Clase i modulo 2

Producción 2

Modulo 2:

Sistemas de Levantamiento Artificial


Podemos definir el Levantamiento Artificial como la utilización de una fuente externa deenergía para levantar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta lasuperficie.

Podemos definir dos tipos básicos:

1. Levantamiento Artificial por Gas (Gas-Lift).2. Levantamiento Artificial por Bombeo:

2.1. Bombeo Electrosumergible2.2. Bombeo de Cavidades Progresivas2.3. Bombeo Mecánico2.4. Bombeo Hidráulico


Curvas de Oferta y Demanda de Energía al nivel de la Bomba

Asumiendo que el pozo produce por flujo natural, calculamos las curvas de oferta ydemanda pero tomando en cuenta las siguientes consideraciones:

• Para obtener la Curva de Demanda se realiza el mismo procedimiento utilizado paracalcular la Pwf, pero con la diferencia que se debe utilizar la profundidad dondeasentemos la bomba y no la de las perforaciones.

• Para obtener la Curva de Oferta se debe utilizar el procedimiento para calcular Pwhubicando el nodo en la entrada de la bomba, pero no se sube a las curvas de gradientevertical con la profundidad del pozo sino con la distancia que existe entre lasperforaciones y la bomba. El procedimiento se explica a continuación:


Procedimiento para obtener la Curva de Oferta, ubicando el nodo en el cabezal delpozo:

Es necesario calcular la Pwh a partir de la Pwf de oferta obtenida en el fondo del pozo ypara ello es necesario usar un procedimiento inverso al visto anteriormente para entraren las curvas de gradiente de presión, quedando de la siguiente manera:

PwfPwfpump


Como puede observase en la figura anterior, el propósito de cualquier método delevantamiento artificial es generar una curva de demanda de tal forma que permita alyacimiento responder a los requerimientos de producción preestablecidos.

Cuando la bomba se instala en el fondo del pozo, la presión de fondo fluyente (Pwf)será la presión de entrada a la bomba.


Curvas de Análisis Nodal para sistemas de Levantamiento Artificial


Bomba Asentada en el Fondo


Seguimiento al nivel dinámico del fluido

Las bombas deben tener la ‘sumergencia’ adecuada para que el fluido entre a ellas consuficiente presión, evitando problemas de cavitación y para soportar las pérdidas deenergía ocasionadas por restricciones al flujo antes de la entrada a la bomba tales comola que ocurre, por ejemplo, en los separadores de gas.

Cuando se desea manejar menos gas libre, la bomba debe ser colocada lo mas profundoposible.

Es necesario monitorear periódicamente el nivel dinámico del fluido en el espacioanular para garantizar que la bomba siempre estará sumergida en la columna de fluido.


LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

Es un método que utiliza gas comprimido como fuente de energía para llevar los fluidosdel yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie, de allí que la principalconsideración en su selección para producir un grupo de pozos, es la disponibilidad deuna fuente rentable de gas a alta presión.

Existen dos tipos de LAG:

1. LAG Continuo2. LAG Intermitente


Rangos de Aplicación

El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos que producencrudo liviano - mediano. En la siguiente tabla se muestran los rangos de aplicación en elmétodo de levantamiento artificial por gas continuo e intermitente.


Operación del LAG Continuo

Eficiencia de Levantamiento

El LAG continuo se considera como una extensión del método de producción por flujonatural y consiste en suplementar el gas de formación mediante la inyección continuade gas en la columna de fluido del pozo, con el propósito de aligerarla para disminuir lapresión de fondo fluyente en el fondo y generar el diferencial de presión requerido paraque la arena productora aporte la tasa de producción deseada.

El gas se inyecta a la columna de fluidos del pozo a través de una válvula reguladora depresión que se denomina válvula de LAG.


Operación del LAG Continuo

Eficiencia de Levantamiento

La eficiencia de levantamiento se mide por el consumo de gas requerido para producircada barril normal de petróleo, la máxima eficiencia se obtiene inyectando por el puntomas profundo posible (60 a 120 pies por encima del empaque superior) la tasa deinyección adecuada. La tasa de inyección de gas dependerá de la tasa de producción ydel aporte de gas de la formación.


Operación del LAG Continuo. Eficiencia de Levantamiento

Qiny = (RGLt-RGLf).ql/1000

Donde:

Qiny: Tasa de inyección requerida de gas, (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)



Cuando se desconoce el comportamiento de afluencia de la formación productora no esposible cuantificar previamente el impacto de la tasa de inyección de gas delevantamiento sobre la producción del pozo. Una manera de optimizar la inyección esmantener una RGLt cercana a la correspondiente al gradiente mínimo, es decir, aquella apartir de la cual el gradiente de presión no se reduce al aumentar la RGL, ya que lareducción del peso de la columna de fluido se compensa con las pérdidas de energía porfricción.

Zimmerman presentó la siguiente expresión que permite calcular una relación gas-líquido cercana al gradiente mínimo:



Donde:

Con:

w= Fracción de agua y sedimento, adimensionalID= Diámetro Interno de la tubería de producción, pulgDv= Profundidad del punto de inyección, piesQl= Tasa de producción de líquido, bpdRGLgrad.min = RGL cercana a gradiente mínimo, pcn/bnCotgh(x) = Cotangente hiperbólica de x, equivalente a (e2x+1)/(e2x-1)


RGL1RGL 2

RGL 3

RGL 4

Q1 Q2 Q3Q4

Pwf


Es importante alcanzar la máxima profundidad de inyección con la presión disponible ensuperficie, de esa manera se aprovechará al máximo la energía del gas comprimido. Paraobtener esto es necesario hacer un buen diseño de la instalación.

Cuando se conoce el comportamiento de afluencia de la formación productora se puedecuantificar el efecto que tiene la RGL sobre la producción del pozo aplicando análisisnodal y asumiendo que se puede inyectar el gas en el fondo del pozo, de esta manera seobtendrán gráficos de oferta y demanda de fluidos para diferentes RGL


Q1

Q2

Q3Q4

Qiny1 Qiny2 Qiny3 Qiny4


Para cada tasa de producción Ql obtenida, se determina la tasa de inyección requeridaaplicando la ecuación ya vista anteriormente: Qiny = (RGLt-RGLf).ql/1000. Graficando latasa de producción de líquido en función de la tasa de inyección de gas se obtiene lallamada por Mayhill : Curva de comportamiento del pozo de LAG y en ella se visualiza elefecto que tiene la tasa de inyección de gas sobre la tasa de producción del pozo.


Operación del LAG Intermitente

Cuando la presión estática del yacimiento es tan baja de tal forma que no se puede obtenersuficiente diferencial de presión en la arena productora para producir mediante LAG continuo, sedebe utilizar el LAG Intermitente.

El LAG intermitente consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gascomprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta la superficie, lacolumna de tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección. La siguientefigura muestra el ciclo de operación de una instalación de LAG intermitente:


Entre las diferencias fundamentales de ambos tipos de LAG se tienen:

• El patrón de inyección• En el LAG continuo se aprovecha la energía del gas de formación mientras que en elintermitente esta energía se pierde.• En el LAG continuo se gasifica la columna de fluido para mantener el pozo enproducción con la energía existente en el yacimiento, mientras que en el intermitente sedesplaza el tapón de líquido con la energía del gas comprimido y la energía delyacimiento se encarga, posteriormente, de aportar el tapón de líquido al pozo.

Descripción del Equipo:

La mayoría de los sistemas de LAG están diseñados para recircular el gas delevantamiento. El gas a baja presión proveniente de las estaciones se comprime para serparcialmente reinyectado en los pozos con fines de levantamiento. En la siguiente figurase presenta el equipo básico requerido en un sistema de LAG:


Equipo Básico para Operaciones de LAG


Equipos de Superficie

1. Planta de compresión: Se encarga de comprimir el gas proveniente de lasestaciones, puede ser centrífuga (turbina) o reciprocante (motocompresor).

2. Red de distribución de gas a alta presión: Es un sistema de tuberías que distribuyeel gas de levantamiento entre los pozos asociados al sistema, puede ser a través demúltiples de distribución ó también a través de una red del tipo ramificada.

3. Equipo de medición y control: Registradores y reguladores de flujo, válvulas debloqueo, etc.

4. Red de recolección de gas a baja presión: Es el conjunto de tuberías que se encargade llevar el gas a baja presión desde las estaciones de flujo hasta la plantacompresora.


Equipos de Subsuelo

Válvulas y Mandriles de LAG: Válvulas reguladoras de presión a través de las cuales seinyecta gas a la columna de fluidos, estas se asientan en tubos especiales ó mandriles.

Recorrido del gas a través del equipo:

En el caso típico mostrado en la figura de los equipos básicos, la planta compresorarecibe el gas a una presión, y lo descarga a la red de distribución a una presión muchomayor. Debido a la fricción, el gas pierde energía en dicha red de tal manera que llegacon una ligera perdida de presión al medidor, este generalmente es del tipo placa-orificio. Prácticamente con esta última presión entra al regulador de flujo (“choke”ajustable), de donde el gas sale a una presión, esta es la llamada comúnmente (cuandoel choke ajustable este en el pozo) presión de inyección Piny o Presión de Casing, ya queen la mayoría de los casos el gas se inyecta por el anular y pasa a través de la válvulaoperadora de LAG a la tubería de producción para mezclarse con los fluidos producidospor el pozo


Cuando el choke está en el múltiple, la presión de casing es ligeramente menor a la presión desalida de dicho choke debido a la pérdida por fricción en la línea de gas. Como el anular tiene unárea mayor expuesta a flujo, la velocidad del fluido no es alta, por lo que la fricción esprácticamente despreciable, de allí que para determinar la presión de inyección a la profundidad dela válvula operadora basta adicionarle a la presión de inyección en superficie, el peso de la columnade gas. El gradiente estático del gas a presión (Gg) puede obtenerse de las figuras de Gradiente deGas a partir de la presión de inyección en la superficie y de la gravedad especifica del gas.

Pgas@prof = Piny.sup + (Prof*Gg)

La caída de presión a través de la válvula dependerá del área expuesta al flujo. Los fluidosproducidos junto con el gas de levantamiento son transportados principalmente por la energía delyacimiento hasta el cabezal del pozo donde llegan con una energía suficiente para llevar los fluidoshasta la estación de flujo.


Recorrido del gas a través del equipo (continuación)

En el separador general de producción eventualmente se separará la fase líquida de lagaseosa; la fase líquida después de ser tratada es transportada a los tanques dealmacenamiento y el gas pasa a la red de recolección para entrar nuevamente a laestación compresora.

A lo largo de este recorrido, existen, en puntos estratégicos, válvulas y medidores depresión y de flujo de gas que permiten obtener información requerida para el control yseguimiento del sistema. Cuando el volumen de gas que llega a la estación compresoraproveniente de las estaciones de flujo, es mayor que la capacidad de compresión, el gasremanente incrementa la presión en el sistema de recolección accionando una válvulareguladora que permite ventear o quemar a la atmosfera el gas no comprimido.


Mandriles y Válvulas

La parte del equipo cuyo funcionamiento es el mas importante comprender pararealizar el diseño y análisis de una instalación de LAG lo constituye la válvula delevantamiento, por lo que mas adelante se detallarán algunos aspectos relacionadoscon la mecánica de las válvulas de levantamiento. En el pozo las válvulas van instaladasen tuberías que poseen conexiones especiales para sujetarlas a la profundidad deseaday que reciben el nombre de mandriles.

Los mandriles constituyen una parte integrada a la tubería de producción. El número demandriles, así como la posición de cada uno de ellos en la sarta de perforación sedetermina con el diseño de la instalación y depende estrictamente de la presión deinyección disponible en el sistema.


Equipos Básicos en el LAG

Desde 1950 se introdujo el Mandril Lateral, el cual posee en su interior un receptáculopara alojar una válvula de tal manera que no obstruya el paso de los fluidos ni de lasherramientas a través de la tubería. Las válvulas pueden ser extraídas con guaya fina(slickline) desde la superficie, por lo que comúnmente se les llama válvulasrecuperables. La nueva generación de mandriles laterales (Side Pocket) vienenequipados con dispositivos mecánicos especiales para orientar la herramienta de pescay asegurar una operación exitosa de guaya fina en pozos desviados.


El tamaño de los mandriles a utilizar dependerá del diámetro de la sarta de producción,los tamaños más comúnmente usados son los de 2 3/8”, 2 7/8” y 3 ½”, así mismo lostamaños de válvulas mas usados son las de 1” y 1.5” (O.D) siendo estas últimas las masrecomendadas para levantar altas tasas de producción. Dependiendo del tamaño de laválvula que cada mandril es capaz de alojar, estos se clasifican en mandriles de la “SerieK” para válvulas de 1” y de la “Serie M” para las de 1.5”.

El propósito de una válvula de LAG es permitir la descarga de los fluidos del pozo paralograr inyectar el gas a la profundidad determinada en el diseño, para evitar que elfluido se regrese de la tubería al espacio anular, las válvulas poseen una válvula deretención en su parte inferior.


Tipos:

En la siguiente figura se muestran los tipos de instalaciones de LAG mas usadas:



La mayoría de las instalaciones son del tipo semi-cerrada ya que el empaque evita queen pozos de baja presión fluyente en el fondo, el gas entre por la punta de la tuberíarestringiendo la entrada del fluido de la formación al pozo, adicionalmente el empaqueevita que el fluido del yacimiento, en períodos de no inyección de gas, invada el espacioanular siendo necesario desalojarlo cada vez que se reinicie la inyección de gas.

La instalación cerrada se utiliza en pozos que van a producir mediante LAG intermitente,fluidos provenientes de arenas con baja presión de fondo estática. La válvula fija evita lacontrapresión que el gas de inyección ejerce hacia la formación, sin embargo, cuando lapermeabilidad de la arena productora es baja, el uso de dicha válvula es cuestionable.La válvula fija, además de restringir la afluencia de fluidos hacia la tubería, puede traerproblemas operacionales cuando el pozo presenta indicios de arenamiento.


Mecánica de Válvulas

La válvula de LAG es básicamente un regulador de presión. En la figura que se mostraráa continuación se observa que el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas apresión (aunque algunas utilizan un resorte); las fuerzas de apertura provienen de laacción de la presión del gas (corriente arriba) y de la presión del fluido ó presión deproducción (corriente abajo) sobre el área del fuelle y el área del asientorespectivamente o viceversa.

Clasificación de las Válvulas para LAG

• Válvulas operadas por presión de gas: Son aquellas donde la presión de gas actúasobre el área del fuelle por lo que abren predominantemente por dicha presión.

• Válvulas operadas por presión de fluido: son aquellas donde la presión del fluidoactúa sobre el área de fuelle por lo que abren predominantemente por dicha presión.



Pb

Pp.Ap

Pb.Ab

Pg.(Ab-Ap)Pg


Fuerzas de apertura y cierre de una válvula en el pozo. Calibración en el Taller

Para una válvula operada por presión de gas en posición cerrada, tal como se muestra en la figuraanterior, se puede establecer el siguiente balance de fuerzas en un instante antes de que abra:

Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura

Con: Fuerza de cierre = Pb.AbFuerzas de apertura = Pg.(Ab-Ap) + Pp.Ap

Donde:

Pb: Presión del N2 en el fuelle o simplemente presión de fuelle, psiPg: Presión de Gas, psiPp: Presión del fluido o presión de producción, psiAb: Área efectiva del fuelle, pulg2 (aprox: 0.77 para válvulas de 1 ½” y 0.31 para válvulas de 1”).Ap: Área de la puerta o asiento, pulg2



Entonces :

Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura

Pb.Ab = Pg.(Ab-Ap) + Pp.Ap

En vista de que los valores de Ap y Ab son pequeños se ha simplificado la expresión anteriordividiéndola entre Ab, por lo que la expresión quedaría:

Pb = Pg.(1-R) + Pp.R

Donde R = Ap/Ab y se denomina relación de áreas entre la puerta y el fuelle, su valor debe ser suministrado por el fabricante de válvulas.



La presión de gas requerida para abrir la válvula (Pvo) bajo condiciones de operación se obtiene resolviendo la ecuación anterior para Pg, es decir

Pvo = Pg = (Pb – Pp.R) / (1 – R)

Asumiendo que la presión por debajo del vástago es la presión Pg, se puede establecer el siguientebalance un instante antes de que cierre:

Pb.Ab = Pg.(Ab-Ap) + Pg.Ap

El valor de Pg para que la válvula cierre (Pvc) se obtiene resolviendo la ecuación anterior, es decir:

Pg = Pb


EN EL TALLER…

En la fase de diseño se fija la presión de gas (Pg) con la que debe operar la válvula de acuerdo a lapresión de inyección disponible, de tal manera que con la presión del fluido en la tubería (Pp) sepuede calcular la presión del fuelle (Pb) aplicando la ecuación Pb = Pg.(1-R) + Pp.R. Para lograrobtener la presión del Nitrógeno (Pb) a la temperatura de operación de la válvula (Tv) es necesariocargar el fuelle en el taller, donde por lo general se realiza a una temperatura de 60 °F, de allí que serequiere corregir por temperatura la presión Pb, la corrección es:

Pb@60°F = Pb. Ct

Donde: Ct = 1/{1 + 0.00215.(Tv – 60)}

Con: Tv(°F) = Tfondo – Gt.(D-Dv)

Gt: es el gradiente de temperatura en el pozo, si el yacimiento no se encuentra aportando fluido(Pwf ≥ Pws) se debe usar el gradiente geotérmico (Ggeot : 0.015 °F/pie), pero si se encuentraaportando un determinado caudal se debe utilizar el gradiente dinámico de temperatura (Gtd)estimado con alguna correlación empírica o con un balance de energía a lo largo del pozo.


EN EL TALLER

En la figura que se muestra a continuación se presenta en forma gráfica la Correlación de H.Winkley presentada por Kirkpatrick, en dicha gráfica se entra con el caudal de líquido y se lee de lacurva de Ggeot el correspondiente Gtd de temperatura. Esta correlación no se realiza cuando elelemento de cierre es una resorte.

- Úsese directamente para tubería de 2 7/8 "- Para 2 3/8" multiplique previamente la tasa por 2- Para 3 1/2" divida previamente la tasa por 1,5


Flujo de Gas a través de la Válvula

Winkler indicó que el área del orificio de la válvula expuesta al flujo de gas aumenta en la medidaque se incrementa la presión de gas por encima de la presión de apertura inicial de dicha válvula.Dicha área estará dada por el área lateral del cono truncado generado entre la bola del vástago yel asiento, en la siguiente figura se visualizará el mencionado cono.


Flujo de Gas a través de la Válvula

En la siguiente gráfica se muestra el desplazamiento requerido por el vástago para considerar laválvula completamente abierta, la presión adicional requerida dependerá de la resistencia queofrezca el fuelle a ser comprimido (load rate): valores típicos están alrededor de 400 psi/in y 1200psi/in para válvulas de 1.5” y 1” respectivamente, sin embargo estos valores varían dependiendodel fabricante. Dada una determinada área expuesta al flujo, la tasa que circulará a través delorificio dependerá entre otras variables, de la relación existente entre la presión aguas abajo y lapresión aguas arriba (Pg/Pp) y se puede calcular utilizando la ecuación de Thornhill-Craver.

F.T. Focht presentó en forma gráfica la solución de estas ecuaciones . La tasa de inyección que seusa en dichas gráficas debe estar corregida por un factor FC:

Qgas graf = Qgas.FC

Donde

Ejemplo: Determine la tasa de gas que pasa a través de un orificio de 3 1/64” cuando la Pg= 1000Lpca, Pp = 800 Lpca, Tv= 160 °F y γg = 0.7


Selección de Válvulas

Cada válvula debe dejar pasar un volumen de gas diario que dependerá de la RGL que debegenerarse por encima de la válvula, los requerimientos de gas se calcula con la ecuación vistaanteriormente.

Este caudal de gas permite determinar el tamaño del asiento. Para seleccionar la válvula serequiere conocer además del asiento requerido, el tamaño de los mandriles que se van a instalar yel proveedor de las válvulas. Una vez seleccionado se conocerá el valor de la relación de áreas “R”.

Nota: Para lograr un buen diseño de la instalación es necesario fijar presiones de apertura ensuperficie que vayan disminuyendo cada vez que se requiera una válvula adicional en elespaciamiento de mandriles durante el diseño.


PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DE LAG CONTINUO

El procedimiento se presentará en dos etapas: 1.- Espaciamiento de mandriles2.- Selección y calibración de válvulas.

Es necesario establecer para cuantos BPD se va a realizar el diseño y esto está en función de laCurva de Comportamiento o Rendimiento y la disponibilidad de gas de levantamiento para el pozoen particular.

Q1

Q2

Q3Q4

Qiny1 Qiny2 Qiny3 Qiny4


1.- Espaciamiento de Mandriles

• Fije la presión de diseño de la instalación, también conocida como la presión de arranque (Pko), esta presión esla máxima presión del gas disponible en el cabezal del pozo antes de arrancar la instalación (dato de campo)

• Con el valor de la Pko determine el gradiente de gas (d.26) correspondiente a dicha presión: Pg@Pko

• Determine la profundidad de la válvula superior o tope, Dv1

Donde:

Pwhdesc: representa la presión en el cabezal durante la primera etapa de la descarga y por lo general se tomaligeramente mayor a la Psep (Psep + 10) ó cero si se descarga a la fosa (en tierra) los fluidos del pozo hastadescubrir la primera válvula (dato de campo)

∆Ps: representa el diferencial de presión que se deja como margen de seguridad para garantizar que exista fasede gas una vez descubierta la válvula y se usa entre 20 y 50 psi

Gfm: es el gradiente del fluido muerto que se encuentra en el pozo, valores típicos serán de 0.45 psi/pie

Gg@Pko en psi/pie


• Fije la presión de apertura en superficie de la válvula 1 (Pvos1), sustrayéndole un diferencial de presión a la Pko

Pvos1 = Pko - ∆Pk

Para el diferencial ∆Pk es recomendable usar aproximadamente 50 lpc, sin embargo pudiera ser menor, 20 a 40lpc para los casos en los cuales no se disponga de suficiente presión en el sistema para alcanzar la válvula masprofunda desde el punto de vista operacional (Dpack-60 pies).

• Determine el gradiente de gas correspondiente a dicha presión “Gg@Pvos1”.

• Dibuje un gráfico presión vs profundidad: la curva de gradiente de gas (en el anular) con Pvos1 en superficie, lacurva de gradiente dinámico del fluido en el pozo para las condiciones de producción esperadas ( Pwh, ql,RGLtotal, %AyS, etc.), la profundidad de la empacadura superior menos 60 pies, y la profundidad Dv1.


• Determine y registre la presión del gas en el anular (Pod) y del fluido del pozo (Ppd) a nivel de la válvula a Dv1.La Ppd1 es necesario leerla del gráfico mientras que para obtener la Pod1 es mejor usar la ecuación:

Pvo = Pvos1 + Gg@ Pvos1 . Dv1

• Fije las presiones de apertura del resto de las válvulas en superficie:

Pvos2 = Pvos1 - ∆PvosPvos3 = Pvos2 - ∆PvosPvos4 = Pvos3 - ∆Pvos

Donde el ΔPvos representa la caída de presión por válvula para evitar interferencia entre ellas. Obtenga paracada una de ellas el gradiente de gas correspondiente y dibuje sus respectivas curvas de gradiente en el gráficoanterior pero restándole el ∆Ps que garantice el pase de gas una vez descubierta cada válvula.


• Determine la profundidad del resto de las válvulas. Por ejemplo, para la valvula 2, Dv2, trace una recta apartir de Pp1 con gradiente igual a Gfm y extiéndala hasta cortar la curva de gradiente de gas correspondiente aPvos2 (Pvos1- ∆Ps ) y repita el procedimiento con el resto de las válvulas hasta alcanzar la profundidad de laempacadura menos 60 pies, obsérvese que para la válvula 3 se debe extender la recta de Gfm hasta Pvos3 y asísucesivamente.


Ajuste el espaciamiento primario de mandriles. Si se pasa la última válvula espaciada de la profundidadDpack-60' en una distancia mayor de un espaciamiento mínimo preestablecido (ΔDvmin, por lo general 200 a500 pies) coloque la última válvula espaciada a la profundidad Dpack-60' y suba todas las válvulas espaciadas auna profundidad ajustada por un factor que represente la proporción en que subió la última válvula, es decir:

Dvaj = Dv. {(Dpack-60)/Dv última)}

En caso de que no se pase por una distancia mayor que el espaciamiento mínimo se coloca la última válvulaespaciada a Dpack-60, pero no se reajusta el espaciamiento primario del resto de las válvulas.

En aquellos sistemas donde no existe suficiente presión (diferencial Pgas-Pp menor de 200 a 300 lpc a nivel de laempacadura utilizando la Pko), probablemente se agote el diferencial antes de alcanzar la profundidad "Dpack-60"; en estos casos se debe chequear la distancia remanente entre la última válvula espaciada (antes dealcanzar Dvmin) y la profundidad "Dpack-60", si es mayor que la ΔDvmin se debe colocar N mandriles pordebajo del operador espaciados una distancia aproximadamente igual al ΔDvmin, es decir:

N = Parte entera {(Dpack-60-Dv última)/ ΔDvmin}ΔDv mandriles adic. = (Dpack-60-Dv última) / N

• Determine y registre la presión del gas en el anular y del fluido del pozo a nivel de cada mandril espaciado


2.- Selección y Calibración de válvulas

Cada válvula debe dejar pasar un volumen de gas diario que dependerá de la RGL que debe generarse porencima de la válvula, los requerimientos de gas se calcula con la ecuación:

Qgas (Mpcnd) = (RGL - RGLf) . ql / 1000

Nota: Si el yacimiento no aporta gas se debe tomar RGLf = 0.

Este caudal de gas permite determinar el tamaño del asiento utilizando la ecuación de Thornhill Craver. Paraseleccionar la válvula se requiere conocer además del asiento requerido, el tamaño de los mandriles que se vana instalar (KBM ó MMA) y el proveedor de las válvulas. Una vez seleccionada se conocerá el valor de la relaciónde áreas R.

A continuación se detalla paso a paso la selección y calibración de válvulas.


• Determine para cada válvula la presión que se genera en el fondo del pozo (Pf) y establezca si el yacimiento aporta o no aporta fluido, es decir, si Pf<Pws o Pf> o igual a Pws. Para ello es necesario extender las rectas paralelas de Gfm hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones y registrar las Pfi y compararlas con la Pws del yacimiento. En la figura anexa se observa que a partir de válvula 3 comienza el yacimiento a aportar fluidos.


• Calcule a cada profundidad Dvi la RGL correspondiente al gradiente mínimo utilizando la tasa de producción de descarga (100-200 bpd) mas la del yacimiento según la Pf (ql=qdesc+qyac). Utilice un %AyS ponderado por volumen entre el fluido de descarga y el que aporta el yacimiento.

• Calcule los requerimientos de gas para cada válvula. Para las válvulas de descarga se utiliza la siguiente formula:

Qiny descarga= (RGLgrad.min. x ql) / 1000

El valor de ql debe incluir el aporte del yacimiento mas la tasa de descarga (100-200 bpd), nótese que no se toma en cuenta el gas aportado por la formación. Para la válvula operadora si es necesario considerar el aporte de gas de la formación ya que inyectando gas a través de ella se logrará estabilizar la producción del pozo, deallí que:

Qiny operadora= (RGLtotal - RGLform) x ql diseño / 1000

En este último caso la tasa de descarga es cero ya que dicho proceso ha finalizado, la RGLtotal y la ql son las correspondiente al diseño.


•Para cada válvula determine con Thornhill-Craver el diámetro del orificio dependiendo de los requerimientosde gas, y de la temperatura de flujo a nivel de la válvula. Se debe utilizar la temperatura estática si el yacimientono aporta, y un promedio entre la temperatura estática y la dinámica si el yacimiento aporta. Para la operadorase debe utilizar siempre la temperatura dinámica.

• Seleccione de la tabla del fabricante el asiento inmediato superior al orificio calculado en el paso anterior.Esto garantizará que la válvula no trabajará completamente abierta y dará flexibilidad operacional a lainstalación, adicionalmente este criterio solventa los errores de sobrestimación del qgas obtenido con Thornhill-Craver.

Calibre las válvulas seleccionadas. Conocido el asiento lea el valor de la relación de áreas R de las tablas omanuales del fabricante y proceda a calibrar todas las válvulas con las ecuaciones correspondientes. Registre enuna tabla el tamaño del Asiento, R, Pb, Ct, Pb@ 60, Pvo y Pcvs en superficie, este último valor debe irdisminuyendo desde la primera hasta la última válvula. Dado que la válvula operadora no tiene que cerrar, se hahecho muy común el uso de un orificio (válvula descargada: RDO ó DKO) en el mandril operador, otrosingenieros recomiendan utilizar válvulas con menor calibración para evitar el cierre de la misma por lasfluctuaciones de presión en el sistema, normalmente se le sustraen 75 lpc a su correspondiente Pvos.


Ejercicio

Diseñe una instalación de Levantamiento Artificial por Gas para flujo continuo con válvulasoperadas por presión de gas para el siguiente pozo:

Prof.yac.=10000 pies %AyS =50 Pko =1500 lpcm Gfm = 0.45 lpc/pieDpack.=9960 pies RGLf.= 245 pcn/bn ΔPk =50 lpc qdesc = 200 bpdO.D tub.= 3 ½” Pwh = 100 lpcm ΔPs =50 lpc Mandril = MMATyac.=236 °F qdiseño= 975 bpd ΔPvos =30 lpc Fabric.= CamcoPws = 3000 lpcm γginy =0.7 Dvmín.= 500 pies RGLtotal = 1300 pcn/bn

Ejercicio:

Determine la temperatura dinámica en una válvula instalada a 5000 pies en un pozo de 7000 pies de profundidad que produce 640 bpd con una tubería de 2 7/8”, asuma Ggeot = 15°F/Mpies y una Tsup = 95°F

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