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Levantamiento Artificial por Gas Gas Lift Para Ingenieros Dictado por: JUAN FAUSTINELLI Petroleum Engineer Mayo 19 al
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Levantamiento Artificial por Gas Gas Lift Para Ingenieros
Dictado por: JUAN FAUSTINELLI Petroleum Engineer
Mayo 19 al 23 - 2003 Hotel del Lago Maracaibo - Venezuela
Programa de Adiestramiento 2003 – Gas Lift - Ingenieros
CONTENIDO 1. 2. 3. 4.
INTRODUCCIÓN PRESIÓN Y GRADIENTES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA CONTROL DE LA INYECCIÓN Y MEDICIÓN DEL GAS DISEÑO DE LAG CONTINUO 4.1 Diseño Gráfico con la Mínima Información 4.1.1. Información Básica 4.1.2. Normas Generales del Diseño 4.1.3. Pasos a Seguir en el Diseño Gráfico 4.1.4. Tabla del Diseño 5. DISEÑO DE LAG INTERMITENTE 5.1. Diseño Intermitente Nº 1 (Posible buen aporte de liquido) 5.1.1. Información Básica 5.1.2. Pasos a seguir en el Diseño Gráfico 5.2. Diseño Intermitente Nº 2 (Pozo muy pobre) 5.3. Conceptos Generales del LAG Intermitente 5.3.1. Literatura Técnica de TELEDYNE – MERLA 5.3.2. Comportamiento de Producción 5.3.3. Capacidad de Producción de un Sistema Intermitente 5.3.4. Tipos de Válvulas de LAG 5.3.5. Gas Requerido de Inyección 5.3.6. Relación Gas Liquido de Inyección. RGLI=Ri 5.3.7. Control del Gas de Inyección 5.3.8. Máxima Tasa Real de Producción 6. DIAGNÓSTICO 6.1. Normas para el Análisis del Disco de dos Presiones 6.1.1. Flujo Continuo 6.1.2. Flujo Intermitente 6.2. Problemas de Comunicación 6.3. Posibles Fallas, Razones y Soluciones 6.4. Formación de Hidratos 6.5. Diagnóstico y Rediseño de LAG del Pozo 22-O-42 7. INFORMES TÉCNICOS ANEXO – I (GRÁFICAS) ANEXO – II (DISCOS DE 2 PRESIONES) ANEXO – III (GRADIENTES DE PRESIONES FLUYENTES) Material Adjunto ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted
Programa de Adiestramiento 2003 – Gas Lift - Ingenieros
Capitulo 1
Introducción
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Programa de Adiestramiento 2003 – Gas Lift - Ingenieros
1.
INTRODUCCIÓN
En un pozo fluyente hay suficiente energía almacenada en el yacimiento para que el líquido llegue hasta la estación de flujo. La presión del yacimiento y el gas de formación generan esta energía de levantamiento. Cuando la energía es muy baja para que el pozo fluya en forma natural, será necesario la instalación de un método artificial de levantamiento. El pozo cesa de fluir cuando existe un incremento en el porcentaje del corte de agua o por una declinación de la presión estática del yacimiento. En la Figura 1.1, se observa dos tipos de líneas, el trazo recto que representa la recta de la oferta de producción del yacimiento (llamada Comportamiento de Afluencia del Yacimiento o IPR = Inflow Performance Relationship) y las varias curvas de demandas de producción, que son generadas de acuerdo a las tasas de producción y del equipo de completación del pozo. En esta gráfica se muestra el efecto que tiene la relación agua – petróleo en la tasa de producción de un pozo, cuyo mecanismo de empuje es generado por la presión hidráulica del yacimiento. Se aprecia igualmente que a pesar de mantenerse constante la presión del yacimiento a través del tiempo de producción, la relación agua – petróleo aumenta, haciendo más pesada la columna de fluido. Debido a esta mayor contrapresión, su tasa disminuye hasta que cesa de producir, justo en el momento en que la columna vertical resulta más pesada que la presión fluyente del yacimiento. En la Figura 1.2, se muestra el caso de un pozo que produce de un yacimiento con gas en solución como mecanismo de empuje. En dicha figura se aprecia el
efecto
combinado del aumento de la relación gas – líquido y la declinación de la presión estática del yacimiento. El efecto neto es la declinación rápida de producción, a medida que se agota la presión del yacimiento, y a pesar de tener el pozo un gradiente fluyente muy liviano, el yacimiento no es capaz de soportar esta contrapresión, por lo que cesa de producir.
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El ingeniero de producción debe predecir cuando un pozo dejará de fluir naturalmente, de manera que pueda ser puesto inmediatamente a producir con el tipo de levantamiento artificial más adecuado. La Tabla 1.1, muestra las ventajas que ofrecen cada uno de los cuatro métodos de producción artificial más usados en la industria petrolera. El bombeo mecánico es el más conocido y aplicado, mientras que el LAG resulta ser el más económico para drenar yacimientos de petróleo liviano y que aun mantienen cierta presión estática. Los otros dos métodos, electrocentrífugo e hidráulico, sólo son aplicados en casos particulares, cuando los dos métodos anteriores resulten pocos atractivos económicamente. La Tabla 1.2, son las desventajas de éstos cuatros métodos de producción. Mientras que el primer bombeo mecánico fue instalado en 1859 y los métodos de bombeo hidráulico, bombeo eléctrico y LAG en los años de 1930; solo a partir de 1965 fue instalada en Canadá la bomba de cavidad progresiva para drenar yacimientos someros de petróleo pesado con alto contenido de arena. Resultó ser el único método de levantamiento artificial que resultaba económico. La Tabla 1.3 muestra las ventajas y desventajas de este método. Es el sistema que ofrece una mayor eficiencia global de levantamiento artificial del orden de 52 %, y su consumo de electricidad con respecto al del bombeo mecánico es aproximadamente la mitad. La Tabla 1.4 es un breve resumen de la historia, referentes a las invenciones y aplicaciones de éstos cinco sistemas de levantamientos artificiales. A continuación algunos comentarios generales referentes al LAG: ♦ Cuando el petróleo es pesado, de 12 a 16 ºAPI se puede producir:
• Si el nivel estático está cerca de la superficie y: 1. La presión de LAG es baja, efectuar un diseño intermitente con solo dos o tres válvulas de asiento de ½” o válvulas pilotos. Utilizar un regulador de ciclaje ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted
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en la superficie. 2. La presión de LAG es muy alta de 2000 a 3000 lpc y el yacimiento es profundo, se podrá inyectar en forma continua cerca de la empacadura. Más aun, si el gas de LAG es húmedo, el pozo podrá producir a una tasa superior a su tasa inicial cuando producía por flujo natural. En pozos profundos y con buenas tasas de líquido, la temperatura del flujo se mantiene alta, conservando baja la viscosidad, lo que favorece el LAG.
• Si el nivel estático es poco profundo, instalar diseño intermitente. Si se instalan válvulas de asientos pequeños el pozo solo circulará gas de LAG.
• Si el nivel estático está por debajo de los 3000’, será muy difícil obtener producción comercial del pozo. ♦ En muchos diseños de LAG, el ingeniero ha tomado muy poco en cuenta el caudal de gas que pueda pasar a través de las válvulas, por lo que conduce generalmente a la instalación de asientos demasiados grandes. Esto trae como consecuencia que a pesar de inyectar la tasa óptima de gas, la válvula de operación cierra en forma alterna y el pozo produce con mucha intermitencia, perdiendo así producción de petróleo.
• Para el LAG intermitente es imprescindible su instalación para ahorrar gas de LAG. Sin empacadura, la RGL de inyección aumenta de unos 250 PC/B/1000’ a más de 1000 PC/B/1000’.
• Para
el
LAG
continuo,
una
instalación
sin
empacadura
necesita
aproximadamente un 20 % de exceso de gas para eliminar de esta manera la inestabilidad del flujo. ♦ Instalación de la empacadura de fondo: ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted
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♦ Cuando el petróleo es liviano y el yacimiento es de baja presión, el LAG intermitente puede ser aplicado eficientemente para pozos someros. Si el pozo es profundo, mayor de 6000’, el diseño deberá ser continuo con válvulas de asientos pequeños, ya que se obtendrá mayor producción inyectando en forma continua por debajo de los 6000’ que en forma intermitente a 6000’. La Tabla 1.5 muestra la aplicación del LAG, ventajas y desventajas entre el intermitente y el continuo. Con el fin de determinar la mejor forma de producir un pozo por LAG intermitente o continuo, se dictan algunos parámetros en la Tabla 1.6. Sin embargo, cada pozo debe ser analizado de una manera particular y decidirse por un diseño flexible de LAG, con el fin de poder producir el pozo de manera eficiente para diferentes tasas de líquido o a través de la vida útil del pozo.
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PRESION DE FONDO ESTATICA RAP = 10
PRESIÓN EN EL FONDO DEL POZO
(NO HAY FLUJO)
RAP = 5
RAP = 2 CURVAS DE DEMANDA PRESIÓN FLUYENTE
RAP = 1
INDICE DE PRODUCTIVIDAD (Curva de Oferta)
TASA, B/D
FIGURA I-1.- Declinación de la Tasa de Producción. Empuje Hidráulico.
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COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA IPR = Inflow Performance Relationship IPR 1
PRESIÓN EN EL FONDO DEL POZO
RGL 1
RGL 2 IPR 2 RGL 3
IPR 3 (NO HAY FLUJO)
TASA, B/D
FIGURA I-2.- Declinación de la Tasa de Producción. Gas en Solución.
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Se aplica para todo tipo de crudo. Casi el 80 % de los pozos en el mundo producen por este método. Maneja grandes volúmenes de agua. El diseños del equipo es sencillo. Conocido por el personal técnico. Aplicable para pozos de bajo nivel de liquido. Recomendable en áreas donde no existen facilidades de producción. 3.
2.
1.
Maneja grandes volúmenes de liquido. Aplicables en pozos someros o profundos mayores de 12000’. Útil para bajas presiones de fondo.
4.
3.
2.
1.
Para pozos de petróleo pesado. Para bajas tasas y bajas presiones de fondo. Generalmente no requiere taladro para el reemplazo de la bomba. Para pozos profundos de hasta los 18000’.
BOMBEO BOMBEO ELECTROCENTRIFU HIDRÁULIC GO O E = (35 %) E = (25 %) Jet B.E. B.H.
E = (Es la eficiencia global del sistema artificial del sistema de levantamiento)
6.
5.
4.
3.
2.
1.
BOMBEO MECANICO E = (52 %) B.M.
12. 13.
11.
10.
9.
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.
Se aplica para crudos medianos y livianos. Relativo bajo costo de instalación y mantenimiento. No requiere taladro para cambiar las válvulas. En el mar, la plataforma puede ser pequeña. Aplicable en pozos de alta RGP. Su diseño es flexible, puede operar a diferentes tasas. Es poco afectado por la producción de arena. La eficiencia es poco afectada por la desviación del pozo. El LAG continuo no tiene partes móviles, por lo que alarga la vida del servicio. La tubería es libre, por lo que se puede tomar presiones, cambiar zonas y limpiarlo con coiledtubing. Se puede aplicar en pozos profundos, superiores a los 10000’. Aplicable en completaciones múltiples. Fácil de instalar en revestidores pequeños.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL por GAS E = (20 %) Continuo E = (8 %) Intermitente LAG
TABLA I-1 VENTAJAS DE LOS MÉTODOS DE PRODUCCIÓN POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
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7.
6.
5.
3. 4.
2.
1.
Problemas operacionales para profundidades mayores de los 7000’. Altos costos por instalación y mantenimiento. Requiere taladro para servicio. Necesita en tierra una base de cemento y en el lago, una plataforma resistente. La bomba es sensible a la producción de arena. Poco eficiente en pozos de alta producción de gas. No es recomendado en pozos desviados.
BOMBEO MECANICO
6.
5.
3. 4.
2.
1.
No recomendable en pozos de alta RGP. Necesita corriente de 440 voltios continuos y su tensión eléctrica debe ser muy estable. Requiere personal calificado Diseño relativamente complicado. No es recomendable para pozos de baja producción. Sin embargo, puede ser la solución, para campos de poca producción de gas. Su vida útil es aproximadamente de un año.
ELECTROCENTRIFUGO
BOMBEO
6.
4. 5.
3.
2.
1.
El personal de campo debe esforzarse al máximo para mantener la bomba en operación. Presenta alta contaminación en la localización. Los componentes del sistema son sofisticados, no así, para la bomba jet que no tiene partes móviles. Altos costos de instalación. Requiere un sistema superficial de liquido de alta potencia. No es aplicable en pozos que producen con RGL superior a los 1200 PC/B
BOMBEO HIDRÁULICO
6.
5.
4.
3.
2.
1.
Necesita una fuente de gas y requiere facilidades de compresión. El personal técnico debe ser calificado. Mayor riesgo debido a la alta presión de gas. No es económico en pozos distantes. Si el gas de LAG es corrosivo, debe ser tratado. El casing de producción debe estar en buenas condiciones.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL por GAS
TABLA I-2 DESVENTAJAS DE LOS METODOS DE PRODUCCION POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
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4.
3.
2.
1.
Costo inicial es 1/3 del costo de un balancín y su mantenimiento puede ser hasta 4 veces menores. Capacidad para producir petróleo viscoso (8 a 21 º API) y con alta concentración de arena. De los sistemas de levantamiento, es el más eficiente y opera en forma optima para tasas de 30 a 250 B/D. Puede manejar una RGL de hasta 1000 PC/B, y como no posee partes reciprocantes, no se traba por gas o “gas-lock”. Con respecto al bombeo mecánico; no requiere base de cemento, opera a bajo nivel de ruido, su instalación superficial es simple en el propio cabezal del pozo, elimina el problema de flotabilidad de las cabillas y reduce la formación de emulsiones por funcionar su parte interna con menor efecto cortante sobre el liquido.
E = (63 %) VENTAJAS
7.
6.
5.
4.
3.
2.
1.
El elastómero es la parte mas sensible del equipo y falla generalmente por hinchamiento de su polímero. Debido a la falta de información y experiencia, siempre es recomendable efectuar pruebas pilotos, antes de implementar una instalación masiva de las BCP. Esto evitará fallas de diseño y falsas expectativas con respecto al desempeño esperado de las bombas. No aplicable para petróleos aromáticos, ya que hinchan y degradan el material elastómero. Las temperaturas superiores a los 260 ºF acortan considerablemente la vida de la bomba. La rotación de las cabillas no facilitan la remoción de la parafina. Los raspadores trabajan con movimientos reciprocantes y no por rotación. Alto desgaste del tubing y cabillas en pozos direccionales u horizontales. Para altas rotaciones, es necesario anclar el tubing e instalar centralizadores en las cabillas para evitar las excesivas vibraciones del equipo de fondo.
DESVENTAJAS
TABLA I-3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA
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6.
5.
4.
3.
2.
1.
En 1859 el Coronel Drake instaló a 3 metros de profundidad la primera bomba para producir mezcla de petróleo-agua. En 1860 se inventaron las cabillas de madera y en 1880 las de metal. En 1925, W. C. Trout de Lufkin, Texas introdujo el contrapeso y caja de transmisión. A finales de 1960, S. G. Gibbs elaboró la ecuación de transmisión de ondas en las cabillas, resultando de gran aporte para el diagnostico de fallas de la bomba de fondo. El los 1970 aparece la cabilla de fibra de vidrio con conector de acero. Las ventajas con respecto a las de acero son; más livianas y menor modulo de elasticidad. También en los 1970 aparece la cabilla continua, ideal para pozos desviados.
BOMBEO MECANICO
4.
3.
2.
1.
En 1970, A. Aruntunoff instaló la primera bomba en Rusia. En 1928, F. Phillips y Aruntunoff iniciaron la instalación de esta bomba en el campo de Bartlesville, Oklahoma. En la década de 1950 se mejoraron los materiales aislantes, cable eléctrico, y el hierro-níquel reemplazo al bronce. Durante 1970 se desarrollaron los modelos computarizados.
BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO
3.
2.
1.
W. F. McMahon instaló a principio de 1930 la primera bomba. Desde el año de 1852 se encuentran referencias técnicas de la bomba hidráulica tipo Jet. En 1970 se hace más popular debido al mejoramiento de sus componentes y a los modelos matemáticos computarizados.
BOMBEO HIDRÁULICO 1797. Se levantó agua con aire. 1846. Se levanto petróleo con aire. 1900-1929. Por LAG se alcanzaron 527.000 B/D en la Costa del Golfo. 4. 1908. J. McEvoy fabricó la primera válvula calibrada por presión. 5. 1925. En California se utilizo el gas reciclado en vez de aire. 6. Se implementó y generalizó este método en la década de 1930. 7. En 1840, W. R. King inventó la válvula de nitrógeno, permitiendo controlar la inyección de gas y variar automáticamente la profundidad de inyección, de acuerdo a las características del yacimiento. 8. En 1951, H. Mc Goven y H. H. Moore inventaron el mandril de bolsillo. Se reemplazan las válvulas con guaya. 9. A partir de 1955, el Dr. H. Winkler ha publicado la mejor calidad y numero de artículos técnicos. 10. En 1967, el Dr. Kermit Brown publicó su primer tratado, titulado “Teoría y Practicas del LAG”. 11. En 1996, el Dr. Schmidt inventó la válvula Nova de orificio tipo venturi.
1. 2. 3.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
TABLA I-4 HISTORIA DE LOS EQUIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
5.
4.
3.
2.
1.
En 1932, fue patentada por René Moineau. En 1940 se instalo en el subsuelo con cabillas para levantar liquido. En 1965 se instaló en Canadá para bombear petróleo viscoso con arena. En 1980 su aplicación era común en Canadá . En 1983 Maraven instaló su primera bomba. En 1994 se mejoró notablemente los materiales del elastómero.
BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIV
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5. 6.
Bajas tasas de producción. Baja RGL de yacimiento. Baja presión de yacimiento. Bajo índice de productividad. Pozo sin producción de arena.
1. 2. 3. 4. 5.
1. 2. 3. 4.
Altas tasas de producción. Bajas o altas RGL de yacimiento. Alta producción de agua. Maneja bien la producción de arena. Alta presión de fondo. Utiliza también el gas de yacimiento.
APLICACIÓN DEL LAG INTERMITENTE
APLICACIÓN DEL LAG CONTINUO
5.
4.
3.
2.
1.
La principal desventaja del LAG continuo radica en la necesidad de tener una presión de yacimiento y de gas de inyección altas en el fondo del pozo. El LAG continuo se adapta más a los yacimientos con empuje hidráulico. El LAG intermitente no utiliza la energía del yacimiento. El pozo de LAG intermitente ubicado cerca de la estación de flujo necesita un separador de alto caudal. La alta demanda instantánea del gas de inyección, puede perjudicar otros pozos de LAG.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS ENTRE AMBOS SISTEMAS DE LAG
TABLA I-5 APLICACIÓN, VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL LAG
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Mayor que .30 lpc / pie (*) Mayor de .08 lpc / pie (*) 50 a 250 PC / B. Más de 100 lpc
Gradiente de presión estática.
Gradiente o presión fluyente.
Tasa de inyección de gas por cada 1000’
Presión de inyección de gas por cada 1000’
LAG INTERMITENTE
Menos de 100 lpc.
250 a 350 PC / B.
150 lpc o mayor.
Menor que .30 lpc / pie.
Hasta 400, dependiendo del índice de productividad, profundidad de inyección y tamaño de eductor.
(*) Valores menores para muy bajas tasas o para flujo anular con alta RGL total.
100 a 75.000 (flujo anular)
LAG CONTINUO
Tasa de producción, B/D
CONDICIONES
TABLA I-6 PARAMETROS GENERALES DE PRODUCCION PARA EL DISEÑO DE LAG CONTINUO E INTERMITENTE
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Capitulo 2
Presión y Gradientes de Presión y Temperatura
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2.
PRESIÓN Y GRADIENTES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA.
La presión es el resultado de una fuerza aplicada uniformemente sobre una superficie. La presión atmosférica es generada por la masa de la capa de gas que es atraída por la gravedad terrestre y es del orden de 14.7 libras por pulgadas cuadradas. La unidad de presión se abrevia en “lpc”. El gradiente de presión es la relación que existe entre la variación de presión contra la variación de profundidad. El gradiente de presión del agua es de 0,433 lpc/pie o 0,10 Kg/m. El gas en el espacio anular del pozo, por tener masa también genera un gradiente de presión, la cual es función de su densidad y presión superficial; y tiene un valor que puede oscilar de 0,02 a 0,04 lpc/pie La presión es medida mediante la deformación que ésta causa en el tubo Bourdón, parte principal del manómetro. Este tubo es circular y debido a la diferencia interna de sus áreas, tiende a enderezarse a medida que aumenta la presión interna. Los tipos de manómetros como las curvas de gradientes de presiones y temperaturas estáticas y fluyentes están bien explicadas en las gráficas de soporte que se encuentran en el Anexo III. El gradiente de presión es la relación que existe entre la variación de presión contra la variación de profundidad. El gradiente de presión del agua es de 0,433 lpc / pie o 0,10 Kg / m. El gas en el espacio anular del pozo, por tener una masa también genera un gradiente de presión, la cual es función de su densidad y presión superficial; y tiene un valor que varia entre 0,02 a 0,04 lpc / pie.
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Capitulo 3
Control de la Inyección y Medición del Gas
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3.
CONTROL DE LA INYECCIÓN Y MEDICIÓN DEL GAS
En las figuras del Anexo I, se muestran los equipos principales para efectuar la medición de gas que son; el carrete de medición, la placa u orificio y el medidor de gas tipo fuelle. Para efectuar el cálculo del caudal de gas que pasa a través del orificio, se multiplica el factor de la placa por la raíz cuadrada de la presión estática absoluta por la diferencial y luego por una constante “k”. El valor de la placa de orificio se obtiene de las tablas, mientras que la constante “k”, de multiplicar valores que están en función de la característica del gas, parámetros base y la forma y dimensiones físicas del carrete y de la placa de medición. Las Gráficas 13, 14 y 15 muestran el equipo de medición, la Gráfica 16 el disco de caudal de gas, y las Gráficas 17 y 18 los nomogramas de gas de inyección y de gas total, respectivamente. Ejemplo: Determinar la inyección de gas, con la siguiente información:
• Rango del medidor: 100” de agua por 1000 lpc. ; Placa de 5/8” en línea de 2”. • Pluma Azul = 90; Pluma Roja = 50 (Escala normal de 0 a 100). • Gravedad del gas de .65 y Temperatura de 100 ºF. • El estrangulador ajustable es de 11.5/64” y la presión del anular de 700 lpc. Calcular también el pase de gas que pasa a través del estrangulador ajustable, y comparar las medidas.
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Para la inyección continua de gas, los estranguladores ajustables mostrados en la Gráfica 19 son los más utilizados en la industria petrolera. Las Gráficas 20 a 23 están relacionadas con el estrangulador ajustable y pase de gas, y su aplicación está bien explicado en los siguientes ejercicios: PROBLEMA N. 1: Hacer el balance de gas a nivel del pozo. Datos: Presión Sistema
= 675 lpc
Presión casing
= 555 lpc
Temperatura Superficial
= 85 ºF.
Gravedad del Gas
= 0.65
Estangulador Merla graduado a = 1/3 de vuelta Válvula de operación
= 6000 ‘
- Asiento
= 3/16”
- Presión Tubing
= 550 lpc a 6000’
-Temp. Tubing
= 175 ºF a 6000’
Cálculos: A.- Gas de Inyección: Según Fig. 20, un tercio de vuelta es equivalente a un 10/64 pulgadas Según Thornhill-Craver, Fig. 21 ............................................................... .29 MMPC Corrección por Gravedad y Temperatura Según Fig. 22, Cgt = 1.025 Por Corrección:
.29/1.025 ............................................................................ .28 MMPC
B.- Pase de Gas por la Válvula de LAG Según Fig. 21; ...................................................................................................... .34 MMPC
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Según Fig. 22;
Cgt = 1.105
Por Corrección: .34/1.105 ........................................................................ .31 MMPC Observaciones: El pase de gas a través del estrangulador ajustable (10/64”) es similar al pase por la válvula de operación (12/64”), lo que indica que todo el gas de inyección está pasando por la válvula a 6000’. Se observa que para un mismo pase de gas, se requiere mayor asiento de fondo que de superficie, y esto se explica como sigue:
• Las moléculas se dilatan al calentarse y requieren una mayor área de flujo. Si se mantiene constante el área, la velocidad del gas sería mayor, y por consiguiente aumentaría la fricción.
• Para este caso particular, la diferencial de presión de fondo es menor que en superficie, 80 lpc vs. 120 lpc., y a menor diferencial se necesita mayor área de flujo. PROBLEMA N. 2: Cual será el tamaño del asiento de una válvula de LAG, si se tiene la siguiente información: P1 = Presión de Casing
= 1500 lpc.
P2 = Presión de tubing
= 1200 lpc
Gravedad del Gas
= 0.85
Temperatura de la Válvula
= 210 ºF
Qinyección
= 1.20 MMPCD
Se corrige el gas por Temperatura y gravedad, Ctg = 1.30
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Gas corregido para ser utilizado en la Fig. 21. 1.20 MMPCD x 1.30 = 1.56 MMPCD Con P1 y P2, se obtiene un asiento de 15.5/64”. Se recomienda utilizar una válvula con asiento de ¼” (16/64”).
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Capitulo 4
Diseño de LAG Continuo
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4.
DISEÑO DE LAG CONTINUO .
(Válvulas presionadas por Nitrógeno y Operadas por Presión de Casing)
4.1. DISEÑO GRÁFICO CON LA MÍNIMA INFORMACIÓN 4.1.1.
INFORMACION BASICA.
Presión de Arranque de Gas:
740 lpc.
Gravedad del Gas:
.70 (aire= 1.00).
Presión del Separador:
60 lpc.
Presión Fluyente del Cabezal:
160 lpc.
Tasa Máxima Esperada:
400 BB/D.
Porcentaje de Agua:
65 %.
Relación Gas Petróleo de Formación:
1150 PC/BP (GOR); RGLF=1150 * .35= 403 PC/BB.
Gravedad del Petróleo:
28º API.
Grad. Líquido durante el Arranque:
.433 lpc/pie.
Tubería de Producción:
2 7/8”.
Empacadura:
8100 pie.
4.1.2.
NORMAS GENERALES DEL DISEÑO.
• Para las válvulas superiores que son de arranque, se recomienda asientos de 8/64” para tuberías de 2 3/8” y de 2 7/8”, y de 12/64” para tuberías de 3 1/2”. Esto garantiza una mayor presión de cierre de las válvulas y menor consumo de gas.
• La ecuación del balance de fuerza para el cálculo de la presión de cierre en el pozo, se aplica solo para la primera válvula. Las demás presiones de cierre se toman de la gráfica.
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• La corrección por temperatura se efectúa utilizando la temperatura estática para bajas tasas y promedia entre la estática y fluyente para tasas altas. Esto garantiza una mayor presión de operación y cierre de las válvulas superiores.
4.1.3.
PASOS A SEGUIR EN EL DISEÑO GRÁFICO
Nota: Las Figuras o gráficas utilizadas en el diseño se encuentran en la sección final del curso. El orden de algunos pasos puede ser cambiado, así, el paso 13 podría ser el paso 1. PASO
EXPLICACIÓN
1
Es el gradiente de presión máximo de gas, durante el arranque. Según la Fig.10, la presión adicional para 6000 pies es de 116 lpc, es decir, la Pc es de 856 lpc.
2
Gradiente mínimo fluyente en el tubing es de 0.04 lpc/pie, cuando no hay aporte de líquido de formación
3
Gradiente de líquido muerto.
4
Paralelo a 3 y saliendo de la presión del separador.
5
Paralelo a 1 pero con 50 lpc menos.
6
Profundidad de la Válvula 1. Es el cruce de las líneas 4 y 5.
7
Ecuación del balance de fuerza de la válvula en el momento de su apertura.
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Es la Fórmula 2 de la Fig. 6. Para: Pt=120, Pc=720 y Av/Ab=.042 (Suponiendo una válvula NM-15R de asiento de 8/64”, según Fig. 9), resulta una Pbt de 695 lpc. 8
Paralela a 3.
9
Paralela a 1 y saliendo del Pbt de la válvula 1.
10
Línea de Pbt (presión de cierre de las válvulas) que intercepta la línea 8 pero con 5 lpc menos de presión a la línea 9. Es conveniente que la línea 10 se separe de la línea 1 pozo abajo para garantizar el cierre de las válvulas superiores, a medida que se inyecte gas a mayor profundidad. El valor de separación de 5 lpc en la válvula 2 pudiera ser menor o mayor, dependiendo de valor de
presión que
queremos alcanzar en la válvula de operación. Si el pozo es pobre o la Pc de arranque es muy alta, el valor de 5 lpc puede ser mayor. 11
Gradiente de Presión Fluyente. La Figura 26 muestra que una Relación Gas-Líquido Total de 1.370 PC/BB sería aceptable.
Como es
recomendable aumentar este valor (para obtener una Presión de Fondo Fluyente aún menor que la que daría la RGL óptima), podemos estimar un RGLT de 1500 PC/BB. La Figura 70 representa la presión fluyente estimada, por arriba del punto de inyección de gas. Se observa que a 5.000’, la presión fluyente es de 690 lpc.
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12
Profundidad de referencia para el cálculo de asiento de las válvulas ubicada justo arriba de este punto.
13
Profundidad de la última válvula, de acuerdo a la ubicación de las empacaduras. Nota: La línea 2 de espaciamiento ya no es válida para las válvulas inferiores. La nueva línea de espaciamiento para el mínimo Pt debe estar ubicado en el recuadro ABCD. Esta línea está basada en; 1. Mínimo gradiente fluyente esperado, si el pozo produce poca agua. 2. El espaciamiento mínimo permitido entre válvulas y en el número máximo deseado de válvulas de LAG. Ejemplo: un diseño basado en una línea que va de D a B necesitará menos válvulas que el ejemplo actual. 3. Experiencia del Ingeniero de Diseño.
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4.1.4
TABLA DEL DISEÑO. Asiento
Av/Ab
n 8/64
0.042
p
q
r
s
T.Estát
Ct
Pb60ºF
Ptaller
o 695
113
.898
624
650
Válv.Nº
Profund.
1
1.500
2
2.900
“
“
715
138
.856
612
640
3
4.200
“
“
730
162
.820
599
625
4
5.150
0.094
745
179
.796
593
655
5
5.950
“
“
755
193
.778
587
650
6
6.650
“
“
765
206
.761
582
645
7
7.400
“
“
770
219
.745
574
635
8
8.000
“
“
u 730
230
.732
535
590
t 12/64
Pbt
Referencias: n Para las válvulas superiores de arranque, utilizar asientos de 8/64” para tubing de 2 3/8” y 2 7/8”, y de 3/16” de 3 1/2”. o Según ecuación de balance de fuerza: Pt= 120 lpc y Pc= 720 lpc. Los demás Pbt son tomados de la gráfica.
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p De acuerdo al gradiente geotérmico de la región. Si es de 1.80ºF/100 y temperatura superficial 86ºF, la ecuación será Tprofund. = 86 + 0.018*Profund. También se puede leer tomado en la gráfica. q De acuerdo a la Figura 8 o de la ecuación: Ct= 1/(1 + 0.0215(T(ºF) - 60) r Según la ecuación: Pb60ºF= Pbt * Ct. s Según la ecuación: Ptaller= Pb60ºF /(1 - Av/Ab) t Qiny =Tasa(RGLóptimo -GRLformación) =400 BB/D(1500 - 400)PC/BB=0.44MMPC/D. Factor de Corrección = 0.0544G.T. = 0.05440.70*(460+179) = 1.151 o según Figura 22. Qcorregido = 0.44 * 1.151 = 0.51 MMPC/D. Con P1 = Pbt + 20 = 745 + 20 = 765, como se recomienda un ∆P mínimo de 100 lpc a través de la válvula, P2 será de 665 lpc. Aplicando el Nomograma de Thornhill-Craver de la Figura 21, resulta un asiento de 13/64”. Válvula de 12/64” será la más adecuada.
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u Pbt = Pbt de gráfica - 50 lpc = 780 - 50 = 730 lpc. Esta reducción de presión resulta útil para futuros diagnósticos, si el pozo es seco o de muy baja producción.
La página siguiente muestra el diseño gráfico.
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Capitulo 5
Diseño de la Intermitente
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5.
DISEÑO DE LAG INTERMITENTE A continuación algunas observaciones referentes al diseño intermitente.
• Se justifica sí; la empacadura está a profundidad inferior a 7000’, que el petróleo sea liviano y que la válvula de operación sea la última. Si esto no es el caso, un diseño continuo producirá más petróleo con menos gas de inyección que el diseño intermitente.
• Si el petróleo es viscoso y el nivel estático está cerca de la superficie, solo dos o tres válvulas de LAG serán suficientes, ya que no se podrá transferir el gas más abajo, debido al alto resbalamiento de líquido. A continuación se efectúan dos diferentes diseños, de acuerdo a las características del yacimiento y tamaños de los asientos de las válvulas.
5.1.
DISEÑO INTERMITENTE Nº 1 (POSIBLE BUEN APORTE DE LÍQUIDO) 5.1.1
INFORMACIÓN BÁSICA.
Presión de Arranque de Gas:
800 lpc.
Gravedad del Gas:
.70 (aire = 1.00).
Presión del Separador:
80 lpc.
Gradiente Líquido durante el Arranque:
.45 lpc/pie.
Gravedad del Petróleo:
30º API.
Porcentaje de Agua:
25 %.
Gradiente del Líquido de Yacimiento:
.40 lpc/pie.
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Presión del yacimiento
No conocida.
Tasa Máxima Esperada:
No conocida.
Relación Gas Petróleo de Formación:
No conocido.
Temperatura del yacimiento
230 ºF a 7500”.
Temperatura de superficie
90 ºF.
Tubería de Producción:
2 7/8”.
Empacadura:
7070 pies.
Utilizar válvulas CAMCO, R-20 de asiento de 1/2”
R = Av/Ab = 0,262
NOTA:
Existe la posibilidad de que la gravedad del petróleo sea menor o que la emulsión agua-petróleo resulte muy viscoso. Se va ha arrancar el pozo a la fosa, o sea con Pt inicial de cero.
5.1.2
PASOS A SEGUIR EN EL DISEÑO GRÁFICO
NOTAS:
• Se calcula primero la presión de cierre de la última válvula. • Las Figuras o Gráficas utilizadas en el diseño se encuentran en el Anexo I. La construcción de muchos pasos ha sido explicada en el diseño anterior continuo.
PASO
EXPLICACIÓN
1
Gradiente del gas de arranque.
2y3
Gradiente de líquido de completación y el de producción del yacimiento.
4
Gradiente del gas para el espaciamiento y para la ecuación del balance de fuerza de la válvula 1, es decir, la Pc. (Paso 10).
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5
Profundidad de la válvula 1.
6
Presión de arranque menos 100 lpc. Es la Pc de la última válvula = 850 lpc
7
Es la carga de líquido, es decir, la Pt de la última válvula. Pt = Pc * 0,75 = 640 lpc
8
Pbt=Pvc=Presión de cierre de la última válvula. Ecua. 2 de la gráfica 6.
9
Es la línea de Pbt para todas las válvulas.
10
Es la Pc para la válvula 1.
11
Es la Pt = 436 lpc, calculada para la Pc de 780 lpc, Pbt de 690 lpc y Av/Ab de 0,262. Ecu. 3 de la gráfica 6.
12
Es la línea interior del espaciamiento de las válvulas. Sale del punto 11 y es paralela a la línea 1.
13
Gradiente del líquido, que ubica la profundidad de la válvula 2.
14
Profundidad de la válvula 2.
15
Es la línea de Pbt para todas las válvulas.
16
Con el propósito de determinar posteriormente si se opera de la última válvula, se disminuyó la Pbt en 50 lpc.
17
Nivel de líquido en el tubing, justo antes de operar la válvula de fondo.
18
Presión mínima Pt. Si el resbalamiento es del orden de 5% cada 1000’, la Pt mínima será = (640-80)*0,05*7+80 = 276 lpc
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19
Nivel mínimo de líquido en el tubing, una vez despachado el tapón de líquido hacia la línea de flujo.
20
Representa un posible gradiente dinámico mínimo, si se opera de una válvula superior.
21
Gradiente de temperatura estática similar a la fluyente.
Ver a continuación el diseño gráfico, el diseño tabulado y la hoja de calibración para la empresa suplidora de las válvulas.
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5.2. DISEÑO INTERMITENTE Nº 2 (POZO MUY POBRE) Nota: La información básica es similar a la anterior, con las siguientes diferencias:
• El yacimiento es productor de petróleo liviano con muy baja presión de fondo, por lo que se garantiza que la válvula de operación será la última.
• Tiene mandriles KBM y válvulas de Equimavenca. • Para las válvulas de descargas se usarán válvulas de asientos pequeños de 1/8” para aumentar la presión de operación del anular y disminuir el número de válvulas. La última válvula que será la de operación tendrá asiento máximo de 5/16”.
PASO
EXPLICACIÓN
1 al 5
Igual al diseño anterior.
6
Se calcula el Pbt de la primera válvula. Pc = Presión de arranque – 50 lpc = 840 – 50 = 790 lpc, Pt = 80 lpc y R = 0,040. Resulta una Pbt de 760 lpc.
7
Necesario para trazar la línea de Pbt de las demás válvulas. Se aleja de la línea de referencia 1 de la siguiente manera:
• El punto 6 esta a 80 lpc de la línea 1, (840 – 760). • Se calcula el punto 7 así; 950(de la linea1) – 80(misma separación que el punto 6) – 50(suponiendo que el diseño lleva 5 válvulas, y la caída de presión por válvulas es de 10 lpc) = 820 lpc.
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8
Es la línea de Pbt.
9
El gradiente mínimo podría ser prácticamente cero, el pozo circula gas, sin embargo, se recomienda como factor de seguridad el valor de 0,03 lpc/pierde. La Pt mínima sería de; 80 + ,03 * 7000 = 290 lpc.
10
Línea de gradiente mínimo. Se une el punto 9 con la presión superficial de 80 lpc. Sirve para el espaciamiento de las válvulas.
11 y 12 Técnica gráfica para el espaciamiento de las válvulas. Se repite para ubicar las demás válvulas. 13
Se calcula el Pbt de la última válvula, con la siguiente información; Pc = 820 (Punto 7), Pt = 290 (Punto 9, esta baja presión garantiza la apertura de la válvula) Nota: Esto asegura su apertura, sin que se abra la penúltima válvula, la cual
es
muy sensitiva a la presión del casing. Con R = .2474 resulta una Pbt de 690 lpc. 14
Gradiente de temperatura estática similar a la fluyente.
15
Son las curvas de gradientes fluyentes para una tasa de 100 B/D con 0% y 65% Agua y para las relaciones gas-líquido de 2000 y 4000 Pies Cúbicos/Barril. Observación: Estas curvas de flujo continuo generan una mayor presión de fondo fluyente que el LAG intermitente por lo que se perdería producción, además, la presión superficial también sería mayor a las 80 lpc mostradas en la gráfica.
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Como la última válvula tiene asiento grande, resulta sensitiva a la presión del tubing para su operación. La Pc de apertura de la válvula está en función inversa a la carga, o sea, a mayor Pt, menor Pc de apertura. La tabla inferior muestra las diferente Pc en función de los % de carga, aplicando la siguiente fórmula; Pc = Pbt /( 1 – (100%Carga)/100*R))
% de carga respecto a Pc
Pc calcul. para Pbt=690
Pt calcul. (Ecuac. 3 de la Fig. 6)
75
735
518
50
787
345
30
835
207
Ver el diseño gráfico y la hoja del diseño tabulado.
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5.3.
CONCEPTOS GENERALES DEL LAG INTERMITENTE
Es interesante notar que este método pesar de ser aplicado a pozos de baja tasa diaria, tiene un gran caudal instantáneo de producción de líquido y de gas durante varios minutos, por lo que sus instalaciones superficiales deben tener: • Línea de flujo grande con mínimos codos. • Separador provisto de válvulas de descarga de gas y de líquido de buen tamaño. • Separador Vertical en lo posible, para soportar las rápidas entradas de fluidos.
5.3.1.
LITERATURA TÉCNICA DE TELEDYNE - MERLA.
A continuación se hace una traducción parcial del método LAG Intermitente publicado por Teledyne- Merla. Se utilizó la misma simbología.
5.3.2
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN.
Se obtiene máxima producción, optimizando cada período del ciclo mostrado en la Fig. 3.19, o sea , alcanzando el máximo número de ciclos eficientes por día. Un ciclo eficiente significa una recuperación máxima de líquido con un volumen de gas de inyección, que disminuya el gas de cola. La eficiencia volumétrica se obtiene de la siguiente ecuación:
VE=Bt/Be
(3.12)
Donde: Be = Líquido de entrada por ciclo Bt = Líquido producido
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La relación de Gas de Inyección = RGLI es :
Ri = Qn/Bt
(3.13)
Donde: Qn = Gas de inyección, Pies3/ ciclo Durante el período de levantamiento, la formación no aporta o aporta poco líquido, por esta razón se debe reducir este período, al igual que el tiempo de reducción de presión.
5.3.3.
CAPACIDAD DE PRODUCCION DE UN SISTEMA
INTERMITENTE. Esta capacidad depende de: a) La carga del tapón inicial. b) La eficiencia de levantamiento. c) El número de ciclos por día. En la práctica se ha determinado que una carga inicial de 65 a 75% de la presión de gas, resulta en una velocidad promedia óptima de 900 a 1200 pies / min. Si la presión del eductor es alta de más de 200 lpc, se puede utilizar carga de 75%. La carga del tapón inicial es:
Pt = (Factor de Carga) x Pc
(3.14)
Pe = Pt - Pts
(3.15)
Be = (Pt - Pts) Ftb/ Gs = Pe x Ftb / Gs
(3.16)
Donde: Be = Barriles de entrada por ciclo Pe = Presión de entrada del líquido por ciclo Pc = Presión del revestidor en la válvula, al momento de abrir. ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted
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Pts = Presión Tubería en la superficie, Ipc Ftb = Factor Volumétrico de Tubería, B/ pie. Gs = Gradiente de fluido , Ipc / pie. Siendo el factor de resbalamiento del orden del 5% por cada 1000´, se puede calcular la Eficiencia así:
E = (1 - .05 Dv / 1000) x 100
(3.17)
E = Bt / Be
(3.18)
Bt = E. Be
(3.19)
Se recomienda un tiempo mínimo por ciclo de 3 minutos por cada 1000´de levantamiento, o sea, el número máximo de ciclos por día es:
Nc ( Máximo) = 1440/3/ Dv/1000 = 480.000 / Dv
(3.20)
Donde: 1440 es minutos/día 3 es el número de minutos por ciclo por cada 1000´ Dv es la oportunidad de la válvula en pies. Conociendo el recobro por ciclo y el máximo ciclaje por día se puede predecir la máxima tasa:
Ql = Nc x Bt 5.3.4.
(3.21)
TIPOS DE VALVULAS DE LAG
Se requiere válvulas que permitan un alto caudal de gas hacia el eductor. Existen tres categorías bien definidas, por lo que se hacen los siguientes comentarios:
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a) VALVULA PILOTO. La gran ventaja de esta válvula, es que en la parte piloto se puede utilizar cualquier tamaño de asiento, sin modificar la habilidad que tiene la parte principal de la válvula en permitir el pase de alto caudal de gas. Su construcción es complicada y muchas veces queda pegada en posición abierta. b) VALVULA DE NITROGENO. Es muy resistente y es la más utilizada, pero la desventaja es que pierde la flexibilidad de la válvula piloto. Si la caída de presión (Presión de Apertura – Presión de Cierre) de la válvula no es suficiente, se necesita reloj de inyección y si la caída es demasiada grande se circula exceso de gas de cola. c) VALVULA SENSITIVA A LA PRESION DE LIQUIDO. Se diferencia de las dos anteriores debido, a su pequeño tamaño de asiento y su alta sensibilidad a la presión del eductor Abren de acuerdo al aporte de líquido del yacimiento y no a la presión del gas. La operación depende de la apertura de varias válvulas, las cuales permitan el paso adecuado de gas para levantar el tapón de líquido. El levantamiento de fluido se realiza, cuando la última válvula de líquido abre por carga de líquido y a medida que la carga de líquido sube por encima de las válvulas, éstas se van abriendo sucesivamente. Las válvulas cierran cuando el líquido está en la línea de flujo y la presión del cabezal baje. Las válvulas superiores generalmente no abren y si lo hacen, hay poco pase de gas a través de ellas, debido a la reducción de presión en el anular.
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5.3.5.
GAS REQUERIDO DE INYECCIÓN.
Existen tres parámetros importantes relacionados con el Gas de Levantamiento: a) PRESION DE OPERACIÓN. El levantamiento intermitente por gas, puede ser llevado a cabo con una presión relativamente baja en comparación con la profundidad. La fig. 3.20, es una curva empírica de la presión de cierre vs. profundidad de operación. Sirve como guía para determinar la capacidad de un compresor o la posibilidad de producir un pozo con la presión existente del sistema. b) CAUDAL DE GAS DE INYECCIÓN. El caudal de gas a través de la válvula o válvulas (si son sensitivas al líquido), debe ser suficiente para permitir una velocidad óptima del tapón de líquido de 900 a 1200 pies/minuto. Para obtener una máxima eficiencia y frecuencia de ciclos, se requiere normalmente una válvula de gran asiento. c) GAS REQUERIDO POR CICLO. A pesar de resultar algo difícil conocer el gas necesario por ciclo, se pueden hacer las siguientes estimaciones: • En el momento que el tapón llega a la superficie, el eductor está lleno de gas y a una presión promedia (Ptf) entre la presión por debajo del tapón inicial de líquido y la presión de cierre de la válvula.
Gas requerido por Ciclo = Qn = Ptf . Vt / Pa
( 3.21.a)
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Donde: Ptf =
Presión Promedio
Vt =
Volumen del eductor desde la profundidad de la válvula ( Dn) menos la longitud del tapón de líquido.
Ftv =
Factor volumétrico de tubería, PC / pie
Pa =
Presión atmosférica.
Ptf = (Pvc + Pt ) /2 + 14.7
( 3.22)
Vt = [ Dv - (Be / Ftb)] Ftv
(3.23)
No se considera la corrección de gas por temperatura y factor de compresibilidad, a menos de que se tenga muy altas temperaturas y presiones en el pozo.
5.3.6.
RELACIÓN GAS LIQUIDO DE INYECCION. RGLI = Ri
Es la relación del gas inyectado por ciclo, dividido entre el líquido producida por ciclo. Ri = Qn/Bt
en PC/D
(3.24)
La fig. 3.21, es una gráfica de RGL de inyección promedio vs. Profundidad para condiciones normales. Fue elaborada según mediciones de campo para presiones de inyección de 550 a 1000 lpc y de cabezal del pozo de 30 a 150 lpc.
5.3.7.
CONTROL DEL GAS DE INYECCION.-
Según la ecuación de balance de fuerza, tenemos:
Pbt = Pc abierta - R x ( Pc - Pt )
; Pb = Pvc
(3.25)
Nota: Ver ecuación 2 de la Figura 6 del Anexo I.
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y cuando la válvula cierra.
Pb = Pc cerrada
(3.26)
De las ecuaciones ( 3.25 ) y ( 3.26 ), se puede deducir que la válvula para abrir está influenciada por presión de gas y de líquido, mientras que para cerrar, sólo de la presión de gas. Esta diferencial de presión de apertura y cierre, se llama Caída de la Válvula o Spread. Entre más grande sea el tamaño del asiento, mayor será la relación. “R” y mayor será la Caída de la válvula, según ecuación ( 3.25). Según la Ley de Gas ideal, se obtiene:
P1 x V1 T1
=
P2 x V2 T2
(3.27)
Si hacemos T1 = T2 y despejamos V1 para obtener el gas almacenado en el anular al comienzo del ciclo:
V1 = Pc x Va x Dv / Pa
(3.28)
Donde: Va = Volumen anular, PC / Pie Pa = Presión standard, lpc Vi = Volumen standard, PC Dv = Nivel de líquido en el anular, pie. Pc = Presión Casing cuando abre la válvula, lpc Gas remanente en el anular al final del levantamiento;
V2 = Pvc . Va . Dv/Pa
(3.29)
Donde: Pvc = Presión del anular cuando la válvula cierra. = Pbt de la Figura 6. Tasa mínima inyectada es:
Qs = V1 - V2 = (Pc - Pvc) x Va x Dv / Pa
(3.30)
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Si incluimos la correlación por temperatura:
Qs = ( Pc - Pvc) x Va x Dv x Ts/( Pa x Tp )
(3.31)
Donde: Ts = Temperatura standard Tp = Temperatura promedio del gas del anular Si la temperatura promedio del gas en el anular es 120º F entonces
Caída = Pc - Pvc = (Qs x 14.7 x 580) / (Va x Dv x 520) = 16.4 Qs/(Va x Dv) (3.32)
El gas disponible del anular, Qs, debe ser por lo menos el 75% del gas requerido Qn.
Qs = .75 x Qn
(3.33)
Qn se obtiene de la ecuación ( 3.21) o de la fig. 3.21. Donde: Qn= Ri x Bt De la ecuación 3.25 R = ( Pc - Pvc) / ( Pc - Pt) Donde: Pc es conocido, Pt es función de Pc ( 65 a 75% de carga) y Pvc es conocida de acuerdo a la presión del taller. Pt se calcula también como sigue: Be = Bt / E Pt = Be . Gs / Ftb + Psp Donde: Psp = Presión del separador = Pts = Presión de superficie.
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Como se conocen los tamaños del casing y tubing, se puede obtener el valor R o Fts de la fig 3.22.
5.3.8.
MAXIMA TASA REAL DE PRODUCCIÓN.-
Para conocer la máxima tasa de producción, debemos determinar: • La tasa óptima de acuerdo a la completación mecánica del pozo y profundidad de levantamiento, según la ecuación ( 3.21) • El comportamiento de afluencia del pozo de acuerdo a la presión de fondo fluyente e Indice de Productividad. Suponiendo que se calculó ql = 300 B/D según la ecuación ( 3.21) y el pozo tiene una presión promedio fluyente de 450 lpc, Indice de Productividad de 0.2 y Presión Estática de 1450 lpc. El yacimiento sólo podrá aportar 0.2 ( 1450 - 450) = 200 B/D y ésta será la tasa máxima del pozo. Si su I.P. fuese de 0.5, el yacimiento daría 500 B/D, pero el pozo sólo podría producir 300 B/D, de acuerdo a la ecuación ( 3.21), es decir, el menor número es el que gobierna la tasa máxima del pozo.
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Capitulo 6
Diagnóstico
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6.
DIAGNÓSTICO
Para efectuar un análisis del comportamiento de un pozo de LAG, determinando su válvula de operación y si la inyección de gas es la óptima, es necesario cumplir con las siguientes condiciones esenciales:
• Recolectar toda la información de archivos, como diseño actual de válvulas, guaya fina, pruebas de producción y datos de yacimiento.
• Obtener apoyo del personal de campo y efectuar las mediciones del equipo superficial del pozo con aparatos bien calibrados.
• Disponer de un software adecuado. • El ingeniero de producción debe conocer los equipos de control y medición superficial del pozo, así como el equipo de fondo. Debe tener experiencia en el diagnóstico de fallas de válvulas de LAG. A continuación se discuten los siguientes tópicos:
6.1.
NORMAS PARA EL ANÁLISIS DEL DISCO DE DOS PRESIONES.
La información que aporta el disco de dos presiones, además de resultar muy económico, es de gran utilidad para diagnosticar el comportamiento de un pozo de LAG.
6.1.1.
FLUJO CONTINUO.
1. En condiciones normales, el disco muestra la presión del eductor y revestidor relativamente constante.
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2. Si la presión del eductor disminuye y aumenta la del revestidor, lo más probable es que se ha dañado la válvula de operación, y se esté inyectando por la válvula inmediatamente superior. En este caso se pierde producción. 3. Si la pluma del eductor muestra cabeceo, puede ser debido a; a) el asiento de la válvula es muy grande, b) falta inyectar más gas o c) el pozo ha disminuido su caudal. 4. Si la pluma del revestidor muestra ondulaciones, significa que la válvula abre y cierra en forma alterna. El pase de gas a través del estrangulador ajustable en superficie es menor que el pase por la válvula de operación. 5. Una alta presión del eductor indica contra presión en la línea de flujo debido; a) línea muy larga o de diámetro pequeño para la tasa del pozo, b) línea obstruida debido a deposición de parafina o silicato, válvula de la línea semi-cerrada o codos obstruidos por arena, estrangulador del brazo no removido y c) excesiva inyección de gas. 6. La baja presión del revestidor puede indicar;
• Válvula fuera de su bolsillo. • Comunicación a través del colgador del árbol de navidad. Se observa enfriamiento en el mismo árbol.
• Pérdida de presión de nitrógeno en la cámara de la válvula. • Hueco en el eductor. • Empacadura de fondo desasentada.
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• Hueco en el revestidor. Parte del gas de inyección no llega a la estación de flujo. 7. La baja presión del eductor puede indicar;
• Caída de presión del sistema de LAG. • Caída de la inyección de gas al revestidor debido a taponamiento del estrangulador ajustable por congelamiento.
• Declinación de la producción. • Línea de flujo rota. • Drástica caída de producción debido a cambio de zona o taponamiento del eductor por arena.
6.1.2.
FLUJO INTERMITENTE
La parte más importante de la gráfica es la forma del pico de la pluma roja, la cual indica la presión del eductor. Se observa si el pico es corto, largo o ancho. El disco de dos presiones además de resultar muy útil para el diagnóstico, resulta indispensable para optimar la inyección de gas, o sea, graduar el tiempo de inyección y los ciclos diarios. El disco puede por lo general, interpretarse de la siguiente manera;
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Presión de eductor
Presión de revestidor
1. Un pico alto y delgado indica una buena 1. Una rápida caída de presión indica buena operación de válvula, con gran tapón de
operación de la válvula de fondo, o sea, la
líquido y poco gas de cola.
transferencia de gas del revestidor al eductor es alta.
2. Un pico corto indica poco aporte de líquido. Si el pico es muy corto y ancho, 2. Un suave decrecimiento de presión cada puede indicar baja producción de petróleo
vez que abre la válvula de LAG puede ser
emulsionado. Si en vez de un pico se
debido a;
observa
solo
un
mínimo
aumento
sostenido de presión, se estaría circulando
• Pobre acción de la válvula debido a
solo gas de LAG.
taponamiento parcial del asiento.
3. El pico alto y ancho puede indicar:
• Válvula de asiento muy pequeño.
• Restricciones en la línea de flujo.
• Baja presión diferencial a nivel de la
(reductor
instalado,
parafina,
escala,
válvula de operación.
codos taponados, etc. )
• Podría indicar también, alta producción
• Revestidor muy grande, comparado con el diámetro del eductor. (2 3/8”
de líquido con mucho gas de cola.
en
9 5/8”)
• También se puede observar un pico ancho 3. Durante la apertura del controlador cuando la válvula de LAG es operada por
superficial de inyección de gas, la presión
la carga del líquido, y la válvula se
del
mantiene abierta debido a restricciones en
rápidamente, si no es así, se debe a;
revestidor
debe
aumentar
la línea de flujo.
• Línea de gas de LAG pequeña.
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• Presión diferencial baja entre la línea de LAG y el revestidor del pozo. 4. Con el controlador cerrado;
• Si la presión del revestidor aumenta, filtra el controlador.
• Si la presión del revestidor disminuye, hay filtración en el equipo de subsuelo.
6.2.
PROBLEMAS DE COMUNICACIÓN.
COMUNICACIÓN ENTRE REVESTIDOR DE SUPERFICIE Y DE PRODUCCIÓN. Esta comunicación se presenta cuando las presiones entre ambos revestidores resultan iguales y mayor que cero. Se recomienda purgar la presión del revestidor superficial y observar con manómetro su restauración. Si la presión es mayor que la presión del sistema de LAG, la filtración proviene de algún yacimiento de fondo y el revestidor de producción no filtra. COMUNICACIÓN ENTRE REVESTIDOR DE PRODUCCIÓN Y EL EDUCTOR. Durante la operación normal de la inyección de gas, se observa que la presión del revestidor es inferior a las presiones de cierre de las válvulas. Para verificar que tipo de comunicación tiene el pozo, se cierra el brazo y se inyecta por el revestidor toda la presión del LAG hasta que el revestidor y el eductor alcancen la misma presión del sistema de LAG. Luego se descarga la presión del revestidor, pudiendo observar dos situaciones que son; ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted
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• La presión del eductor baja rápidamente, junto con la del revestidor. Esto significa que existe también comunicación del eductor al revestidor, debido a; a) válvula fuera de su bolsillo, b) hueco o cuello del eductor filtrando y d) camisa de circulación abierta o empacadura desasentada.
• La presión del eductor se mantiene alta o puede bajar unas 20 lpc debido al enfriamiento del anular al purgar el gas. Como no existe comunicación del eductor al revestidor, y la comunicación sola es del revestidor al eductor, esto indica que una válvula perdió la presión de nitrógeno y que su válvula de retención opera bien, evitando que el gas pase del eductor al revestidor. COMUNICACIÓN ENTRE REVESTIDOR DE PRODUCCIÓN Y LA FORMACIÓN. En este caso existe un hueco en el revestidor de producción. Se puede detectar de las siguientes maneras;
• Con el pozo en LAG, se cierra el brazo del pozo y se observa si hay consumo de gas.
• Cerrando el eductor y el revestidor, y observando si la presión del revestidor decae por debajo de las presiones de cierre de las válvulas de LAG.
• Comparando el gas total en la estación de flujo con respecto al gas inyectado más el estimado del yacimiento.
6.3.
POSIBLES FALLAS, RAZONES Y SOLUCIONES.
Nota: La instalación del disco de dos presiones es necesaria antes de iniciar el arranque del pozo por LAG.
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1.
Pozo que no recibe gas y que no produce líquido después del arranque inicial. Razones:
• Primera válvula taponada y el gas no puede alcanzar la válvula 2. • Válvulas mal diseñadas. Presión de calibración demasiada alta, válvula 1 muy profunda o no corregida por temperatura.
• Paro de la planta compresora que causa baja presión del sistema LAG. • Problemas de obstrucción en el equipo superficial del pozo. Estrangulador ajustable taponado, válvula del brazo cerrada, etc. Acción:
• Cambiar manómetros y determinar exactamente la presión disponible en el sistema de LAG y en el revestidor del pozo.
• Aumentar de ser posible la presión del LAG, cerrando pozos vecinos, aumentando las revoluciones del compresor o la presión de succión.
• Probar si la formación es capaz de recibir líquido, cerrando el brazo del pozo y presionando el eductor con el gas de LAG, intentando bajar el nivel de líquido. Luego abrir rápidamente el pozo a la estación de flujo. Repetir esta operación varias veces para tratar que el gas alcance la segunda válvula.
• Revisar el diseño de LAG. • Tomar registro acústico en el revestidor y eductor. • Presionar y descargar varias veces el revestidor para abrir y cerrar la
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válvula, y tratar que dicha acción, en el caso que el asiento esté atascado, pueda romper la obstrucción.
• Circular petróleo liviano del revestidor al eductor para limpiar el asiento de la primera válvula y a la vez reducir el gradiente de presión de líquido en le revestidor.
2.
Pozo que circula gas de LAG. Razones:
• Hay una válvula superficial desasentada o un mandril sin válvula. • El pozo no tiene líquido y se circula con presión de revestidor suficiente para abrir la última válvula de LAG.
• El pozo no tiene líquido y se circula a baja presión a través del orificio de fondo, camisa de circulación abierta o por la empacadura desasentada.
• Una de las válvulas superiores filtra o ha perdido su presión de calibración, lo que reduce la presión del revestidor e impidiendo la apertura de las demás válvulas. No es posible realizar la transferencia de gas pozo abajo.
• Los sellos superficiales del colgador filtran. Esta situación se detecta fácilmente con el disco de dos presiones durante el arranque inicial del pozo. Acción:
• Si hay baja presión del revestidor, determinar si existe también la
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comunicación de eductor a revestidor. Si no la hay, entonces el problema podría de ser de válvulas de LAG.
• Si es una válvula que filtra, presionar y descargar varias veces en forma alterna el revestidor, para tratar de limpiar el asiento. Repetir la operación cerrando y abriendo el eductor. Si no resulta exitoso, reemplazar la válvula mediante trabajo con guaya fina.
• Efectuar un registro acústico por el revestidor y eductor. Este indicará el nivel de líquido en el revestidor y los mandriles libres de líquido.
• Verificar con guaya fina si el eductor tiene líquido, está arenado o todas las mangas de circulación están cerradas.
• Correr registro fluyente de presión y temperatura y determinar el punto de circulación de gas.
3.
Pozo capaz de recibir gas con el revestidor cerrado. Razones:
• Existe hueco en el revestidor, generalmente no muy profundo que permite el pase de gas hacia una formación permeable como un acuífero somero.
• Podría haber una zona de baja presión estática completada conjuntamente con los demás intervalos productores. Acción:
• Hacer registro acústico en el revestidor. El nivel de líquido podría indicar la profundidad del hueco.
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• Si la comunicación es muy grave, estudiar la posibilidad de producir el pozo con coiled-tubing (tubería fina dentro del eductor para la inyección de gas) o reparar el revestidor con taladro.
4.
Pozos que reciben gas y no producen satisfactoriamente. Razones:
• Cambio en el caudal de inyección de gas. • Aumento de presión en la línea de flujo. • Diseño de LAG inadecuado o no flexible para diferentes parámetros del yacimiento, como aumento del corte de agua, petróleo emulsionado y reducción del índice de productividad.
• Eductor arenado. • Válvula operadora dañada en posición cerrada, lo que obliga a que la inyección se efectúe a través de la válvula inmediatamente superior.
• Mal funcionamiento de los aparatos de control y de medición del equipo superficial del pozo. Acción:
• Verificar la calibración de los aparatos de medición y del equipo de control, como son las válvulas superficiales y el estrangulador ajustable. Purgar de agua del medidor de gas para que la diferencial indique la lectura correcta. Con toda la información recolectada, hacer el diagnóstico de fallas.
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• Determinar si hubo cambio en los parámetros actuales como; a) aumento del corte de agua, c) cambio de la zona productora, d) presiones del eductor y revestidor y e) apertura del estrangulador ajustable.
• Si él % agua ha aumentado, habrá menor producción de gas de yacimiento por lo que se necesitará incrementar el gas de inyección.
• Si el diagnóstico de fallas resulta incongruente, y el pozo es buen productor, se recomienda correr un registro de presión y temperatura fluyente.
• Reemplaza la válvula dañada o rediseñar todas las válvulas de acuerdo a las nuevas condiciones del pozo.
6.4.
FORMACIÓN DE HIDRATOS.
Cuando un gas sufre una rápida disminución de presión sin existir transferencia de temperatura o realización de trabajo (Expansión con Entalpía Constante), ocurre una reducción de temperatura, llamado el efecto Joule - Thomson. Este enfriamiento del gas corriente abajo puede originar la formación de hidratos. Los hidratos son físicamente similares a la nieve y están formados por la combinación de una molécula de hidrocarburo con varias de agua. La consistencia y temperatura a que se forman estos hidratos dependerá además de la presión, de la composición del gas. De formarse gran cantidad de hidratos, éstos podrían taponar completamente la línea de
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alta presión de gas y cesar la inyección, como sucede frecuentemente en la salida de los estranguladores ajustables ubicados en los múltiples de distribución de gas. La Fig. 24 muestra la caída de temperatura esperada en función de la caída de presión. La Fig. 25 muestra la posible temperatura en la cual se puede formar hidratos, en función de la gravedad del gas y de la presión absoluta. Se observa que un gas de 0.70 de gravedad específica y a 1000 lpc podría formar hidratos a 65 ºF. Si la presión es mayor o la temperatura del gas es menor, habrá mayor posibilidad de formación de hidratos. Los valores de esta figura son aproximados, ya que dos gases pueden tener la misma densidad con composición diferente. Se observa que estos hidratos se forman a temperaturas superiores a la temperatura de congelación del agua que es de 32 ºF. PROBLEMA: Datos:
• Gravedad del gas = 0.70, mas agua (10 lbs/MMPC) • Presión de llegada al Múltiple de Distribución del Gas = 2000 lpcm • Temperatura de llegada al Múltiple de Distribución del Gas = 105 ºF • Presión del Múltiple de Distribución del Gas debido a la válvula reguladora de presión = 1400 lpcm
• Presión Anular del Pozo A = 1200 lpcm • Presión Anular del Pozo B = 600 lpcm Se desea determinar si existe la posibilidad de taponamiento en los estranguladores ajustables debido a la formación o no de hidratos.
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Cálculos: a.- Determinación de la temperatura del gas dentro del múltiple de distribución de gas. Según Fig. 24
Con caída de presión de 600 lpc y presión de entrada al múltiple de 2000 lpc, se obtiene una caída de temperatura de 25 ºF
Según Fig. 25
No hay formación de hidratos dentro del múltiple.
b.- Pozo A. Presión = 1400 lpcm, Caída de Presión = 200 lpc y según Fig. 24, Caída de Temperatura = 9 ºF Según Fig. 25, Temperatura de Hidratos = 66.5 para 1200 lpcm. Como la temperatura real del gas es superior a la de formación de hidratos, no existirá taponamiento y la inyección del gas será continua. c.- Pozo B Presión = 1400 lpcm, Caída de presión = 800 lpc y Según Fig. 24, Caída de Temperatura = 38 ºF Temp. Gas después del estrangulador = 80 - 38 = 42 ºF Según Fig. 25, Temperatura de hidratos = 57 ºF para 600 lpcm. Debido a que el gas es húmedo, se formarán hidratos, que al acumularse obstruyen la línea de gas impidiendo que el pozo reciba dicho gas y por lo tanto el pozo podría dejar de fluir.
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Si el pozo cesara de producir debido al taponamiento de hidratos, se recomendaría lo siguiente:
• Rediseñar las válvulas de LAG a mayor presión de calibración para disminuir la caída de presión a través del estrangulador ajustable.
• Instalar un segundo estrangulador justo en la entrada del anular del pozo para aprovechar el calor del líquido de formación. La caída de presión de gas se haría en dos parte, disminuyendo así el enfriamiento en el estrangulador del múltiple de distribución del gas.
• Instalar un depurador de líquido en la entrada del múltiple de distribución del gas.
• Reducir la presión de entrada del múltiple de distribución. • Calentar la línea para derretir los hidratos. • Si el taponamiento no perjudica la tasa del pozo, no efectuar acción alguna. En este caso, el taponamiento es cíclico, ya que una vez taponada la línea, ésta recibe el calor ambiental que derrite el hidrato, permitiendo que el pozo vuelva a recibir gas de inyección. Observaciones: Las líneas que resultan más frías porque muestran mucha condensación de agua o escarcha de hielo en su parte externa no son las que se taponan con hidratos, ya que reciben pase de gas que las mantienen frías. Las líneas que se bloquean completamente resultan menos frías en su parte exterior, y éstas se taponan generalmente debido a que reciben mayor producción de agua o su estrangulador está graduado en una apertura demasiado pequeña.
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6.5.
DIAGNÓSTICO Y REDISEÑO DE LAG DEL POZO 22-O-42
Nota: A continuación se detalla el análisis efectuado por PDVSA. San Tomé, 17-04-98 Para: Ing.
Douglas Vásquez Gte. Producción, U.E. Mediano - Morichal Atención: Ing. Simón Figueroa
De:
Ing. Juan Faustinelli Petrofausto S.A.
Pozo 22-O-42 Diagnóstico: El pozo tiene buen aporte de líquido, pero al aumentar su corte de agua, el gradiente fluyente se hizo más pesado, lo que originó que operaran las válvulas superioras 1 y 2. Los mandriles están muy espaciados para la presión actual de operación, además, la válvula 2 es de asiento muy pequeño de 1/8”, lo que conduce a que se abra también la válvula 1. La página 1 es el diagrama del pozo y las páginas 2 y 3, el rediseño propuesto de LAG. La página 4 es la más importante, representa el diagnóstico y rediseño gráfico del pozo, donde se observa las dos válvulas superioras abiertas. Se indica igualmente, el rediseño propuesto de LAG, el cual es efectuado a una mayor presión de cierre, tomando así ventajas a la alta presión del sistema que llega al pozo.
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La página 5 es la tabla del diagnóstico, mostrando las dos válvulas abiertas y su pase de gas. La página 6 muestra los cálculos de las dos últimas pruebas de producción, donde su tasa mermó de 278 bp/d a 64 bp/d. Según sumario de producción, su tasa mermó de febrero a marzo, de 343 bp/d a 162 bp/d. La página 7 es la hoja de medición de campo. Recomendación: (Ver diagrama del pozo, página 1)
• Efectuar el rediseño propuesto, cambiando solo las tres válvulas superiores. • Probar el pozo con inyección inicial de .45 mmpcd de gas, estrangulador ajustable en 1/3 de vuelta (10/64”). NOTA: Se efectuó el rediseño de válvulas el 22-04-98 y su tasa aumentó de 160 a 455 BNPD
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Capitulo 7
Informes Técnicos
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7.
INFORMES TECNICOS.
La presentación de un pequeño informe referente al comportamiento anormal de un pozo en prueba es tarea típica de un operario de producción.
Reviste una
responsabilidad que consiste en hacer la exposición conveniente de manera que satisfaga los niveles de supervisión o a los que requieran la información. Un informe tiene que lograr el objetivo común de: transmitir de manera clara una serie de datos, informaciones y recomendaciones prácticas bien definidas, tales como:
• Variación inexplicable de tasa de producción. • Cambio brusco del corte de agua. • Estrangulador erosionado o taponado en pozos de flujo natural. • Formación inesperada de espuma y emulsión en el separador o tanque. • Operación lenta o defectuosa de una válvula automática. • Variación fuera de lo común de cualquier parámetro adicional de la estación, como: presión de succión a los compresores, presión del sistema de levantamiento artificial por gas, nivel de la laguna de agua salada, temperatura de los motores, golpeteo de las bombas de transferencia, filtraciones y derrames, etc. El personal técnico que requiere el reporte desea realmente estar informado de manera objetiva, lo que no siempre ocurre. El informe debe hacerse de una manera clara y sin rodeos.
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No debe utilizarse en un reporte:
•
Oraciones Largas.
•
Palabras poco comunes.
•
Mala caligrafía por la rapidez con que hace el reporte.
La habilidad para escribir buenos informes, es una gran ventaja para el operario. Los informes claros transmiten las ideas y son entendidos con facilidad. A través de esta comprensión es más probable que consiga que se tomen medidas. Para que un operario mejore su habilidad para redactar los informes debe seguir las siguientes indicaciones: 1. Tener las ideas claras en su mente, antes de escribir. 2. Un pensamiento oscuro hace que el operario amontone explicaciones, en vez de ir directo al asunto. 3. Sea breve, el tiempo vale dinero. 4. En una comunicación abarque sólo el asunto principal. Si tiene más de un tema que tratar, debe escribir dos reportes. 5. Use palabras sencillas, cortas de las que se utilizan a diario. 6. Use palabras específicas en lugar de generales. 7. Procure escribir de la mejor forma, parecido a su habla, cuando quiere que lo entienda de una forma clara.
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8. Puede utilizarse abreviaturas siempre y cuando sean bien conocidas. 9. Compruebe todas las cifras para cerciorarse que estén bien. Siempre que sea posible forme tablas. 10. Asegúrese de poner fecha a cada informe. El informe de un operario de estación de flujo debe contener la información específica y ésta debe ser llenada según el formato adecuado que utiliza cada compañía en particular.
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