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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):
Es un tipo de flujo donde la distribucin de presin a lo largo del
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):
Es un tipo de flujo donde la distribucin de presin a lo largo del
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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First edition, February 1, 1992.