 3.2 LIMITACIONES Cuando no hay suficiente información acerca de las fuentes de gas. * Cuando existe alto espaciamiento de pozos. * Cuando hay poco espacio disponible para los compresores en plataformas. * No es recomendable en campos con pocos pozos. * El gas lift puede intensificar problemas asociados con la producción de crudo muy viscoso o emulsiones. Otras limitaciones son cuando se tiene un casing muy viejo, gas ácido y pequeños ID en las líneas de flujo. *

4. COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN DE GAS LIFT 4.1 EL POZO El pozo aún puede producir pero le falta suficiente energía al yacimiento para empujar los fluidos producidos hasta la superficie. Estos fluidos suben por la tubería de producción hasta cierto punto (llamado “nivel estático del fluido”) y desde éste punto hasta la superficie han de extraerse por medios artificiales.

4.2 ABASTECIMIENTO DE GAS El abastecimiento adecuado de gas ha de estar disponible para inyectarse en el pozo. Debe tener suficiente presión para hacer la instalación de extracción por gas o para comprimirse para aumentar la presión. 4.3 FACILIDADES DE SUPERFICIE Las facilidades con las cuales se tiene que contar en superficie se reducen a compresores, dependiendo de la cantidad de gas que se necesita inyectar, líneas de flujo, equipo de cabezal, y separadores dependiendo también de la calidad de la mezcla obtenida. La contrapresión del separador es la mínima requerida para hacer fluir los líquidos hasta los tanques y para descargar el gas dentro del sistema de baja presión de gas. En la Figura 1 se observa una instalación típica de inyección Gas lift.

4.4 VÁLVULAS DE GAS LIFT Se instalan estas válvulas en mandriles, los cuales se bajan en tubería de producción. Las válvulas funcionan automáticamente, abriéndose y cerrándose de acuerdo con fuerzas predeterminadas: la productividad del pozo, la escala y el método de inyección de gas entre otras. En la Figura 2 se puede ver una válvula de Gas lift. 4.5 MEDICIÓN DE PRESIÓN Y FLUJO En el cabezal de pozo existe un arreglo para la instalación, permanente o temporal de un medidor de gas y un registrador de presión. El medidor registra el volumen del gas inyectado. El registrador de presión obtiene las presiones de la tubería de producción y de revestimiento en el cabezal del pozo.

5. SISTEMAS BÁSICOS DE GAS LIFT 5.1 FLUJO CONTINUO Generalmente se prefiere el flujo continuo siempre y cuando el pozo tenga la capacidad productora para aguantarlo. En este sistema se inyecta gas sin cesar dentro del anular, haciéndolo fluir dentro de la tubería de producción a través de una válvula especial de flujo continuo. El gas airea el fluido en la tubería de producción y este se descarga continuamente en la superficie. El flujo continuo utiliza una inyección continua de energía en forma de gas comprimido para suplir la energía del yacimiento en la extracción del fluido hasta la superficie del pozo. Cuando un pozo cesa de fluir naturalmente, la energía en el yacimiento no puede ejecutar el trabajo necesario para elevar el fluido hasta la superficie. La introducción de gas de una fuente externa al flujo dentro del pozo, con la aireación resultante, reduce el peso de la columna de fluido, elimina parte de la carga del trabajo del yacimiento y permite que la producción del fluido continué. El diseño de un sistema de extracción continua eficiente toma en cuenta la energía del yacimiento y usa sólo gas inyectado que sea necesario para restablecer y suplir el flujo natural. Los factores que deben evaluarse antes de que se llegue a cualquier conclusión para determinar si el flujo continuo es aplicable a un pozo determinado: 1. Volumen del fluido que se ha de producir 2. Elevación de la columna de fluido necesario para hacer

producir este volumen 3. Presión del gas disponible para ejecutar el trabajo 4. Presión en la superficie contra la que el trabajo debe

ejecutarse 5. Tamaño de la sarta de tubería a través de la cual el fluido debe producirse 6. Profundidad del pozo y cantidad de energía del yacimiento que puede utilizarse. Para que el diseño de extracción por flujo continuo de gas sea lo más eficiente posible este debe estar basado en un solo punto de inyección de gas dentro de la columna de fluido movible, a una altura en la sarta de la tubería que permita la producción del volumen deseado de fluido, inyectando el volumen mínimo de gas posible. Para lograr la presión de inyección más alta posible, es siempre una necesidad tener una válvulas de extracción por gas sensible a la presión de la tubería.

5.2 FLUJO INTERMITENTE Cuando las características productivas del pozo no permiten el flujo continuo se instala un sistema intermitente de extracción por gas. Los fluidos producidos suben a través de la tubería de producción hasta un nivel predeterminado. Se admite el gas dentro de la tubería de producción en un punto cerca del fondo del pozo. La válvula inyecta la mayor cantidad posible de gas de la manera más rápida posible. La columna de fluido arriba del punto de inyección se mueve hacia la superficie y allí se descarga. Mientras tanto, se está acumulando otra columna de fluido en el pozo. Mientras que esto ocurre, la válvula de extracción por gas está cerrada. Después de esto se repite el ciclo. La extracción intermitente es un ciclo de producción por lotes, que requiere válvulas de resorte para la extracción por gas para su buen funcionamiento.

La extracción por lotes, requiere una fuente exterior de energía en forma de gas inyectado para elevar el fluido desde la profundidad de la operación. La energía de la formación es necesaria para elevar el fluido hasta cierta altura, después de lo cual, la energía inyectada ejecuta el resto del trabajo elevando el fluido hasta la superficie. El gas producido tiene poco efecto en los requisitos de la energía inyectada en una instalación intermitente. Se usan tres métodos básicos de hacer funcionar una válvula intermitente para la extracción por gas: 1. Funcionamiento controlado únicamente por la presión del

revestimiento (válvula balanceada que funciona a presión) 2. Funcionamiento controlado por una combinación de la presión del revestimiento y la presión de la tubería de producción (válvula standard del tipo intermitente) 3. Funcionamiento controlado por el fluido de la formación elevado más arriba de la válvula (válvula balanceada que funciona por fluido) Para entender la operación de flujo intermitente después de que se ha establecido un ciclo de producción, deben tomarse en cuenta una variedad de factores. El más importante es que el mismo volumen de fluido producido que entra al hueco del pozo desde el yacimiento durante el ciclo, se obtiene en la superficie durante el ciclo de producción por lo tanto, para aumentar la producción, la velocidad de entrada del fluido en el hueco debe aumentarse. El mejor ciclo para el funcionamiento de una válvula de flujo intermitente es uno que logre tener una velocidad inicial alta y un mínimo de velocidad al llegar a la superficie. El tiempo total del ciclo será dominado por las características del pozo y la presión disponible, pero para un sistema de condiciones dado, el control en la superficie de las cantidades de gas inyectado y el control del tiempo, darán el óptimo de las eficiencias de operación.

6. TIPOS DE INSTALACIÓN En general, los tipos de instalaciones así como la selección de las válvulas están influenciadas principalmente por el tipo de flujo que esté entregando el pozo, ya sea continuo o intermitente. Además factores como el tipo de completamiento, presión de la tubería, producción de arenas, agua y/o gas se deben tener en cuenta para el diseño. En conclusión el tipo de instalación inicial debe ser basada en el futuro desarrollo del pozo, incluido, BHP y decaimiento del IP. Múltiples completamientos requerirán instalaciones más complejas de levantamiento. En pozos costa-afuera se requiere un especial análisis debido a los altos costos de workover, comparándolos con los relativamente bajos costos de este tipo de levantamiento en operaciones terrestres. 6.1 INSTALACIÓN ABIERTA No se usan ni empaque ni la válvula fija. Esto hace que a presión del revestimiento actúe contra la formación. Es posible obtener una descarga rápida pues el fluido pasa alrededor del fondo de la tubería. Cada vez que el pozo se cierre, el fluido de la formación se aumentará en el anular, necesitando un procedimiento de descarga cuando el pozo se vuelva a hacer producir. El gas es inyectado en medio del espacio anular y los fluidos son removidos fuera del tubing al entrar a este por unas válvulas que van conectadas al diámetro interno de la sarta. Esta instalación permite una comunicación entre el casing y el tubing, por lo tanto es limitada este tipo de instalación para pozos que presenten un fluido sello(que limite el ascenso de la columna hidrostática por el anular). Normalmente esto significará que los pozos estén produciendo por flujo continuo. Aunque también puede ser corrido en pozos con flujo intermitente, esto no es aconsejable por muchas razones. A cualquier rata de flujo, una instalación abierta no debe ser

corrida donde existe la posibilidad de acumulación de gas al fondo de la sarta de tubing, esto es una desventaja ya que se necesitaría una alta presión en grandes para una producción inicial. Otro problema con esta instalación es la variación en la presión de la línea de superficie debido al nivel variable de fluido que se puede presentar en el anular, sometiendo además a las válvulas debajo del punto de inyección, a una posible erosión por arenas o por el mismo fluido. Otra desventaja de este tipo de instalación es que el pozo debe ser descargado y reestabilizado cada vez que haya sido sometido a un cierre, debido a que aún cuando se cierre la producción de fluido continuará hasta que se llene el anular. Por las desventajas citadas es evidente que un tipo de instalación abierta no es recomendado, tan solo en las instancias donde sea indeseable la bajada de empaques, por corrosión, por mala cementación, diámetros internos de casing etc. En Flujo continuo: Un volumen continuo de gas es introducido dentro del anular para aliviar la columna de fluido al interior del tubing y junto con la presión de fondo empujar el crudo a superficie. Para lograr esto se instalan válvulas en los puntos deseados de inyección. Este método es usado en pozos con alto IP y alta BHP relativa a la profundidad. En este tipo de pozos la producción de fluido puede estar entre 300-20.000 BPPD si es usado tubing y 80.000 BPPD si es usado casing para la producción. En Flujo intermitente: Si la inyección del gas se realiza por periodos constantes y continuos de tiempo. Por tanto el requerimiento de gas en superficie es menor. Generalmente es usado junto con un controlador de inyección en la línea de superficie que controla los ciclos. Es usado en pozos con volúmenes de fluido relativamente bajos o pozos que presenten las siguientes características: (1)alto IP con baja BHP o (2) bajo IP con baja BHP. Este tipo de instalación puede presentar problemas si el levantamiento debe hacerse dentro de extensas líneas de flujo, es decir alta profundidad. El

porcentaje de pozos que se están usando este método se incremento desde la Segunda Guerra Mundial. En la Figura 3 se observa una instalación abierta. 6.2 INSTALACIÓN SEMI-CERRADA Se instala un empaque pero sin válvula fija. El empaque elimina un nivel de trabajo del fluido variable en el revestimiento y el peligro de que se dañe el equipo. Como la presión de la tubería se ejerce contra la formación, se agrega una contrapresión adicional contra la formación cuando se inyecta el gas. Las características del pozo para las que este tipo de instalación es aceptable son presión estática al fondo del pozo alto, medio y bajo IP, indicando que existe una formación firme de permeabilidad baja. Pueden usarse válvulas que accionen con el fluido o a presión. El empaque ubicado justo arriba del fondo de la sarta (30-70 pies) mantiene el fluido en el revestimiento estabilizado y evita que el gas de la inyección reviente el fondo de la tubería. Una vez que se descarga el anular, la altura de la columna de fluido permanece estable, eliminando cualquier efecto en las condiciones del flujo y permitiendo un segundo comienzo de la producción más rápido después de un cierre temporal de un pozo. Las válvulas son conectadas a la sarta por medio de un mandril que desvía diagonalmente a esta y son bajadas por cable. Aconsejable tanto para flujo intermitente como para continuo. Ofrece muchas ventajas con respecto a la anterior instalación. Primero, no hay necesidad de descarga después de un cierre, segundo, estas las válvulas poseen un mecanismo cheque que impide el flujo en reversa, tercero, ser elimina la variación en el nivel de fluido por el anular, debido al empaque quien también reduce la actuación de la presión del gas en el casing al interior de la formación. La exposición de las válvulas a la corrosión también se reduce en este tipo

de instalación. En la Figura4 se observa una instalación semi-cerrada. 6.3 INSTALACIÓN CERRADA Se instala un empaque y una válvula fija. El empaque sella el anular que conecta la tubería con el revestimiento y la válvula fija permite que el flujo de la tubería vaya únicamente en una dirección, lo cual es una necesidad en pozos de IP alto o medio. Este tipo de características del pozo puede permitir que el fluido fluya hacia adentro y hacia fuera de la formación con poca resistencia, y la presión diferencial entre la presión del fluido y la presión del gas inyectado puedan hacer retroceder el fluido hacia la formación. El fluido regresado disminuye la acción de reducción en la entrada del anular actuando más o menos como un amortiguador de golpes y en casos severos absorberá enteramente las fuerzas de extracción. En la Figura 5 se observa una instalación cerrada. 6.4 INSTALACIONES DE CÁMARA La instalación del tipo de cámaras de acumulación se usa en pozos de presión del yacimiento excepcionalmente baja, con índices de producción intermedios a altos. La producción de fluido se acumula en una cámara de tubería o revestimiento. Varios tipos de Instalaciones de cámara se usan. Básicamente, hay dos tipos más populares, el tipo de inserción que usa tubería de menor calibre que el revestimiento del pozo para la cámara y el tipo de dos empacaduras que usa la parte del revestimiento del pozo como cámara. Normalmente una instalación de cámara incrementa la producción total de aceite. Una cámara es ideal para correr en instalaciones en pozos con baja BHP y alto IP. Estos pozos producirían altos volúmenes de fluido si fuera alto el delta de presión en superficie. Una cámara permite usar el BHP más

bajo para el mejor recobro. El principio es almacenar el fluido en una “cámara” o espacio entre casing y tubing hasta que se obtenga el volumen suficiente para ser levantado con la inyección del gas. 6.4.1 Cámara standard de dos empaques: Este tipo de cámara es instalado para asegurar un gran almacenaje de fluidos con un mínimo de presión actuando sobre la formación. El uso de dos empaques puede ser influenciada por la selección de una cámara de inserción. La siguiente es la secuencia que ocurre en una típica instalación de cámara (asumiendo que el ciclo comienza justo cuando se ha realizado la descarga de fluido en superficie): El BHP es incrementado, por lo tanto el fluido entra por la válvula fija, al interior del tubing y por un niple perforado al espacio entre casing-tubing, es decir a la de la cámara. *

El puerto de la válvula al interior de la cámara es abierto, permitiendo a la solución de gas que está entrando escapar dentro del tubing en un punto cercano al tope de la cámara. Esta válvula es importante y debe tener un puerto amplio que permita al gas escapar con baja presión. De lo contrario este gas se estaría comprimiendo en la sección superior de la cámara, restringiendo la entrada de flujo. *

La cámara continua llenándose con fluido, hasta su máxima capacidad. *

El gas es inyectado desde superficie abriendo las válvulas de inyección y cerrando la válvula fija, las primeras de las cuales, permiten que dicho gas entre sobre el tope del liquido acumulado en la cámara. *

Debido al efecto en U, el fluido es obligado a entrar al interior del tubing. *

Cuando se ha obtenido la producción en superficie, la válvula fija es abierta y el ciclo se repite. *

En la Figura 6 se observa una instalación de dos empaques. 6.4.2 Cámara de inserción: La cámara de inserción es normalmente usada en vez de la cámara de dos empaques donde existe un gran intervalo perforado o un completamiento en hueco abierto. La desventaja de esta instalación es que está limitada para pequeños diámetros de casing. En esto tipo de instalación de cámara de acumulación, se baja un niple perforado con una válvula fija instalada en la parte superior del niple. Inmediatamente más arriba de la válvula fija se asienta una empacadura “hookwall”, y se expande la tubería hasta un calibre máximo que baje al revestimiento del pozo. Después de que se ha bajado la cámara de tubería, se expande una vez más al tamaño de la tubería del pozo. La válvula de funcionamiento de la cámara se instala más arriba de la cámara. La distancia entre la parte superior de la cámara de acumulación debe ser menor que la longitud del tramo del tubo de extensión. El tubo de extensión se suspende desde una barra de suspensión en la parte superior del mandril de la válvula. La longitud del tubo debe ser tal que el extremo inferior esté de doce a dieciocho pulgadas más arriba de la válvula fija al fondo de la cámara. Una abertura de 1/8” se perfora en el cuello superior del tubo. La longitud del tubo debe ajustarse untes de bajarla. Durante la operación, la cámara se llena con el fluido de la producción de la formación. La inyección del gas de la superficie aumenta la presión del anular del revestimiento entre la tubería del pozo y el tubo de extensión Después de que un ciclo de funcionamiento se ha completado y la válvula se cierra, se purga la presión de la cámara dentro de la tubería del pozo a través de una abertura de purga que

permite que la cámara se vuelva a llenar con el fluido. En la Figura 7 se observa una instalación con tubo de inserción. 6.4.3 Flujo en reversa: Esta instalación es usada para pozos con alta RGL. En este caso el gas es inyectado abajo por una pequeña sarta en el interior del tubing, como se ve en la figura y el fluido es obligado a salir por el tubing. Los fluidos entran al tubing en el tope de la cámara y un empaque es colocado en medio de la pequeña sarta y el tubing. Cuando la cámara esta vacía, esta se llena normalmente pero ofrece la ventaja que permite al gas de formación airear y aligerar el crudo al tiempo que se está produciendo. La desventaja que presenta es la compleja instalación debido a los pequeños diámetros de las tuberías. Existe una modificación de esta instalación diseñada para guardar gas por largos intervalos de tiempo, donde la cámara puede alcanzar hasta 1000 pies de longitud. En la Figura 8 se observa una instalación con flujo en reversa. 6.4.4 Cámara especial para remoción de arenas: Una cámara especial es usada para pozos que exhiban alta producción de arenas. En este caso la válvula fija es extendida por medio de una extensión de tubería, por encima de las perforaciones del tubing, proporcionando el suficiente espacio para la precipitación de la arena. Por lo tanto cuando el gas es inyectado la acción de lavado del fluido de producción por el niple perforado, limpiará la arena sobre el tope del empaque. Otro método de disminuir los inconvenientes de las arenas es colocar la cámara por encima del empaque 6.4.5 Instalaciones duales:

Una instalación dual es necesaria cuando se tienen dos zonas que producen a superficie por dos configuraciones distintas. Normalmente esto significa tener dos sartas paralelas de completamiento. Varias combinaciones de válvulas de inyección pueden ser corridas. El diseño de una instalación dual puede ser complejo sobretodo si ambas zonas son disímiles. Por ejemplo, la zona 1 puede presentar un flujo continuo y la zona dos un flujo bajo e intermitente. Si la profundidad total es 10.000 pies la zona uno puede necesitar levantamiento desde 3500 pies mientras que la zona dos desde el fondo. La situación ideal para una instalación dual sería tener una sarta de válvulas de inyección por cada sarta de tubing presente, de manera que opere independientemente una de la otra. 6.4.6 Flujo anular: Anteriormente la discusión de la extracción por gas se ha relacionado sólo a la inyección de gas a través del revestimiento y la producción de los fluidos de la formación a través del mismo. Algunas veces es útil invertir este proceso, inyectando gas a través de la tubería y haciendo producir los fluidos de la formación a través del anulo del revestimiento. Un ejemplo típico de la ocasión en que puede hacerse esta inversión del proceso es en el caso del pozo poco profundo semiagotado y que produce agua junto con el petróleo. Para poder obtener una producción nominal de petróleo, en necesario extraer muchos barriles de agua. La capacidad no en suficientemente grande para aguantar el volumen deseado. Como la capacidad del ánulo del revestimiento es apreciablemente mayor, la tubería se usa para la inyección de gas, y el revestimiento para la producción obtenida. Es un procedimiento generalmente usado cuando grandes volúmenes de fluido deben ser movidos, es decir cuando exceden la capacidad del tubing ( 5000-80000BPPD).

7. INYECCIÓN Y PROCESOS DE CONTROL Antes de iniciar las operaciones de gas lift, debe establecerse el abastecimiento de gas disponible. Al diseñar la instalación de extracción por gas se debe tomar en cuenta los volúmenes de gas que se han de usar y la presión disponible en el pozo. La línea de gas que traiga el gas para la inyección hasta el pozo deberá ser de tamaño adecuado y la escala de presión suficientemente potente para manejar el abastecimiento. Antes de conectar la línea de gas al equipo de control la línea se debe abrir a la atmósfera por cierto periodo de tiempo para arrojar toda materia extraña, mugre, basura, etc., que pueda haber dentro.

7.1 Controles del Gas de Inyección Control en el Revestimiento: Se debe conectar un regulador a la cabeza del revestimiento para poder controlar la cantidad de gas inyectado por medio de la presión en el ánulo del revestimiento. Este arreglo es aplicable a los pozos de extracción por gas cuando las válvulas de presión diferencial se instalan en la tubería. *

Control en la Tubería de Producción: Se utiliza cuando se desea tener la inyección del gas bajo el control de la presión de la cabeza de tubería. *

Control del Regulador del Obturador: Esto tipo de instalación puede usarse con válvulas diferenciales, válvulas de presión diferencial, válvulas de obturador intermitente y válvulas reguladoras balanceadas. *

Control del Obturador: Este es el más simple de todos los arreglos de control. No es adecuado cuando hay una disminución de presión a través del obturador bastante *

grande, lo mismo que cuando hay una disminución sustancial de temperatura.

7.2 CICLOS DE INYECCION DE GAS Un factor muy importante en flujo intermitente es la selección del tiempo correcto del ciclo de inyección. Experimentando con varios ciclos de tiempo y períodos de inyecciones de gas, observando el funcionamiento de las presiones del revestimiento y de la tubería, y los resultados de las pruebas, se determinará el ciclo más eficiente para la producción deseada, así como también la capacidad del pozo. 7.3 DESCARGA DEL POZO Cuando un pozo se hace producir por extracción por gas por primera vez, el revestimiento está lleno con fluidos de varias clases. Estos son: agua, residuos, y petróleo, o una combinación de estos. El primer problema en el nuevo pozo de producción por extracción por gas es el de arrojar estos fluidos. En la instalación cerrada o semi-cerrada la parte más baja del ánulo está cerrada 1 por un empaque. Consecuentemente; los fluidos deben pasar dentro de la tubería de producción a través de las válvulas de extracción por gas y descargaran a través de las conexiones de la cabeza de tubería.

7.4 MECANISMOS REGISTRADORES Los registradores usados generalmente en los campos petroleros tienen relojes que dan una vuelta completa cada 24 horas. El gráfico correcto debe usarse en cada caso para evitar dar una impresión errónea. Con estos gráficos, se pueden entrar a evaluar diferentes problemas o anomalías

dentro del proceso, las principales anomalías que se pueden establecer pueden ser: 7.4.1 Válvulas Pegadas: Las válvulas de extracción por gas pueden no cerrarse después de un ciclo de operaciones, y pueden obstruirse con materia extraña a tal grado que no funcionen más. Este problema puede corregirse algunas veces alternando las presiones en el pozo. Se aplica presión a través del ánulo con la válvula de flujo de la línea cerrada en la superficie. Al abrir la válvula de flujo con un flujo rápido a través de la válvula de extracción por gas pegada u obstruida puede removerse la materia extraña.

7.4.2 Fugas en la Tubería de Producción: La pérdida de gas a través de fugas en la tubería de producción o debidas a fugas en la válvula de contrapresión pueden verificarse aplicando presión en la tubería de producción. Reduciendo la presión en el ánulo del revestimiento, cualquier pérdida de presión en la tubería de producción indica una fuga en dicha tubería o en la válvula de contrapresión. 7.4.3 Fugas en el Revestimiento: Las comparaciones periódicas de volúmenes de gas inyectado con el volumen de gas producido, lo mismo que un estadio de rutina de los datos de presión del pozo, puede hacer que sea posible descubrir la existencia de una fuga de gas en el revestimiento. Si se tienen sospechas, el revestimiento debe revisarse y la fuga, una vez descubierta, debe repararse.

7.5 PELIGROS EN LOS POZOS Todo personal que tenga trabajo cerca de los pozos de extracción por gas debe saber los peligros que allí existen, y accionar del modo conveniente: 1. El peligro de incendio está siempre presente. Esto significa que debe evitarse el fumar. 2. Hay peligro de alta presión. Al hacer las instalaciones, la resistencia de las válvulas, tubería, y conexiones debe verificaran dos veces. 3.Antes de desconectar una línea, se debe verificar la presión y estar seguro de que se ha reducido ésta. En la Figura 9 se observa un mecanismo registrador.

8. VÁLVULAS DE GAS LIFT Las válvulas son la parte principal de una instalación de Gas Lift. Su función primaria es descargar el pozo con la inyección requerida de presión del gas. Son utilizadas para controlar el punto de inyección de gas. Son instaladas sobre el punto deseado de inyección de descarga del campo . También proveen la flexibilidad de cambiar el punto de inyección si es necesario, por ejemplo, si el punto optimo de inyección varia durante el cambio de presión de fondo. Antes de estudiar los métodos de diseño para flujo continuo en levantamiento por Gas, es necesario entender las fuerzas necesarias que actúan sobre una válvula de levantamiento por gas. La presión de carga de la válvula es graduada baja condiciones conocidas. Y la presión a la cual es graduada la válvula es interpretada a menudo como la presión a la cual la válvula va a ser operada en el pozo. Actualmente estas condiciones conocidas son fácilmente convertidas a condiciones de pozo facilitando de este modo el manejo de

relaciones pozo- condiciones standard. La válvula debe estar cerrada hasta que se satisfagan ciertas condiciones de pozo. Al abrirse, se permite que el gas pase desde el anular hasta el tubing. Para mantener la válvula cerrada se utiliza un domo o cámara cargada con presión de gas comprimido o también un resorte comprimido. La fuerza para abrir la valvula puede provenir de la presión del gas en el anulo del revestimiento y también de la presión hidrostática de la columna de fluido en la tubería. A medida que la descarga de gas y fluido continua, y las condiciones de flujo cambian, las válvulas tienden a cerrarse. En el caso de flujo continuo, la válvula permanece abierta, y en el caso de flujo intermitente, esta se abre y cierra constantemente. 8.1 TIPOS DE VÁLVULAS 8.1.1 Flujo continuo: Existen dos tipos de válvulas para levantamiento continuo: 1. Válvula operada a presión (son las más comunes). Figura

10 2. Válvula operada a presión diferencial (esta válvula no es detallada). Figura 11 *

Válvula que opera a presión diferencial:

En este tipo de válvulas la fuerza de cierre es la del gas en la parte superior y la fuerza de apertura es proporcionada por el resorte y la columna de fluido. *

Válvula que opera a presión:

En estas válvulas la cantidad de gas admitida es controlada por un obturador en el asiento de la válvula. Además compensa las variaciones en las condiciones de flujo para garantizar el flujo continuo. Fuerza que mantiene cerrada la válvula F1: F1= PdA1 Con la válvula cerrada, fuerza efectiva para abrirla, F2: F2= Pc(A1-A2) + PtA2 Al momento que la válvula esta lista para abrir existe un balance entre la fuerza de abertura y la de cerrado, F1 = F2 o PdA1 = Pc(A1-A2) + PtA2

Ec. (1)

Después de que la válvula se abre completamente, el control de la cantidad de gas de inyección cambia desde la puerta de entrada de gas de la válvula, al “choque” de la entrada de gas. El área del disco, A2, queda expuesta a la presión de la tubería, ya que la disminución de presión ocurre a través del choque de la entrada de gas, corriente debajo de la puerta. Las fuerzas que mantienen abierta la válvula son las mismas que la abrieron. Una válvula de flujo continuo no es, ni debe ser, de acción rápida, sino debe responder siempre a la presión producción, ya sea que la válvula este abierta o cerrada. Para analizar el diseño de la válvula, considere que ésta acaba de abrirse en el pozo. El gas del revestimiento entra en la tubería de producción a través del choque pequeño de la válvula, y se reabastece de un modo continuo desde la superficie. Ninguna disminución apreciable ocurrirá en la presión en el revestimiento una vez que el flujo se

estableciera, aunque pueden ocurrir fluctuaciones en el gradiente de flujo en la tubería de producción, como resultado de cambios en la razón agua - petróleo y/o la razón gas – fluido. Un aumento en el gradiente de flujo de la tubería puede causar un aumento correspondiente en la tubería de producción al nivel de la válvula, y así incrementar la fuerza de abertura de la válvula. La fuerza que mantiene abierta la válvula, F3: F3 = Pc(A1-A2) + PtA2 Un cambio hacia un gradiente de presión de la tubería de producción más ligero, reduciría la presión de la tubería opuestas a la válvula, y por lo tanto reducirá la fuerza de apertura que acciona sobre ella. Esta variación puede ocurrir en al la presión de la tubería y la válvula responderá sin exigir ningún cambio en la presión del revestimiento. Por lo tanto, la habilidad para compensar las variaciones en las condiciones de flujo, es inherente al diseño de una válvula extracción por gas de flujo continuo. El método por el cual se ajustan las válvulas a la presión original debe desarrollarse antes de que esté disponible la información necesaria para usarlas ecuaciones anteriores. Como se ha mencionado previamente, las condiciones bajo las cuales se ajusta una válvula en el taller, proporcionan una presión de referencia, y ésta puede usarse para hacer toda clase de cálculos deseados. Las válvulas se ajustan a una temperatura de referencia de 60ºF. La prueba de presión permite la aplicación de presión en el área neta misma, pero no ejerce presión alguna contra el área de asiento, la que se deja abierta a la atmósfera. Conociendo las condiciones anteriores, pueden desarrollarse

las siguientes ecuaciones: Fuerza de cierre de la válvula, que son como anteriormente F1 F1 = PdA1 Con la válvula cerrada, la fuerza de apertura, F4 F4 = Ptr(A1-A2) + 0 En el momento en que la válvula está lista para abrirse, existe un equilibrio entre las fuerzas F1 y F4 F1 = F4 o PdA1 = Ptr(A1-A2)

Ec. (2)

El análisis de cualquier instalación de extracción por Gas de Flujo continuo requiere solamente el uso de las ecuaciones (1) y (2). Como el objetivo de estos cálculos es el de determinar la presión de operación relativa a las condiciones dadas, y el uso de áreas que dan su resultado en libras de fuerza, las ecuaciones se han modificado para que proporcionen el resultado en términos de presión. Ya que todas las presiones relacionadas accionan sobre el área efectiva del fuelle o una fracción conocida de ésta, las ecuaciones se pueden usar con las razones del área total efectiva del fuelle y el resultado se da en términos de presión. Para Válvulas Grandes: Area efectiva del fuelle = 0.765 pgda2 = A1 Area efectiva del disco (puerta de 3/8” solo para válvulas de flujo continuo) = 0.110 pgda2 = A2 Arreglando las razones con respecto al área efectiva del fuelle: R1 = A1/A2 = 1

R2 = A2/A1 = 0.110/0.765 = 0.144 R1-R2 = 1.0-0.144 = 0.856 Para válvulas pequeñas Area efectiva del fuelle = 0.3147 pgda.2 Area efectiva del disco (puerta de ¼” sólo para válvulas de flujo continuo) = 0.049 pgda2 Las razones como sigue: R1 = 1.0 R2 = 0.156 R1-R2 = 1.0-0.156 = 0.844 Para mayor simplicidad los valores de R1 y (R1 – R2) se consideran equivalentes a 0.15 y 0.85 para la válvula grande y la válvula pequeña, respectivamente. El uso de razones más exactas es opcional. Las ecuaciones (1) y (2) pueden escribirse como sigue: La ecuación (1): PdA1 = Pc(A1-A2) + PtA2 se puede escribir como PdR1 = Pc(R1-R2) + PtR2 o sustituyendo Pd = 0.85Pc + 0.15Pt La ecuación (2): PdA1 = Ptr(A1-A2) puede escribirse PdR1 = Ptr(R1-R2) o sustituyendo Pd = 0.85Ptr

En las Figuras 12 y 13 se muestra la ubicación de las fuerzas sobre la válvula. 8.1.2 Flujo Intermitente: Para flujo intermitente, generalmente se utilizan válvulas sin balancear que funcionan a presión. La fuerza efectiva de apertura es la presión que viene del inferior del fuelle y la fuerza para cerrarla es la presión en el domo, la cual actúa sobre el área total del fuelle. En la Figura 14 se muestra una válvula de este tipo. Hay dos métodos básicos para hacer funcionar las válvulas de flujo intermitente: 1. 2.

Control por presión, usando válvulas equilibradas y desequilibradas accionadas por presión. Control por presión de fluido, usando válvulas accionadas por el fluido en la tubería de producción.

Válvulas accionadas por presión – Desequilibradas Fuerza que mantiene cerrada la válvula F1: F1= PdA1 Con la válvula cerrada, fuerza efectiva para abrirla, F2: F2= Pc(A1-A2) + PtA2 Al momento que la válvula esta lista para abrir existe un balance entre la fuerza de abertura y la de cerrado, F1 = F2 o PdA1 = Pc(A1-A2) + PtA2

Ec. (1)

Después de que se abre la válvula, la presión que acciona en el área A2 cambia de Pt a Pc. Ya que Pc siempre ha de ser mayor que Pt para que la instalación pueda hacer producir el fluido, las fuerzas que accionan par mantener abierta la válvula son más grandes que la fuerza inicial que hizo abrir la válvula. El aumento de la fuerza asegura que la acción de la válvula será rápida en el ciclo de apertura. La fuerza que mantiene abierta la válvula, F3: F3 = Pc(A1-A2) + PcA2

o

F3 = PcA1 Ya que la presión de la tubería de producción no afecta la válvula cuando ésta está abierta, y la presión del revestimiento y del domo están opuestas a través del área efectiva total del fuelle, la presión de cierre de la válvula es igual a la presión del domo a la temperatura de operación. F1 = F3 o PcA1 = PdA1 o

Pc = Pd

Las características de apertura de una válvula intermitente se pueden resumir así: La presión del revestimiento requerida para hacer abrir la válvula es variable y depende de la magnitud de la presión de la tubería de producción en la válvula cuando ésta está abriéndose. La presión del revestimiento en al válvula cuando ésta está cerrando es constante, y es igual a la presión del domo de la válvula a la temperatura de operación. Las válvulas se ajustan a la temperatura de referencia de 60ªF. El montaje de ensayo permite la aplicación de presión a un área equivalente a la Pc, pero la presión no se ejerce en el área del disco de la válvula, A2, la que se deja abierta a la atmósfera. Bajo las condiciones anteriores se pueden

desarrollar las siguientes ecuaciones: Fuerza de cierre de la válvula, que son como anteriormente F1 F1 = PdA1 Con la válvula cerrada, la fuerza de apertura, F4 F4 = Ptr(A1-A2) En el momento en que la válvula está lista para abrirse, existe un equilibrio entre las fuerzas F1 y F4 F1 = F4 o PdA1 = Ptr(A1-A2)

Ec. (2)

El análisis de cualquier instalación de levantamiento por gas de flujo intermitente requiere solo de las ecuaciones (1) y (2). Ya que el objetivo de estos cálculos es el de determinar la presión de operación relativa a las condiciones dadas, y el uso de áreas que dan su resultado en libras de fuerza, las ecuaciones se han modificado para que proporcionen el resultado en términos de presión. Ya que todas las presiones relacionadas accionan sobre el área efectiva del fuelle o una fracción conocida de ésta, las ecuaciones se pueden usar con las razones del área total efectiva del fuelle y el resultado se da en términos de presión. Válvulas accionadas por presión –Equilibradas Fuerza que mantiene cerrada la válvula F1: F1= PdA1 Con la válvula cerrada, fuerza efectiva para abrirla, F2: F2= Pc(A1-A2) + PtA2 + PcA2 – PtA2 o

F2 = PcA1 Al momento que la válvula esta lista para abrir existe un balance entre la fuerza de abertura y la de cerrado, F1 = F2 o PdA1 = PcA1 La presión de la tubería de producción es nula y no afecta la apertura de la válvula. Las válvulas se han construido de tal manera que las relaciones de presión no cambian después de que se abre la válvula. La presión del revestimiento continua directamente opuesta a la presión del domo y la presión de la tubería de producción no tiene efecto. La fuerza que mantiene la válvula abierta F3 = PcA1 Y se puede establecer la relación F1 = F2 = F3 Un aumento ligero de la presión del revestimiento sobre el valor de la presión del domo hará abrirse la válvula, y una disminución ligera de al presión del revestimiento bajo la presión del domo hará cerrarse la válvula. Se ve que esta válvula es muy sensible y debe usarse solamente cuando las características mencionadas son necesarias. La válvula equilibrada también se ajusta a la temperatura de referencia de 60ºF en el montaje de ensayo, pero dado que la presión de ajuste se aplica al área total del fuelle, la presión del domo y la presión de apertura son iguales. Fuerza cierre F1:

F1= PdA1 Con la válvula cerrada, fuerza efectiva para abrirla, F4: F4= Pc(A1-A2) + PtrA2 +0 – 0 F4 = PtrA1 La ecuación se resuelve multiplicando la presión por el área total efectiva del fuelle. Por lo tanto, las fuerzas se pueden enunciar como sigue: F1 = F2 = F3 =F4 Pd = Pc = Pt Esta ecuación indica que a una temperatura constante, la presión de domo de la válvula es igual a la presión de apertura en el montaje de ensayo. Además, es igual a la presión de apertura y a la presión de cierre de operación. Ya que todas las ecuaciones son iguales, la razón del disco y del área efectiva del fuelle no tienen que determinarse.

9. DISEÑO DE GAS LIFT

9.1 OBJETIVOS PRINCIPALES Se asume que cuando una instalación de extracción por gas se ha de diseñar y ponerse en operación, las características del pozo o pozos que resultan afectados serán conocidas o que se estudiarán tan pronto como las facilidades disponibles lo permitan. También se asume que la posibilidad de una instalación de flujo continuo se considera, a menos que el pozo carezca claramente de uno o más de los requisitos para la aplicación de este tipo de operación. Si el pozo se pudiera producir por flujo continuo lo mismo que por flujo intermitente, se usará el diseño de flujo continuo. Para determinar la aplicabilidad de la extracción por gas de flujo continuo, necesita hacerse un análisis de los datos pertinentes. El objetivo principal es el de presentar tantos datos como se pueda que afecten la determinación de las variaciones. También se deben utilizar estos datos en una forma útil y así reducir el tiempo y esfuerzo necesario para llegar a la solución de los principales problemas del diseño. Se deben estudiar tres factores básicos: 9.1.1

Factores Básicos

Capacidad de Producción del Pozo: Este factor es básico a la producción de un pozo que produce por cualquier método; especialmente por extracción por gas. *

Punto de Inyección del Gas: Se debe determinar el punto en donde el gas se ha de inyectar para obtener la producción deseada. *

Presión que ha de aplicarse: La determinación final se refiere a 1a presión requerida para obtener los resultados deseados. *

Deberá recordarse que aunque la extracción por gas se refiere directamente a la extracción vertical del fluido del yacimiento desde el fondo hasta la superficie, es afectada por el inclinamiento del yacimiento por una parte, y por la presión de las instalaciones de flujo de la superficie por la otra. Por ejemplo: La contrapresión del separador, la longitud de las líneas de flujo, y cualquier condición que aumente la contrapresión contra el flujo en la tubería de producción. Si el diseño de extracción por gas se hace considerando cual es el método de operación más eficiente, el ingeniero encontrará que hay factores que no están bajo su control. Por ejemplo, puede no tenerse a disposición los volúmenes requeridos de gas o la presión calculada. En tal caso, los datos serán todavía útiles para hacer los ajustes indicados, de modo que puedan obtenerse todos las facilidades se tengan disponibles. Es también conveniente evaluar los siguientes puntos: * La necesidad de conservar la energía contenida en el gas del yacimiento bajo presión y el uso de ello para la obtención de los mejores resultados. * El efecto de la temperatura del pozo en las características de operación de las válvulas de EPO. 9.2 PROCEDIMIENTO Y EJEMPLO DE DISEÑO DE INSTALACIÓN DE GAS LIFT CONTINUO

Datos del pozo

Tamaño del tubing 2.5” Rata deseada 600 bpd %. De agua 50% ge. Del agua 1.074 ge. Del gas 0.65 ge. Aceite35° api Gs 0.465 Perforaciones 5500 ft Prof. del empaque 5000 ft Pwh 50 psig Temperatura en Superficie

80°F

Temperatura de Fondo 130°F Presión de inyección en superficie 800 psig Presión de inyección fondo 903 psig GLR 500 cf/BBL Presión de kickoff (Pko)

850 psig

Desde la Figura 15 hasta la 18 se utilizan para realizar este diseño. *

PASO 1

Dibujar la línea de inyección (Perforaciones y empaque) *

y

la

línea

de

fondo.

PASO 2

Seleccionar el gradiente de presión de flujo y dibujarlo. *

PASO 3

Calcular y graficar la línea de profundidad de la primera

válvula.

Pko − Pwh Gs L1 = 1720 ft L1 =

Registrar Ptmín@L1 y ¡Error!Marcador no definido.. Pi @ L1 = 830 psig

Ptmin@ L1 = 215 psig

*

PASO 4 Hallar temperatura @ L1

T @ L1 = 95.6° F T @ L1 = Ts + L1

(Tbhf − Ts) Lt

GLRREQ = 250cf / bl

Hallar el mínimo GLR requerido, con las gráficas de gradientes de flujo de presión. (Utilizar Ptmin @ L1)

Cgt = 1033 .

Hallar Cgt

Q = 154.98 MCFD

Cgt = 0.0544 * GE *(T @ L1 + 460)

Q = Cgt * BPD * GLR

*

PASO 5

Determinar el puerto de la válvula, según gráfica. Pdown Ptmin@ L1 = = 0.26 Pupstream Pi @ L1

Para una válvula con puerto 3/32, C=0.405

Q = 157.31 MCFD Q = p* c* k

Al comparar Q del paso 4 y Q del paso 5, se utiliza la válvula 3/32.

* PASO 6 Graficar la línea de P a 50 Psig de la línea de presión de inyección. * PASO 7 Localizar la válvula 2, trazando la línea del gradiente estático, desde Ptmín @ L1 hasta la línea de P.

Ptmin@ L 2 = 350 psig L2 = 3000 ft

Registrar:

Pi @ L 2 = 855 psig

*

PASO 8

Hallar GLR requerido según gráfica de gradientes. Cgt = 1044 . T @ L 2 = 107° F

Q = 28197 . MCFD GLRREQ = 450cf / bl

*

PASO 9

Hallar Ptmáx @ L1 (Corte de la línea desde Pwh hasta P en L2, con la línea de profundidad de la válvula 1. Ptmax @ L1 = 480 psig

* PASO 10 Hallar el efecto adicional del tubing: ATE @ L1 = 18.55

ATE @ L1 = ( Ptmax @ L1 − Ptmin@ L1) * TEF

PASO 11 Hallar la presión de operación de la válvula 2. Po@ L2 = 837 psig

Po@ L2 = Pi @ L2 − ATE @ L1

PASO 12 Calcular el puerto óptimo de la válvula. Pdown Ptmin@ L2 = = 0.41 Pupstream Po@ L2

Para un puerto de 5/32, C = 1.125

Q = 440.6 MCFD

*

PASO 13

Ubicar la válvula 3 trazando una línea desde Gs desde Ptmín @ L2 hasta P-ATE @ L1. Registrar: L3 = 3800 ft Pi @ L3 = 870 psig Ptmin@ L3 = 475 psig

*

PASO 14

Estimar GLR, T @ L3 y Q.

GLRreq = 480cf / Bbl T @ L3 = 114.5° F Q = 302.75 MCFD

*

Paso 15

Registrar Ptmáx @ L2, hallando el corte con la línea de la válvula 2. Ptmax @ L2 = 613 psig

∑ ATE @3 = 73 *

Paso 16

ATE @ L2 = 55.23

* Paso 17 Hallar presión de operación para la válvula 3. Po@ L3 = 797 psig

Po@ L3 = Pi @ L3 − ∑ ATE @3 *

Paso 18

Determinar el puerto de la válvula 3. Para un puerto de 5/32:

Q = 419 MCFD

Pdown Ptmin@ L 3 = = 0.595 Pupstream Po@ L 3

*

Paso 19

Siguiendo el mismo procedimiento de la válvula anterior, se hallan los datos de la válvula 4. (Localizar válvulas, hasta llegar a la profundidad del empaque) L4 = 4620 ft Pi @ L4 = 880 psig Ptmin@ L4 = 580 psig GLRreq = 500cf / bl T @ L4 = 122° F Q = 317.42 MCFD Ptmax @ L3 = 670 psig ATE @ L3 = 40.95

∑ ATE = 114

Po@ L4 = 756 psig Q = 353.31 MCFD para puerto 5 / 32

10. ABREVIATURAS Y GLOSARIO BHP - Presión de fondo - Presión tomada al fondo del pozo; presión de la formación. BHP de Flujo - La presión del fondo del pozo tomada cuando el pozo está produciendo bajo condiciones estables. BHP Estática - Presión tomada cuando el pozo está cerrado. BOPD (0 BPD) - Barriles de Petróleo por Día - Se refiere a la producción.

MCF - Miles de Pies cúbicos - Unidad de medida para describir grandes volúmenes de gas. Abertura de Presión - Presión de inyección del gas disponible para descargar fluido desde un pozo de extracción por gas hasta la profundidad de la válvula operatoria. Composición de Gas - Volumen de gas que debe agregarse al sistema de compresión de rotación de gas para compensar los volúmenes de gas usados como combustible o perdidos por fugas cuando exceden los volúmenes de gas producidos en la formación. Contrapresión Presión que existe dentro de la sarta de tubería de producción, en la superficie, en un pozo de extracción por gas. También se usa para designar la presión de tubería de producción al nivel de la inyección del gas. Descarga - Procedimiento para extraer líquidos estancados en el ánulo al principio de las operaciones de extracción por gas. Gas de la Formación - El gas que no produce con el petróleo del yacimiento. Razón de Gas Producido/Fluido Producido- La razón del número de pies cúbicos de gas producido, medido bajo condiciones estándar, al número de barriles del yacimiento producidos en el mismo intervalo de tiempo bajo condiciones de funcionamiento establecidas. Gradiente de Flujo - Razón de presión ejercida por una columna de fluido del pozo medida en libras por pulgada cuadradas a una altura en pies de la columna de flujo. Presión de Apertura - Presión requerida en el ánulo del revestimiento para abrir la válvula controlada a presión y la

cual varia dentro de ciertos limites. Presión de Cierre - La presión que existe dentro del resentimiento del pozo a la que se cierra una válvula controlada por presión. Presión de Fondo de Flujo - Presión existente a la profundidad de la formación productora de un pozo de producción. Presión de la Válvula diferencial - La diferencia entre la presión del ánulo del revestimiento y la de la tubería de producción en posición de la válvula cuando el gas se está inyectando a través de ella. Presión del Revestimiento - Presión, medida en la superficie, del gas inyectado entre el revestimiento del pozo. Profundidad de la Válvula - Profundidad, en pies, de una válvula específica de extracción por gas que está localizada bajo la superficie. Válvula Controlada a Presión - Válvula de flujo para extracción por gas que se abre o cierra por control de la presión del revestimiento.

11. CONCLUSIONES El método de levantamiento artificial conocido como Gas Lift posee claras ventajas sobre otros métodos. Estas ventajas provienen de la sencillez misma del proceso, de las pocas suposiciones hechas durante el diseño y de la facilidad y costo de equipos. *

Sin embargo, existen algunas limitantes que lógicamente deben ser evaluadas por el Ingeniero de Diseño. Estas tienen que ver con la disponibilidad de gas, de espacio en plataformas costa afuera de calidad del gas de inyección y de tipo de fluido de producción. *

Una ventaja clara de la utilización de las válvulas de Gas Lift es la facilidad que estas tienen para ser instaladas y desinstaladas por medio de wireline sin necesidad de matar el pozo. Sin embargo esta ventaja puede convertirse en una limitante frente a otros métodos de levantamiento artificial, por ejemplo con relación al bombeo hidráulico, en el cual para llevar la bomba a superficie no se requiere ninguna operación de wireline. *

En cuanto al diseño, podemos decir que su éxito depende fundamentalmente de la correcta evaluación previa de parámetros de yacimiento tales como el gradiente de presión estático, la temperatura de fondo y las presiones de inyección, de cabezal y de kickoff. *

12. BIBLIOGRAFÍA PETROLEUM ENGINEERING HANDBOOK, publications, Chapter 5. (Winkler Herald) *

SPE

*

MANUAL DE CAMCO, (GAS LIFT)

*

ADVANCES IN GAS-LIFT TECHNOLOGY, (Kirkpatrick, C.V.)

MANUAL DE VÁLVULAS PARA GAS LIFT, (Wheaterford Enterra-Macco)- PetroIngeniería *