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Diseño, Selección y Optimización de Sistemas de Levantamiento Artificial por Gas, mediante el uso del WellFlo Dictado por: Ing. Ricardo Maggiolo

Julio 28 - Agosto 01 de 2003 Hotel Hampton Inn. El Tigre, Venezuela

Programa de Adiestramiento 2003

ÍNDICE GENERAL

ÍNDICE DE FIGURAS ÍNDICE DE TABLAS INTRODUCCIÓN

CAPITULO 1 EL Sistema de Producción 1.1 El Sistema de Producción y el Proceso de Producción 1.2 Capacidad de Producción del Sistema 1.3 Métodos de Producción : Flujo Natural y Levantamiento Artificial 1.4 Análisis Nodal: Optimización del Sistema 1.5 Ejemplo con el Simulador “WELLFLO” del “FLOSYSTEM”

CAPITULO 2 Generalidades del LAG 2.1 Concepto 2.2 Tipos de LAG 2.2.1 Levantamiento Artificial por Gas Continuo 2.2.2 Levantamiento Artificial por Gas Intermitente 2.3 El Sistema de LAG 2.4 Balance de Gas

CAPITULO 3 Consideraciones teóricas Previas al Diseño del LAG 3.1 Comportamiento de Afluencia de Formaciones Productoras Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884

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3.2 Grand. Dinámico de Temperatura: Gráfico de Kirpatrick – Winkler y Correlación de Zimmerman 3.2.1 Gráfico de Kirpatrick – Winkler 3.2.2 Ecuación de Zimmerman 3.3 Comportamiento del Flujo Multifásico en Tuberías 3.3.1 Flujo de Fluidos en el Pozo y en la Línea de Flujo 3.3.2 Construcción de Curva de Demanda de Energía 3.4 Gradiente de Gas en el Anular 3.4.1 Propiedades del Gas Natural 3.4.2 Gradiente de Presión de Gas (Gg) 3.5 Flujo de Gas a través de Orificios 3.6 Mecánica de Válvulas 3.6.1 Fuerzas que actúan sobre las Válvulas de Levantamiento Artificial por Gas 3.6.2 Calibración en el Taller

CAPITULO 4 Proceso de Descarga del Pozo de LAG 4. Proceso de Descarga 4.1 Show de la Camco 4.2 Show de la Shell

CAPITULO 5 Diseño de Instalaciones de LAG- Continuo 5.1 Procedimiento de Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Gas Continuo.

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CAPITULO 6 Rediseño de Instalaciones de LAG- Continuo

CAPÍTULO 7 Eficiencia y Optimización del Levantamiento Artificial por Gas. 7.

Introducción

7.1. Eficiencia del Levantamiento Artificial por Gas. 7.2. Optimización de Sistemas de Levantamiento Artificial por Gas.

CAPÍTULO 8 Recolección de información del pozo con Levantamiento Artificial por Gas. 8. Información requerida para el análisis y diagnóstico del pozo de Gas Lift. 8.1. Datos de Producción. 8.2. Datos de Infraestructura instalada. 8.3. Datos del Yacimiento y sus fluidos. 8.4. Presiones de producción/inyección (THP/CHP). 8.5. Registros de presión y temperatura fluyentes. 8.6. Procedimiento para corregir un registro de P y T fluyente.

CAPÍTULO 9 Análisis y diagnóstico del pozo con Levantamiento Artificial por Gas. 9.

Metodología de análisis y diagnóstico.

9.1. Diagnóstico preliminar del pozo. Diagramas de flujo para “Troubleshooting”.

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9.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular

las propiedades

de los fluidos a temperaturas distintas a las del yacimiento. 9.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo Multifásico en tuberías. 9.4. Determinación de la válvula operadora. 9.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción.

CAPÍTULO 10 Optimización del pozo con Levantamiento Artificial por Gas. 10.

Optimización del pozo.

10.1. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de energía y fluidos del Yacimiento. 10.2. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda de energía para levantar fluidos del Yacimiento.

CAPÍTULO 11 Optimización de Sistemas de Gas Lift. 11.

Optimización del Sistema de Gas Lift.

11.1. Metodología de Optimización. 11.2. Criterios para la distribución óptima del gas. 11.3. Ejemplos con el simulador.

GLOSARIO BIBLIOGRAFÍA

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ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. Nº 1.

Registrador de flujo de gas en la estación de flujo.

Fig. Nº 2.

Registrador de flujo de gas en el múltiple de LAG.

Fig. Nº 3.

Ejemplo de Curvas de comportamiento histórico de producción.

Fig. Nº 4.

Ejemplo de reporte de últimos trabajos.

Fig. Nº 5.

Instalación típica del medidor de dos presiones.

Fig. Nº 6.

Aspecto interno del registrador de flujo.

Fig. Nº 7.

Discos de comportamiento normal de las dos presiones.

Fig. Nº 8.

Registro Sonolog.

Fig. Nº 9.

Diagrama de flujo para diagnosticar instalaciones de LAG.

Fig. Nº 10-A.

Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con válvulas IPO.

Fig. Nº 10-B.

Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con válvulas IPO.

Fig. Nº 10-C.

Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con válvulas IPO.

Fig. Nº 11.

Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las propiedades del petróleo, utilizando el Wellflo.

Fig. Nº 12.

Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo. PASO 1.

Fig. Nº 13.

Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo. PASO 2.

Fig. Nº 14.

Selección

y

ajuste de las correlaciones de flujo

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

Selección y ajuste de las correlaciones de flujo

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multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 2 y 3. Fig. Nº 16.

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

Fig. Nº 17.

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

Fig. Nº 18.

Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 5.

Fig. Nº 19.

Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías, con el Wellflo. PASO 6.

Fig. Nº 20.

Selección de la válvula operadora más profunda.

Fig. Nº 21.

Sección modelo avanzado de válvulas o para comprobar la consistencia de la información.

Fig. Nº 22.

Selección de la correlación de comportamiento dinámico de la válvula.

Fig. Nº 23.

Tasa de gas calculada a través de la válvula.

Fig. Nº 24.

Selección del modelo para calcular IPR actual.

Fig. Nº 25.

Comprobación del comportamiento actual de producción, con el Wellflo.

Fig. Nº 26.

Análisis del daño para aumentar oferta del fluido.

Fig. Nº 27.

Análisis nodal para disminuir demanda de energía en el fondo.

Fig. Nº 28.

Curva de rendimiento del pozo de LAG.

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ÍNDICE DE TABLAS

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

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INTRODUCCIÓN

El Levantamiento Artificial por Gas es uno de los métodos mas utilizados a nivel mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros. Conceptualmente es muy sencillo ya que en su versión de flujo continuo es similar al método de producción por flujo natural con la diferencia que la relación gas-líquido en la columna de fluidos es alterada mediante la inyección de gas comprimido. El gas disminuye el peso de la columna de tal forma que la energía del yacimiento resultará suficiente para levantar la producción hasta la superficie. Es necesario inyectar el gas lo más profundo posible para reducir sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas adecuada para que la fricción de la corriente multifásica no anule la reducción de peso. Adicionalmente para optimar la distribución de gas entre los pozos asociados al sistema es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor cantidad de petróleo posible, ya que la presencia de agua atenta contra la rentabilidad del método puesto que esta es normalmente más pesada que el petróleo y no posee gas en solución para asistir al levantamiento de los fluidos. El presente curso tiene como objetivo: describir los procedimientos de diseño y rediseño de instalaciones de LAG continuo, diagnosticar y optimizar pozos y sistemas de Levantamiento Artificial por Gas. Antes de distribuir el gas se analiza y diagnóstica el funcionamiento del equipo de levantamiento para realizar las recomendaciones necesarias para profundizar el punto de inyección de gas en el pozo para lo cual se describe una metodología de análisis y diagnóstico de pozos que producen mediante Levantamiento Artificial por Gas. El curso está estructurado en varios capítulos. En los cuatro primeros capítulos se presentan los conocimientos previos requeridos para comprender el diseño y rediseño de instalaciones de LAG. En los capítulos 5 y 6 se detallan los procedimientos de diseño y rediseño respectivamente. En el capítulo 7 se describen los indicadores para medir la eficiencia de levantamiento en el pozo de Levantamiento Artificial por Gas así como Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884

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también se establece la necesidad de optimizar el sistema. En el capítulo 8 se describe la información requerida para realizar el análisis y diagnóstico del equipo de levantamiento en el pozo. En el capítulo 9 se presenta; la metodología de análisis y diagnóstico a nivel de pozo. En el capítulo 10 se aplica la técnica del Análisis Nodal para detectar cuellos de botella en el sistema yacimiento – completación – pozo – facilidades de superficie. Finalmente, en el capítulo 11 se describe una metodología de optimización del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas y el algoritmo de distribución del gas de levantamiento entre los pozos asociados al Sistema .

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CAPÍTULO I

El Sistema de Producción 1.1 El Sistema de producción y el proceso de producción El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos. - Proceso de producción El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial. Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep. PRESIÓN DE SALIDA: Pseparador Psep)

LINEA DE FLUJO

PROCESO DE PRODUCCION P O Z O

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

PRESIÓN DE ENTRADA:

Pestática promedio COMPLETACIÓN

YACIMIENTO

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- Recorrido de los fluidos en el sistema o Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras mas grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo mejorando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo. o Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre-compactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf. o Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh. o Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo. El resto del gas se termina de separar en el tanque de almacenamiento. 1.2 Capacidad de producción del sistema La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación. La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final, Psep: Msc. Ricardo Maggiolo 107 Calle del Norte Suite IC. Laredo, Texas - USA 78041 Telephone: 1 956 729 0957 / Fax: 7238884

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Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl Donde: ∆Py = ∆Pc = ∆Pp = ∆Pl =

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

= Caída de presión en el yacimiento, (IPR). = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze). = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo, separador, etc. Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep. Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo: Presión de llegada al nodo: Presión de salida del nodo:

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

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

•

Pwh (oferta) = Pws – ∆py – ∆pc - ∆Pp Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl

Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR. (VLP: Vertical Lift Performance e IPR: Inflow Performance Relationships)

La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía o de fluidos del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR y la de demanda es la VLP

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¿Como realizar el balance de energía?

El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o gráficamente. Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen, el ensayo y error es necesarios ya que no se puede resolver analíticamente por la complejidad de las formulas involucradas en el calculo de las ∆P’s en función del caudal de producción. Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se obtiene el caudal donde se interceptan. Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello permitirá computar ∆Py y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (∆Pc) y para obtener la curva de demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifasico en tuberías que permitan predecir aceptablemente ∆Pl y ∆Pp. Las ecuaciones que rigen el comportamiento de afluencia a través del yacimiento – completación y el flujo multifasico en tuberías serán tratados en los próximos capítulos. 1.3 Métodos de produccion: Flujo natural y Levantamiento artificial Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y conjunto de tuberías: línea y eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. Cuando la demanda de energía de la instalación, en el nodo, es siempre mayor que la oferta del yacimiento para cualquier tasa de flujo, entonces se requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda; la utilización de esta fuente externa de energía con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método de LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Entre los métodos de Levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo ElectroCentrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo Hidráulico Reciprocante (BH.R) y el Bombeo Hidráulico tipo Jet ( B.H.J). El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción: migración de finos, arenamiento, conificación de agua ó gas, etc.

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1.4 Análisis Nodal: Optimización del sistema Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción es optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o minimizar las restricciones al flujo tanto en la oferta como en la demanda, para ello es necesario la realización de múltiples balances con diferentes valores de las variables más importantes que intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. La técnica puede usarse para optimizar la completación de pozo que aun no ha sido perforados, o en pozos que actualmente producen quizás en forma ineficiente. Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo es importante ya que a pesar de que la misma no modifica, obviamente, la capacidad de producción del sistema, si interviene tanto en el tiempo de ejecución del simulador como en la visualización gráfica de los resultados. El nodo debe colocarse justamente antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas abajo) del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo, si se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica puede usarse para optimizar pozos que producen por flujo natural o por Levantamiento Artificial. En la siguiente sección se presenta, a través de un ejemplo, la descripción del uso de uno de los simuladores mas completos del proceso de producción: el “Wellflo” el cual nos permite determinar la capacidad de producción del sistema y optimizarlo mediante la técnica del Análisis NodalTM. 1.5 Ejemplo con el Simulador “WELLFLO” del “FLOSYSTEM” (de EPS: Edimburgo Petroleum Service Ltd.) Ejercicio propuesto para calcular la capacidad de producción

Determine la capacidad de producción del siguiente pozo capaz de producir por flujo natural: Psep = 100 lpcm RAP = 0 RGP = 400 pcn/bn API = 35 Øtub = 2-3/8" OD Prof.= 5000 pies

Pb= 1800 lpcm L = 3000 pies de 2” (sin reductor) γg = 0.65 T = 140°F (promedio de flujo en el pozo) Pws = 2200 1pc J = 1,0 bpd/lpc

Se recomienda utilizar un simulador para análisis nodal: NAPS, WELLFLO, PIPESIM o PROSPER. (La solución dada por K. Brown es aproximadamente 870 bpd utilizando las curvas de gradiente del. Tomo IV de la serie “The Technology of Artificial Lift Methods”) TM

Marca registrada por Macco-Schlumberger

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Este ejercicio se resolverá con el Wellflo. Abra el simulador Wellflo con el icono que se encuentra en el escritorio ó ejecute programas desde el inicio, luego siga los pasos que se dan a continuación: (las palabras en negritas son en inglés por lo que no llevaran el acento ortográfico). PASOS: 1. Seleccionar el Sistema de Unidades (Unidades de Campo) Configure

Units

Oilfield Units (psig) – locked

2. Ingresar datos de identificación Data Preparation

General Data

3. Definir nivel de referencia de las profundidades Darle doble click al icono del árbol de navidad (Xmas Tree) para indicar el nivel de referencia de las profundidades. Si no desea considerar la elevación de la mesa rotaria con respecto al “flange” ingrese cero en las elevaciones requeridas en la ventana. 4. Ingrese datos de desviación del pozo. Data Preparation

Deviation Data

Well Data

Aquí se ingresan las profundidades obtenidas en el “survey” de desviación del pozo (MD y TVD) hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones. 5. Definir el tipo de pozo y el tipo de flujo: Data Preparation Flow Type: Tubular

Well and Flow Type Well Type: Production

6. Ingresar datos del Yacimiento y sus fluidos Data Preparation

Reservoir Control

Definir el tipo de fluido (Black Oil), el Modelo para la IPR , la Orientación del Pozo (Vertical), las propiedades del fluido y del yacimiento o capa(s) productoras.

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a) Fluid Parameters Aquí se ingresan los datos del fluido producido tales como °API, Gravedad específica del gas, salinidad del agua. En Layer Data (ventana de Oil Fluid Parameters) se debe ingresar el GOR o RGP de formación y el corte de agua. Cuando aparecen las correlaciones con asterisco (*) quiere decir que esos parámetros (Pb, Rs, Bo, etc.), ya han sido ajustados. Luego hacer “clic” al botón “Check” para reproducir los datos del PVT. Si no reproduce la Pb con el valor de Rs a la temperatura del PVT se debe ajustar la mejor correlación en la sección “Match”. Al accionar el botón “Match” se observa si existe similitud entre los valores del PVT introducido, y los valores calculados por el simulador a través de las distintas correlaciones. Se puede hacer un mejor ajuste con el botón “Best Fit” el programa determinará unos parámetros de ajuste para la correlación seleccionada (Tuning Parameters). En caso de que se tenga una tabla con valores de viscosidad obtenidos a través de una prueba de laboratorio en la cual se haya medido la viscosidad de una emulsión con distintos cortes de agua; se puede editar la misma con el botón “Emulsión Viscosity”, activando la casilla “Use emulsion corrections”; y luego se entra a la tabla para ingresar los valores de viscosidad de la emulsión. Con esto se obtienen cálculos de flujo multifásico para crudo emulsionado mas cercano a la realidad. b)

Test Point Data Edit Layer Aquí se coloca la presión registrada por el sensor en la cara de la arena (Pwf) y la tasa para ese momento; suministrados por una prueba dinámica de P y T ó “Flowing”. También se coloca la Presión Estática (Pws), temperatura y el punto medio de las perforaciones. Luego: Calculate

J

AOF Para graficar la IPR: Choose IPR c)

Plot

Layer Parameters Edit Layer Aquí se introduce la K efectiva al petróleo a la saturación de agua irreducible, tomado de un “Build Up” interpretado a condiciones iniciales (cuando aún no

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se ha liberado gas), el espesor de ANP (dado por el Petrofísico) y el radio del pozo. Geometría del Area de Drenaje: Pseudo-radial flow (default) Configure d)

Circular

Ok

Se introduce el radio de drenaje.

Ingrese el índice de productividad Manual Edit Layer Esta opción se utiliza cuando se conoce el Indice de Productividad (J).

e)

Skin Analisis: Se activa cuando se desea calcular el daño. En caso contrario se ingresa el daño total obtenido de la interpretación de un “Build-Up” reciente.

7.

Data Preparation

Equipment Data

Well Data

8.

Data Preparation

Equipment Data

Surface Data

9.

Data Preparation

Gas Lift Data

10. Cálculos: - Curvas de gradiente: Analisis - Análisis Nodal: Analisis

Pressure Drop Operating Point

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CAPÍTULO II

Generalidades del LAG 2.1 Concepto Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie. 2.2 Tipos de LAG Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas: LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantarla bajo condiciones de flujo continuo. LAG Intermitente: donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de líquido.

Ilustración

En la siguiente figura los dos tipos básicos de LAG: Líquido + Gas

Gas

Gas

Contínuo

Rangos de aplicación

Tapón de líquido + gas

Intermitente

El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos que producen crudo liviano - mediano. En la siguiente tabla se muestran los rangos de aplicación en el método de levantamiento

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artificial por gas continuo e intermitente.

Rangos de aplicación cont.

LAG Continuo

LAG Intermitente

Se utiliza en pozos con alta a mediana energía (presiones estáticas mayores a 150 lpc/1000 pies) y de alta a mediana productividad (preferentemente índices de productividad mayores a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas tasas de producción (mayores de 200 bpd). La profundidad de inyección dependerá de la presión de gas disponible a nivel de pozo.

Se aplica en pozos de mediana a baja energía (presiones estáticas menores a 150 lpc/1000 pies) y de mediana a baja productividad (índices de productividad menores a 0,3 bpd/lpc) que no son capaces de aportar altas tasas de producción (menores de 100 bpd).

La tabla que se muestra a continuación fue presentada por K. Brown Rango de tasas en para establecer las tasas máximas y mínimas que bajo condiciones de flujo continuo flujo continuo vertical pueden ser transportadas eficientemente en diferentes tamaños tuberías de producción, los cálculos fueron realizados considerando una RGL de 2000 pcn/bn.

Deslizamiento y fricción

Diámetro nominal

qmax, bpd

qmin,bpd

2

2,500

200-250

2½

3,000

350-500

3

4,000

500-750

Para tasas mayores a la máxima se perderá mucha energía por fricción y menores a la mínima se desestabilizará el flujo continuo por deslizamiento de la fase líquida.

Pwf, lpc

Deslizamiento

qmin

Fricción

qmax

ql, bpd

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En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones de ¿LAG Continuo ó flujo continuo en la tubería ya que la baja velocidad de ascenso de la Intermitente? fase líquida favorece la aparición del fenómeno de deslizamiento. Este fenómeno desestabilizaría el comportamiento del pozo y para minimizarlo ó eliminarlo se requiere aumentar sustancialmente la tasa de inyección de gas, por ejemplo, inyectar entre 500 a 800 Mpcnd para levantar solamente de 50 a 100 bpd. Una manera de reducir el consumo de gas de levantamiento es detener la inyección de gas para darle chance al yacimiento de aportar un tapón de líquido por encima de la válvula operadora y luego inyectar rápidamente solo el gas requerido para desplazar el tapón hasta la superficie, la frecuencia de los ciclos de inyección dependerá del tiempo requerido para que la formación aporte un nuevo tapón de líquido a la tubería de producción. Este tipo de LAG reduciría sustancialmente el consumo diario de gas de levantamiento, por lo general, se reduce a la mitad ó a las dos terceras partes de lo que se consumiría diariamente en un levantamiento continuo ineficiente. Obviamente si el aporte de gas de la formación es alto, probablemente sea mejor producir en forma continua ya que el gas de levantamiento requerido será bajo. En los pozos donde ambos tipos de LAG produzcan aproximadamente la misma tasa con similar consumo de gas se recomienda el uso del LAGContinuo ya que requiere de menor supervisión, control y seguimiento.

2.2.1 Levantamiento artificial por gas continuo Descripción

Mecanismos de levantamiento

En este tipo de levantamiento artificial se inyecta una tasa diaria de gas en forma continua lo mas profundo posible en la columna de fluido a través de una válvula en el subsuelo, con el propósito de disminuir la presión fluyente en el fondo del pozo aumentando el diferencial de presión a través del área de drenaje para que la formación productora aumente la tasa de producción que entrega al pozo. En el levantamiento artificial por gas continuo los mecanismos de levantamiento involucrados son:

Reducción de la densidad del fluido y del peso de la columna lo que aumenta el diferencial de presión aplicado al área de drenaje del yacimiento. Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase líquida. Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas

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Ilustración

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

THP

Presión

Pio

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

Gg

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

RGLt

φ asiento α ( qgi / ∆P ) Piod

Dov

∆P Ppd

Pod RGLf Pwf

Eficiencia del LAG continuo

Máxima profundidad de inyección

Pws

La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta en la medida que se inyecta por el punto más profundo posible la tasa de gas adecuada, de acuerdo al comportamiento de producción del pozo.

La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente posible, la cual está a dos ó tres tubos por encima de la empacadura superior. Cuando se dispone de suficiente presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática de líquido que se encuentra inicialmente sobre la válvula operadora se coloca una válvula a la mencionada profundidad, sin necesidad de utilizar válvulas que descarguen previamente el líquido utilizado para controlar al pozo. En caso contrario se deben utilizar varias válvulas por encima de la operadora conocidas con el nombre de válvulas de descarga, ya que ellas descargaran por etapas el líquido que se encuentra por encima de la válvula operadora. Un espaciamiento correcto de estas válvulas y adecuada selección de las mismas permitirán descubrir la válvula operadora para inyectar así el gas por el punto más profundo posible.

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Tasas de inyección de gas adecuada

Tal como se observa en la figura anterior la tasa de inyección de gas dependerá de la tasa de producción, del aporte de gas de la formación y de la RGL total requerida por encima del punto de inyección. Estimar la RGL total adecuada dependerá de si se conoce o no el comportamiento de afluencia de la formación productora. qiny = (RGLt - RGLf) ql / 1000. donde: qiny = Tasa de inyección de gas requerida, Mpcn/d. RGLt = Relación Gas-Líquido total, pcn/bn. RGLf = Relación Gas-Líquido de formación, pcn/bn. ql = Tasa de producción de líquido (bruta), b/d.

Qiny para pozos con IPR desconocida

La RGL total será la correspondiente a gradiente mínimo para aquellos pozos donde no se conoce el comportamiento de afluencia de la formación productora. La ecuación de W. Zimmerman presentada a continuación permite estimar valores conservadores de la RGL correspondiente a gradiente mínimo RGLgrad.min = [a + (b.Dv/1000)] * cotgh(c.ql/1000) donde: a = (25.81+13.92 w)ID2 –145 b = 139.2-(2.7766+7.4257 w)ID2 c = [(1-0.3 w)(3-0.7 ID)] + [(0.06-0.015 w-0.03 w ID)Dv/1000] Con: w = Fracción de agua y sedimento, adimensional. Rango de w Pb. J=

q ( prueba ) Pws − Pwfs ( prueba )

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

0,00708 Ko.h

µ oBo [Ln(re / rw ) − 0.75 + S ]

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En la sección curva de la IPR, q < qb ó Pwfs > Pb, se cumple: 2   Pwfs   Pwfs   q = qb + (q max − qb ) 1 − 0,2   − 0,8     Pb   Pb   

qb = J .( Pws − Pb)

q max − qb =

J . Pb 1,8

La primera de las ecuaciones es la de Vogel trasladada en el eje X una distancia qb, la segunda es la ecuación de la recta evaluada en el último punto de la misma, y la tercera se obtiene igualando el índice de productividad al valor absoluto del inverso de la derivada de la ecuación de Vogel, en el punto (qb, Pb). Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a resolver para obtener las incógnitas J, qb y qmax. Introduciendo las dos últimas ecuaciones en la primera y despejando J se obtiene: J=

q 2  Pb   Pwfs    Pwfs  Pws − Pb + 1 − 0,2    − 0,8   1,8   Pb    Pb  

El valor de J, se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs esté por debajo de la presión de burbuja, una vez conocido J, se puede determinar qb y qmax quedando completamente definida la ecuación de q la cual permitirá construir la curva IPR completa.

Ejercicio para ilustrar el uso de la ecuación de Vogel extendida para yacimientos subsaturados usando la ecuación de Darcy

Dada la información de un yacimiento subsaturado: Pws =3000 lpc µo = 0,68 cps Ko = 30 md. re = 2000 pies

Pb = Bo = h = rw =

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

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

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Solución: )

Inicialmente se aplica la ecuación de Darcy: qb =

7.08 Kh10 −3 (Pws − Pwfs ) 7.08( 30)6010 −3 (3000 − 2000 ) = Bouo (Ln(re / rw ) − 3 / 4 + S ) 1.2(0.68 )[Ln(2000 / 0.4 ) + 0.75 + 0]

evaluando se obtiene Luego ...... J = qb = Pws − Pb

)

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

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

2.011(2000 ) JPb = 2011 + = 4245 bpd 1.8 1.8

3.a)

qo = J (Pws − Pwfs ) = 2.011(3000 − 2500 ) = 1005 bdp

3.b)

2   Pwfs   Pwfs    − 0.8  qo = qb + (q max − qb )1 − 0.2   Pb   Pb   

sustituyendo

2   1000   1000    − 0.8  = 3575 b / d qo = 2011 + (4245 − 2011)1 − 0.2   2000   2000   

Si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de Pwfs y se calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. qo.

Ejercicio para ilustrar el uso de la ecuación de Vogel extendida para yacimientos subsaturados usando los resultados de una prueba de flujo.

Dada la información de un yacimiento subsaturado: Pws = 4000 lpc Pb = 3000 lpc y qo = 600 b/d para una Pwfs = 2000 lpc. Calcular: 1.- La qmax. 2.- La qo para Pwfs= 3500 lpc. 3.- La qo para Pwfs= 1000 lpc. Procedimiento: Para resolver este problema, primero se determina el índice de

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productividad utilizando la solución obtenida para J al resolver el sistema de ecuaciones para la parte curva de la IPR ya que Pws>Pb y Pwfs