GAS LIFT Trabajo

7/22/2019 GAS LIFT Trabajo

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Repblica Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Defensa

Universidad Nacional Experimental Politcnica de la Fuerza Armada

(UNEFA)

Ncleo Barinas - Extensin Barinas

Gas Lift

Profesor: Bachilleres:

Ing. Jhon Munera Aranda Yves; 19.070.129.

Dugarte Mayra; 19.825.906.

Gmez Yaneth; 19.430.823.

Guevara Onel; 19.826.777.

Mantilla Yorman; 19.784.794.

VIII Semestre Ing. Petrleo

Seccin: P-82

Barinas, Noviembre de 2010


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NDICE


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INTRODUCCIN


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GAS LIFT

Es un mtodo mediante el cual se inyecta gas a alta presin en la

columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la

superficie. El proceso implica la

inyeccin de gas a travs de los

tubos-carcasa anillo . El gas

inyectado airea el lquido para

reducir su densidad, la presin de

la formacin es capaz de levantarla columna de petrleo y de las

fuerzas el lquido del pozo. El gas

puede ser inyectado de forma

continua o intermitente,

dependiendo de las caractersticas

de la produccin del pozo y la disposicin de los equipos de gas-lift.

El gas lift es una forma de levantamiento artificial, donde las

burbujas de gas logran levantar el petrleo del pozo. La cantidad de gas

que se inyecta para maximizar la produccin de petrleo vara en funcin

de las condiciones del pozo y su geometra. Demasiado o muy poco gas

inyectado se traducir en menos de produccin mxima. En general, la

cantidad ptima de inyeccin de gas se determina por las pruebas de pozos,

donde se vara la tasa de inyeccin y produccin de lquidos (petrleo y el

agua tal vez).

Aunque el gas es recuperado del petrleo en una etapa posterior de

separacin, el proceso requiere energa para conducir un compresor con el

fin de aumentar la presin del gas a un nivel donde puede ser reinyectada.
http://en.wikipedia.org/wiki/Annulus_(oil_well)http://en.wikipedia.org/wiki/Densityhttp://en.wikipedia.org/wiki/Gas_compressorhttp://en.wikipedia.org/wiki/Gas_compressorhttp://en.wikipedia.org/wiki/Densityhttp://en.wikipedia.org/wiki/Annulus_(oil_well)


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Equipos para Gas Lift.

El equipo requerido para la implementacin de gas lift en un pozo es el

siguiente:

Equipo de superficie:

Ensamblaje de la cabeza del pozo. Choke (para flujo continuo). Choke con control en el ciclo de tiempo (para flujo intermitente). Compresores. Separador


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Equipo de subsuelo:

Mandriles de gas lift.

Vlvulas de gas lift. Empaque de subsuelo.El gas de levantamiento es bombeado generalmente por el anular del

pozo e inyectado al tubing a travs de una vlvula de gas lift (Gas Lift

Valve, GLV). Estas vlvulas normalmente contienen una vlvula cheque

para prevenir la entrada en contracorriente del fluido producido o de

tratamiento hacia el anular, para propsitos de seguridad y eficiencia del

sistema. En algunos diseos de pozo, el gas es suministrado a travs del

tubing, recuperando la produccin a travs del anular o bien de un

segundo tubing el cual puede ser concntrico o paralelo al tubing de

suministro.

Con el fin de alcanzar la mxima reduccin de cabeza hidrosttica, el

punto de inyeccin de gas debe estar ubicado a la mayor profundidadposible. Una excepcin para esta regla est en los casos en los que la

presin de tubera de produccin excede la presin de saturacin del gas

bajo condiciones de circulacin. En estos casos el gas inyectado se

disolvera en el lquido producido, y de esta forma, perdera su habilidad

para reducir la densidad de la columna de fluido.

En pozos con bajo ndice de productividad, el gas lift continuo no

puede ser implementado ya que la afluencia del pozo se dificulta debido a

la presin de operacin del sistema. En estos casos el levantamiento

intermitente puede ser ms eficiente. El levantamiento intermitente opera

cerrando el suministro de gas para permitirle al pozo fluir hacia el cabezal


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de produccin. Solamente cuando ha entrado suficiente lquido en la

tubera, se abre el suministro de gas y se produce un bache de lquido. Esto

puede ser mucho ms eficiente bajo estas condiciones de pozo que el gas

lift continuo.

Cuando se incorpora un pozo a un sistema de produccin despus de su

terminacin, con el pozo lleno con fluidos de completamiento o despus de

un largo cierre donde los fluidos se hayan segregado, la presin normal de

gas lift no es suficiente para alcanzar la profundidad mxima de las

vlvulas. En este caso, generalmente es necesario vaciar por etapas tanto el

tubing como el casing llenos con lquido. Esto se consigue aplicando

presin de gas a una serie de GLVs (vlvulas de descarga peridica)

instaladas progresivamente de arriba hacia abajo. stas vlvulas de

descarga estn diseadas para abrirse a una presin predeterminada y

luego cerrarse de nuevo a una presin ligeramente ms baja, con el

propsito de que manipulando la presin de inyeccin, se haga circular el

gas a travs de estas de arriba hacia abajo.

Las vlvulas de operacin se disean especficamente para la

circulacin continua, mientras que las vlvulas de descarga estn diseadas

nicamente para permitir descargas peridicas.

La profundidad mxima de la GLV de operacin (OGLV) est limitada por:

Mxima presin de suministro de gas y tasa de entrega. Presin de cabeza de tubera fluyendo a la tasa de flujo prevista. Profundidad del empaque (profundidad mxima del mandril ms

profundopara las vlvulas de gas lift).


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Diferencial de presin requerido para mantener las vlvulassuperiores (de descarga) cerradas, y por lo tanto mantener estable la

presin en la OGLV.

Peligro de colapso en el tubing y la clasificacin por resistencia alestallido q ue posea el casing.

Componentes de un sistema de gas lift.

Un sistema de Gas lift requiere adicionalmente de los siguientes

Componentes:

Tratamiento del gas, compresin, facilidades de medicin ycontrol de flujo, y suministro de gas de arrancada.

Tubera de produccin (tubing) equipada con mandriles degas lift.

Acceso para Wireline o Coiled Tubing para la instalacin ymantenimiento de las GLVs (el cual puede ser instalado

durante el completamiento inicial del pozo).

Proteccin contra los reventones en el anular.En la mayora de los pozos con este sistema de levantamiento, parte

del sistema de prevencin contra reventones proviene de las vlvulas

cheque de las GLVs. Sin embargo, en aquellos pozos donde esta medida no

se considera suficiente, se requiere de alguna proteccin adicional. Esta

puede incluir cheques dobles en las GLVs o vlvulas chequers adicionalesen superficie.

Es importante que la eleccin de las GVLs se haga en la etapa del

diseo.


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Vlvulas.

Vlvulas Operadas por Presin del Casing

Vlvulas Operadas por Presin de Flujo de Produccin

Trabas para Mandriles con Bolsillos Laterales Trabas Superiores

Vlvulas de Orificio

Vlvulas Operadas por Presin del Diferencial

Vlvulas de Gas Lift Convencionales

Vlvulas de Retencin (Check)

Vlvulas de Pie

Las GLVs estn clasificadas as:

Vlvula controlada por presin del casing, tambin llamadavlvula de presin o vlvula operada a "presin de inyeccin".

Las presiones de apertura y de cierre dependen principalmente de la

presin en el casing, lo cual, suministra el mejor control de presin

para los completamientos con un solo tubing.

Vlvula controlada por la presin en el tubing, tambin llamadavlvula de fluido o vlvula operada a presin de produccin.

Las presiones de apertura y de cierre dependen principalmente de la

sarta de produccin. Esto es particularmente til paracompletamientos de gas lift dobles.

Vlvula de respuesta proporcional. Estas vlvulas se adaptanautomticamente a los cambios en la presin de produccin.


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Vlvula de nova (venturi). Se alcanza una rata de inyeccinconstante en la OGLV.

Mandriles.

Mandriles de la Serie K con Bolsillos de 1 ID Mandriles de la Serie M con Bolsillos de 1 1/2 ID Mandriles Convencionales Mandriles Cncavos y Anulares

a) Presenta dificultad para manejar crudos muy pesados yviscosos o emulsionados.

b) Potencial para la formacin de hidratos en superficie o en lasGLVs.

c) Requiere de monitoreo continuo, optimizacin y reparacintcnica, as como de supervisin ingenieril.

d) Usualmente se ve limitado por una profundidad delevantamiento mxima.

e) Posible necesidad de casing y tubing muy fuertes debido alas altas presiones de gas en el anular.

f) Problemas con lneas sucias en superficie.g) Puede presentar problemas de seguridad si se manejan

presiones de gas muy altas.

Mandriles de bolsillo lateral (Side Pocket Mandrels, SPM) son losreceptculos utilizados con mayor frecuencia para las GLVs

recuperables. stos mandriles tienen dimetros externos (ODs)

grandes que puede causar los problemas de limitacin por espacio


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en casings y liners pequeos. Se dispone de alternativas para

dimetros ms pequeos, pero se debe tener cuidado en la etapa de

diseo para asegurarse de que sea posible la recuperacin de las

GLVs con wireline a travs del completamiento. De no ser posible,

se requerira de un equipo de workover para recuperar y reinstalar

las vlvulas que lleguen a fallar.

Como herramienta fundamental de seleccin es necesario conocer

tanto las ventajas y desventajas que determinado mtodo posee,

como sus rangos ms apropiados de operacin.

Ventajas.

Es un sistema seguro de operar. Presenta alta tolerancia a los slidos (aunque las velocidades de

erosin en el tubing y el rbol de navidad pueden ser crticas).

Habilidad para manejar altas ratas de produccin. Requiere de poco espacio en superficie.

Generalmente puede ser reacondicionada con wireline. Acceso completo a travs del tubing a las GLVs inferiores. No es restringido por la desviacin de los pozos. Relativamente insensible a la corrosin. Muy flexible, se puede convertir de flujo continuo a intermitente,

chamber lift o plunger lift a medida que declina el yacimiento. La fuente de potencia puede ser ubicada en locaciones remotas. Fcil de obtener presiones y gradientes en profundidad. No es problema en pozos con empuje de gas.


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Desventajas.

Ineficiente en sistemas de bajo volumen, debido a los costoscapitales de compresin y tratamiento del gas.

Requiere de un volumen de gas para su arranque, el cual nosiempre est disponible.

Rango de aplicacin.

El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en

pozos que producen crudo liviano - mediano. En la siguiente tabla se

muestran los rangos de aplicacin en el mtodo de levantamiento artificial

por gas continuo e intermitente.

LAG Continuo

Se utiliza en pozos con alta a

mediana energa (presiones

estticas mayores a 150 lpc/1000

pies) y de alta a mediana

productividad (preferentemente

ndices de productividad mayores a

0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas

tasas de produccin (mayores de 200

bpd). La profundidad de inyeccin

depender de la presin de gas

disponible a nivel de pozo.

LAG Intermitente

Se aplica en pozos de mediana a

baja energa (presiones estticas

menores a 150 lpc/1000 pies) y de

mediana a baja productividad

(ndices de productividad menores a

0,3 bpd/lpc) que no son capaces de

aportar altas tasas de produccin

(menores de 100 bpd).


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Rango de tasas en flujo contino.

La tabla que se muestra a continuacin fue presentada por K. Brown

para establecer las tasas mximas y mnimas que bajo condiciones de flujo

continuo vertical pueden ser transportadas eficientemente en diferentes

tamaos tuberas de produccin, los clculos fueron realizados

considerando una RGL de 2000 pcn/bn.

Figura 2.

Deslizamiento y friccin

Para tasas mayores a la mxima se perder mucha energa por

friccin y menores a la mnima se desestabilizar el flujo continuo por

deslizamiento de la fase lquida.


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Figura 3.

LAG Continuo Intermitente?

En pozos de baja tasa de produccin es difcil mantener condiciones

de flujo continuo en la tubera ya que la baja velocidad de ascenso de la

fase lquida favorece la aparicin del fenmeno de deslizamiento. Este

fenmeno desestabilizara el comportamiento del pozo y para minimizarlo

eliminarlo se requiere aumentar sustancialmente la tasa de inyeccin de

gas, por ejemplo, inyectar entre 500 a 800 Mpcnd para levantar solamente

de 50 a 100 bpd. Una manera de reducir el consumo de gas de

levantamiento es detener la inyeccin de gas para darle chance al

yacimiento de aportar un tapn de lquido por encima de la vlvula

operadora y luego inyectar rpidamente solo el gas requerido para

desplazar el tapn hasta la superficie, la frecuencia de los ciclos de

inyeccin depender del tiempo requerido para que la formacin aporte un

nuevo tapn de lquido a la tubera de produccin. Este tipo de LAGreducira sustancialmente el consumo diario de gas de levantamiento, por

lo general, se reduce a la mitad a las dos terceras partes de lo que se

consumira diariamente en un levantamiento continuo ineficiente.


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Obviamente si el aporte de gas de la formacin es alto, probablemente sea

mejor producir en forma continua ya que el gas de levantamiento

requerido ser bajo. En los pozos donde ambos tipos de LAG produzcan

aproximadamente la misma tasa con similar consumo de gas se recomienda

el uso del LAG- Continuo ya que requiere de menor supervisin, control y

seguimiento.

Tipos De LAG

Existen dos tipos bsicos de levantamiento artificial por gas:

LAG Continuo.

Figura 4.

Consiste en inyectar gas constantemente hacia la columna de

fluidos producidos en el pozo. La profundidad de las vlvulas y el

volumen de gas van a depender de las caractersticas propias de cada pozo.


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Esto tiene como objetivo aligerar una columna de fluido debido al aumento

de la relacin gas-liquido por encima del punto de inyeccin. Este sistema

es utilizado en pozos con un ndice de productividad alto con una presin

de fondo alta, alta relacin gas-lquido y baja densidad del petrleo.

Mecanismos de Levantamiento.

En el levantamiento artificial por gas continuo los mecanismos de

levantamiento involucrados son:

Reduccin de la densidad del fluido y del peso de la columna lo queaumenta el diferencial de presin aplicado al rea de drenaje del

yacimiento.

Expansin del gas inyectado la cual empuja a la fase lquida. Desplazamiento de tapones de lquido por grandes burbujas de gas

Eficiencia de levantamiento.

La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el consumo

de gas requerido para producir cada barril normal de petrleo, la eficiencia

aumenta en la medida que se inyecta por el punto ms profundo posible la

tasa de gas adecuada, de acuerdo al comportamiento de produccin del

pozo.

Mxima profundidad de inyeccin.La vlvula operadora se debe colocar a la mxima profundidad

operacionalmente posible, la cual est a dos tres tubos por encima de la

empacadura superior. Cuando se dispone de suficiente presin en el


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sistema para vencer el peso de la columna esttica de lquido que se

encuentra inicialmente sobre la vlvula operadora se coloca una vlvula a

la mencionada profundidad, sin necesidad de utilizar vlvulas que

descarguen previamente el lquido utilizado para controlar al pozo. En

caso contrario se deben utilizar varias vlvulas por encima de la operadora

conocidas con el nombre de vlvulas de descarga, ya que ellas descargaran

por etapas el lquido que se encuentra por encima de la vlvula operadora.

Un espaciamiento correcto de estas vlvulas y adecuada seleccin de las

mismas permitirn descubrir la vlvula operadora para inyectar as el gas

por el punto ms profundo posible.

Tasas de inyeccin de gas adecuada.Tal como se observa en la figura anterior la tasa de inyeccin de gas

depender de la tasa de produccin, del aporte de gas de la formacin y de

la RGL total requerida por encima del punto de inyeccin. Estimar la RGL

total adecuada depender de si se conoce o no el comportamiento de

afluencia de la formacin productora.

qiny = (RGLt - RGLf) ql / 1000.

donde:

qiny = Tasa de inyeccin de gas requerida, Mpcn/d.

RGLt = Relacin Gas-Lquido total, pcn/bn.

RGLf = Relacin Gas-Lquido de formacin, pcn/bn.

ql = Tasa de produccin de lquido (bruta), b/d.

Qiny para pozos con IPR desconocidaLa RGL total ser la correspondiente a gradiente mnimo para aquellos

pozos donde no se conoce el comportamiento de afluencia de la formacin


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productora. La ecuacin de W. Zimmerman presentada a continuacin

permite estimar valores conservadores de la RGL correspondiente a

gradiente mnimo

RGLgrad.min = [a + (b.Dv/1000)] * cotgh(c.ql/1000)

donde:

a = (25.81+13.92 w)ID2 145

b = 139.2-(2.7766+7.4257 w)ID2

c = [(1-0.3 w)(3-0.7 ID)] + [(0.06-0.015 w-0.03 w ID)Dv/1000]

Con:

w = Fraccin de agua y sedimento, adimensional. Rango de w


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Figura 5.

Control de la inyeccin.Para el LAG continuo la tasa de inyeccin diaria de gas se controla con

una vlvula ajustable en la superficie, la presin aguas arriba ser la

presin del sistema mltiple, mientras que la presin aguas abajo

depender del tipo de vlvulas utilizadas como operadora en el pozo y de

la tasa de inyeccin de gas suministrada al pozo.

Subtipos de LAG continuo.

Existen dos subtipos de LAG continuo: tubular y anular;

LAG continuo tubular:En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el espacio anular

existente entre la tubera de produccin y la tubera de

revestimiento, y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados

por el yacimiento a travs de la tubera de produccin.


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LAG continuo anular:En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la tubera de

produccin y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por

el yacimiento a travs del espacio anular antes mencionado.

Uso de tuberas enrolladas (Coiled tubing)Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde se inyecta el

gas por una tubera enrollable introducida en la tubera de

produccin y se produce por el espacio anular existente entre la

tubera de produccin y el Coiled tubin. Esta variante se utiliza

cuando se desea reducir el rea expuesta a flujo y producir en forma

continua sin deslizamiento, o cuando por una razn operacional no

se pueden usar las vlvulas de levantamiento instaladas en la

tubera de produccin.


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Figura 6.


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LAG Intermitente.

Figura 7.

Consiste en inyectar gas a la tubera de produccin, a

intervalos regulares para desplazar fluidos a la superficie en forma de

tapones de lquido. En este mtodo, una vlvula con un orificio grande

permite el paso de un alto volumen de gas a la tubera, levantando el fluido

acumulado por encima de la vlvula para que este se desplace ms rpido.

Se utiliza en pozos con un bajo ndice de productividad con baja presin

de fondo, en pozos sin produccin de arena, baja relacin gas-lquido y alta

densidad del petrleo.


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Mecanismo de levantamiento.

En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de

levantamiento involucrados son:

Desplazamiento ascendente de tapones de lquido por la inyeccinde grandes caudales instantneos de gas por debajo del tapn de

lquido.

Expansin del gas inyectado la cual empuja al tapn de lquidohacia el cabezal del pozo y de all a la estacin de flujo.

Figura 8. La siguiente figura ilustra el ciclo de levantamiento con gas

en flujo intermitente.

Ciclo de levantamiento intermitente.

Es el lapso de tiempo transcurrido entre dos arribos consecutivos del

tapn de lquido a la superficie.


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a) Influjo.

Inicialmente la vlvula operadora est cerrada, la vlvula de

retencin en el fondo del pozo se encuentra abierta permitiendo al

yacimiento aportar fluido hacia la tubera de produccin. El tiempo

requerido para que se restaure en la tubera de produccin el tamao de

tapn adecuado depende fuertemente del ndice de productividad del

pozo, de la energa de la formacin productora y del dimetro de la tubera.

b) Levantamiento.

Una vez restaurado el tapn de lquido, la presin del gas en el

anular debe alcanzar a nivel de la vlvula operadora, el valor de la presin

de apertura (Pod) inicindose el ciclo de inyeccin de gas en la tubera de

produccin para desplazar al tapn de lquido en contra de la gravedad,

parte del lquido se queda rezagado en las paredes de la tubera (liquid

fallback) y cuando el tapn llega a la superficie, la alta velocidad del

mismo provoca un aumento brusco de la Pwh

c) Estabilizacin.

Al cerrar la vlvula operadora por la disminucin de presin en el

anular el gas remanente en la tubera se descomprime progresivamente

permitiendo la entrada de los fluidos del yacimiento hacia el pozo

nuevamente.

Eficiencia del LAG intermitente.


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La eficiencia de levantamiento intermitente al igual que en el

continuo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada

barril normal de petrleo, la eficiencia aumenta en la medida que se elige

una frecuencia de ciclos que maximice la produccin diaria de petrleo y se

utilice la cantidad de gas por ciclo necesaria para un levantamiento

eficiente del tapn de lquido.

Mxima profundidad de inyeccinLa vlvula operadora se debe colocar a la mxima profundidad

operacionalmente posible la cual est a dos tres tubos por encima de la

empacadura superior. Por lo general en este tipo de LAG no se requieren

vlvulas de descarga ya que la energa del yacimiento es baja y el nivel

esttico se encuentra cerca del fondo del pozo.

Tasa de inyeccin de gas adecuadaEl volumen de gas de levantamiento que se suministra a la tubera

de produccin durante el perodo de inyeccin es aproximadamente el

requerido para llenar dicha tubera con el gas comprimido proveniente del

anular. El consumo diario ser el volumen anterior multiplicado por el

nmero de tapones que sern levantados al da. Las restricciones en la

superficie juegan un papel muy importante en el volumen de gas requerido

por ciclo.

Control de la inyeccinPara el LAG intermitente la tasa de inyeccin diaria de gas se

controla con una vlvula ajustable en la superficie conjuntamente con una


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vlvula especial piloto en el subsuelo o con un controlador de ciclos de

inyeccin en la superficie.

Subtipos de LAG intermitente.

Existen tres subtipos de LAG intermitente:

LAG intermitente convencional. LAG intermitente con cmara de acumulacin. LAG intermitente con pistn metlico.

LAG intermitente convencional:En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la

tubera de produccin para el almacenamiento de los fluidos aportados por

la formacin y el gas desplaza directamente al tapn de liquido en contra

de la gravedad. Normalmente se utiliza cuando la presin esttica del

yacimiento y/o el ndice de productividad alcanza valores bajos

(aproximadamente Pws menores de las 150 lpc por cada 1000 pies e ndices

menores de 0.3 bpd/lpc).

LAG intermitente con cmara de acumulacin (Chamber lift)En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio anular entre

el revestidor de produccin y la tubera de produccin para el

almacenamiento de los fluidos aportados por la formacin y el gas desplaza

directamente al tapn de lquido inicialmente a favor de la gravedad y

posteriormente en contra de dicha fuerza. Normalmente se utiliza cuando

la presin esttica del yacimiento alcanza valores muy bajos, de tal

magnitud (aproximadamente menores de las 100 lpc por cada 1000 pies)


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que con el intermitente convencional el tapn formado sera muy pequeo

y por lo tanto la produccin seria casi nula.

LAG intermitente con pistn metlico(Plunger lift) En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio

interno de la tubera de produccin para el almacenamiento de los fluidos

aportados por la formacin y el gas desplaza directamente un pistn

metlico que sirve de interfase slida entre el gas inyectado y el tapn de

lquido a levantar. Se utiliza para minimizar el resbalamiento de lquido

durante el levantamiento del tapn.


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Figura 9.


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Comportamiento de afluencia de formaciones productoras.

Flujo de petrleo en el yacimiento.

El movimiento del petrleo hacia el pozo se origina cuando se

establece un gradiente de presin en el rea de drenaje y el caudal o tasa de

flujo depender no solo de dicho gradiente, sino tambin de la capacidad

de flujo de la formacin productora, representada por el producto de la

permeabilidad efectiva al petrleo por el espesor de arena neta petrolfera

(Ko.h) y de la resistencia a fluir del fluido representada a travs de suviscosidad (,o). Dado que la distribucin de presin cambia a travs del

tiempo es necesario establecer los distintos estados de flujo que pueden

presentarse en el rea de drenaje al abrir a produccin un pozo, y en cada

uno de ellos describir la ecuacin que regir la relacin entre la presin

fluyente Pwfs y la tasa de produccin qo que ser capaz de aportar el

yacimiento hacia el pozo.

Estados de flujo.

Existen tres estados de flujo dependiendo de cmo es la variacin de

la presin con tiempo:

1. Flujo No Continuo: dP/dt 0

2. Flujo Continuo: dP/dt = 0

3. Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante.


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1) Flujo No-Continuo o Transitorio (Unsteady State Flow):

Es un tipo de flujo donde la distribucin de presin a lo largo del

rea de drenaje cambia con tiempo, (dP/dt 0). Este es el tipo de

flujo que inicialmente se presenta cuando se abre a produccin un

pozo que se encontraba cerrado viceversa. La medicin de la

presin fluyente en el fondo del pozo (Pwf) durante este perodo es

de particular importancia para las pruebas de declinacin y de

restauracin de presin, cuya interpretacin a travs de soluciones de

la ecuacin de difusividad, permite conocer parmetros bsicos del

medio poroso, como por ejemplo: la capacidad efectiva de flujo

(Ko.h), el factor de dao a la formacin (S), etc. La duracin de este

perodo normalmente puede ser de horas das, dependiendo

fundamentalmente de la permeabilidad de la formacin productora.

Dado que el diferencial de presin no se estabiliza no se

considerarn ecuaciones para estimar la tasa de produccin en este

estado de flujo.

Transicin entre estados de flujo:

Despus del flujo transitorio este perodo ocurre una transicin

hasta alcanzarse una estabilizacin pseudo-estabilizacin de la

distribucin de presin dependiendo de las condiciones existentes en el

borde exterior del rea de drenaje.

2) Flujo Continuo o Estacionario (Steady State Flow):


rea de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0). Se presenta cuando se

estabiliza la distribucin de presin en el rea de drenaje de un pozo


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perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, asociado a un

gran acufero, de tal forma que en el borde exterior de dicha rea existe

flujo para mantener constante la presin (Pws). En este perodo de flujo el

diferencial de presin a travs del rea de drenaje es constante y est

representado por la diferencia entre la presin en el radio externo de

drenaje, Pws a una distancia re del centro del pozo, y la presin fluyente

en la cara de la arena, Pwfs a una distancia rw radio del pozo; ambas

presiones deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se

utiliza el punto medio de las perforaciones caoneo. Para cada valor de

este diferencial (Pws-Pwfs), tradicionalmente conocido como Draw-

down, se establecer un caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo.

Ecuaciones de flujo para estado continuo.A continuacin se presenta la ecuacin de Darcy para flujo radial

que permite estimar la tasa de produccin de petrleo que ser capaz de

aportar un rea de drenaje de forma circular hacia el pozo productor bajo

condiciones de flujo continuo.

Figura 10.


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Donde:

qo = Tasa de petrleo, bn/d K = Permeabilidad absoluta promedio horizontal del rea de

drenaje, md

h = Espesor de la arena neta petrolfera, pies Pws = Presin del yacimiento a nivel de las perforaciones, a r=re,

lpcm

Pwfs = Presin de fondo fluyente al nivel de las perforaciones, a r=rw lpcm re = Radio de drenaje, pies rw = Radio del pozo, pies S = Factor de dao fsico, S>0 pozo con dao, S


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3) Flujo Semi-continuo (Pseudo-steady State Flow):


rea de drenaje cambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = cte).

Se presenta cuando se pseudo-estabiliza la distribucin depresin en el

rea de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento finito de tal

forma que en el borde exterior de dicha rea no existe flujo, bien sea

porque los lmites del yacimiento constituyen los bordes del rea de

drenaje o por que existen varios pozos drenando reas adyacentes entre s.

Las ecuaciones homlogas a las anteriores pero bajo condiciones de flujo

semicontinuo son las siguientes:

En trminos de la presin promedia en el rea de drenaje Pws, la

ecuacin quedara:

Este es el estado de flujo ms utilizado para estimar la tasa de

produccin de un pozo que produce en condiciones estables.

Ecuacin de Walter Zimmerman.Se encuentra programada en la hoja de Excel. Ejemplos del ajuste de

modelos de transferencias de calor se realizar con los ejercicios a resolver

con el simulador Wellflo.


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Figura 11.

Comportamiento del flujo multifsico en tuberas


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El comportamiento del flujo multifsico en tuberas se considera a

travs de correlaciones de flujo multifsico tanto horizontales como

verticales que permiten estimar las prdidas de energa a lo largo de la

tubera que transporta el caudal de produccin. A continuacin se presenta

un resumen de las ecuaciones generales utilizadas para obtener el perfil de

presiones tanto en la lnea de flujo en superficie como en la tubera de

produccin en el pozo.

Flujo de fluidos en el pozo y en la lnea de flujo

Durante el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el

separador en la estacin de flujo existen prdidas de energa tanto en el

pozo como en la lnea de flujo en la superficie. Las fuentes de prdidas de

energa provienen de los efectos gravitacionales, friccin y cambios de

energa cintica.

Algoritmo para calcular las prdidas de presin del fluido.

Para computar las prdidas de energa en flujo simultneo de

petrleo, gas y agua, se debe dividir tanto la lnea de flujo como la tubera

de produccin en secciones, para luego aplicar las correlaciones de flujo

multifsico en tuberas las cuales permiten calcular el gradiente de presin

dinmica (P/Z) en cada seccin de la tubera.

Matemticamente:

P en la lnea de flujo= Pl


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P en el pozo = Pp =

Donde n representa el nmero de secciones de la lnea de flujo y

m representa el nmero de secciones de la tubera en el pozo.

Ecuacin general del gradiente de presin dinmica.

La ecuacin general de gradiente de presin en forma de diferencias

y en unidades prcticas, puede escribirse de la siguiente manera:

Dnde:

= ngulo que forma la direccin de flujo con la horizontal, (=0

para flujo horizontal e =90 en flujo vertical)

= Densidad de la mezcla multifsica, lbm/pie3

V = Velocidad de la mezcla multifsica, pie/seg.

g = Aceleracin de la gravedad, 32,2 pie/seg2

g/gc= Constante para convertir lbm a lbf

fm = Factor de friccin de Moody, adimensional.


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d = Dimetro interno de la tubera, pulg.

Es indispensable la disponibilidad de un simulador de flujo

multifsico en tuberas en el computador ya que el clculo es iterativo en

presin.

Correlaciones de flujo multifsico mas utilizadas en

tuberas horizontales.

Entre las correlaciones para flujo multifsico para flujo horizontalque cubren un amplio rango de tasa de produccin y todos los tamaos

tpicos de tuberas se encuentran: Beegs & Brill, Duckler y colaboradores,

Eaton y colaboradores, etc.

Correlaciones de flujo multifsico mas utilizadas en

tuberas.

Entre las correlaciones para flujo multifsico para flujo horizontal

que cubren un amplio rango de tasa de produccin y todos los tamaos

tpicos de tuberas se encuentran: Beegs & Brill, Duckler y colaboradores,

Eaton y colaboradores, etc.

Clculo de la presin requerida en el cabezal del pozo.

Una vez conocida para una determinada tasa de roduccin lasprdidas de energa en la lnea de flujo, Pl, se puede obtener la presin

requerida en el cabezal, Pwh, de la siguiente manera:

Pwh = Psep + Pl


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Clculo de la presin requerida en el fondo del pozo.

Similarmente, una vez conocida para una determinada tasa de

produccin las prdidas de energa en el pozo, Pp, se puede obtener la

presin requerida en el fondo, Pwf, de la siguiente manera:

Pwf = Pwh + Pp

Construccin de Curva de Demanda de energa.

Si se evalan las Pwh y las Pwf requeridas para distintas tasas de

produccin y se grafican v.s. la tasa de produccin q, se obtienen las

curvas de demanda de energa en el cabezal y fondo del pozo

respectivamente. La siguiente figura muestra las curvas de demanda de

energa mencionadas, observe para un dado caudal la representacin de las

prdidas de presin en la lnea, Pl, y en el pozo, Pp.

Figura 12.


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Rangos caractersticos de la curva de demanda.

Para un tamao fijo de tubera vertical existe un rango ptimo de

tasas de flujo que puede transportar eficientemente, para tasas menores a

las del rango ptimo se originar un deslizamiento de la fase lquida (baja

velocidad) lo que cargar al pozo de lquido aumentando la demanda de

energa en el fondo del pozo, y para tasas de flujo mayores a las del rango

ptimo aumentar las prdidas de energa por friccin (alta velocidad)

aumentando sustancialmente los requerimientos de energa en el fondo delpozo. La siguiente figura muestra los rangos antes mencionados:

Figura 13.

Segn tamao de tubera de produccin.

A continuacin se presenta rangos ptimos de tasas dados por Brown

para tuberas de uso comn en los pozos. Los valores corresponden a RGL

de aproximadamente 2000 pcn/bn.


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Figura 14.

Gradiente de gas en el anular.

Normalmente el gas se inyecta por el espacio anular entre la tubera

de revestimiento y la tubera de produccin, por tratarse de un rea lo

suficientemente grande para las tasas tpicas de inyeccin (0,3 a 0,8

MMpcnd) el efecto de la friccin no se considera. En caso de inyeccin degas a travs de tuberas flexibles de 1.25 pulgadas ser necesario considerar

los efectos de friccin. A continuacin se presenta la frmula de gradiente

esttico de gas que se debe utilizar para determinar la presin de inyeccin

de gas frente a la vlvula conocida la presin de inyeccin en superficie.

Propiedades del gas natural.

Gravedad especifica del gas (g): La gravedad especfica del gas es la

relacin que existe entre la densidad del gas y la densidad del aire a

condiciones normales. (14.7 lpca y 60 o F). Dado que 1 mol de un gas a


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condiciones normales ocupa un volumen de 379.6 pcn, entonces la g puede

expresarse como la relacin entre los pesos moleculares del gas (Mg) y el

aire (Maire):

Densidad del gas (g): La densidad del gas a condiciones de P y T

distintas a las normales puede obtenerse a partir de la ecuacin de los gases

reales:

Gradiente de presin de gas (Gg).

Representa el incremento de la presin por unidad de longitud de

una columna de gas. Por lo general su valor no se considera debido a su

baja densidad pero cuando se encuentra comprimido se debe tomar en

consideracin. El gradiente de presin de gas en una columna de gas

comprimido en un pozo vara con profundidad debido al incremento de

presin y temperatura. Por lo general se expresa en (lb/pulg2)/pie o de una

forma ms simplificada lpc/pie.


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Para considerar la variacin continua de la densidad y del gradiente

del gas con profundidad en el anular de un pozo se debe plantear la

siguiente ecuacin diferencial:

Integrando entre superficie y fondo y sustituyendo T en funcin de h, se

tiene:

Flujo de gas a travs de orificios.

Winkler indic que el rea del orificio de la vlvula expuesta al flujo

de gas aumenta en la medida que se incrementa la presin de gas por

encima de la presin de apertura inicial de dicha vlvula. Dicha rea estar

dada por el rea lateral del cono truncado generado entre la bola del

vstago y el asiento, la presin adicional requerida depender de la


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resistencia que ofrezca el fuelle a ser comprimido (load rate): valores

tpicos estn alrededor de 400 lpc/pulg y 1200 lpc/pulg para vlvulas de 1

1/2" y 1" respectivamente, sin embargo estos valores varan dependiendo

del fabricante. Dada una determinada rea expuesta a flujo, la tasa que

circular a travs del orificio depender entre otras variables, de la relacin

existente entre la presin aguas abajo y la presin aguas arriba (Pp/Pg) y se

puede estimar utilizando la ecuacin de Thornhill-Craver:

Dnde:

Qgas: Flujo de gas, Mpcnd.

Cd: Coeficiente de descarga, adimensional. (empricamente Cd= 0.865)

A: Area expuesta a flujo, pulg2.

Pg: Presin de gas (aguas arriba), lpca

g: Aceleracin de la gravedad, 32.17 pie/seg2

k: Relacin del calor especfico del gas a presin constante al calor

especfico a volumen constante. (empricamente Cp/Cv= k= 1.27)

Ppd: Presin de produccin (aguas abajo), lpca

g: Gravedad especfica del gas inyectado, adimensional.

Tv: Temperatura de flujo, F.

Mecnica de vlvulas.

La vlvula de Levantamiento Artificial por Gas es bsicamente un

regulador de presin.


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Figura 15.

En la vlvula el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas a

presin (aunque algunas utilizan un resorte al igual que el regulador); las

fuerzas de apertura provienen de la accin de la presin del gas (corriente

arriba) y de la presin del fluido presin de produccin (corriente abajo)

sobre el rea del fuelle y el rea del asiento respectivamente o viceversa

dependiendo del tipo de vlvula.

Clasificacin de las Vlvulas para Levantamiento artificial por

gas.

De acuerdo a la presin que predominantemente abre a la vlvula estas se

clasifican en:


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Vlvulas Operadas por Presin de Gas: son aquellas donde lapresin de gas acta sobre el rea del fuelle por lo que abren

predominantemente por dicha presin.

Vlvulas Operadas por Presin de Fluido: son aquellas donde lapresin del fluido del pozo acta sobre el rea del fuelle por lo que

abre predominantemente por dicha presin.

Anlisis nodal para Gas Litf.

El anlisis nodal consiste en encontrar el caudal nico que un

sistema hidrulico puede manejar, si se conocen las presiones a la entrada y

salida del mismo. La Figura 16, representa un anlisis nodal realizado en

un sistema constituido por dos tuberas. Se conoce la presin de entrada de

la tubera 1 y la de salida de la tubera 2, y el problema consiste enencontrar aquel caudal que permita ser manejado por esa diferencia de

presiones.

Para una presin de entrada (PE) y una presin de salida (PS), existe

uno y solo un caudal posible [7], el procedimientoconsiste en calcular la

presin a la salida de la misma para varios caudales. Esta presin se

denomina presin del nodo. Para una presin fija de salida de la tubera

PS, se procede a calcular la presin de entrada de la misma para varioscaudales. S grafican las presiones del nodo obtenidas en ambos casos

contra los caudales estudiados y el punto de corte de las dos curvas

representa el punto de equilibrio en donde el sistema operar.


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Figura 16.

Figura 17.


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Para un pozo de petrleo, en la Fig.17 se muestran los posiblescomponentes de un anlisis nodal para un pozo de petrleo: el yacimiento,

la cara de las perforaciones, la tubera vertical, el cabezal, la lnea de flujo y

el separador. Tambin, se muestra en esta figura las posibles ubicaciones

de los nodos: en el yacimiento justo antes de las perforaciones, en el fondo

del pozo y en el cabezal antes o despus del estrangulador. En realidad, el

nodo puede localizarse en cualquier punto intermedio del sistema.

Anlisis nodal en el cabezal del pozoEl modelado de produccin de un pozo a partir del anlisis nodal, se

obtiene de la suma de las prdidas de energa en forma de presin de cada

componente, que es igual a la prdida total, es decir, a la diferencia entre la

presin de partida, Pws, y la presin final, Psep:

Pws Psep = Py + Pc + Pp + Pl

Dnde:

Py = Pws Pwfs = Cada de presin en el yacimiento.

Pc = Pwfs- Pwf = Cada de presin en la completacin.

Pp = Pwf-Pwh = Cada de presin en el pozo.

Pl = Pwh Psep = Cada de presin en la lnea de flujo.

Para realizar el balance de energa en el nodo se asumen

convenientemente varias tasas de flujo, y para cada una de ellas se

determina la presin con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de flujo

al nodo, y la presin requerida en la salida del nodo para transportar y


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entregar dicho caudal en el separador con una presin remanente igual a

Psep.

Para el modelado de la produccin, tradicionalmente el Anlisis

Nodal se aplica en el fondo del pozo, por el contrario, en este trabajo el

balance de energa se realizar a nivel del cabezal del pozo, debido a que se

dispone de la instrumentacin necesaria para el mismo (Camargo y col.,

2007) tal como se describe a continuacin:

Presin de llegada al nodo:

Pwh (oferta) = Pws py pc - Pp

Presin de salida del nodo:

Pwh (demanda) = Psep + Pl

La representacin grfica de la presin de llegada de los fluidos al

nodo en funcin del caudal o tasa de produccin se denomina Curva de

Oferta de energa del yacimiento (Inflow Curve), y la representacingrfica de la presin requerida a la salida del nodo en funcin del caudal

de produccin se denomina Curva de Demanda de energa de la instalacin

(Outflow Curve).


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Figura 18.

El balance de energa entre la oferta y la demanda puede obtenerse

grficamente. Para realizarlo, consiste en asumir varias tasas de produccin

y calcular la presin de oferta y demanda en el respectivo nodo, hasta que

ambas presiones se igualen. Para obtener grficamente la solucin, se

dibujan ambas curvas y se obtiene el caudal de produccin donde se

interceptan. De la interseccin de la curva del Inflow y la curva del

Outflow, se obtiene sus respectivos caudales de produccin. En la Fig. 18

se representa un valor de produccin en funcin de la tasa de inyeccin de

gas.

Usando correlacin de flujo multifsico vertical y para cada caudal

estudiado, se une la presin de cabezal con la presin de fondo [1] y de esta

manera unir la presin de fondo con la presin de cabezal, con el fin de que

los fluidos asciendan hasta la superficie venciendo la fuerza de gravedad y

la friccin en las paredes internas de la tubera de produccin. El

procedimiento es iterativo y se debe probar con diferentes relaciones de gas

lquido hasta alcanzar unir la presin de cabezal con la presin de fondo.


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CONCLUSIN.


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BIBLIOGRAFA

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