Flujo natural 1

FLUJO NATURAL Y SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

GAS LIFT

OBJETIVOS DEL CURSO

Conocer los conceptos básicos del levantamiento de fluidos desde el subsuelo hasta la superficie.

Analizar problemas y soluciones del sistema de levantamiento artificial GAS LIFT.

Flujo Natural y Gas Lift

Flujo Natural Flujo de Fluidos en tuberia Analisis Nodal Sistema de Levantamiento Artificial: Gas Lift Sistemas de instalacion mecanica y componentes Gas Lift Continuo Gas Lift Intermitente Procedimientos de calculo y Analisis de fallas

SISTEMA DE CALIFICACION

Pro

fun

did

ad

Pwf

Pro

fun

did

ad

Pwf

Pro

fun

did

ad

Pwf


Caida de presion en un pozo productor

Sistema de Levantamiento Artificial: PCP

Rata de flujo GLR WOR Viscosidad/API Tamaño de tuberia

ComparacionesMecánico Cavidades

ProgresivaESP Hidráulico

PistónHidráulico

JetsGas LiftContinuo

Gas LiftIntermite

CostoCapital

Bajo aModera Prof.

Bajo, Prof. ycaudal

Bajo si sedispone deenergía

Varia, Bajo, con elcaballaje

Bajo parasistemascentrales

Igual alanterior

EquipoSubsuelo

Diseño ypracticasBuenas

ProblemaSelecciónstrator

NecesitaCablesespeciales

Necesitaconductorfluidopoder

No debehaberpartesmóvilesbomba

Buendiseño deválvula yseparación

BuenDiseño

Eficiencia Excelente50-60%

Excelente50-70%

ratas50%

GLR>10030-40%

Justa,10-30%

Justa5-30%

Mala 5-10%

Flexibili-dad

Excelente Justa Mala,velocidadarreglada

Buena/EVariar elpoder de larata delfluido depotencia

Buena/E Excelentevaria larata deinyección

Buena,ajustartiemposinyección

Mecánico CavidadesProgresiva

ESP HidráulicoPistón

HidráulicoJets

Gas LiftContinuo

Gas LiftIntermitent

Tamañodel CSG

Limita eluso degrandesbombas

Nopresentaproblemas

Limita eluso demotores ybombasgrandes

CSG peq. friccióny limitan larata deproducción

Igual alanterior

Limita larata deproduccióna <1000BPD

Nopresentaproblemas.Bajocaudal

Limites deDepth

Bueno.500BPD a7500ft y150BPD a10000 ft

MaloProf.<5000ft

Prof.practica10000ft.





Nivel deruido

Justoalto parazonasurbanas

Bueno, Excelente,preferidopara zonasurbanas

Bueno, launidad depotencia defluido esaislada

Igual alanterior

Bajo en elpozo, altoen elcompresor

Igual alanterior

Control deescamas ycorrosión

Buena, seusaninhibidorespor elanular

Buena esfactible eluso deinhibidoresanular

Justa, Buena, seusainhibidorescon elfluido depotencia

Se mezclaninhibidor yfluido en laentrada delJet

Es factibleelinhibidorcon el gasinyectado

Igual alanterior

Comparaciones



HidráulicoJets

Gas LiftContinuo

Gas LiftIntermitent

HuecosDesviados

Justo,pozos dealto ángulosonproducidos

Pobre-JustProblemasdeterioropocosreportes

Buena,experiencilimitada

Excelente,La bombapasa através deltbg. Sinproblema

una bombajet pudepasar poruna patade perrohasta de24 /100ft.

Excelente,valvulasrecuperablpresentanpocosproblemashasta 70

Igual alanterior

AplicaciónDual

Justa, doslineas ende 2”encsg de 7”

No seconoceninstalaciones

Se requiereun csg masgrande,posiblesproblemas

Justa,Fluidopara cadazona, bajosGLR yratas

Igual alanterior

Justa perocomplicad

Igual alanterior

Habilidadmanejo deparafinas

Justo/buenposible usode agua ooil calienteraspadores

Justo, nose usanraspadoresfluidocaliente

Justo, Usofluidoscalientes

Buena/ExcCircularcalor aparición

Igual alanterior

Buena Buena

Habilidadmanejo delgas

Buena, sise puedeventilar

Pobre Buena,utilizandoseparadore

Buena,manejaalto GORconseparadore

El gasreduce laeficiencia,pero ayudaen ellevantamie

Excelente,el gasproducidoreduce lanecesidadde inyectar

igual alanterior

Comparaciones



HidráulicoJets

Gas LiftContinuo

Gas LiftIntermitent

Capacidadmanejosólidos yarenas

Pobre/Just viscosidViscosidad>200cp,0.1%arenacon bombaespecial

Excelente.50%arena>200cp

Pobre,requiere<200ppm

Pobre,Fluidopotencia<10ppm,Fluprod.<200ppm

Justo, Elfluidopotenciatolera200ppm

Excelente,Limitadoporproblemasde sup.

Justa,

Capacidadmanejo defluidosaltaviscosidad

Buena,400BPD<200cp,problemasratas altas

Excelenteparafluidos dealtaviscosidad

Justa,fludoshasta500cp

Buena, Elfluido depotenciapuedediluir.

Excelente Justa,fluidos>500cp

Justa

Aplicacióncostaafuera

Pobre,pozosdesviadosy arena

Pobre,debido a laprofundida

Buena, sele debeproveerpodereléctrico

Justa,amplioespacioparainstalación

Buena,agua demar comofluido depotencia

Excelente,metodomascomún sise tienegas deinyección

Pobre, enpozos quenecesitancontrol dearena

Comparaciones



HidráulicoJets

Gas LiftContinuo

Gas LiftIntermiten

Limitaciónde laTemperatura

ExcelenteUsado encondiciones (500oF)

Justo,limitadopor elstrator<250oF

Operaciónestándar<250oF, y<350oFcon motory cableespecial

Excelentematerialestándar a+300oF yespecial a+500oF

Excelente+500oFconmaterialespecial

Excelente,operacióntípica es350 oF.

Igual alanterior

CapacidadLevantamiento altovolumen

Justa,4000BFPD a1000 ft y1000 BPDa 5000 ft

Pobre2000BFPD a2000 ft y200 BFPDa 5000 ft

Excelente,Limitadopor elcaballaje4000BFPD a4000 ft.

Buena,típicament3000BFPD a4000 ft, y1000 BPDa 10000 ft

Excelente,hasta15000BFPD conoptimascondiciones

ExcelentelimitadaTub, ratainyección yProf..

Pobre,Limitadopor el vol.de ciclo ynumeroposibles deciclos.

CapacidadLevantamiento conbajovolumen

Excelente,métodomas usadoen pozos<100BFPD

Excelente,para pozossomerosqueproducen<100BFPD

Pobre,muestraeficienciasmenores yaltoscostos

Justa, 100a 300BFPD de4000 a10000 ft,

Justa >200BFPD a4000ft.

Justa,Limiteinferior200 BFPDtub de 2”

Buena,Limitadaeficienciay costos½ a 4bbl/cicloshasta con48ciclos/D

Comparaciones

Condición Especificación Mecánico Cavidades Hidráulica Gas Lift Electrosumergible

Progresivas Pistón Jets Yacimiento, producción, pozo

Numero de pozos Unico 1 1 2 2 3 11 a 20 1 1 1 1 2 1

mas de 20 1 1 1 1 1 1Rata de producción Menos de 1000B/D 1 1 1 1 2 2

1000 a 10000 B/D 2 2 2 2 1 1Mas de 10000 B/D 3 3 3 3 1 1

Profundidad del pozo Menos de 2500ft 1 1 2 2 2 22500 a 7500ft 2 2 2 2 1 1Mas de 7500ft 2 3 1 1 1 1

Tamaño de Casing 4 1/2 in 1 1 1 1 2 25 1/2 in 1 1 1 1 1 1

7 in 2 2 2 2 1 19 5/8 in y mas 2 3 2 2 1 1

Inclinación del pozo Vertical 1 1 1 1 1 1Desviado 2 3 2 2 1 1Horizontal 2 3 2 2 1 1

Criterios para la Selección

Según el yacimiento, la producción y el pozo


Progresivas Pistón Jets

Severity Dogleg menos de 3 /100ft 1 1 1 1 1 13 a 10 /100ft 2 2 1 1 1 1

mas de 10 / 100ft 3 3 1 1 1 2Temperatura Menos de 250 F 1 1 1 1 1 1

De 250 a 350 F 1 3 1 1 1 1mas de 350 F 1 3 1 1 1 2

Presión fluyendo mas de 1000 psi 1 1 1 1 1 1100 a 1000 psi 1 1 1 1 2 1

Menos de 100 psi 1 1 1 2 3 1Completamiento Simple 1 1 1 1 1 1

Dual o múltiple 3 2 3 3 1 2Recobro Primario 1 1 1 1 1 1

Secundario 1 1 2 2 3 1Terciario 2 2 2 2 2 2

Yacimiento, Producción , pozo

Criterios para la Selección

Según el tipo de Yacimiento, producción y el pozo


Progresivas Pistón JetsPropiedades de los fluidos

Corte de agua Bajo 1 1 2 2 1 1Moderado 1 1 1 1 2 1

Alto 1 1 1 1 3 1Viscosidad del fluido Menos de 100 cp 1 1 1 1 1 1

100 a 500 cp 1 1 1 1 1 1mas de 500 cp 1 1 2 2 2 3

Fluidos Corrosivos Si 2 2 2 2 1 2No 1 1 1 1 1 1

Arena abrasiva Menos de 10ppm 1 1 1 1 1 110 a 100 ppm 2 1 2 2 1 2

mas de 100 ppm 3 1 3 3 1 3Relación Gas/aceite < de 500scf/stb 1 1 1 1 2 1

500 a 2000scf/stb 2 2 2 2 1 1>2000scf/stb 3 2 2 2 1 2

Contaminantes Scale 2 1 2 2 1 2Parafinas 2 1 2 2 2 2Asfáltenos 2 1 2 2 2 2

Tratamientos Scale inhibidor 1 2 1 1 1 2Inhibidor corrosión 1 2 1 1 1 2

Solventes 1 3 1 1 1 2Acidos 2 2 2 2 2 2

Criterios de Selección

Según las propiedades de los fluidos


Progresivas Pistón JetsInfraestructura de superficie

Localizacion Onshore 1 1 1 1 1 1offshore 3 2 2 2 1 1Remotos 2 1 2 2 2 1

Poder Electrico Utility 1 1 1 1 1 1Generación 2 2 1 1 1 2

Restricciones de Si 3 2 2 2 2 1Espacio No 1 1 1 1 1 1

Criterios para la selección

Según la infraestructura de Superficie

Cada método de levantamiento artificial tiene diferentes atributos los cuales deben ser evaluados para cada instalación especifica sobre el completo ciclo de vida. El atributo más importante es la habilidad de producir el pozo a una capacidad deseada sobre un tiempo requerido. El siguiente atributo en orden de importancia es un costo operacional relativamente bajo sobre la vida del pozo.

Conclusiones

Los atributos de cada método de levantamiento artificial son relativos a cada uno, y pueden ser específicos para una instalación de producción dada. Para una instalación especifica se debe estimar y compara las consecuencias económicas de cada atributo aplicable, para seleccionar el método de levantamiento más apropiado.

Conclusiones

La localización tiene un efecto bastante notorio y decisivo sobre los costos capitales y operacionales y sobre la rata de producción. las alternativas pueden variar significativamente, dependiendo de la localización del proyecto. Las locaciones remotas exigen una simple operación, un tiempo de corrida largo, y una facilidad de servicio y mantenimiento. Las locaciones árticas también requieren simplicidad y equipos de métodos de calentamiento, incluso cuando no se está corriendo el proyecto. Las locaciones costa a fuera requieren una vida de operación larga y unos costos mínimos de empuje.

Conclusiones

El bombeo mecánico debe ser la consideración estándar si las operaciones son en tierra firme. Si la locación es costa afuera, entonces el estándar debe ser el levantamiento con gas. La experiencia ha demostrado que dichas opciones normalmente resultan en una óptima producción a costos mínimos. Aunque estas opciones deben ser el estándar de comparación con otros métodos de levantamiento. Los otros métodos deben ser seleccionados únicamente cuando hay instalaciones definitivas y ventajas operacionales.

Conclusiones

una vez se halla seleccionado un método, todavía se debe dar un refinamiento y una adecuada ingeniería para diseñar y seleccionar todo el equipo necesario para que el método funcione para dicha aplicación. Un diseño y una operación inadecuada del “mejor” método seleccionado siempre comprobará que la selección no era la mejor en primer lugar.

Conclusiones

Los límites y criterios relativos listados en las tablas anteriores están basados en la experiencia de cada compañía,

La mayoría de estos atributos están sujetos al cambio con la tecnología de avanzada, que se vaya presentando de manera adicional

Conclusiones

Una tradicional ecuación IPR usada para describir el rendimiento de pozos de petróleo para yacimientos de aceite saturado es la ecuación de Vogel (1968).

qo / qomáx = 1 - 0.2 (Pwf / PR) - 0.8 (Pwf / PR)2

ECUACIÓN DE VOGEL

Problema

Un pozo descubridor, el Hans-4, fue probado en la Arena Clarín a una tasa de 200 STB/D con una presión de fondo fluyente de 3220 psia. La presión de burbuja fue calculada con una correlación usando datos medidos en superficie, cuando el pozo estaba produciendo a una baja tasa. El punto de burbuja estimado en 3980 psia, indica que el pozo esta drenando aceite saturado, antes se había medido una presión inicial de yacimiento de 4000 psia. Graficar el IPR usando la ecuación de Vogel.

Solución

Inicialmente se calcula la máxima tasa de aceite, qomáx, por sustitución de los datos de prueba dentro de la ecuación de Vogel:

qomáx = 200 / {1- 0.2 (3220/4000) -0.8 (3220/4000)2}qomáx = 625 STB/D

Ahora se calculan varias tasas a caídas de presión específicas para tener los suficientes puntos para graficar el IPR. La tabla 1 muestra unos cuantos puntos calculados para este ejemplo. La gráfica muestra los puntos considerados.

Pwf(psia)

qoSTB/D

4000 0

3000 250

2000 437

1500 508

1000 562

Breve descripción de los sistemas de levantamiento artificial

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