Práctica Recomendada para el Diseño
de Instalaciones Gas Lift de Flujo
Continuo usando Válvulas Accionadas
a Presión de Inyección
API PRACTICA RECOMENDADA 11V6
SEGUNDA EDICIÓN, JULIO 1999
American Petroleum Institute
1
CONTENIDOS
0
INTRODUCCION
1
ALCANCE
2
PROPOSITO
3
DEFINICIONES
4 CONSIDERACIONES GENERALES DE DISEÑO
4.1 General
4.2 Rendimiento del pozo (Flujo de Entrada y de Salida)
4.3 Área/Tamaño de Flujo del Tubing o Espacio Anular (Conducto de Producción)
4.4 Instalaciones
4.5 Presión de Inyección de Gas
4.6 Presión de Gas de Inyección de Arranque
4.7 Válvulas
4.8 Características de las Válvulas Desbalanceadas, Cargadas a Presión
4.9 Métodos de Diseño
4.10 Temperatura
4.11 Válvula Indicadora
4.12 Pasaje de Gas
4.13 Resumen
5
PROBLEMAS DE FLUJO CONTINUO: VÁLVULAS ACCIONADAS A
PRESION DE INYECCIÓN
5.1 Problema de Ejemplo N° 1: Diseño de un pozo típico con buena información de
producción
5.2 Problema de Ejemplo N° 2: Diseño de un pozo con poca o ninguna información
de producción
5.3 Problema de Ejemplo N° 3: Diseño de un pozo típico offshore con buena
información de producción y mandriles ya espaciados
APÉNDICE A
APÉNDICE B
SÍMBOLOS API PARA EL DISEÑO DE GAS LIFT
GRAFICOS DE GRADIENTES DE PRESION DE FLUJO VERTICAL
2
Figuras
1 Sistema Típico de Gas Lift
2
3 Planilla de Datos Ejemplo 1
4 Gráfico IPR de Petróleo
5 Peso de la Columna de Gas de Inyección
6 Diseño de Gas Lift
7
8
9 Gráfico del Pasaje de Gas por Diferentes Tamaños de Orificios
10
11 A-F
12
13
14 A-I
15 Planilla de Datos Ejemplo 2
16 Problema de Ejemplo 2
17 Planilla de Datos Ejemplo 2A
18 Problema de Ejemplo 2A
19 Problema de Ejemplo 3
20 Planilla de Datos Ejemplo 3
21 Gradientes de presión de flujo vertical
22 Gráfico IPR
23 Diseño de gas lift
24 Curva de rendimiento de tubing
25 Gráfico del pasaje de gas para diferentes tamaños de orificios
26 Gráfico de espacio de gas lift presión-profundidad para: API
27 Conjunto de gas lift presión-profundidad
28 Programa de gas lift presión-profundidad
A-1 Planilla de datos del pozo de gas lift
A-2 Planilla de cálculos de presión en rack de ensayos
A-3 Factores de compresibilidad para gas natural
A-4 Presión corriente arriba en 100 psig
A-5 Factor de corrección
B-1-20 Gradientes de presión de flujo vertical
Tablas
1 Factores de seguridad mínima recomendados para diferentes válvulas a presión de
inyección
2 Planilla de cálculos de presión en rack de ensayos
3 Presión de flujo vertical a profundidad 500 BFPD
4 Curva de rendimiento de tubing
5 Resumen de caudal vs. Inyección de gas
6 Resumen de flujo de gas usando aberturas/orificios de 3 pulgadas
16
7 Resumen mandril/válvula
A-1 Factores de corrección de temperatura para nitrógeno basados en 60°F
3
Práctica Recomendada para el Diseño de Instalaciones Gas Lift de
Flujo Continuo usando Válvulas Accionadas a Presión de Inyección
0
Introducción
Se proporciona esta Práctica Recomendada para cumplir con la necesidad de pautas,
procedimientos, y recomendaciones acerca de los diseños de instalaciones de gas lift de
flujo continuo usando válvulas accionadas a presión de inyección. Estas prácticas
recomendadas son aquellas que generalmente se necesitan para diseños exitosos de
instalaciones. Ver también API Especificación 11V1, Práctica Recomendada 11V5, y
Práctica Recomendada 11V7.
1
Alcance
Esta Práctica Recomendada tiene el objeto de establecer pautas para los diseños de
instalaciones de gas lift de flujo continuo usando válvulas accionadas a presión de
inyección. Se supone que el diseñador está familiarizado con y dispone de información
sobre los diversos factores que afectan un diseño. Se remite al diseñador a la Publicación
API Gas Lift, (Libro 6 de la Serie de Formación Profesional (Vocational Training Series),
Tercera edición, 1994) y a las diversas API Prácticas Recomendadas 11V sobre gas lift.
2
Propósito
La única energía utilizada para elevar líquidos a la superficie es aquella proporcionada
por la expansión del gas comprimido desde la presión en el conducto de producción en el
punto de la inyección, hasta la presión en boca de pozo. Las caídas de presión (desde el
compresor hasta la boca de pozo, a través del dispositivo de control de gas de inyección en
la superficie, por el conducto de inyección, a través de la válvula de gas lift dentro del
conducto de producción, siguiendo por éste y, desde la boca de pozo hasta el tanque de
almacenamiento) son todas pérdidas de energía. El propósito del diseño de la instalación de
gas lift es maximizar los beneficios de la energía de elevación utilizada, es decir, permitir
que el gas comprimido sea inyectado dentro del fluido producido con una profundidad y
presión tan cercana a la presión de descarga del compresor como sea posible o necesario.
Esta propuesta normalmente maximiza la producción con un mínimo de costos de
operación.
4
Figura 1 – Sistema típico de gas lift
Glosario:
TBG/CSG pressure recorder = Registrador de presión del tubing/casing
Production manifold = Colector de producción
Oil storage = Almacenamiento de petróleo
To pipeline = A tubería
Gas/oil separator = Separador de gas/petróleo
Compression station = Estación de compresión
Gas for gas lift= Gas para gas lift
Surplus gas to sales= Excedente de gas a ventas
Gas dehydration unit = Unidad de deshidratación de gas
Well production = Producción del pozo
Pipeline = Tubería
Injection gas = Gas de inyección
Injection gas manifold (metering and control) = Colector de gas de inyección (medición y control)
3
Definiciones
Una instalación de gas lift de elevación continua es aquella donde el gas comprimido de
alta presión es continuamente inyectado en la superficie dentro del conducto de inyección
de gas y luego continuamente hacia el fondo, en el conducto del fluido de producción.
5
4
Consideraciones generales de diseño
4.1
GENERAL
4.1.1
En el diseño de una instalación de gas lift de flujo continuo debe evaluarse el
sistema completo. Para las instalaciones nuevas todo el equipo debe ser
cuidadosamente medido y seleccionado, mientras que, para las instalaciones
existentes, debe revisarse y evaluarse el efecto del diseño propuesto en el
sistema.
4.1.2
Las siguientes técnicas de diseño son una combinación de conceptos de varias
personas. El diseño de una columna de gas lift para operar bajo una serie de
condiciones es como mínimo difícil, y por lo general implica muchos pedidos
de opinión por parte del diseñador. Las propuestas que se adjuntan intentan, en
la medida de lo posible, deshacerse de esas opiniones; sin embargo, es
imposible deshacerse de todas ellas. Se recomienda el enfoque gráfico con las
ecuaciones complementarias para que los efectos de caudales cambiantes y el
efecto resultante en el diseño de la válvula puedan ser determinados y
analizados con mayor claridad.
4.1.3
El gas lift de flujo continuo tiene ventajas y limitaciones. Refiérase a API Gas
Lift, Capítulo 1. Las siguientes son breves discusiones de las consideraciones de
diseño más importantes.
4.2
RENDIMIENTO DEL POZO (FLUJO DE ENTRADA Y SALIDA)
4.2.1
La producción de un pozo de petróleo puede dividirse en dos categorías básicas
llamadas rendimiento de flujo de entrada y de salida (Ver API Gas Lift, Capítulo
2). La entrada describe el flujo de los fluidos producidos desde el reservorio
hasta el pozo. La salida describe el flujo del fluido producido desde la
profundidad del reservorio hasta los tanques de almacenamiento. Para realizar
un buen diseño de surgencia artificial, se necesitan buenas predicciones tanto de
las condiciones de entrada como de las de salida.
4.2.2
El flujo de entrada al pozo se expresa generalmente en términos de
productividad. Para el flujo de líquidos de una sola fase, la entrada se expresa
como índice de productividad (P.I. = J) y puede representarse en forma de
ecuación utilizando los siguientes símbolos de ingeniería:
Nota: Ver Apéndice A para las definiciones de los símbolos.
4.2.3 Para el flujo bifásico (de líquido y gas libre) la producción no es lineal con el
cambio de presión; por lo tanto una curva de relación del rendimiento de entrada
resulta luego de representar la presión de fondo versus el caudal. Una buena
6
aproximación de este cambio (Vogel IPR) en el caso del flujo a presiones
menores que a punto de burbuja (sin skin) puede expresarse de esta manera:
4.2.4 Una aproximación más generalizada del flujo multifásico de petróleo – agua –
gas para todas las condiciones es la siguiente:
a. Para flujo por encima del punto de burbuja:
b. Para flujo por debajo del punto de burbuja:
Utilizando las fórmulas arriba mencionadas la presión circulante de fondo puede ser
calculada para cualquier caudal de producción posible.
4.2.5
El rendimiento de flujo de salida de un pozo depende de varios factores. Estos
factores están por lo general interrelacionados y, a veces, es difícil lograr buenas
predicciones de rendimiento (ver API Gas Lift, Capítulos 2 y 3). Es esencial una
buena correlación vertical de flujo multifásico para el diseño de gas lift. Existen
varias correlaciones1, algunas de las cuales están publicadas y otras patentadas.
Elija una que brinde respuestas razonables según las condiciones existentes del
pozo o campo. Se recomiendan algunos buenos estudios de presión circulante de
fondo para confirmar la correlación.
4.2.6
Estas correlaciones verticales de flujo multifásico pueden utilizarse para generar
grupos de curvas gradientes. Antes de que el uso de programas de computación
se hiciera común, un grupo de estas curvas constituía a menudo la base para el
diseño de gas lift. Su uso es aún un método aceptable (y generalmente utilizado)
para el diseño de gas lift. Utilizando una correlación adecuada de flujo
multifásico puede calcularse una predicción de salida para condiciones
específicas del pozo. En consecuencia, pueden evaluarse diferentes casos de
caudales y relaciones gas – líquido. Las curvas de salida del rendimiento en el
tubing pueden ser generadas y representadas en el gráfico de relación del
rendimiento de entrada para encontrar el caudal anticipado cuando se eleva
1
Correlaciones comúnmente utilizadas: Poettmann y Carpenter; Hagedorn y Brown; Orikiszewski; Duns
yRos; Ros-Gray; Método Moreland Mobil Shell; Beggs & Brill; Aziz y otros.
7
desde cerca del fondo. Estos gráficos son generalmente muy útiles en el diseño
de gas lift.
4.3
AREA/TAMAÑO DEL TUBING O ESPACIO ANULAR (CONDUCTO DE
PRODUCCIÓN)
El área de flujo es un factor importante en el diseño de gas lift. La dimensión pequeña
del conducto incrementa la pérdida por fricción y puede restringir gravemente los caudales.
Sin embargo, la dimensión demasiado grande del conducto puede causar flujo inestable
(fuga excesiva de gas) y llevar la producción a “tope”. (Ver API Gas Lift, Capítulo 3), lo
cual causa numerosos problemas de producción. En un diseño típico de flujo por el tubing,
el diseñador de gas lift debe siempre evaluar el cambio a un tubing de diferente tamaño.
Seleccione el tamaño de conducto que permita caudales en la región de flujo estable sin
pérdidas excesivas por fricción. En general, el tamaño del tubing debería seleccionarse por
medio de un enfoque total de análisis de sistemas.
4.4
INSTALACIONES
Las instalaciones de manejo de gas, los compresores a gas, los medidores y las cañerías
constituyen la parte del equipo de mayor costo del sistema de gas lift. Este equipo
generalmente requiere más costos de operación y mantenimiento que cualquier otra parte
del sistema de gas lift. (Ver API Gas Lift, Capítulo 4) El diseño de dicho equipo está más
allá del alcance de esta práctica recomendada. En el mejor de los casos las instalaciones de
superficie proporcionarán un volumen y presión adecuados, eficientes y dependientes de
gas de inyección limpio, no corrosivo y seco durante la duración del proyecto. Además, la
contrapresión ejercida en los pozos productivos como resultado de las pérdidas de carga en
las instalaciones de producción de superficie debe ser relativamente baja y el sistema debe
ser provisto de un buen equipo de control y medición.
4.5
PRESION DE INYECCIÓN DE GAS
La presión de gas de inyección de operación debe seleccionarse con cuidado. A menudo
la presión de inyección se basa en la presión de descarga del sistema de ventas de gas y no
en el rendimiento óptimo de gas lift. Por lo general, los sistemas de gas lift son más
eficaces y rentables si el punto de inyección de gas se encuentra cerca de la formación
productiva. Por medio de la inyección profunda se logra normalmente más producción y/o
se requiere menos gas de inyección. Así, cuando sea posible, seleccione una presión de gas
de inyección que permita la inyección de gas justo sobre la zona productiva.
4.6
4.6.1
PRESIÓN DE GAS DE INYECCIÓN DE ARRANQUE
El sistema de inyección puede permitir el uso de presión de arranque de gas de
inyección más alta que la normal por un período corto de tiempo. Algunos
sistemas pueden tener un compresor de etapas de mayor presión o una fuente
externa de alta presión que puede usarse para descargar o arrancar
temporariamente un pozo. La mayoría de los sistemas tienen un rango de
8
presión de operación normal. La selección de una presión más alta que la normal
puede restringir la descarga a períodos de tiempo específicos.
4.6.2
4.7
El uso de una presión de arranque para localizar la profundidad de la primera
válvula es una práctica bastante común que merece ser considerada ya que
permite elevación desde mayor profundidad. Debe tenerse precaución al
seleccionar esta presión de arranque puesto que esta presión elevada será
requerida en casos de descarga posteriores.
VALVULAS
4.7.1
El corazón del sistema de gas lift es la válvula de gas lift. (Ver API Gas Lift,
Capítulo 5) En general, el diseñador debe elegir un tamaño, tipo y diseño de
válvula que permita una inyección de gas confiable, adecuada, por punto único,
sin reparaciones frecuentes. En la mayoría de los casos las válvulas de fuelle
simples, desbalanceadas, accionadas a presión de inyección y cargadas con
nitrógeno cumplen con este requisito.
4.7.2
Las válvulas pueden clasificarse como accionadas a presión de inyección o a
presión de producción (fluido). Las válvulas accionadas a presión de inyección
son principalmente controladas (abiertas) por la presión de gas de inyección;
mientras que las válvulas accionadas a presión de producción son
principalmente controladas por la presión de producción de flujo en la
profundidad de la válvula.
4.7.3
Las válvulas de gas lift de flujo continuo tienen normalmente fuelles. El tipo de
válvula más común tiene fuelles cargados con nitrógeno que hacen que la
presión de apertura de la válvula esté sujeta a cambios de temperatura. Otro
diseño común de válvula utiliza un fuelle que no tiene una fuerza de cierre de
nitrógeno y utiliza un resorte como fuerza de cierre. Los efectos de la
temperatura son insignificantes en dichas válvulas. Cuando se usa este tipo de
válvula en instalaciones de alta presión, puede ser necesario implementar la
fuerza del resorte con una carga domo puesto que el resorte solo no puede
desarrollar una fuerza de cierre adecuada. Sin embargo, esta práctica no
significa que deba considerarse la temperatura al calcularse la presión de la
válvula en rack de ensayos (para la porción de la fuerza de apertura
proporcionada por la carga domo)
4.7.4
Diferentes tamaños y tipos de válvulas tienen velocidades de carga específicas,
lo cual significa que el vástago se desplazará del asiento a una distancia
estimada para una condición de presión de apertura específica. Dichas
condiciones deben considerarse al seleccionar la válvula para un determinado
caudal de inyección, especialmente en pozos de gran caudal que requieren altos
caudales de inyección de gas. Algunas válvulas se restringen con altos
regímenes de inyección de gas. Controle con el fabricante que una válvula pase
el caudal requerida en tales casos. También como regla general, seleccione el
tamaño más pequeño de orificio de válvula que pasará el caudal de gas de
9
inyección requerida. Las válvulas con grandes orificios tienen más
probabilidades de reabrirse y causar inyección de gas lift multipunto que las que
tienen pequeños orificios, debido a un factor mayor de efecto de producción.
4.7.5
4.8
4.8.1
Generalmente las válvulas de gas lift disponibles son de tres tamaños, ⅝
pulgadas, 1 pulgada y 1 ½ pulgada. Las válvulas de ⅝ pulgadas se recomiendan
solo cuando el espacio libre hace que su uso sea obligatorio. La válvula de gas
lift más comúnmente usada es la de 1 pulgada. Esta se usa generalmente en la
mayoría de los pozos de bajo régimen equipados con tubing de 2⅜ pulgadas. Se
usa con mandriles recuperables convencionales y a cable. Algunos operadores
prefieren válvulas de 1 pulgada, especialmente para pozos de alto régimen con
tubing de mayor tamaño. Estas válvulas más grandes tienen mejores
características de flujo que las pequeñas y tienen correspondientes factores bajos
de efecto de presión de producción. De esta manera, cuando se necesitan
orificios de más de ¼ pulgada para el pasaje de gas se recomienda el uso de
válvulas de 1½ pulgada.
CARACTERISTICAS DE LAS VÁLVULAS DESBALANCEADAS,
CARGADAS A PRESION
Por razones prácticas se hará referencia más adelante a las válvulas
desbalanceadas, cargadas a presión como válvulas a presión. Algunas de las
características inherentes a las válvulas a presión tal como se aplican a los
diseños de gas lift de flujo continuo son (Ver Figura 2):
Figura 2:
Glosario:
Pictoral = Pictorial
Schematic = Esquemática
10
a. La válvula utiliza una carga domo de nitrógeno para proporcionar la fuerza de
cierre.
b. La presión de cierre y apertura de todas las válvulas con fuelles cargadas a presión
está afectada por la temperatura. Esta es una consideración importante para el
diseño de flujo continuo puesto que la temperatura de flujo dentro del orificio del
pozo será siempre mayor que la temperatura estática, a una profundidad
determinada. Esto es importante al diseñar para caudales múltiples ya que el
gradiente de temperatura circulante es una función del caudal.
c. Los orificios relativamente pequeños son recomendados para las válvulas de gas lift
de flujo continuo puesto que el objetivo es reducir el gradiente del fluido entrante, y
no acelerar un tapón de fluido desplazándolo con gas de alta presión como en el
caso de gas lift intermitente. Sin embargo, los orificios deben ser suficientemente
grandes para permitir el caudal necesario de inyección de gas.
d. Aunque las válvulas a presión se abren principalmente con presión de gas de
inyección, una pequeña porción de la fuerza de apertura es proporcionada por la
presión de producción. La cantidad de fuerza de apertura suministrada por la
presión de producción es una función del tamaño del orificio de la válvula de gas
lift. Cuanto más grande sea el área del orificio en relación al área del fuelle, mayor
será la fuerza de apertura proporcionada por la presión de producción. Como
resultado de esta característica, la presión de gas de inyección requerida para abrir
una válvula disminuirá a medida que la presión de producción aumente. Lo
contrario también es cierto. Esto significa que una presión de producción mayor que
la anticipada puede hacer que las válvulas superiores se reabran e interfieran con el
funcionamiento adecuado del pozo.
e. Las válvulas a presión se cierran principalmente cuando la presión de inyección
disminuye. Para cerrar una válvula, la presión de gas de inyección debe ser más baja
que la presión de cierre de la válvula. Para prevenir interferencia de válvulas
(reapertura de una válvula superior) la presión de inyección de operación de
superficie de una válvula debe ser menor que la de la válvula inmediatamente sobre
ésta. Esta característica de la válvula provoca pérdida de presión de inyección de
operación cuando se usan válvulas a presión. Más adelante, en esta sección de
práctica recomendada, se presentará una discusión acerca de cómo limitar esta
pérdida de energía de elevación.
4.8.2
4.9
4.9.1
Las válvulas utilizadas en esta Práctica Recomendada y en los ejemplos
siguientes serán desbalanceadas, cargadas a presión, con vástagos esféricos y
asientos. Todos los fabricantes de gas lift ofrecen este tipo de válvula ya que es
la válvula de gas lift más usada actualmente en la industria.
METODOS DE DISEÑO
Existen varios métodos de diseño, todos los cuales tienen sus ventajas y sus
limitaciones. Algunos se adecuan mejor a condiciones específicas del pozo o al
tipo de válvula elegida. La mayoría de los diseños son similares con pequeñas
modificaciones en cuanto a cómo o cuándo se aplican factores de seguridad.
11
4.9.2
Para válvulas accionadas a presión de inyección, el diseño de gas lift depende
principalmente de la presión de gas de inyección. Cuanto mejor sea la
información, menos necesarios serán los factores de seguridad. Si se conoce
(mide) la presión de inyección de gas en el pozo en condiciones de operación,
entonces no habrá necesidad de reducirla en cantidades arbitrarias. Sin embargo,
la mayoría de las instalaciones de gas lift tienen presiones de sistemas variables
y siempre hay una caída de presión medible (durante el flujo) entre el compresor
y el pozo. Además, puede haber caída de presión dentro del pozo si se necesita
control de gas de inyección.
4.9.3
Otro factor importante en el espaciamiento de las válvulas es la presión de
producción en la profundidad de la válvula durante la descarga. Puede usarse
una curva de equilibrio para predecir la presión productiva de operación en
diferentes profundidades. (Ver API Gas Lift, páginas 72-73.) A medida que el
pozo es elevado desde mayor profundidad, los caudales aumentan y las
presiones de flujo también. Si se usa la curva de equilibrio para espaciar y no se
consideran otros factores de seguridad, entonces es posible que el pozo no
trabaje correctamente o que experimente puntos múltiples. Esto ocurre porque la
elevación desde mayor profundidad puede incrementar el régimen de
producción que, a su vez, incrementa las presiones de flujo provocando un
aumento en la fuerza de apertura en las válvulas superiores. Puntos múltiples o
interferencia de válvulas ocurre cuando una válvula superior se abre sin querer
al realizarse la producción desde la válvula objetivo inferior de operación.
Puntos múltiples generalmente resulta en un rendimiento de producción inferior
y uso excesivo de gas. Utilice una curva de equilibrio para predecir el régimen
de producción posible y la profundidad de elevación asociada además de la
presión de gas de inyección necesaria.
4.9.4
Otra propuesta para el espaciamiento es usar un diseño de gradiente variable.
Este fue originariamente conocido como diseño optiflujo. Esta es una práctica
común cuando se utilizan válvulas accionadas a presión de producción (fluido).
Se calcula una alta seudo presión de flujo en boca de pozo utilizando la presión
de flujo esperada más 20%-25% de la diferencia entre la presión de producción
y de inyección. Se tira una línea recta a la presión de flujo esperada en el tubing,
en el momento de la inyección de gas, o a una presión arbitraria por debajo de la
presión de inyección de gas en profundidad. Esta línea tendrá una presión más
elevada que la presión productiva de operación (a la derecha) y es un método de
espaciamiento conservativo. Dicho diseño ofrece un espaciamiento más cercano
entre válvulas y normalmente requiere más válvulas de descarga, pero no
requiere una reducción en la presión de inyección de gas.
4.9.5
Un método de diseño recomendado para las válvulas a presión de inyección es
utilizar la máxima línea gradiente de régimen de producción para la presión
productiva además de reducir la presión de inyección de gas (tomando una caída
de presión) a una cantidad específica para cada válvula inmediatamente debajo.
La cantidad se basa en una pequeña caída de presión normal más una caída de
12
presión del factor de seguridad. Los factores de seguridad son para errores en la
información y ubicación de las válvulas y para dar cuenta de las variaciones de
la presión de producción durante la descarga. Esta caída de presión es necesaria
para prevenir que las válvulas permitan inyección por punto múltiple. El factor
de seguridad necesita ser aumentado para las válvulas con altos factores de
efecto de presión productiva ( PPEF ) La caída de presión puede determinarse de
la siguiente manera:
a. Para el caso mínimo:
Caída de presión = ( PPEF ) ×100 psi + SF (opcional)
b. Para el caso máximo:
Caída de presión = 20 psi + [PPEF × 200 psi ]
(basado en experiencia)
4.9.6 Puede calcularse la caída de presión para cada válvula o puede usarse la misma
caída de presión para todas las válvulas del mismo tipo y tamaño. Con buena
información pueden tomarse las caídas de presión mínimas; sin embargo, para
información escasa se recomiendan mayores caídas de presión. Además, si se
logra la inyección de gas en el fondo, entonces mayores caídas de presión
podrían y probablemente deberían tomarse.
Tabla 1 – Factores de seguridad mínima recomendados para diferentes válvulas a presión
de inyección
Glosario:
Valve OD=Diámetro Externo de la Válvula
in.=pulgadas
Port Size=Tamaño del orificio
Safety Factor = Factor de seguridad
13
4.9.7
Algunos diseñadores prefieren determinar la caída de presión utilizando una
seudo línea de presión de descarga. Se tira una línea recta desde la presión de
operación de inyección de la válvula de abajo hasta la presión productiva de
flujo en la superficie. Esta línea determina el rango máximo de presión de
producción (Pmax - Pmin ) para las válvulas de arriba. (Ver Figura 16, Problema de
Ejemplo N° 2) Esta propuesta normalmente resulta en caídas de presión más
altas para las válvulas superiores y en caídas de presión significativas para las
válvulas de grandes orificios, con factores de efecto de alta presión productiva.
En estos casos la caída de presión se calcula de la siguiente manera:
Caída de presión = [PPEF − (Pmax − Pmin )] + SF (opcional)
4.10 TEMPERATURA
4.10.1 Las válvulas de gas lift, al igual que las válvulas desbalanceadas, cargadas a
presión, abren y cierran a diferentes presiones a medida que cambia la
temperatura. Como resultado, es necesario establecer algún estándar de
temperatura de referencia que puede utilizarse para ubicar las válvulas. La
mayoría de los fabricantes usan 60°F como temperatura estándar2.
4.10.2 Las presiones de apertura de las válvulas en el gráfico de diseño se calculan a
condiciones de temperatura de fondo. Estas presiones calculadas deben
convertirse para reflejar la temperatura de referencia de manera que las válvulas
puedan ubicarse en el taller bajo tales condiciones. La Tabla 4.1 de API Gas Lift
muestra los factores de conversión para dar cuenta de esta diferencia de
temperatura. Por ejemplo:
Factor de temperatura 0,869 de la
Presión de apertura de 782
Presión de apertura
x Tabla 4.1
= psi en rack de ensayos a 60°
de fondo de 900
F
psi a 130° F
4.10.3
A medida que comienza el flujo en la sarta del tubing, el contenido de calor
de la masa del líquido se transfiere hacia arriba del pozo. Y que parte del
calor puede disiparse a través de los tubulares del pozo a las formaciones
menos profundas, la temperatura del pozo se elevará a la temperatura normal
de la superficie.
4.10.4
La mejor manera de determinar las temperaturas de flujo es la de hacer
mediciones reales en varios regímenes de producción en el campo. Las
temperaturas generalmente se tornan significativamente más altas para
regímenes de producción que se incrementan, cortes de agua más altos, y
velocidades más altas (ID de tubing más pequeño). El cuadro de gas lift de
API, Figura 6.9, está basada mayormente en pozos con alto corte de agua
2
Otros fabricantes usan 80° F como temperatura de referencia. Debe verificarse con el fabricante qué
temperatura de referencia está siendo usada.
14
usando tubing nominal de 2 ½ pulg. Utilizar este cuadro con precaución a
menos que haya sido verificado con la información del campo. El método de
Sagar, Doty, y Schmidt en el artículo de SPE 19702 de 1989, “Predicción de
Perfiles de Temperatura en un Pozo Surgente” puede ser de ayuda.
4.10.5
Como regla general, nunca basar el diseño para un diseño continuo de gas
lift en un gradiente estático geotérmico de temperatura (tierra), ya que el
incremento de temperatura del flujo puede trabar las válvulas superiores
cerradas antes de descargar la(s) válvula(s) inferior(es). Las válvulas
superiores teóricamente deberían estar diseñadas para caudales de descarga y
temperaturas reales. Aunque, la temperatura de diseño para válvulas de
descarga superiores debería ser mayor que la temperatura estática, mayor
que la temperatura a un régimen de caudal mínimo, pero menor que al
régimen de caudal máximo anticipado. Una práctica común de diseño es la
de dibujar una línea de temperatura lineal de la temperatura de flujo de
superficie al régimen de producción máximo anticipado a la temperatura del
reservorio a la profundidad del pozo. Esto normalmente resultará en una
línea de temperatura de descarga que será levemente menor que las
temperaturas de flujo reales; y esto tiende a mantener estas válvulas cerradas
durante condiciones normales de producción. Se recomienda ente tipo de
procedimiento ara todos los diseños.
4.11
VÁLVULA INDICADORA
4.11.1
En un diseño de válvula operada por presión de inyección, es una práctica
común establecer la válvula inferior a una presión sustancialmente más baja
que las otras válvulas para actuar como una indicación positiva (o
indicadora) de operación de la válvula inferior. Cuando se observa que la
presión de inyección de operación en la superficie está por debajo de la
presión de inyección de operación de las válvulas superiores, se puede
suponer que el pozo está operando desde el fondo- una vez que las
posibilidades de pérdida de tubing o malfuncionamiento hacia arriba del
pozo hayan sido descartadas. Esta indicación generalmente se logra
suponiendo varios valores de presión de producción (cargas del indicador)
para la válvula inferior. Recordar que no hay nada mágico sobre obtener la
carga de presión de producción de la válvula indicadora. El objetivo es el de
establecer la válvula indicadora a una presión operativa de superficie más
baja que las otras válvulas en la sarta. Algunas de las maneras de asignar la
carga indicadora para la válvula inferior incluye:
a. Seleccionar una presión mínima suponiendo un gradiente de gas de 0,05
psi/pies más la presión del separador.
b. Suponer una carga mínima de presión de producción tales como 100 psi,
200 psi, etc.
c. No suponer ninguna presión entonces la válvula indicadora se abrirá seca
sin que sea necesaria ninguna presión de producción.
15
d. Suponer una presión de producción que este basada en la caudal mínimo
que se espera que el pozo produzca (frecuentemente usado)
Algunos operadores logran lo mismo instalando un orificio en la parte
inferior.
4.12
PASAJE DE GAS
4.12.1
Como se mencionó anteriormente, usando un tamaño mínimo de puerto que
pasará el caudal deseada de gas minimizará las caídas de presión de
inyección requerida entre las válvulas, y por consiguiente minimiza la
pérdida de empuje de energía. Ha sido una práctica común calcular el pasaje
de gas usando nomógrafos de orificios cuadrados similares a l que se
muestra en gas lift de API, Figura 4.8ª, y después aplicar los ajustes de la
temperatura y la gravedad. El pasaje de gas resultante del nomógrafo es
ajustado por el diseñador de gas lift en una de las diferentes formas:
a. Suponer pasaje de gas de 100% como se muestra por el nomógrafo de
orificio (o ecuaciones de pasaje de gas), luego seleccionar el
puerto/orificio que pasará al menos esta cantidad de gas. Los datos
empíricos ha mostrado que esta práctica es segura para válvulas con
puertos pequeños tales como 3/16 pulg. O válvulas de puertos más
chicos que 1 pulgada, o ¼ pulgada o válvulas con puertos más chicos que
11/2 pulgadas.
b. Usar el tomógrafo para calcular el tamaño requerido del puerto para el
caudal de gas de inyección del diseño (suponiendo un pasaje del 100%),
luego usar un puerto un tamaño más grande como un factor de seguridad.
c. Dar el tamaño al puerto basado en la aplicación del factor de 75% u 80%
a el caudal de gas mostrada por el nomógrafo de orificio cuadrado.
4.12.2
Las prácticas mencionadas anteriormente han sido exitosas para tamaños
pequeños de puertos y caudales bajos de inyección de gas. La llegada de
diámetros más grandes, terminaciones de caudales altas ha precipitado el uso
de puertos más grandes y caudales altas de gas de inyección, al mismo
tiempo que enfatiza la necesidad de datos de pasaje de gas más precisos
relacionado a las válvulas de gas lift. Algunos fabricantes tienen estos datos
disponibles para su equipo o están en el proceso de recolectar estos datos. A
medida que la información del pasaje de gas está disponible, sería útil
incorporarlo al diseño de gas lift para evitar la posibilidad de no poder lograr
la transferencia de válvula debido a pasaje restringido de gas.
4.13
RESUMEN
4.13.1
Esta práctica recomendada intenta presentar pautas para el diseño de
instalaciones de flujo de gas lift usando válvulas operadas a presión de
inyección. El diseño exitoso de tal instalación maximizará la producción
proveyendo inyección de punto simple consistente a profundidad máxima
16
permitida por las instalaciones de inyección de gas. La máxima profundidad
de inyección adquirida minimizando la reducción de presión entre las
válvulas a medida que el pozo se descarga. Es necesario algo de reducción
de presión como factor de seguridad para prevenir puntos múltiples de
inyección.
4.13.2
Las técnicas de gráficos comúnmente se usan para facilitar el diseño ya que
proveen idea al diseñador de los diversos parámetros de diseño. En la
próxima sección se dan tres ejemplos que incorporan estas técnicas de
gráficos.
4.13.3
Es esencial tener buenos datos de entrada para optimizar el diseño. Si no se
posee datos adecuados o si la información del diseño es incorrecta, esto
resultará en un diseño pobre. Los diseños pobres generalmente resultarán en
caudales más bajos, uso excesivo de la inyección de gas, y topes. El riesgo
subsiguiente de las operaciones generales de wireline probablemente será
necesario para tirar y reubicar las válvulas o puede tenerse que tirar el tubing
para re-espaciar las válvulas y mandriles.
5
Problemas de Flujo Continuo: Válvulas Operadas por Presión de
Inyección
5.1
PROBLEMA EJEMPLO Nº 1 – DISEÑO DE POZO TÍPICO CON
BUENOS DATOS DE PRODUCCIÓN
5.1.1
General
5.1.1.1
Un problema de diseño de gas lift que comúnmente ocurre para un pozo que
ha sido terminado y producido pero que ahora requiere un diseño de gas lift e
instalación de equipamiento. Otros casos son donde el diseño de gas lift
existente no es adecuado, o simplemente cuando el tubing se saca para
reparaciones y el diseño de gas lift necesita ser revisado para ver
modificaciones. En todos los casos mencionados anteriormente, se
obtuvieron varios buenos ensayos de producción. Este problema ejemplo
mostrará como espaciar las válvulas/ mandriles y el diseño cerca del máximo
o régimen óptimo usando una cantidad limitada de gas de inyección. El
diseño resultará en gas lifting de cerca de la zona productora o tan profundo
como sea factible. Se seleccionaron las válvulas operadas a presión de
inyección para la descarga.
5.1.2
Datos del Reservorio y del Pozo
5.1.2.1
Se da un resumen de los datos del pozo en la Figura 3, Planilla de Datos de
Gas Lift del Pozo. Se perforó el pozo (pozo relativamente vertical) a 8100
pies y se terminó como un producto simple equipado con casing de 7
pulgadas y tubing de 2 7/8 pulgadas en una arenisca. El equipamiento
existente será sacado, y puede ser reemplazado si fuera necesario. La línea
17
de flujo es de cañería de 3 pulgadas y las instalaciones centrales a solo 500
pies de distancia del pozo. No hay problema de alta contrapresión en el
pozo.
5.1.2.2
El pozo es uno de los tantos pozos terminados en un reservorio limitado por
desplazamiento por empuje de agua. El reservorio fue originalmente
hidropresurizado y tenía una presión de punto de burbuja de cerca de 2445
psig. La presión del reservorio cayó a aproximadamente 2150 psig pero se
ha estabilizado en los últimos dos años. En un estudio reciente de presión de
flujo y de ascenso del pozo en cuestión, se midió la presión estática en 2125
psig y el pozo no tenía corteza medible. En un ensayo en el momento del
aumento de presión, el pozo fluía 100 BOPD y 100 BWPD, con una presión
de flujo de fondo de pozo de 1941 psig-contra una presión de flujo de la
cabeza del pozo de 100 psig. La gravedad del petróleo era 35 API, y la
relación de gas-petróleo se encontraba cerca de su valor original de 700:1
pies cúbicos estándar (SCF) de gas por barril de petróleo en condiciones de
tanque. El pozo se ha cargado y muerto. Se alista más información en las
planillas de datos (Figura 3). Se supone que las condiciones del pozo
permaneces relativamente estables por los próximos años.
5.1.3
Datos de Sistema de Gas Lift
5.1.3.1
El campo actualmente tiene un sistema de gas lift instalado que provee 1250
psig de gas de inyección dulce deshidratado.
5.1.3.2
La presión en el pozo se midió en 1200 psig. Se dispone de un máximo de
750 MCFD para levantamiento en este pozo; sin embargo, se desea que sea
menor que 700 MCFD. El gas de inyección tiene una gravedad específica de
0,65.
5.1.4
Flujo de Entrada
El diseño de gas lift intentará producir el pozo cerca de su capacidad
máxima. La capacidad de entrada del pozo debe determinarse y luego
compararse con las condiciones de salida. Ya que el pozo produce gas libre
en el reservorio por debajo del punto de burbuja, se usa la correlación de
Vogel. Los caudales de entrada y las presiones de flujo se calculan de la
siguiente manera:
Rate = Caudal
18
5.1.5
Flujo de Salida
5.1.5.1
Las curvas de gradiente de Hagedorn y Brown fueron seleccionadas para
determinar la performance del flujo. Estas curvas son ampliamente
utilizadas y en muchos campos son adecuadas para el diseño de gas lift.
5.1.5.2
El pozo está equipado con tubing nominal de 2,5 pulgadas que es el tamaño
necesario-basado en la entrada de este pozo. El tubing nominal de 2,5
pulgadas es normalmente el tamaño óptimo para los caudales en el rango de
500 a 1500 BPD. Usando las curvas de gradiente en el Apéndice B para
varios caudales, y suponiendo la presión de flujo en la cabeza del pozo de
100 psig, los siguientes caudales y presiones de flujo de fondo de pozo
necesarias fueron determinados en varios GLRs:
Rates: Caudales
For: Para
19
Figura 3 – Planilla de Datos Ejemplo 1
5.1.5.3
Más abajo se muestra una comparación de estas presiones de salida con las
presiones de entrada del pozo, indica que los caudales de 900 y más no son
posibles pero los caudales de 200 a 800 [agregar definición] BFPD son
factibles. Para un régimen de producción estabilizado dado, la presión de
performance de entrada debe ser igual a la presión de performance de salida.
Hay un dibujo de estos valores en la Figura 4.
20
5.1.5.4
El punto de intersección de la curva IPR (entrada) con la curva de
performance del tubing (salida) es el caudal de producción predicha. Para
este pozo, el caudal de 800 BFPD está cerca del caudal máximo alcanzable.
5.1.6
Gas de Inyección
5.1.6.1
Uno de los métodos para seleccionar el gas de inyección óptimo es una
comparación de las curvas de performance del tubing con varias relaciones
de líquidos de gas(Rgl). Un Rgl de 800 restringirá la producción a menos de
800 BFPD. El uso de Rgl incremental incrementará el régimen de
producción; pero el incremento en producción por incremental (MCF)
lentamente disminuye.
5.1.6.2
Para un total de Rgl de 1500 y un Rgl de producción de 350, un caudal de de
producción de 800 BFPD necesitaría:
(1500 – 350) x 800/1000 = 920 MCFD gas de inyección
Mientras
para un 1200 Rgl, se requiere 680 MCFD
para un 1000 Rgl, se requiere 520 MCFD
Y
para un 800 R gl, se requiere 360 MCFD
5.1.6.3
Como el campo tiene una cantidad limitada de gas de inyección, el diseño
estará basado en un Rgl de producción de 1200. Sin embargo, después de la
instalación, se recomienda una evaluación que se base en los ensayos reales
del pozo. También, en el futuro cuando aumente el corte de agua, se puede
requerir más gas lentamente.
5.1.7
Temperatura
5.1.7.1
La temperatura del gas de inyección y líquidos producidos tiene un efecto
significativo en el diseño de gas lift-especialmente cuando se usan válvulas
de fuelles cargadas de nitrógeno. Se recomiendan mediciones de
temperaturas reales en diferentes caudales de producción.
21
“Figura 4- Gráfico de IPR de Petróleo”
pressure: presión
rate: caudal
5.1.7.2
En este pozo, la temperatura de la formación del reservorio (temperatura de
fondo de pozo) es de 178º F, la temperatura estática de la superficie es de 78º
F, y la temperatura de flujo de cabeza de pozo a 200 BFPD se midió en 86º
F. El pozo fluye a un tubing nominal de 2,5 pulgadas. El gradiente
geotérmico es de 1,25º F por 100 pies.
5.1.7.3
La temperatura de flujo a 800 BFPD se determina de la siguiente manera:
Twh (800 BFPD) = 178 – 0,87 x 8000/100 = 108º F
5.1.7.4
Como el pozo no producirá a un caudal máximo hasta que comience la
inyección a una profundidad máxima, se requerirá que las válvulas
superiores se cierren a tazas más bajas, por lo tanto a temperaturas más
bajas.
5.1.7.5
A medida que el pozo extrae de más profundo, las temperaturas de flujo más
altas ayudarán a mantener las válvulas superiores cerradas.
22
5.1.7.6
La temperatura promedio de gas de inyección = (78 + 178)/2 = 128ºF. (Los
fluidos siguientes de flujo tienen solo un efecto pequeño en la temperatura de
gas de inyección.)
5.1.8
Gradiente de Gas
La presión de gas de inyección disponible se incrementará con la
profundidad debido al peso del gas donde se usan los tubulares de inyección
relativamente grandes. Para este pozo, la inyección de gas de superficie será
un máximo de 1200 psig y se anticipa la presión operativa de 1100 psig. El
incremento aproximado en presión por 1000 pies puede encontrarse
mediante el uso de la Figura 5. Por lo tanto, para una gravedad específica de
gas de 0,65, la presión se incrementará alrededor de 30 psi cada mil pies con
una presión de superficie de 1100 psig y alrededor de 32,5 psi cada 1000
pies con una presión de superficie de 1200 psig. Se supondrá una
estimación conservativa de 30 psi cada 1000 pies en este caso.
5.1.9
Espaciamiento de Válvulas
5.1.9.1
Hay muchos métodos para espaciar las válvulas. Este diseño usará un
método gráfico (presión-profundidad) pero también proveerá cálculos de
soporte. Se usarán amplios factores de seguridad para asegurar la descarga.
Los siguientes son los datos de presión y profundidad que necesitan ser
trazados en la etapa inicial.
Pwh = Presión en la cabeza de pozo = 100 psig
Pg = Presión de gas de inyección en el pozo = 1200 psig
Ts = Temperatura estática en la superficie = 78º F
Twh = Temperatura de flujo en la cabeza de pozo = 108º F
gs = Gradiente estático del fluido de carga en el espacio anular = 0,465
psi/pies
gg = Gradiente de gas = 30 psi/1000 pies o 0,03 psi/pies
Dw = Profundidad del pozo = 8000 pies
Pgd = Presión de gas de inyección a una profundidad del pozo de 1440 psig.
Tƒ
= Temperatura de la formación = 178º F.
ƒw = Fracción de corte de agua = 0,50
23
“Figura 5 – Peso de Columna de Gas de Inyección”
Average Pressure Increase: Incremento promedio de presión
Surface Injection pressure: Presión de Inyección en Superficie
Thousands : Miles
5.1.9.2
Se necesita una predicción de la presión de flujo del tubing para espaciar las
válvulas. Se han utilizado varios métodos en forma exitosa; sin embargo,
uno de los mejores métodos es usar la curva de gradiente para el régimen de
producción máxima anticipada. En este caso el caudal es de 800 BFPD con
un GLR de 1200/1 por un tubing nominal de 2,5 pulgadas. Los siguientes
valores de presión y profundidad fueron leídos del gráfico apropiado en el
Apéndice B.
24
Depth = Profundidad
Pressure = Presión
ft = pies
Estos valores son luego trazados en el gráfico de diseño (ver Figura 6).
Nota: Si el gráfico de diseño tiene la misma escala que las curvas de gradiente de flujo en el
Apéndice B, la curva puede ser copiada.
5.1.10
Profundidades de Instalación de Válvulas
La presión de gas de inyección básicamente debe ser levemente superior a la
presión del tubing cuando se descubre la válvula durante las operaciones de
descarga – sino no ocurrirá la inyección del gas y cesará la profundidad de la
operación de descarga. También, cuando se usan las válvulas de inyección
operadas a presión, la presión del casing debe caer para asegurar que la(s)
válvula(s) superior(es) se cierre(n) – de no ser así el lift de profundidad es
incierto y se requerirá cantidad excesiva de gas. Se seleccionó una caída de
presión (PD) de 25 psi en la presión de inyección de gas como una cantidad
razonable para asegurar la acción apropiada de la válvula. Por ejemplo: Para
una válvula con PPEF = 0,1, y usando un factor de seguridad típico pero
conservador de 15 psi, entonces el PD = 0,1 x 100 + 15 = 25 psi. Esta caída
de 25 psi es levemente más alta que el mínimo de 10 psi, y es menor que 40
psi que es el máximo recomendado como ya se mencionó en 4.9.
5.1.11
Profundidad de Instalación de la Primera Válvula
5.1.11.1
La profundidad de la primera válvula puede encontrarse en forma gráfica
comenzando en Pwh y haciendo paralelo los 0,465 psi/pies de línea de
gradiente de fluido de carga a la intersección con la línea de presión de
inyección de gas. Para proveer un diferencial de presión más chico, mover
el agujero a una profundidad donde haya 20 psi de diferencial depresión (ver
Figura 7). Resulta una profundidad de 2475 pies. Para una profundidad más
precisa, calcular la profundidad real.
Estos valores son luego trazados en el gráfico de diseño
Ver Figura 7.
Nota: Si el gráfico de diseño tiene la misma escala que las curvas de gradiente de flujo en el
Apéndice B, la curva puede ser copiada.
5.1.11.2
Calcular la profundidad de instalación como se muestra a continuación:
Presión de Tubing = presión de casing – Diferencial de Presión nominal
25
Ó
Presión Máxima de flujo de descarga = Presión de inyección de gas – Psƒ
(Gráficamente: 2475 pies)
Ver Apéndice A para las definiciones de los símbolos.
5.1.12
Profundidades para instalación de Válvulas Subsiguientes
5.1.12.1
La profundidad de la segunda válvula puede encontrarse en el gráfico
comenzando por la presión de tubing de flujo a la profundidad de la primera
válvula. Se dibuja una línea recta paralela a la línea de gradiente de 0,465 a
la intersección de la presión de inyección de gas menos la caída de presión
seleccionada, PD – que es 25 psi. Una presión de superficie de 1175 psig
que será usada para la segunda válvula. Al localizar la profundidad para la
válvula 2, mover al agujero a una profundidad donde la presión de
inyección de gas exceda la línea de descarga en 20 psi. Buscar en el gráfico
de diseño (Figura 8) la profundidad para la segunda válvula a alrededor de
4375 pies.
5.1.12.2
Para calcular la profundidad usar la siguiente fórmula:
26
”Figura 6- Diseño de Gas Lift”
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Flowing Gradient: Gradiente de Flujo
27
5.1.12.3
Usando el mismo método, buscar la profundidad de la tercera válvula
gráficamente a una profundidad de alrededor de 5800 pies o calcular.
(0,435) x Dbv(3) = (1200 – 50) + (0,03 x 4390) – 20 – 650
Dbv(3) = 612/0,435 = 1407
D(3) = D(2) + Dbv(3) = 4390 + 1407 = 5797 pies
5.1.12.4
D(4)
D(5)
D(6)
D(7)
=
=
=
=
Continuar usando la misma técnica de gráficos o métodos de cálculos para
encontrar las profundidades de las válvulas subsecuentes como a
continuación:
Gráfico
6775
7425
7825
8000
Calculado
6783
7434
7820
* Ver ajuste a 7690 pies
* Ver ajuste a 7940 pies
Nota 1: Habrá diferencias menores entre el gráficos y los valores calculados debido a que
la dificultad en la lectura del gráfico a valores cercanos a los 10 psi o 25 pies.
Nota 2: El espaciamiento más cercano de las válvulas ocurre con las profundidades en
incremento. El diseñador típicamente llegará a una profundidad total o encontrará un
espaciamiento en rangos más cercanos al límite práctico. El límite mínimo recomendado
en los rangos de espaciamiento desde 90 pies para un pozo de índice de producción alto
con datos precisos de profundidad de levantamiento a 500 pies para un pozo de índice de
productividad bajo con datos de diseño pobres. Se seleccionó un límite práctico de 250
pies para este pozo basados en la economía.
5.1.13
Ajuste de Espaciamiento de Válvula
5.1.13.1
En la mayoría de los pozos el espaciamiento de válvula no saldrá
exactamente correcto y se recomiendan los ajustes en las profundidades de
instalación. En general, tratar de colocar la válvula tan profundo como sea
práctico y no incrementar el espaciamiento entre válvulas significativamente.
Los espaciamientos más cercanos son mejores cerca del punto de inyección
anticipado de operación. También evitar uso excesivo de las válvulas y
mandriles. Debe tenerse consideración ante posibles futuros cambios en las
condiciones operativas. Es una buena práctica de diseño el agregar una o
más válvulas/mandriles para uso futuro si no se alcanza la profundidad total.
5.1.13.2
Se necesita ajustar las profundidades de la instalación de las últimas válvulas
para este pozo. Comenzar con la válvula inferior y trabajar con el agujero.
Las punzadas son desde 8000 pies a 8025 pies lo que requiere que el packer
no esté más profundo que los 7970 pies. Cualquier mandril debe ser
28
localizado a una conexión sobre el packer para permitir el corte y la sacudida
del tubing sin dificultades de workover no esperadas. Por lo tanto la válvula
inferior se localizará a 7940 pies.
5.1.13.3
La válvula después de la inferior está afectada por el límite mínimo de
espaciamiento de 250 pies. Colocar esta válvula en el pozo de 250 pies a
una profundidad de 7690 pies. No se necesita ningún otro ajuste para este
pozo. El diseño de espaciamiento/instalación ajustado se muestra en la
Figura 8.
Nota: Las profundidades de instalación reales de las válvulas pueden variar fácilmente en
25 pies; y el diseñador necesita compensar dichas alteraciones. En este ejemplo los
factores de seguridad de 20 psi permiten una desviación de (20/0,465) = 43 pies.
Glosario “Figura 7”
Depth: Profundidad
Valve Depth: Profundidad de Válvula
Gradient: Gradiente
Pressure: Presión
Temperature: Temperatura
29
Glosario “Figura 8”
Depth: Profundidad
Gradient: Gradiente
Pressure: Presión
Temperature: Temperatura
30
5. 1. 14
Selección de válvula
5. 1. 14. 1 El diseño se encuentra dado para válvulas de presión de inyección. Se
seleccionó la comúnmente utilizada válvula de fuelle, cargada con nitrógeno,
desbalanceada, de 1 pulg. Esta selección fue basada en la buena experiencia que se posee
en la utilización de válvulas de 1 pulg. en donde los caudales de inyección de gas son
relativamente bajos (menos de 750 MCFD), y basándose en que el costo de una válvula de
1 pulg. y los mandriles es menor al costo de válvulas de mayor tamaño como la válvula de
1 ½ pulg. Pozos de alto caudal (> 2000 BPD) podrían producir mejor con válvulas de un
Diámetro Externo de 1 ½ pulg.
5. 1. 14. 2 Debido a que el caudal de gas de inyección será de menos de 750 MCFD (el
máximo disponible del sistema), se evaluará el uso de válvulas de 1 pulg. con una válvula
con un puerto de 3/16 pulg. Ver Figura 9 para el pasaje de gas por varios tamaños de
orificios. Dicha figura muestra que para inyectar 750 MCFD a través de un orificio de 3/16
pulg. (aproximadamente equivalente a un orificio de 12/64 pulg.), debe existir una presión
diferencial de aproximadamente 225 psi entre el downstream con una presión de upstream
de 1200 psig y levemente menor para una presión de upstream de 1400 psig, solo 560
MCFD pueden ser teóricamente inyectadas (sin corrección) a través de una válvula de
orificio de 3/16 pulg.
Nota: Para obtener respuestas más precisas, se debe aplicar una corrección de temperatura y gravedad debido
a que la tabla de pasaje de gas está basada en una temperatura de 60ºF y una gravedad de gas de 0,65.
5. 1. 14. 3. Las presentes tablas asumen que la válvula se abre completamente y que no
existe ningún tipo de restricción. Un puerto de 3/16 pulg. debería ser adecuado para la
descarga, debido a que las presiones diferenciales son normalmente altas en ese momento.
Sin embargo, para el punto operativo, puede necesitarse un puerto/orificio de mayor tamaño
para permitir un pasaje adecuado del gas.
31
Figura 9 – Tabla de pasaje de gas por varios tamaños de orificios.
Nota: Capacidades del flujo de gas (0-4000 MCF/D) para presión de upstream, presión de downstream, y
tamaños de orificios conocidos. Cortesía de F. T. Focht.
Glosario
Gas Throughput in MCFD = Cantidad pasada de gas en MCFD
Upstream Pressure in psig = Presión de Upstream en psig.
Orifice size in 64ths of an inch = Tamaño de orificio en 64avos de pulgada.
Critical Flow = Flujo crítico
Downstream Pressure in psig = Presión de downstream en psig
Chart basis = Base de la tabla
Gas gravity = Gravedad del gas
Temperature = Temperatura
Pressure Base = Base de presión
Discharge coefficient = Coeficiente de descarga
Thornhill- Craver equation = Ecuación Thornhill-Craver
5. 1. 14. 4
Una revisión del catálogo del fabricante para está válvula de 1 pulg.
comúnmente utilizada con un puerto de 3/16 pulg., muestra que una relación Ap/Ab de
alrededor de 0,094 es típica y que resulta en un factor de efecto de presión de producción
(PPEF) = 0,104. Dicha información se requiere con el propósito de setear las válvulas en la
planta de manera que operen correctamente en el pozo.
32
5. 1. 15 Establecer la Presión de la Válvula
5. 1. 15. 1 El cálculo de la presión predeterminada de apertura de ensayo de la válvula, Pvo,
es crítico para un adecuado diseño de gas lift.
Esta es la presión de inyección (P1) necesaria para abrir la válvula en un aparato de
ensayo con una contrapresión (P2) igual a cero y una temperatura base de normalmente
60ºF. A su vez, la válvula se debería abrir en el pozo bajo las condiciones deseadas de
presión de operación y temperatura. Ver API Gas Lift, página 61.
5. 1. 15. 2 En una válvula de fuelles típica, el equilibrio de las fuerzas cuando la válvula se
encuentra lista para su apertura es:
5. 1. 15. 3 Cuando P2 = 0 y P1 = Pvo (en el aparato de ensayo de válvulas), luego:
Y, en general,
O, en condiciones del pozo,
y por ende,
5. 1. 15. 4 Esta fórmula debe ser corregida por temperatura y se convierte en:
5. 1. 15. 5 CT puede ser encontrada en las tablas (ver Tabla A-1 en el Apéndice A) o
calculada a una temperatura de 60ºF de la siguiente manera:
5. 1. 15. 6
Por ende, para la válvula número 1 (encuentre los valores CT en la Tabla A1)
CT = 0,869 a una temperatura de 130ºF.
33
5. 1. 15. 7
La temperatura en cada válvula puede ser calculada de la siguiente manera
asumiendo un incremento lineal.
5. 1. 15. 8.
La presión de inyección puede ser calculada de la siguiente manera:
5. 1. 15. 9.
La presión de flujo de producción puede ser determinada a través de un
cuadro de gradientes. Ver Apéndice A.
5. 1. 15. 10
La Tabla 2 es un resumen de las presiones de ensayo de la válvula.
Tabla 2 – Planilla de cálculos de presión de ensayo.
Well: API Example 1 Goodwell Data Valve: Pressure Injection 1 in. = Pozo: API Ejemplo 1 Válvula Datos Goodwell: Presión de
inyección 1 pulg.
Valve No: Número de Válvula
Depth ft.: Profundidad en pies
Orifice: orificio
a
Algunos operadores redondean los valores a los 5 psig más cercanos.
5. 1. 15. 11 Debe destacarse que las presiones de ensayo de rack para este caso en
realidad se incrementan en las primeras pocas válvulas. En sistemas de presión de
inyección baja, dichas determinaciones pocas veces tienen lugar. Bajar arbitrariamente las
presiones de ensayo de rack en 10 o 20 psi para sistemas de presión de inyección de sobre
34
800 psig no es una práctica recomendable de diseño debido a que reduce la presión de
inyección muy radicalmente.
5. 1. 15. 12 Antes de concluir con el diseño, se debe llevar a cabo una revisión para
determinar si se puede inyectar una muestra de gas en cada válvula, especialmente aquellas
que se encuentran cerca del punto de inyección.
5. 1. 15. 13 Algunos operadores han tenido éxito mediante la utilización de una válvula
orificio en vez de una válvula de fondo operativa. El tamaño del orificio debe ser
seleccionado con cuidado. En este caso, la presión de inyección de superficie debe ser
menor a 1075 psig para asegurar que las válvulas superiores no se abran; asimismo, la
presión a 7940 pies debe ser menor a 1315 psig. Asumiendo una presión de inyección de
upstream de 1300, y una presión de flujo de 1200 psig al momento en que se producen
alrededor de 800 BFPD, se seleccionó un orificio de 14/64 pulg. para pasar alrededor de 750
MCFD (sin corrección). Aplicando una corrección de temperatura de 1,12 (ver Cuadro de
Factor de Corrección), este orificio dejaría pasar aproximadamente 670 MCFD, muy
cercana a la cantidad requerida. Para cambiar el volumen de inyección de gas, simplemente
ajuste la presión de inyección de gas de superficie levemente. Esta decisión requiere un
control estricto de la presión de inyección de gas de superficie.
5. 1. 15. 14. La válvula que se encuentra a 7690 pies con un puerto de 3/16 debería
permitir el paso de alrededor 680 MCFD. Por ende, operar desde los 7690 pies es viable.
5. 1. 16
Resumen
El diseño de gas lift ha sido realizado utilizando válvulas operadas con presión de
inyección. Se recolectaron datos del pozo y se predijo un caudal de gas lift de alrededor de
800 BFPD. Se requerirá un caudal de inyección de gas de alrededor de 680 MCFD y la
relación gas/líquido será alrededor de 1200:1 SCF/BBL. Se predijo una temperatura de
flujo de superficie de 108ºF y se utilizó un gradiente de gas de inyección cercano a los 30
psi cada 1000 pies. Se realizó un diseño gráfico fundamentado por cálculos. Se predijo el
espacio entre válvulas que indicaba que se requerían seis válvulas de descarga para alcanzar
el orificio ranurado a 7940 pies. Se calcularon las presiones de ensayo de rack de las
válvulas y se llevó a cabo una revisión para asegurarse de que el tamaño del puerto
utilizado deje pasar el caudal de gas de inyección necesario. Se necesitará una presión de
inyección de gas de superficie de operación anticipada menor a 1075 psig para poder
producir 800 BFPD en gas lift continuado. Luego de la instalación, se deben llevar a cabo
los ensayos de producción para optimizar los caudales de producción e inyección de gas.
5. 2 PROBLEMA DE EJEMPLO Nº 2 – DISEÑO DE UN POZO CON POCOS O
NINGÚN DATO DE PRODUCCIÓN
5. 2. 1
Discusión General
5. 2. 1. 1. En muchos ejemplos se requiere de un diseño de gas lift donde casi no hay o
directamente no existe información detallada sobre la producción. Entre los ejemplos se
35
pueden incluir, (a) un pozo recientemente perforado, (b) un pozo reparado o (c)
simplemente falta de información sobre los pozos productores actuales. Cualquiera sea la
razón de la falta de información, se convierte necesaria la creación de un diseño de gas lift
que va a reacondicionar un amplio espectro de condiciones de producción. Aunque se
puede formular un diseño adecuado, el costo punitivo de dicho diseño se traduce
usualmente en la compra de más equipo que aquel que se hubiese requerido si se hubiese
dispuesto de más información sobre el pozo. Las mismas técnicas pueden ser utilizadas en
casos donde la información del pozo está disponible; pero un amplio espectro de caudal
debe ser acomodado por un diseño simple debido a múltiples nuevas terminaciones a través
de tubing a zonas con características de producción diferentes.
5. 2. 1. 2. La totalidad de las discusiones y ejemplos en la presente sección asumirán el
caudal del tubing. Esto significa que el término presión de producción hará referencia a la
presión de producción del tubing; y que el término presión de gas de inyección, o presión
de inyección, hará referencia a la presión de gas de inyección del paso anular entre el
casing y el tubing.
5. 2. 2.
Selección de Caudales de Diseño
Cuando no existe información o la información es escasa en un pozo que se está
diseñando, es posible obtener una idea del caudal mediante el análisis de datos de otros
pozos productores del mismo reservorio, o mediante la utilización de un pozo análogo o
datos de campo. En otros casos, el diseño debe acomodar un conocido espectro de caudales
debido a múltiples nuevas terminaciones a través de tubing dentro del mismo pozo. En
algunos casos, como por ejemplo un pozo exploratorio, o una reparación a una zona
previamente no productora, absolutamente nada de información sobre los caudales
anticipados puede estar disponible. En casos como estos, el diseñador debe establecer un
caudal mínimo y máximo, basándose en la información disponible, dentro de lo que él
considera el pozo propuesto debiera producir. El espacio entre válvulas y su determinación
deben ser diseñados para acomodar todo caudal dentro del espectro de caudales asumido.
Recuerde que cuanto mayor es el espectro en caudales, se requerirá una mayor cantidad de
válvulas.
5. 2. 3.
Relación Gas-Líquido
La curva de relación gas-líquido (Rgl) que se tiene como objetivo para el caudal del
diseño es seleccionada sobre la base del caudal total de gas disponible para extraer del
pozo, hasta el gradiente mínimo pero sin excederlo. (El gradiente mínimo es Rgl más allá
del cual inyección de gas adicional no alivianará más el fluido que está siendo extraído).
Por ejemplo: si el caudal de líquido anticipado es de 400 BFPD, y el caudal máximo
disponible de lift gas es de 400 MSCF/D, la curva de relación gas-líquido para propósitos
de diseño sería de 1000/1, siempre que esta relación sea menor que el gradiente mínimo Rgl.
Sin embargo, otras curvas Rgl para el diseño de caudales pueden ser utilizadas como
referencia para determinar el caudal de gas necesario para la transferencia de válvulas y el
tamaño de los puertos. Recuerde que el gradiente mínimo se relaciona con la profundidad.
El ejemplo que se ilustra en la Figura 10 muestra que un gradiente mínimo para la
profundidad 1 es de 800/1, mientras que el gradiente mínimo para una profundidad 4 es de
36
1500/1. En este ejemplo, el gradiente mínimo absoluto para la profundidad máxima sería
de 1500/1; mientras que el gradiente mínimo práctico para profundidades menores a la
profundidad 4 será menor que el valor absoluto de 1500/1. Utilizando relaciones gaslíquido mayores que el gradiente mínimo práctico para su diseño, la profundidad de lift es
ineficiente, y va a demostrarse que es contraproducente.
5. 2. 4
Consideraciones sobre Temperatura
5. 2. 4. 1.
La temperatura es uno de los mayores problemas en relación al diseño de
válvulas operadas por presión de inyección para caudales múltiples, debido a que la
temperatura del flujo en el orificio del pozo es una función del caudal, la cual, en este caso,
es un parámetro que no se conoce. Es posible que las válvulas se cierren (lock-out) (sin
poder abrirse) debido a que la temperatura es mayor a la del diseño si la temperatura de
flujo se encuentra basada en un caudal que es muy bajo. La temperatura mayor a la de
diseño incrementa la presión domo en válvulas de presión cargadas de nitrógeno. Si un
pozo debiera producir a un caudal menor al del diseño, el gradiente de temperatura de flujo
será reducido y disminuirán las presiones de apertura de válvulas, haciendo que la interface
entre válvulas sea posible.
5. 2. 4. 2.
Existen varias opciones para seleccionar la temperatura de flujo de superficie
para múltiples diseños de caudal. Entre ellas se incluye:
a. Asuma una temperatura de flujo de superficie basándose en su mejor entendimiento
del caudal inicial, y prepárese para extraer y resetear las válvulas cuando se obtenga
los datos de producción (si es necesario).
b. Asuma una temperatura de flujo de superficie promedio donde la diferencia entre
los caudales de producción alto y bajo anticipados no sea tan grande (es decir, baja
=400 BFPD, y alta = 800 BFPD, etc., utilice la medida de 600 BFPD para el cálculo
de temperatura de flujo).
c. Donde la diferencia entre los caudales posibles es grande, puede ser necesaria la
utilización de una temperatura de flujo de superficie por sobre el promedio para
prevenir el cierre de la válvula (es decir, baja = 200BFPD, y alta = 1000BFPD –
utilice la medida de 700 u 800 BFPD para el cálculo de temperatura de flujo)
5. 2. 4. 3.
En realidad, existe el riesgo de tener que extraer las válvulas y resetearlas
basándose en los datos reales cuando el pozo sea puesto en producción. Este riesgo
incrementa a medida que la validez de la información de diseño decrece.
5. 2. 5.
Uso de Equipo Recuperable
Mientras que es una buena práctica la utilización de equipos recuperables en zonas
donde los costos de workover son altos, es especialmente importante el uso de válvulas
recuperables al momento de diseñar pozos para una amplia escala de caudales. Esto
permitirá la flexibilidad de poder extraer y resetear las válvulas para obtener un
rendimiento óptimo una vez que se disponga con los datos de producción. De esa manera,
se pueden evitar grandes problemas mientras que el espacio entre las válvulas sea diseñado
para acomodar los caudales que se tienen como objetivo.
37
Figura 10
Glosario:
Pressure = Presión
Depth = Profundidad
Minimum gradient: gradiente mínimo
5. 2. 6.
Tamaño del Puerto
Los puertos de las válvulas de gas lift deberían tener un tamaño necesario para dejar
pasar el caudal de gas objetivo determinado por la curva de Relación Gas-Líquido (Rgl) que
se esté utilizando. El caudal de gas de inyección total requerido se define multiplicando el
caudal de fluido total en BFPD por la Rgl. En el método de diseño discutido en las
siguientes páginas, es importante recordar que las caídas de presión calculadas entre las
válvulas se encuentran significativamente afectadas por el tamaño del puerto seleccionado.
Por ende, en donde la presión de inyección de operación se encuentra limitada y las caídas
de presión deben ser minimizadas para ahorrar energía de extracción, utilice el puerto de
menor tamaño que permita pasar el caudal de gas necesario. Esto también minimizará la
posibilidad de sobreinyectar gas en forma inadvertida.
5. 2. 7.
Caídas de Presión de Inyección
Como se discutió anteriormente, las caídas de presión de inyección entre las
sucesivas válvulas de profundidad es el mecanismo a través del cual se elimina la
interferencia. Una manera de cumplir con esto es determinar que cada válvula sucesiva de
profundidad se cierre cuando se llegue a la presión de cierre de la válvula superior a ésta.
38
Esto desafortunadamente tiene como resultado pérdidas masivas de presión de inyección de
operación. La selección arbitraria de caídas de presión de inyección bajas de 5 psi, 10 psi,
etc., resultará probablemente en una alta incidencia de interferencia de válvulas
dependiendo del tamaño de puerto utilizado, mientras que la selección arbitraria de altas
caídas de presión de inyección de 50 psi, o más altas, resultará en una pérdida de energía de
extracción y causará que la producción se obtenga más arriba del orificio de lo que de lo
contrario es necesario.
El siguiente método ofrece una forma racional de seleccionar las caídas de presión
de inyección que entren dentro de estos dos extremos. El método también considera el
tamaño del puerto, que es importante ya que válvulas con puertos más grandes con factores
de efectos de presión de alta producción son más propensas a provocar interferencia de las
válvulas y por lo tanto requieren caídas mayores de presión de inyección comparado
válvulas con puertos más chicos. El razonamiento detrás de este método de calcular la
caída requerida en presión es presentado en los próximos párrafos.
5. 2. 7. 1.
Calculando las Caídas de Presión de Inyección – Caída Mínima de
Presión de Inyección.
5. 2. 7. 1. 1 Este método es aplicable cuando una baja presión de inyección de operación
o mandriles ampliamente espaciados requieren el uso máximo de presión de inyección
disponible. Un método alternativo que utiliza más factores de seguridad será también
discutido a continuación de éste primer método. El procedimiento alternativo es aplicable
en donde existe presión de inyección adecuada y/o mandriles espaciados correctamente
para el pozo que está siendo diseñado.
5. 2. 7. 1. 2 Aunque las válvulas operadas con presión de inyección se abren
primariamente a presión de inyección, un porcentaje de la fuerza de apertura proviene de la
presión de producción. La cantidad de fuerza de apertura provista por la presión de
producción es en función del tamaño del puerto. La cantidad efectiva de presión de
apertura (Peo) provista por la presión de producción se define por la ecuación:
Pr esión
Pr esión.de. producción
× Pr esión.de. producción.sobre.válvula
Peo = Efectiva −
Factor.Efecto
deApertura
Peo = PPEF x Ppd
5. 2. 7. 1. 3 Para una válvula de gas lift de un diámetro exterior dado, d, el factor efecto
de presión de producción (PPEF) aumenta con un creciente tamaño de puerto. En otras
palabras, a medida que el tamaño del puerto aumenta, un mayor porcentaje de presión de
producción está efectivamente actuando para abrir la válvula. La importancia de lo
anteriormente explicado se muestra en la Figura 11A. Hágase notar que la presión de
inyección es una variable controlable, y Pwh es también controlable a un grado, mientras
que se asuma un valor de Pwh suficientemente alto, o seguro. La variable no controlable es
39
la presión de producción de fondo debido a que aumenta con el caudal, y el caudal es un
factor no conocido en este ejemplo. También tenga en cuenta que a medida que el caudal
del flujo aumenta, la presión de producción efectiva tratando de abrir las válvulas de gas lift
aumenta también. Puertos más grandes contribuirá a un más alto porcentaje de este
aumento en presión de producción para la apertura de la válvula. Con una presión de gas
de inyección fija, aumentos no previstos de la presión de producción pueden hacer que las
válvulas de descarga superior se reabran e interfieran con la operación correcta del pozo.
Se toman caídas de presión de gas de inyección para prevenir que esto suceda.
Figura 11A
Glosario:
Pressure = Presión
Depth = Profundidad
Valve = Válvula
Gradient curve at higher rate/low rate = Curva de gradiente a caudal más alto/bajo
Increases with rate = Aumenta con caudal
Kill fluid gradient = Gradiente de ahogo del fluido
5. 2. 7. 1. 4. Debido a que la variable no controlable es la presión de producción, es
importante aproximarse a la cantidad máxima que pueda aumentar. Asimismo, debido a
que la curva de gradiente de flujo para cualquier caudal es una línea curvada, no puede ser
nunca de mayor tamaño que una línea recta entre la presión de flujo de fondo (A) y la
presión de inyección en la cual el gas va a ser introducido dentro del tubing (flujo de
tubing) en la segunda válvula (ver Figura 11B). Como resultado la presión de producción
de flujo máxima posible en la válvula 1, cualquiera sea el caudal, se define por el punto
40
ilustrado en Figura 11B como Pmax1. Si conocemos el incremento posible de la presión de
producción máxima en la válvula 1, y conocemos el factor efecto de la presión de
producción de la válvula; la cantidad de presión de apertura efectiva causada por este
incremento potencial en la presión de producción puede ser calculado por la siguiente
ecuación:
PD = ( Pmax − Pmin ) × PPEF
5. 2. 7. 1. 5. Establezca la válvula 2 para que opere a una presión de casing rebajada por
la cantidad calculada: Pio2 = Pio1 – PD. Podemos asegurar que la válvula 1 no va a
reabrirse e interferir, más allá de las fluctuaciones en el caudal (asumiendo que se
seleccionó un valor seguro de Pwh). Debido a que la diferencia en Pmin y Pmax es
multiplicada por el factor efecto presión de producción, puede fácilmente verse que puertos
de mayor tamaño con altos factores efecto de presión de producción requerirán mayores
caídas de presión de inyección que lo que requerirán aquellas válvulas con puertos de
menor tamaño. Utilizando el puerto de menor tamaño que provea el paso de gas requerido
minimizará la pérdida de energía lift mediante la reducción de la caída de presión de
inyección requerida. Las caídas de presión para las válvulas subsiguientes se calculan de la
misma manera (Figuras 11C y 11D). Ver los diseños de ejemplos para detalles más
específicos.
Figura 11B
Glosario
Pressure = Presión
Depth = Profundidad
Valve = Válvula
Maximum posible pressure increase = Maximo Incremento de Presión Posible
Gradient curve at anticipated rate = Curva de gradiente a caudal anticipado
41
Figura 11C
Glosario
Pressure = Presión
Depth = Profundidad
Valve = Válvula
Maximum posible pressure increase = Maximo Incremento de Presión Posible
Gradient curve at anticipated rate = Curva de gradiente a caudal anticipado
42
Figura 11D
Glosario
Pressure = Presión
Depth = Profundidad
Valve = Válvula
Maximum posible pressure increase = Maximo Incremento de Presión Posible
Gradient curve at anticipated rate = Curva de gradiente a caudal anticipado
5. 2. 7. 2
Calculando la Caída de Presión de Inyección con Factor de Seguridad
5. 2. 7. 2. 1 En casos en donde la presión de inyección del sistema de gas lift se
encuentra significativamente por encima de la presión de inyección mínima requerida para
el pozo que se está diseñando, se puede permitir un factor de seguridad mayor en las caídas
de presión de inyección tomadas entre válvulas. Caídas de presión de inyección mayores
tomadas entre válvulas minimizan la posibilidad de interferencia de válvulas. La sección
precedente trató de la caída de presión de inyección mínima requerida entre válvulas. En
donde la presión de inyección disponible permita un mayor factor de seguridad, adicione
montos adicionales de caída de presión a aquellos calculados con el método previamente
discutido de la manera que se ilustra a continuación:
PD = ( Pmax − Pmin ) × PPEF + Factor Seguridad
43
5.2.7.3
Notas para la Utilización de la Pmax en el Diseño de un Pozo para
Caudales Múltiples
5.2.7.3.1
En una presión de inyección, una presión de cabeza de pozo, y un caudal
(caudal simple) dados, hay un valor supuesto de la Pmax para cada válvula: la Pmax es la
presión de producción en la que esa válvula en particular puede volver a abrirse con la
presión de inyección existente. En la Figura 11E puede observarse que la presión de
producción de reapertura (Pmax) para las válvulas del 1 al 4 es superior a la presión de
producción actual representada por la curva de gradiente objetiva. Consecuentemente, las
válvulas del 1 al 4 se cierran. La válvula 5 está abierta, ya que la presión de producción
definida por la curva de gradiente objetiva en la válvula 5 es mayor que la presión de
producción necesaria para abrir la válvula (Pmax) con la presión de inyección existente
(Pio5). En este caso, la válvula 6 está abierta, sin embargo, existe una presión diferencial
insuficiente entre el tubing y el casing para inyectar el gas necesario por la válvula.
Figura 11 E
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Valve: Válvula
Closed: Cerrada
Open: Abierta
Flag Valve: Válvula de bandera
Objective gradient curve: Curva de gradiente objetiva
5.2.7.3.2
La Figura 11F muestra cómo la utilización de la Pmax puede resultar útil en el
diseño para caudales múltiples. Observe las ubicaciones de la Pmax para cada válvula
relacionada con las tres curvas de gradiente del caudal que se muestran, teniendo en cuenta
que la Pmax en una válvula dada es la presión de producción en la cual esa válvula se abrirá
(con una presión de inyección dada y una temperatura de funcionamiento). Si el caudal del
44
pozo tuviera un régimen intenso, el funcionamiento sería desde la válvula 2, ya que la
presión de producción en un régimen intenso excede la Pmax en la válvula 2. La presión de
producción del caudal en la válvula 1 en un régimen intenso no excede la Pmax en la válvula
1, por lo tanto, la válvula 1 está cerrada. La válvula 3 estará abierta, pero no se inyectará
gas en la válvula 3 (al régimen intenso), ya que la presión de producción excede la presión
de gas de inyección. Si el pozo produjera a un régimen intermedio, el funcionamiento sería
desde la válvula 4 por las mismas razones mencionadas anteriormente. A un régimen bajo,
el funcionamiento sería desde la válvula 6. En el diseño de caudales múltiples, puede ser
necesario trasladar la línea de diseño por el punto de desplazamiento A hacia la derecha o
izquierda, a fin de alcanzar la ubicación deseada de las diversas curvas de gradiente de la
Pmax . Las ecuaciones para la selección de puntos A y B se detallan en 5.2.9.4.
Figura 11F
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Existing: Existente
Valve: Válvula
Flag valve: Válvula de bandera
Operating valve at high rate: Válvula en funcionamiento a un régimen intenso
High rate: Régimen intenso
Operating valve at intermediate rate: Válvula en funcionamiento a un régimen intermedio
Intermediate rate: Régimen intermedio
Operating valve at low rate: Válvula en funcionamiento a un régimen bajo
Low rate: Régimen bajo
Design line: Línea de diseño
45
5.2.8 Factores de Seguridad Diferenciales de Descarga
Se considera una buena práctica espaciar cada válvula de gas lift apenas un poco menos que
la presión de gas de inyección de diseño en la profundidad de la válvula (Piod) como un
factor de seguridad para asegura la descarga. Por lo general, se utiliza un valor de presión
de entre 20 psi y 50 psi (ver Figura 12). Cuanto más alto sea el valor, se introducirá en el
diseño un factor de mayor seguridad. Este diferencial de 20 psi a 50 psi en una válvula
dada puede tomarse por la presión de la sección que se mantiene por la válvula encima de
ésta (en este caso Pio1 , ya que la válvula superior mantendrá esta presión hasta que se logre
la transferencia. (Otro alcance similar consiste en tomar una disminución de 50 a 100 ft en
el espaciado).
Figura 12
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Unloading gradient: Gradiente de descarga
Valve: Válvula
Differential: Diferencial
Safety factor: Factor de seguridad
Curve: Curva
5.2.8.1
Gradiente de Descarga
5.2.8.1.1 Generalmente, las válvulas están espaciadas de acuerdo con el gradiente del fluido
de ahogo utilizado al instalar el equipo o el gradiente del agua producida, cualquiera sea el
más pesado.
46
El fin de esta práctica es permitir que el pozo descargue con presión de gas lift disponible,
sin tener que pistonearlo. No es aconsejable espaciar en un gradiente de petróleo, incluso si
se espera que el pozo produzca un 100% de petróleo inicialmente, por las siguientes
razones:
a. El fluido de ahogo utilizado al instalar las válvulas es más pesado que el petróleo y debe
estar descargado.
b. Las válvulas estarán espaciadas muy ampliamente cuando el pozo comience a producir
agua y el gradiente del fluido sea más pesado que el gradiente del petróleo.
5.2.8.1.2
Un gradiente de 0,465 psi/ft se utiliza más comúnmente en la costa del Golfo
de México (ya que éste es el gradiente de la mayor parte de agua salada producida en esta
área). Sin embargo, el gradiente es mayor para fluidos de ahogo o producidos más pesados
que lo normal. Si se desconoce, el gradiente del fluido puede calcularse del siguiente
modo:
Gradiente estático = Peso del fluido de ahogo en lb/gal x 0,052
5.2.8.1.3
De acuerdo con las operaciones de reacondicionamiento, algunos operadores
hacen circular el fluido de ahogo pesado con un fluido más liviano para poder obtener un
espaciado más amplio (y menos válvulas). Esta práctica es un tanto riesgosa cuando las
válvulas convencionales (tubing recuperable) se encuentran en funcionamiento, ya que el
proceso de circulación implica la posibilidad de parar los asientos de las válvulas.
5.2.8.1.4
Sin tener en cuenta el gradiente de fluido de carga seleccionado, puede
diseñarse un pozo para que descargue contra la presión del separador o la presión de la
cabeza de pozo de caudal anticipado que estará presente en la producción del pozo (Pwh).
Se permite la descarga contra la presión del separador para la primera válvula, ya que la
presión de la cabeza de pozo no aumentará significativamente hasta que se inyecte gas
mediante la primera válvula. Algunos diseñadores prefieren espaciar contra la Pwh como un
factor de seguridad. En la Figura 13 se observa cómo se puede hacer funcionar la válvula 1
a mayor profundidad al espaciar contra la presión del separador (1B) en comparación con el
espaciado contra la Pwh (1A).
47
Figura 13
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Unloading gradient: Gradiente de descarga
Valve: Válvula
Curve: Curva
5.2.9 Procedimiento de Diseño de Caudal Múltiple
5.2.9.1
Trace en papel milimetrado la presión del separador (Psep), la presión de
caudal de la cabeza de pozo (Pwh), y la presión de gas de inyección en funcionamiento
(Pio1), como lo ilustra la Figura 14A.
48
Figura 14A
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
High rate: Régimen intenso
Intermediate rate: Régimen intermedio
Low rate: Régimen bajo
5.2.9.2
Establezca los caudales mínimos y máximos entre los cuales sea probable
que funcione el pozo.
5.2.9.3
Trace las curvas de gradiente de caudal para los regímenes entre la variedad
de regímenes determinados anteriormente. Utilice la curva Rg1 para cada régimen que
describa el volumen de gas o el gradiente mínimo práctico disponible, cualquiera que sea
menor.
5.2.9.4
Construya una línea de diseño entre los puntos A y B como se muestra en la
Figura 14B. Los puntos A y B se definen de la siguiente manera:
Punto A = (Pio1 – Pwh) (0,2) + Pwh
Punto B = Piod – 150
Ejemplo:
Punto A = (900 – 160) (0,2) + 160 = 308 psi (Superficie)
Ejemplo:
49
Punto B = 1040 – 150 = 890 psi (TD)
Nota: Si la curva de caudal bajo no corta la Pio1 en la profundidad máxima de la válvula
(cae a la izquierda de la Pio1 ), el punto B puede ser el valor de Ppd definido por la curva de
gradiente de régimen bajo, siempre que esta válvula sea al menos 150 psi menor que Piod1.
La línea de diseño se utilizará únicamente como guía general. Podría ser necesario
desplazar los puntos A y B hacia la derecha o la izquierda, dependiendo del caso específico.
Figura 14B
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Design line: Línea de diseño
High rate: Régimen intenso
Intermediate rate: Régimen intermedio
Low rate: Régimen bajo
5.2.9.5
Construya una línea de gradiente de descarga desde la presión del separador
o Pwh hasta la válvula 1, como se demuestra en la Figura 14C. Recuerde tener en cuenta el
factor de seguridad diferencial de descarga de 20 psi a 50 psi, como se menciona en 5.2.8.1.
Utilice el gradiente del fluido de ahogo o del agua salada producida, el que sea más pesado.
Se puede determinar el gradiente del siguiente modo:
Gradiente de descarga = Peso del fluido de ahogo en lb/gal x 0,052
Ejemplo:
Gradiente de descarga = 8,94 ppg x 0,052 psi/ft/ppg = 0,465 psi/ft
50
Figura 14C
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
High rate: Régimen intenso
Intermediate rate: Régimen intermedio
Low rate: Régimen bajo
Unloading gradient: Gradiente de descarga
Design line: Línea de diseño
Valve: Válvula
5.2.9.6
A fin de clasificar el tamaño del orificio para la válvula 1, se debe calcular el
pasaje de gas necesario. La curva de gradiente que corte Pmin (línea de diseño en la
válvula 1) indicará el volumen de gas necesario para el traspaso. Tal como se observa en la
Figura 14C, la curva de régimen intenso corta este punto. El pasaje de gas necesario será:
Volumen de gas necesario = Rg1 Necesario x Caudal
Ejemplo:
Volumen
de gas
= 400s cf / bblx
800 BPD
= 320MSCF / D
1000
necesario
Por lo general, se necesitarán orificios mayores para las válvulas, cuando se utilice un
diseño de caudal múltiple, comparado con los diseños de caudal único. Cada válvula
51
podría ser una válvula en funcionamiento y, por lo tanto, debe ser capaz de pasar el régimen
total de gas necesario. El factor de efecto de la presión de producción (PPEF) para el
tamaño calculado del orificio, se utilizará para determinar la caída de la presión de
inyección necesaria. Los tamaños de los orificios para las válvulas posteriores se
determinan mediante el mismo procedimiento.
5.2.9.7
Espacie hasta la válvula 2, comenzando desde la intersección de la línea de
diseño y la línea de la válvula 1 (Pmin). Como anteriormente, tenga en cuenta el factor de
seguridad diferencial de descarga de 20 psi a 50 psi. Es aceptable espaciar hasta la válvula
2 utilizando la línea de presión de inyección Pio1 , ya que la válvula 1 mantendrá esta
presión de inyección (Pio1 ) hasta que se destape la válvula 2 en la secuencia de carga.
5.2.9.8
A continuación, determine la caída de presión de inyección necesaria para
evitar que la válvula 1 vuelva a abrirse. Para lograr esto, se determina la Pmax en la válvula
1. La Pmax es la intersección de la línea de la válvula 1 y una línea recta que se extiende
entre el punto C y la Pwh, como se demuestra en la Figura 14D. Observe que la Pmax es
mayor que la presión de producción de caudal a un régimen intenso, indicando que la
válvula 1 seguirá cerrada después de la descarga inicial, y a cualquier régimen de
producción menor que el régimen intenso anticipado.
Figura 14D
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Valve: Válvula
Unloading gradient: Gradiente de descarga
High rate: Régimen intenso
Intermediate rate: Régimen intermedio
Low rate: Régimen bajo
Design line: Línea de diseño
52
5.2.9.9
La caída de presión de inyección necesaria se calcula mediante la ecuación:
(estime una válvula de 1 pulgada con un orificio de 3 16 pulgadas)
PPEF = 0,101
PD = (Pmax – Pmin) x PPEF + Factor de Seguridad
Ejemplo:
PD1 = (650-460) (0,101) + 10 = 29 psi
Nota: Donde se encuentre una presión de inyección baja o espaciados de mandril amplios,
podría ser necesario reducir o eliminar el factor de seguridad como se menciona
anteriormente.
5.2.9.10
Trazar la nueva presión de inyección en la que funcionará la válvula 2 (Pio2):
Pio2 = Pio1 - PD1
Ejemplo:
Pio2 = 900 – 29 = 871 psi
5.2.9.11
Espacie hasta la válvula 3, comenzando desde la Pmin en la válvula 2
(intersección de la válvula 2 y la línea de diseño); permitiendo un factor de seguridad
diferencial de descarga, como anteriormente. El espaciado hasta la válvula 3 utilizando Pio2
es válido, ya que la válvula 2 mantendrá la Pio2 hasta que se destape la válvula 3 (ver Figura
14E).
53
Figura 14E
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Valve: Válvula
High rate: Régimen intenso
Intermediate rate: Régimen intermedio
Low rate: Régimen bajo
Design line: Línea de diseño
5.2.9.12
A continuación, determine la caída de presión de inyección necesaria para
evitar que la válvula 1 vuelva a abrirse. Para ubicar la Pmax en la válvula 2, extienda una
línea entre el punto D y la Pwh, como anteriormente. La Pmax para la válvula 2 se
encontrará en la intersección de esta línea y la línea de la válvula 2. Observe que la Pmax es
aún mayor que la presión de caudal intenso. Por lo tanto, la válvula 2 también se
mantendrá cerrada a cualquier régimen menor que el intenso, luego de que se produzca la
descarga inicial.
5.2.9.13
La caída de presión de inyección necesaria se calcula utilizando la misma
ecuación utilizada en el paso 9.9.
PD2 = (Pmax - Pmin ) (PPEF) + Factor de Seguridad
Utilizando la información del ejemplo 2A:
PD2 = (740 – 545) x (0,101) + 10 = 30 psi
54
5.2.9.14
Trace la nueva presión de inyección con la que funcionará la válvula 3 (Pio3)
como se ilustra en la Figura 14F.
Pio3 = Pio2 - PD2
Pio3 = 871 – 30 = 841 psi
Figura 14F
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Valve: Válvula
Closed: Cerrada
Open: Abierta
Design line: Línea de diseño
High rate: Régimen intenso
Intermediate rate: Régimen intermedio
Low rate: Régimen bajo
5.2.9.15
Espaciar hasta la válvula 4, comenzando desde la Pmin en la válvula 3, como
anteriormente. Tenga en cuenta el factor de seguridad diferencial de descarga de 20-50 psi.
5.2.9.16
Determine la ubicación de la Pmax en la válvula 3, trazando una línea desde el
punto E hasta la Pwh . Como se observa en la Figura 14F, la Pmax en la válvula 3 es menor
que la presión de producción descripta por la curva de régimen intenso en la válvula 3. Por
lo tanto, la válvula 3 estará abierta en un régimen intenso. Las válvulas 1 y 2 estarán
cerradas, ya que los valores de la Pmax asignados previamente a estas profundidades de la
válvula son mayores que la presión de producción que existirá en las respectivas
profundidades cuando el pozo está produciendo en el régimen intenso. No puede inyectarse
gas en la válvula 4 en un régimen intenso, ya que la presión de producción que existe en
55
esta profundidad es mayor que la presión de inyección (en el régimen de caudal intenso).
Calcule la nueva presión de inyección en la que funcionará la válvula 4. La presión de
inyección que funciona en la superficie para la válvula 4 se calcula de la siguiente manera:
o
Pio4 = Pio3 - (Pmax - Pmin ) (PPEF) + SF
Pio4 = Pio3 – PD3
Nota: Recuerde que puede ser necesario desplazar el punto A hacia la derecha o la
izquierda en una base por aproximaciones sucesivas para alcanzar los valores deseados de
la Pmax que asegurarán una inyección de punto simple en los regímenes de caudal fijados.
5.2.17
Trace la nueva presión de inyección en la que funcionará la válvula 4, como
lo demuestra la Figura 14G.
Figura 14G
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Valve: Válvula
High rate: Régimen intenso
Intermediate rate: Régimen intermedio
Low rate: Régimen bajo
5.2.9.18
Espacie hasta la válvula 5, comenzando desde la Pmin en la válvula 4. Tenga
en cuenta el factor de seguridad diferencial de descarga de 20-50 psi. Utilice la misma
técnica para determinar la Pmax en la válvula 4 (una línea entre el punto F y la Pwh . Ver
56
Figura 14G). Determine la caída de presión de inyección necesaria, utilizando la Pmax y la
Pmin , como de mencionó anteriormente.
Trace la nueva línea de presión de inyección para la válvula 5 y continúe espaciando
válvulas adicionales, utilizando las mismas técnicas, hasta que exista un diferencial de 100
psi entre la curva de inclinación de bajo régimen y la línea de presión de inyección de la
última válvula (ver Figura 14H). No es necesario valvular más profundo que esto, ya que
habrá un diferencial de presión insuficiente entre el tubing y el casing para inyectar gas.
Puede ser necesario valvular con mayor profundidad si se anticipa la pérdida de presión de
reserva estática o la disminución en P1 sobre la vida del pozo. Una buena práctica de
diseño consiste en agregar una o dos válvulas/ mandriles para uso futuro. Observe cómo
las ubicaciones de la Pmax tienen en cuenta la inyección de punta simple en cada uno de los
tres regímenes fijados.
Figura 14H
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Valve: Válvula
Flag load: Carga de bandera
High rate: Régimen intenso
Intermediate rate: Régimen intermedio
Low rate: Régimen bajo
5.2.9.19
Trace la profundidad de las perforaciones en el gráfico de diseño.
57
5.2.9.20
Trace la temperatura del caudal de la superficie (Twh ) y la temperatura
estática del fondo del pozo (Tf ). Conecte estos dos puntos para derivar una temperatura de
caudal en cada profundidad de válvula Tv(1) a Tv(6) (ver Figura 14I).
Figura 14I
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Flowing surface temperature: Temperatura de caudal de superficie
Valve: Válvula
Flag load: Carga de bandera
High rate: Régimen intenso
Intermediate rate: Régimen intermedio
Low rate: Régimen bajo
5.2.9.21
A fin de determinar las presiones de la abertura de la rueda dentada de
prueba de la válvula a una temperatura de referencia de 60° F, será necesario utilizar los
factores de conversión de temperatura para domos cargados de nitrógeno (CT).
Las presiones fijadas de la válvula se basarán en cargas de presión de producción de la línea
de diseño (Pmin1 a Pmin2 ), y las presiones de inyección de cada profundidad de la válvula
(Piod1 a Piod6 ) como se detalla a continuación:
Pvo = TRO a 60° F = [(Pmin )x(PPEF ) + Piod ] CT
5.2.9.22
Se puede marcar la válvula del fondo asignando un valor bajo para la carga
de presión de producción, en lugar de utilizar la Pmin desde la línea de diseño. Esta carga
de producción asignada deberá ser más baja que la presión de producción anticipada, como
58
lo define la curva vertical de gradiente de caudal en el régimen más bajo en el cual es
probable que el pozo produzca. Vea más detalles sobre la selección de carga de bandera en
4.11. Es importante que la válvula del fondo se abra a una presión mucho más baja que las
otras válvulas para dar un indicio de superficie positivo de funcionamiento desde la válvula
del fondo. Con el mismo fin, puede utilizarse un orificio en el fondo.
5.2.10
Inyección
Detalles para el Problema de Ejemplo 2 – Caídas Mínimas de Presión de
5.2.10.1
En la Ficha Técnica del Gas Lift del Pozo se lista la información dada para
este diseño (Figura 15). Para este pozo no había información de producción disponible, por
lo tanto, el diseño se debe contener una variedad de caudales. Para este ejemplo, la
variedad de caudales es desde 400 bbl/día a 800 bbl/día.
5.2.10.2
Antes de diseñar, debe tenerse en cuenta lo siguiente:
a. Hay un límite de gas de inyección de 400 MSCF/D, por lo tanto, no utilice una cifra
mayor que ésta. Se puede utilizar menos gas de inyección cuando se cumplan las
condiciones de gradiente casi mínimas.
b. La profundidad máxima de la válvula de diseño se basará en tener un diferencial de 100
psi entre el tubing y el casing (a un régimen de caudal bajo), para que se pueda inyectar gas.
c. Se utilizan válvulas que funcionan con presión de inyección. En la ficha técnica del pozo
se dan los valores PPEF para las válvulas utilizadas.
5.2.10.3
Los siguientes, son algunos puntos importantes relacionados con el diseño:
a. La temperatura del caudal de superficie se basó en el caudal promedio (600 bbl/d), ya
que no hay una gran variedad entre el régimen intenso y el bajo anticipados. En 4.1 se
detallan las consideraciones de temperatura.
b. Utilizando la caída de inyección mínima necesaria, se valvuló el pozo a 5425 ft, lo que
resultó en una pérdida de presión de funcionamiento de 103 psi, y demandó 7 válvulas.
5.2.11
Detalles en el Problema de Ejemplo 2A – Factor de Seguridad Adicional
al Calcular las Caídas de Presión de Inyección
5.2.11.1
La información dada es idéntica al Ejemplo 2 trabajado previamente. La
única diferencia es que se tomará un factor de seguridad adicional, como se menciona a
continuación.
5.2.11.2
Los siguientes, son puntos importantes a tener antes de realizar el diseño:
a. La línea de diseño es la misma que la del Ejemplo 2.
b. Se utilizará un factor de seguridad adicional para calcular las caídas de presión de
inyección necesarias.
c. Los espaciados iniciales de las válvulas 1 y 2 serán los mismos que el ejemplo anterior,
ya que se utiliza el mismo Pio1 y la válvula 1 mantendrá Pio1 hasta que se destape la válvula
59
2. Los espaciados anteriores de la válvula cambiarán, ya que las caídas de presión de
inyección tomadas entre las válvulas son mayores.
5.2.11.3
Los siguientes, son puntos importantes relacionados con el diseño:
a. A pesar de que al permitir mayores caídas de presión de inyección se adquiere un seguro
adicional contra la interferencia de la válvula; también hay una mayor pérdida de la presión
de inyección de funcionamiento. En este ejemplo, se perdieron 131 psi de presión de
funcionamiento comparado con 103 psi en el ejemplo anterior.
b. El Ejemplo 2 tuvo como resultado una válvula de gas lift menos, ya que el diferencial
necesario mínimo de 100 psi se alcanzó mucho más rápido debido a la pérdida adicional de
presión de funcionamiento. El factor de seguridad adicional también tuvo como
consecuencia no poder elevar a la misma profundidad que el Ejemplo 2 de diseño. El
Ejemplo 2A, utilizando los mayores factores de seguridad, valvularon el pozo hasta sólo
4850 ft, comparado con 5425 ft en el Ejemplo 2.
60
Figura 15 – Hoja de Datos Ejemplo 2
61
Figura 16
Example Problem: Problema de Ejemplo
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Flowing surface temperature (Twh) at 600 BFPD (Kirkpatrick): Temperatura del caudal de superficie (Twh) a 600 BFPD (Kirkpatrick)
Unloading gradient reference line: Línea de referencia del gradiente de descarga
Water: Agua
Approx. 100 PS between Piod7 and low rate curve: Aproximadamente 100 PS entre la Piod7 y la curva de régimen bajo
62
Figura 17 – Hoja de Datos Ejemplo 2A
63
Figura 18 Problema de Ejemplo 2A
Pressure: Presión
Depth: Profundidad
Flowing surface temperature (Twh) at 600 BFPD (Kirkpatrick): Temperatura de caudal de superficie (Twh) a 600 BFPD (Kirkpatrick)
Unloading gradient reference line: Línea de referencia del gradiente de descarga
Water: Agua
Flag load: Carga de bandera
Approx 100 PS between Piod6 and low rate curve: Aproximadamente 100 PS entre la Piod6 y la curva de régimen bajo
Perforations: Perforaciones
Régimen múltiple régimen 400 a 800 BFPD. Factor de Seguridad Adicional para el Cálculo de Caídas de Presión de Inyección.
Nota: Se trabaja el problema utilizando la misma información que en el Ejemplo 1.
64
5.3
PROBLEMA DE EJEMPLO NO. 3 – DISEÑO DE UN POZO OFFSHORE
TÍPICO CON BUENA INFORMACIÓN DE PRODUCCIÓN Y LOS MANDRILES
YA ESPACIADOS
5.3.1 General
Un problema de gas lift típico es cuando se debe realizar un diseño adecuado donde
previamente se espaciaron e instalaron los mandriles. Este problema ocurre con frecuencia
en los pozos en surgencia completos que no surgirán más en regímenes suficientes, o en lo
absoluto; y en los pozos de gas lift existentes que no están produciendo en regímenes
cercanos al máximo. El siguiente es un caso para un pozo direccional donde se pusieron en
funcionamiento los mandriles, pero no están espaciados como debieran.
5.3.2 Información del Pozo
5.3.2.1
Se completó el pozo utilizando mandriles de bolsillo laterales nominales de 2
pulgadas con postizos instalados en los bolsillos receptores. Sería conveniente trazar un
gráfico esquemático del pozo, como se observa en la Figura 19.
Nota: El pozo es direccional; recto a 1.500 ft, y con un ángulo de 41° desde 2450 ft (Dm)
hasta la profundidad total. Se corrigieron todas las medidas desde profundidades medidas
(Dm) hasta profundidades verticales reales(Dtv), y las dos profundidades del mandril
anotadas en el esquemático. En la mayoría de los casos, el diseño de gas lift deberá basarse
en profundidades verticales reales, en lugar de una profundidad medida, al determinar las
presiones de caudal, ya que los componentes de la cabeza son, generalmente, mayores que
los componentes de fricción.
65
Figura 19
Example Problem 3: Problema de Ejemplo 3
Depth: Profundidad
5.3.2.2
El pozo surgió por un tiempo, pero el agua aumentó desde 0% hasta casi
50%, y el pozo ahora tiende a cargarse y morir. Se espera que el corte de agua continúe
aumentando con el tiempo hasta cortes en exceso del 90%. Se espera que el índice de
productividad (PI = J) cambie un poco con los cortes de agua en aumento. (Pueden
producirse algunos cambios de permeabilidad y viscosidad). En un futuro cercano, no es de
esperarse que las condiciones de producción actuales del pozo cambien significativamente.
Se completó la Ficha Técnica del Pozo de Gas Lift con la información del pozo, como se
observa en la Figura 20.
5.3.3 Punto de Burbuja
En este campo pequeño, no se tomaron muestras de PVT de petróleo producido.
Para determinar regímenes en pozos típicos, se necesita usualmente el punto de burbuja
(Pb) para predecir con mayor precisión los regímenes de producción (debajo del punto de
66
burbuja). El punto de burbuja puede encontrarse con facilidad utilizando el nomógrafo de
Standing.
Encuentre:
P = 1515 psia o 1500 psig
5.3.4 Flujo de Entrada al Pozo
5.3.4.1
Es necesario desarrollar un Gráfico de Performance de la Entrada (IPR) para
el pozo. Un índice de productividad de línea recta (J) se asumió por encima del punto de
burbuja. Para el caudal por debajo del punto de burbuja, se utilizará una aproximación de
Vogel IPR; sin embargo, se pueden utilizar otras aproximaciones, tales como la Fetkovich.
Para utilizar la ecuación Vogel IPR, se necesitan una buena verificación de la producción
del pozo y una presión del caudal del fondo del pozo. No se encontraron estudios de
caudales disponibles. Se llevó a cabo una buena verificación estable y se utilizaron curvas3
de gradientes disponibles para predecir la presión del caudal del fondo del pozo.
_______________
3
Utilice curvas de gradiente disponibles que den respuestas razonables para el mismo
campo de interés. En este ejemplo, se utilizó la correlación Hagedorn y Brown.
5.3.4.2
Calcule la presión del caudal del fondo del pozo:
Verificación de Pozo:
Régimen de Petróleo: 99 BOPD
Régimen de Agua: 101 BWPD
Régimen de Gas: 40 MCFD
Presión de Caudal de la Cabeza de Pozo: 120 psig
Densidad API de Petróleo: 35
Peso Específico del Agua: 1,07
Temperatura de Caudal de Superficie: 100° F
Encuentre: Rgl =
Régimen de gas =
Régimen de fluido total
40 MCFD x 1000 = 200 ft3
99 + 101
Bbl
5.3.4.3
Seleccione la Curva Vertical de Gradiente de la Presión de Caudal que mejor
se ajuste a las condiciones de caudal del pozo. Es de suma importancia la selección del
tamaño correcto del tubing y la relación de petróleo a agua más cercana. A continuación,
seleccione una correspondencia cercana del régimen de producción. En algunos casos,
puede ser necesario interpolar entre dos gráficos. Una correspondencia cercana de la
densidad de petróleo API y el peso específico del agua no son críticos; sin embargo, puede
ser necesario un factor de corrección pequeño para grandes discrepancias, es decir, un
cambio de densidad API de 10°. Los Gradientes de Presión de Caudal Verticales no son
muy sensibles a la densidad específica del gas o a la temperatura promedio de caudal; por
consiguiente, no es esencial una correspondencia cercana.
5.3.4.4
Se puede observar la Curva Vertical de Gradiente de Presión de Caudal en la
Figura 21. Ingrese el gráfico en la presión de caudal de la cabeza de pozo de 120 psig y
67
proceda a la intersección de la GLR (Relación Gas/Líquido) adecuada de 200. Encuentre la
corrección de profundidad de aproximadamente 1400 ft. Este punto se ajusta a la presión
de caudal de la superficie de la verificación de la producción. Ya que pozo tiene una
profundidad vertical real de 8000 ft, encuentre que la profundidad total corregida es de
(8000 + 1400) 9400 ft.
Figura 20 – Hoja de Datos Ejemplo 3
68
Figura 21 - Curva Vertical de Gradiente de Presión de Caudal
Pressure: Presión
Length: Longitud
Gas/Liquid ratio: Relación Gas/Líquido
Vertical Flowing pressure gradients: Gradientes verticales de
presión de caudal
Oil: Petróleo
Water: Agua
Tubing size: Tamaño del tubing
Producing rate: Régimen de producción
Oil API gravity: Densidad API del Petróleo
Water specific gravity: Peso específico del agua
Gas specific gravity: Densidad específica del gas
Average flowing temperature: Temperatura promedio de
caudal
69
5.3.4.5
Proceda al punto de 9400 ft y la línea de GLR de 200. Lea la presión de
caudal que será cercana a las 2550 psig.
5.3.4.6
Se descubrió que el nivel de fluido estático estabilizado (SFL), cuando se
lleno el pozo con 0,465 psi/ft de agua salada, era de alrededor 795 ft desde la superficie
cuando la presión de la cabeza de pozo (Pwh) estaba en cero. Por lo tanto, se calculó que la
presión estática del fondo del pozo (Pws) era de 3350 psig.
Pws = 0,465 (Profundidad – SFL) + Pwh
Pws = [0,465(8000 − 795)] + 0 = 3350 psig
Se construyó el gráfico IPR. Se utilizó la siguiente información:
Pws : Presión de Reserva Estática
Pb : Punto de Burbuja
Pwf : Presión de Caudal del Pozo
q1: Régimen de Producción (Líquido)
5.3.4.7
= 3350 psig
= 1500 psig
= 2550 psig
= 200 BPD
Por encima del Punto de Burbuja (≥ 1500 psig):
J = Cambio en el Régimen/Cambio en la Presión = q1/(Pws - Pwf )
J = 200/(3350 – 2550) = 0,25 BPD/psi
Nota:
J = Índice de Productividad, comúnmente referido como “PI”
y:
q1 = J x (Pws - Pwf ) = 0,25 x ∆P
qpb = J (Pws - Pwf ) = 0,25 x (3350 – 1500) = 462,5 BPD
5.3.4.8
Por debajo del Punto de Burbuja: (Pwf < 1500 psig):
qa = Pb x JI/1,8 = 208 BPD
qmax = 208 + 462,5 = 670,5 BPD
q1 = Producción debajo del Pb + Producción superior
q1 = Qa [1,0 – 0,2 (Pwf / Pb ) – 0,8 (Pwf / Pb )2] + qpb
70
Ejemplo: Para Pwf = 1200
5.3.4.9
q1 = 208 x [1 – 0,2 (1200/1500) – 0,8 (1200/1500) 2] + 462,5
q1 = 530 BPD
se calculó la siguiente tabla:
Rate: Caudal
Pressure: Presión
En la Figura 22 se observa un gráfico de los resultados.
5.3.5 Presión de Inyección
5.3.5.1
La presión de inyección de gas lift en el pozo varía entre 1250 psig y 1150
psig, pero por lo general, promedia alrededor de las 1200 psig el 90% de las veces. Ya que
se planearon las válvulas que funcionan con presión de inyección, la presión real de
funcionamiento en la superficie será de alrededor 1100 psig. Las 1100 psig serán
necesarias sólo durante la operación de descarga, que será poco frecuente. Se asume que
1200 psig estarán normalmente disponibles para el arranque; y en este caso, no se
garantizará la práctica de tomar un factor de seguridad de la caída de presión en la presión
de gas de inyección en el pozo. Algunos diseñadores optan por ser más conservadores y
utilizan la presión de inyección mínima para el diseño, ya que existen períodos de tiempo
donde la presión de arranque disponible de 1200 psi puede no estar disponible. Se midió y
se encontró que la densidad de gas de inyección es de aproximadamente 0,7.
5.3.5.2
Es necesario determinar la presión de gas de inyección en profundidad y el
gradiente de gas de inyección. Se pueden utilizar gráficos para distintas densidades de gas
en condiciones de temperatura promedio estimadas o calculadas para distintas presiones de
inyección.
71
Figura 22 – Gráfico IPR
Pressure: presión
Rate: caudal
Se puede utilizar el siguiente método para predecir las presiones estáticas de fondo de pozo
del gas de inyección:
Presión en Superficie de la Inyección de Gas = Pg
Presión Máxima de la Inyección de Gas en profundidad = Pgd
Pgd = Pg × e (0.01875×SGi ×Dw ) / [(460*Ta )×Z ]
Para
Pg = 1100 psig (presión promedio asumida de operación en superficie)
Y
Z = 0.86 (a temperatura y presión promedio). Vea Apéndice A.
Ta = (74 + 180)/2 = 127
Pgd = 1100 × e (0.01875×0.7×8000) / [(460+127 )×0.86]
Pgd = 1350 psig
Gradiente de Gas = g g = (Pgd − Pd ) / Dw
72
g g @1100 psig = (1350 – 1100)/8000 = 0.032 psi/ft
5.3.5.3
Para este problema, se utilizará un gradiente de gas de inyección promedio
aproximado de 0.032 psi/ft.
5.3.6
Curva de Equilibrio
5.3.6.1
Para realizar un diseño satisfactorio de gas lift, se debe realizar una
estimación del caudal máximo posible de producción para las condiciones dadas. Una
técnica recomendada para determinar este caudal es la curva de equilibrio. La curva de
equilibrio define el caudal máximo posible para cualquier profundidad con un P.I (índice de
productividad) específico del pozo y una presión dada de inyección. Vea API Gas Lift,
páginas 72 y 73 para mayores detalles.
5.3.6.2
Se pueden calcular numerosos puntos en la curva de equilibrio, pero la
mayoría de los diseños de gas lift construyen la curva de equilibrio utilizando un enfoque
gráfico. La curva de equilibrio para este ejemplo está construida en la Figura 23. Se han
seleccionado numerosos caudales apropiados de producción que cubren la escala de interés.
Para este caso, se seleccionaron caudales de 300, 400 y 500 BDP. Se dio por asumido
curvas del gradiente de gas lift para R gl s de 1000 ya que se sabía que se disponía de esta
cantidad de gas, y la experiencia indica que este GLR generalmente constituye una cantidad
adecuada para gas lift en un tubing nominal de 2’’. Se puede seleccionar otras R gl si se han
definido los caudales disponibles de inyección para las condiciones locales. Vea la Sección
7 para mayores detalles acerca de cómo seleccionar R gl .
5.3.6.3
Las curvas del gradiente inferior de flujo debajo del punto de inyección de
gas son para la R gl producida del pozo. En este caso, la relación del flujo de gas /
petróleo (R glf
) es 400
ft 3 / bbl y la relación líquido / gas R gl es 200 ft 3 / bbl . Estas curvas
pueden ser trazadas a partir de las curvas del gradiente o estimadas aproximadamente por
medio de líneas rectas para los casos de presiones mayores a 500 psi. Para este caso, los
gradientes a presiones cercanas a los puntos de burbujeo son prácticamente lineares y se
encuentran en una escala de 0.42 psi/ft.
Nota: un promedio ponderado del petróleo y del agua tiene como resultado los valores del gradiente en el lado
superior ya que este método no justifica la presencia de gas libre o la disminución del gradiente de petróleo
debido al gas en solución. Algunos diseñadores prefieren utilizar un gradiente inferior de flujo basado en
R gl cero. Otro enfoque consiste en utilizar la pendiente promedio (∆P / ∆D ) de las curvas del gradiente en
la escala desde la profundidad de extracción a la profundidad del intervalo de producción. Un valor del
gradiente inferior de flujo g fb de 0.42 psi/ft fue seleccionado para este caso.
( )
5.3.6.4
Resulta relativamente fácil construir en forma gráfica una curva de
equilibrio. Sabemos que el pozo producirá 200 BPD con una R gl de 200. Un caudal
mayor requerirá una inyección de gas a mayor profundidad.
73
5.3.6.5
El primer caudal considerado fue la producción de 300 BPD. Encuentre en
el gráfico IPR, o calcule:
Pwf = 3350 – 300/0.25 = 2150 psig
Trace este punto a 8000 ft.
Nota: en pozos desviados, se deben corregir todas las profundidades para lograr las profundidades verticales
reales (Dtv ) . Trace una línea con una pendiente de 0.42 psi/ft comenzando a 2150 psi y 8000 ft. La
profundidad en el extremo a presión cero se calcula de la siguiente manera:
Profundidad = D w − Pwf / Gradiente
Profundidad = 8000 – 2150/0.42 = 2880 ft
5.3.6.6
Trace el punto a 0 psig y 2880 ft y conecte con el primer punto. Esta es una
línea gradiente de 0.42 para un pozo con una producción de 300 BPD debajo del punto de
inyección de gas. Trace o grafique la siguiente curva del gradiente de flujo para 300 BPD
con un GLR de alrededor de 1000. Ésta es la línea del gradiente de flujo superior sobre el
punto de inyección de gas. Note la intersección de las líneas superiores y inferiores de los
gradientes de flujo. Este punto constituye la profundidad (4400 ft) y la presión (650 psig)
requerida para que la inyección de gas produzca alrededor de 300 BPD.
74
Figura 23 – Diseño de Gas Lift
Pressure: presión
Depth: profundidad
Flowing: flujo
Gradient: gradiente
Equilibrium curves: curves de equilibrio
Estimated lift depth rate: caudal estimado de profundidad de
extracción
75
5.3.6.7
Repita el proceso anterior para un caudal de 400 BPD. Hallar en el gráfico
IPR que la presión de fondo de pozo (Pwf ) para producir 400 BPD sea 1750 psig. Trace
este punto a 8000 ft. Hallar la profundidad para presión cero:
Profundidad = 8000 – 1750/0.42 = 3833 ft
5.3.6.8
Conecte estos dos puntos. Trace la línea del gradiente de flujo para 400
BPD para una R gl de 1000. Note la intersección a alrededor de 6200 ft y 1000 psig. Éste
representa el punto de inyección de gas lift para producir 400 BPD (Vea Figura 23).
5.3.6.9
Nuevamente repita el proceso anterior para un caudal de 500 BPD. Hallar
en el gráfico IPR una presión de fondo de pozo de 1340 psig para producir 500 BPD. Trace
este punto a 8000 ft. Hallar la profundidad para presión cero:
Profundidad = 8000 – 1340/0.42 = 4810 ft
Trace la línea del gradiente de flujo para 500 BPD para una R gl de 1000.
Hallar la intersección de las líneas superiores e inferiores del gradiente apenas por debajo
de 8000 ft con una presión de 1420 psig. Éste representa el punto calculado de inyección
de gas para producir 500 BPD. (Vea Figura 24).
5.3.6.10
Figura 24 – Curva de Rendimiento del Tubing
Flowing = En Circulación
5.3.6.11
Resulta obvio que el caudal máximo de producción en gas lift es apenas
inferior a 500 BFD a menos que se aumente la inyección de gas.
76
5.3.6.12
Ahora trace los tres puntos anteriores en el gráfico. Esto constituye la curva
de equilibrio para este pozo, asumiendo una R gl de 1000 mientras se realiza gas lift, y un
P.I. de 0.25 (Vea Figura 23).
5.3.6.13
En teoría, el caudal máximo se produce en la intersección de la curva de
equilibrio y la línea de presión de la inyección de gas, un caudal apenas inferior a 500 BPD.
No se puede lograr este caudal en la práctica ya que se debe disminuir la presión del gas de
inyección cuando se están utilizando las válvulas de presión de inyección y la presión del
gas de inyección debe ser alrededor de 100 psi superior a la presión de producción para
obtener una inyección de gas abundante. También, el caudal producido está limitado
debido a la ubicación del mandril.
Tabla 3 – Presión de Flujo Vertical a Profundidad *
500 BFPD
Mandrel: mandril
*: Basada en Hagedorn and Brown “Vertical Flowing Pressure Gradient.” (50% petróleo – 50% agua) (Tamaño del Tubing: 2’’
nominal).
5.3.6.14
Una observación de la Figura 23 indica que para la presión de la inyección
de gas disponible, el caudal de producción máximo posible sería de alrededor de 450 BPD a
475 BPD. Este requiere una inyección a alrededor de 7500 ft. Es conveniente una
inyección más profunda, aunque no es factible en este caso a menos que se extraiga el
tubing y se reacomode el espacio de los mandriles.
5.3.7 Relaciones de Producción de Gas / Líquido
5.3.7.1
Para las condiciones delineadas para este problema, se determinaron las
siguientes poligonales gradientes de profundidad – presión para una condición de caudal de
500 BPD en un tubing ID de 1,995’’, 50% de corte. Utilizar un caudal de curva gradiente
apenas superior al real representa un enfoque seguro / conservador de diseño.
5.3.7.2
Se investigó la relación Gas / Líquido de 600, 800, 1000 y 1200.
77
5.3.8 Volumen de Gas de Inyección de Flujo de Salida
5.3.8.1
Es importante la selección del volumen del gas de inyección a utilizar ya que
tiene un efecto directo sobre los volúmenes de producción y los gastos operativos. Se
seleccionó una inyección GLR tentativa de 1000, pero se debe confirmar aún dicha GLR.
5.3.8.2
Un método recomendado para determinar GLR y los volúmenes necesarios
de inyección consiste en dibujar la curva de rendimiento del tubing en el gráfico IPR. Se
trazan las presiones de flujo en el fondo de pozo para numerosos caudales de producción y
las relaciones gas / líquido ( R gl ) (Vea Figura 24). Para este problema, fueron
seleccionadas R gl de 600, 800, 1000, 1200 y 2000 para caudales de producción de 500
BPD. Este análisis asume que es factible la inyección de gas cerca de la profundidad total.
5.3.8.3
Se puede estimar que una R gl de 600 constituye un caso con base razonable.
Las R gl de 800, 1000, 1200 y 2000 cada una aumenta la producción pero con ganancias de
caudal en disminución por cada MCF de gas de inyección. En la Tabla 5 se muestra un
resumen de estos resultados.
5.3.8.4
El gradiente mínimo para este pozo utilizando las curvas Hagedorn-Brown
para 500 BPD es un R gl de alrededor de 2000. Todo incremento en el caudal de inyección
de gas que se encuentre por sobre 2000 GLR tendrá como consecuencia una disminución
del caudal de producción ya que la pérdida resultante por fricción será mayor a cualquier
reducción de la carga.
5.3.8.5
Para este caso, las relaciones entre el gas / líquido producidos de alrededor
de 1200 parecen razonables. Aproximadamente se obtendrá 3.7 BOPD para los últimos
100 MCFD de gas de inyección. Se puede obtener un aumento de 6 BOPD inyectando un
adicional de 424 MCFD. En este yacimiento, se podría utilizar este volumen de inyección
de manera más beneficiosa en otros pozos que requieren gas lift. Se deben realizar
verificaciones posteriores sobre la R gl óptima después de que se haya establecido la
producción por medio de gas lift. Cada instalación requiere diferentes gastos e ingresos
operativos; por lo tanto, la decisión acerca de la cantidad de gas a utilizar se convierte en
una decisión económica.
Tabla 4 – Curva de Rendimiento del Tubing *
Pressure at Depth for Various Rates and Gas Liquid ratios: Presión en profundidad para numerosos caudales y relaciones gas / líquido
Rate: caudal
* Basada en una profundidad de extracción de 8000 ft.
78
5.3.9 Temperatura
5.3.9.1
Se requiere una predicción adecuada de la temperatura de flujo a fin de
determinar las presiones del conjunto de las válvulas bajo condiciones de prueba.
5.3.9.2
Las mediciones de campo en un pozo cercano con el mismo tamaño de
tubing a 500 BPD con un costo de agua del 50% fueron 120º F a 2000 ft. Una temperatura
de flujo linear de 100º F en la superficie y 180º F a 8000 ft Dtv fue asumida como una
aproximación satisfactoria de las temperaturas de producción.
5.3.10 Selección de Válvulas para Gas Lift
5.3.10.1
Se debe tener cuidado en la selección del tipo de válvula, tamaño OD y
tamaño del orificio. Se seleccionaron válvulas simples cargadas con nitrógeno y operadas
por presión de inyección debido a su rendimiento y confiabilidad aceptables.
5.3.10.2
Existen varios fabricantes de distintos tamaños de orificios para este tipo de
válvula OD de 1 pulgada. El tamaño del orificio generalmente se encuentra entre 1/8
pulgada y 5 6' ' . El tamaño de los orificios debe permitir el pasaje del gas necesario de
inyección en las presiones diferenciales predictas; sin embargo, el tamaño del orificio debe
ser lo suficientemente pequeño como para que se puede evitar el uso excesivo de gas. Un
orificio más pequeño tiene menor probabilidad de “cargar” y provocar trastornos en el
sistema.
5.3.10.3
Un orificio de 3 16' ' con un factor de efecto de presión de producción de
0.104 (PPEF ) representa una selección apropiada. Utilizando las tablas de Capacidad de
Flujo de Gas en API Gas Lift (Figura 4-8B y Figura 4-9), se hallaron los siguientes
caudales aproximados de flujo de gas para un orificio de 3 16' ' (estrangulador). Vea
Figura 25.
5.3.11 Profundidad del Mandril
5.3.11.1
Se instalaron los mandriles una vez finalizadas las tareas utilizando un
diseño conservador con un gradiente pseudo-linear a 5000 ft y luego espaciado cada 500 ft
(Dtv ) hasta la profundidad total. Vea Figura 26. Los mandriles se encuentran a las
siguientes profundidades:
79
Tabla 5 – Resumen de Caudales vs. Inyección de Gas
Rate: caudal
Injection gas*: inyección de gas *
Change in oil rate: cambio en el caudal de petróleo
Change in Injection Gas: Cambio en la inyección de gas
* Injection gas required: Gas de inyección requerido
Figura 25 – Tabla del Pasaje de Gas para Numeroso Tamaños de Orificio
Gas Throughput in MCFD: capacidad de flujo del gas en
Temperature: temperatura
MCFD
Pressure base: base de presión
Orifice size: tamaño del orificio
Discharge coefficient: coeficiente de descarga
Critical flow: flujo crítico
Thornhill-Craver equation: ecuación de Thornhill-Craver
Chart basis: fundamentos de la tabla
Upstream pressure: presión upstream
Gas gravity: gravedad del gas
Nota: capacidades de flujo del gas (0 – 4000 MCF/D) para presiones conocidas upstream, downstream y tamaño del orificio. Cortesía
F.T. Focht.
80
Tabla 6 – Resumen del Flujo de Gas Utilizando un Orificio / Abertura de 3 16' '
Upstream Pressure: presión upstream
Downstream Pressure: presión downstream
Uncorrected Gas Rate: caudal de gas no corregido
Correction factor: factor de corrección
Corrected Gas Rate: caudal de gas corregido
Critical: crítico
Gas Gravity: gravedad del gas
Temperature: temperatura
Estos resultados indican que una válvula con un orificio de 3 16' ' cuando está completamente abierta debería permitir una inyección
de gas suficiente durante la descarga.
Nota: Algunos diseñadores recomiendan utilizar válvulas con orificios más pequeños o instalar estranguladores de 10 64' ' en las válvulas
de descarga superior. Esta práctica generalmente ayuda a la descarga, pero puede producir multipuntos.
81
Figura 26 – Gráfico de Presión – Profundidad para el Espacio del Gas Lift para: API
5.3.11.2
A pesar de que el pozo está equipado con un número adecuado de mandriles,
el espacio entre los mismos no es el ideal para la condición real de producción. Retirar el
tubing para reacomodar el espacio de las válvulas y los mandriles resultaría costoso.
Además esto debería evitarse si se puede obtener un diseño adecuado utilizando el espacio
existente.
5.3.12 Espaciado y Ajuste de las Válvulas
El objetivo es trabajar hasta el mandril más profundo y factible. El
5.3.12.1
espaciado estaría basado en la producción de alrededor de 500 BPD, el caudal anticipado
del pozo utilizando la curva de equilibrio. Se asumió una R gl de 1200 basada en las curvas
de surgencia y rendimiento del tubing. Se disminuye la presión del gas de inyección a 20
psi para permitir que las válvulas superiores se cierren, y de esta manera, se evite la
interferencia de las válvulas. Esta disminución de 20 psi está basada en permitir un factor
de seguridad de las válvulas de 10 psi y un aumento de 100 psi en la presión del caudal de
producción durante la descarga o producción. (Con un factor de efecto de presión de
producción de 0.104, un cambio de presión de 100 psi es equivalente a un cambio de
presión del gas de inyección de alrededor de 10 psi). Por lo tanto, se tomó una disminución
82
mínima de 20 psi. Se utilizará un gradiente de descarga de 0.465 psi/ft; sin embargo, una
vez que se haya establecido la producción del pozo, el gradiente en el tubing disminuirá a
alrededor de 0.42 psi/ft. Se utilizó un gradiente de 0.032 psi/ft. Se determinará el ajuste de
la válvula de manera analítica y gráfica. Se deberán evaluar los mandriles individuales para
determinar si deben ser utilizados o si existe una presión adecuada que permita evitarlo o
omitirlo. Los mandriles que no son requeridos para el diseño de la válvula estarán
equipados con válvulas fantasmas si es que ya no las poseen tal como se muestra en este
ejemplo.
5.3.12.2
Para cada válvula, debe haber una presión diferencial entre el casing y el
tubing durante la transferencia a la siguiente válvula. Además, se debe reducir lo suficiente
la presión del tubing en cada válvula para que sea posible la transferencia a la válvula
siguiente. Este diseño está basado en tratar de realizar la extracción a la mayor profundidad
posible con un espacio amplio para el mandril; por lo tanto, se deben reducir todos los
factores de seguridad. Eliminar los factores de seguridad siempre comprende riesgos de
que las válvulas tengas que se extraídas y rediseñadas. (En este caso, las válvulas son
recuperables con cañería).
Válvula # 1
Debido a que el pozo producirá y tiene una presión estática de fondo de pozo que
soportará una columna de agua de 0.465 psi/ft cerca de la superficie, se debe utilizar el
primer mandril. (En algunos casos, en pozos con baja presión y con niveles bajos de
fluidos es posible omitir los mandriles superiores, es decir se coloca la primera válvula en
el primer mandril sobre el nivel de fluido estático).
Presión del Tubing de Descarga < Presión de la Inyección de Gas @ Profundidad
Pul(1) = Presión de descarga del tubing @ 2350 pies
Presión de Inyección @ profundidad = Iny. @ Superficie + Gradiente de Gas x Profundidad
83
Figura 27 – Conjunto de Presión – Profundidad en Gas Lift
Depth: profundidad
Date: fecha
Flow pressure: presión de flujo
Debido a que la Presión de Inyección (Piod ) es 62 psi superior a la presión de descarga del
fluido (Pul ) , se puede abrir la válvula # 1. (Si Pul es superior a Piod , puede ser necesario
iniciar la surgencia por balanceo de presión, hacer circular fluidos de control / extinción del
pozo más livianos, o utilizar una unidad de nitrógeno para iniciar la surgencia).
Se calcula la temperatura en la válvula # 1 de la siguiente manera:
Temp.@ profundidad = temperatura de flujo en la superficie + g Tpf x profundidad
de la válvula/100
CT(1) = 0.880 (Vea Apéndice A, Tabla A-1)
Basado en la curva gradiente de 500 BPD, la presión de producción Pmin (1) a 2350 ft
es alrededor de 430 psig.
84
Pvo = Presión en el Conjunto de Válvulas (Plataforma de Prueba) @ 60º F = (Factor
de Efecto de la Presión de Producción x Presión del Flujo + Presión del Gas de
Inyección @ Profundidad) x Corrección de Temperatura
Válvula # 2
Verifique las condiciones a 3460 ft.
La presión de inyección es mucho más alta que la presión de descarga del tubing.
Verifique para determinar se puede omitir el mandril / válvula a 3460 ft y usar el
que se encuentra a 4335 ft (Vea Figura 27).
Debido a que Piod (2 ) es inferior a Pul (2 ) , no se puede omitir el mandril que se
encuentra a 3460 ft.
A partir de la curva gradiente para 500 BPD, hallar Pmin (2 ) @3460 ft = 570 psig.
85
Válvula # 3
Verifique las condiciones para el mandril a 4345 ft.
Nuevamente, ya que la presión de inyección es mucho más alta que la presión de
descarga requerida, verifique si se puede omitir este mandril; siga hasta el próximo
mandril a 5000 ft.
La presión de inyección Piod (3 ) es superior a la presión de descarga Pul (3 ) , por lo
tanto se omitirá el mandril a 4345 ft y se utilizará el que se encuentra a 5000 ft.
Hallar que Pmin (3 ) = 800 psig (vea Tabla 3)
Válvula # 4
Verifique las condiciones a 5500 ft.
Posiblemente, se pueda omitir este mandril. Verifique las condiciones a 6000 ft.
La presión requerida de descarga es inferior a la presión disponible de la inyección
de gas; por lo tanto, se puede omitir el mandril ubicado a 5500 ft y utilizar el que se
encuentra a 6000 ft.
86
Hallar Pmin (4 ) = 940 psig (Vea Tabla 1)
Válvula # 5
Verifique las condiciones a @ 6500 ft.
Una verificación demostró que no es posible omitir este mandril.
Hallar Pmin (5 ) = 1050 psig (Vea Tabla 3)
Válvula # 6
Verifique las condiciones a 7000 ft.
Hallar Pmin (6 ) = 1140 psig
Válvula # 7
87
Verifique las condiciones a 7500 ft.
No se puede llegar hasta la (transferencia a) próxima válvula debido a que
Pul (7 ) > Piod (7 ) ; sin embargo, solamente un cambio menor en las condiciones
operativas podría permitir la inyección de gas a 7500 ft.
5.3.12.3
Debido a que no se puede realizar una extracción a 7500 ft, instale un
orificio a esta profundidad. Posiblemente, la utilización de una pequeña cantidad más de
gas de inyección durante la descarga o una disminución en el gradiente de descarga
permitirá una inyección a 7500 ft.
Cuidadosamente, seleccione el tamaño de orificio que se necesita. Según la
Tabla de Pasaje de Gas (vea Figura A-4), un tamaño de orificio de 14 64' ' es adecuado
5.3.12.4
para permitir el pasaje de 500 MCF a presión de operación.
La Tabla 7 muestra un resumen de los resultados anteriores.
5.3.12.5
Con este diseño, existen posibilidades satisfactorias de realizar una
extracción a 7500 ft a través del orificio (Vea Figura 28). Se debería lograr un caudal de
producción apenas inferior a 500 BPD con una inyección de gas de 500 MCFC. Si no se
puede alcanzar el orificio, se realizará la inyección por medio de la válvula a 7000 ft y se
debería lograr un caudal de producción de 450 BPD. Si se presentan problemas que no
permiten realizar una extracción a 7000 ft o mayor profundidad, realice un relevamiento de
presión de flujo y rediseñe. Ya que, teniendo en cuenta el análisis anterior, no se puede
alcanzar el mandril ubicado a 7900 ft, se instalará un fantasma.
Tabla 7 – Resumen Mandril / Válvula
Mandrel: mandril
Valve No.: Numero de válvula
Depth: profundidad
Valve / Dummy: válvula / fantasma
88
Figura 28 – Programa para Presión – Profundidad de Gas Lift
Temperature: temperatura
For: API Example: Para: Ejemplo de API
Depth: Profundidad
Flow Pressure: presión de flujo
Date: fecha
89
APÉNDICE A – SÍMBOLOS API PARA LOS DISEÑOS DE GAS LIFT
Símbolo
Definición
Ab
Ap
Área total efectiva de Fuelles, pulgadas .2
Área del Asiento de las Válvulas o área de contacto de Asiento del Orificio –
A p / Ab
Bola, pulgadas .2
Relación del Orificio de la Válvula de Gas Lift con el área de los Fuelles: a
ck
partir de mfg.data
Diámetro del Estrangulador u Orificio de la Válvula de Gas Lift, 1 64' '
Cd
Cg
Coeficiente de descarga del caudal de gas a través del orificio
Factor de Corrección del pasaje de gas a través del estrangulador
CT
D (l )
Factor de corrección de temperatura para gas nitrógeno
Profundidad de la válvula superior, ft
D( n )
Profundidad de la válvula nth, ft
Dbv
Distancia entre las válvulas, ft
Di
Profundidad de la inyección de gas, ft
Dm
Dmin
Dov
D sfl
Profundidad medida de los pozos desviados, ft
Espacio mínimo de las válvulas o mandriles de gas lift, ft
Profundidad de las válvulas de operación o la inyección de gas, ft
Profundidad del nivel de fluido estático, ft
Dtv
Profundidad vertical real del pozo, ft
Dw
Fc
Profundidad de referencia del pozo: generalmente medida en los puntos
medios de los punzados, en la parte superior de los punzados, ft
Fuerza de cierre en la válvula de gas lift, libras de fuerza
Fo
Fuerza total de apertura de la válvula, libras de fuerza
Fo1
Fuerza de apertura debido a la presión en los fuelles, libras de fuerza
Fo 2
fo
Fuerza de apertura debido a la presión en el vástago de válvula, libras de
fuerza
Fracción contaminada con petróleo del total de fluidos producidos
fw
g
g fa
Fracción contaminada con agua del total de fluidos producidos
Gradiente, psi/ft
Gradiente de flujo sobre el punto de inyección de gas, psi/ft
g fb
Gradiente de flujo debajo del punto de inyección de gas, psi/ft
gg
gradiente de gas del gas de inyección, psi/ft
90
go
Gradiente de petróleo, psi/ft
gs
Gradiente estático del fluido de carga, psi/ft
gw
GTpf
Gradiente del agua producida, psi/ft
Gradiente de la temperatura del flujo de producción, ºF/100 ft
GTs
J
nv
PD
P1
P2
PB
Pbt (n )
Gradiente de temperatura estática, ºF/100 ft
Índice de Productividad (J=PI), BLPD/psi
Número total de válvulas de gas lift
Disminución de presión en la presión del gas de inyección para evitar
interferencia, psi
Presión aplicada debajo de los fuelles de una válvula de gas lift, psig
Presión aplicada debajo del vástago de una válvula de gas lift, psig
Presión en el punto de burbujeo del petróleo producido, psig
Presión de los fuelles a la temperatura de la válvula nth, psig
Pbv
Presión de los fuelles a 60º F, psig
Peo
Pg
Presión efectiva de apertura debido a la presión de producción, psig
Presión máxima disponible del gas de inyección en la superficie, psig
Pgd
Presión máxima del gas de inyección a Dw psig
Piod (1)
Presión operativa del gas de inyección en la válvula número 1, psig
p iod (n )
Presión operativa del gas de inyección en la válvula nth, psig
Pio (1)
Presión operativa del gas de inyección para abrir la válvula 1, psig
Pio (n )
Pmin (1)
Presión operativa del gas de inyección en la superficie para abrir la válvula
nth, psig
Presión máxima de la inyección de gas para el arranque en la superficie, psig
Presión máxima de flujo en la válvula 1 mientras se extrae a mayor
profundidad, psig
Presión máxima de flujo en la válvula nth mientras se extrae a mayor
profundidad, psig
Presión mínima de flujo en la válvula 1 durante la descarga, psig
Pmin (n )
Presión mínima de flujo en la válvula nth durante la descarga, psig
Ppd (1)
Presión de la presión de flujo en la válvula 1, psig
Ppd (n )
Presión de la presión de flujo en la válvula nth, psig
Ppe
Efecto de la presión de producción, psig
PPEF
Psc
Psep
Factor de efecto de la presión de producción – mfg.data – (Previamente
TEF)
Presión a condiciones estándares, psig
Presión del separador de gas y petróleo, psig
PSF
Factor de seguridad de presión para asegurar que a válvula esté abierta, psig
Pko
Pmax (1)
Pmax (n )
91
Psp
Efecto de presión del resorte sobre la válvula, psig
Pul (1)
Presión máxima de descarga en la válvula 1 cuando está abierta, psig
Pul (n )
Presión máxima de descarga en la válvula nth cuando está abierta, psig
Pvcd (1)
Presión de cierre de válvula de la válvula 1 en profundidad, psig
Pvcd (n )
Presión de cierre de válvula de la válvula nth en profundidad, psig
Pvc (1)
Presión de cierre en la superficie de la válvula 1, psig
Pvc (n )
Presión de cierre en la superficie de la válvula nth, psig
Pvo (1)
Presión de apertura del set en la plataforma de prueba para la válvula 1, psig
Pvo (n )
Pwf
Presión de apertura del set en la plataforma de prueba para la válvula nth,
psig
Presión del flujo en fondo de pozo a Dw , psig
Pwh
Presión del flujo en boca de pozo, psig
Pws
Formación estática de fondo de pozo o presión de reservorio, psig
qa
qg
Caudal máximo de producción debajo del punto de burbujeo, BLPD
Caudal de producción de gas – a partir de formación, MSCF/D
q gi
Caudal del gas de inyección, MSCF/D
q gt
Caudal total de gas medido (formación + inyección), MSCF/D
q1
q max
Caudal total de líquido, BLPD
Caudal máximo de líquido del pozo, BLPD
qo
q pb
Caudal total de producción de petróleo, BOPD
Caudal de producción en el punto de burbujeo, BLPD
qw
Caudal total de producción de agua, BWPD
Rgl
Relación líquido / gas, scf/bbl
Rglf
Relación de la formación líquido / gas, scf/bbl
R gli
Relación gas inyectado / líquido
R go
Relación gas / petróleo, scf/bbl
SG g
Gravedad específica del gas producido
SGi
Gravedad específica del gas inyectado
SGo
Gravedad específica petróleo
SGw
Gravedad específica del agua producida
Ta
Temperatura promedio de la inyección de gas, ºF
Tf
Temperatura de formación, ºF
Tgs
Temperatura en superficie del gas de inyección, ºF
Ts
Temperatura estática en la superficie de la tierra, ºF
92
Tsc
Tv (1)
Temperatura en condiciones estándares, ºF
Temperatura en la profundidad de la válvula 1, ºF
Tv (n )
Temperatura en la válvula nth, ºF
Twh
Z
Temperatura del flujo en boca de pozo, ºF
Factor de compresión de gas a presión y temperatura promedio
93
Empresa __________________________
A. Datos de Terminación del Pozo
*
*
*
*
*
*
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
Dirección ______________________________
Nombre Yacimiento:
Nombre de concesión y número de pozo:
Formación Productiva:
Litología:
Casing: Diámetro Ext. (pulg):
Lb/pies:
Grado:
Liner: Diámetro Ext. (pulg):
Lb/pies:
Grado:
Pozo Abierto: (si/no):
Gravel pack (si/no):
Profundidad de referencia del pozo (Dtv/ Dm):
/
Intervalos de punzado (Dtv/ Dm):
Packer:
(Dtv/ Dm)
Long. Tubing:
Pies Diámetro Ext:
Pulg. Peso:
Lb/pies
Válvula de Seguridad de fondo: (tipo)
Profundidad:
Cabeza de Pozo:
Diámetro interno mín. de cabeza de pozo(pulg):
Estrangulador (tipo):
Tamaño Max. Diámetro interno:
Línea de flujo: Tamaño Diámetro Int.:
pulg.
Perfil del pozo: (Dtv/ Dm o grados)
Long. en pies:
Long. en pies:
Pies
Pies
/
Pies
Grado:
Rosca (THD)
pies Bore:
pulg.
Presión de trabajo:
psi
/64 pulg.
Longitud:
pies.
B. Datos de Reservorio, Ensayo y Producción
*
*
*
*
*
*
*
*
*
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
27.
28.
Fecha de ensayo:
(qo)
BOPD (qw)=
BWPD (qg)=
Corte de agua (fw):
Relación Gas/Petróleo en formación (GOR) (R):
Rgl:
Surgencia Presión en boca de pozo (WHP) (Pwh)
Psig Presión del separador(Psep):
Presión estática de fondo (BHP)(Pws)
psig a una profundidad de
Nivel fluido estático:
pies & Pwh
psig & gw
Flujo de fondo (Pwf)
psig
a una profundidad de
pies
en ql
Gravedad del petróleo:
grados API Agua SG (SGw)
Gas de formación SG (SGg):
Temperatura de fondo (Tf)
Fº a una profundidad de
Temperatura de superficie estática (Ts):
Temp. de superficie de flujo (Twh)
Punto de burbuja (Pb)
psig Pl(J):
BPD/psi
Efic. de Flujo:
Arena (sí/no)
Parafina (sí/no)
Incrustaciones (sí/no)
H2S (sí/no)
CO2 (sí/no)
Emulsión (sí/no)
Otros problemas inusuales para la extracción:
MCFD
psig
pies
psi/ft
BLPD
pies
Fº
C. Información de Diseño
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
29.
30.
31.
32.
33.
34.
35.
36.
37.
38.
39.
40.
41
42
Flujo en Tubing/ espacio anular:
Espaciar/setear/bajar válvulas de WL:
Caudal de Producción (ql): min
max
diseño
Corte de agua máx:
Profundidad max de extracción:
pies
Presión de fondo mín:
Presión de inyección del pozo (Pg):
psig Presión de Operación (Pio)
Presión de descarga del compresor:
psig Pko
Temp. de gas de inyección (Tgs)
Fº
Gas de inyección SG (SGi)
Volumen de gas de inyección: max/ descarga / diseño
Grad. de fluido de carga(gs)
psi/pies
Grad. inferior(gfb)
Separación min. de válvulas:
pies
Caída min. de presión (PD):
Presión de flujo de diseño (Pwh)
psig
Temp. de flujo de diseño (Twh):
Mandril para gas lift:
Válvula para gas lift (mfg & tipo):
Descripción de válv. para gas lift
Otros:
Comentarios: ______________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________________________
Completado por: __________________________________________________ Fecha: ___________________________
* indica aquellos datos que deben ser completados para un buen diseño.
Figura A-1 – Hoja de Datos de Gas Lift
94
BPD
psig
psig
psig
Rgli / MCFD
psi/pies
psi
Fº
Figura A-2 – Planilla de Cálculo de Presiones de Ensayo de Rack.
Glosario
Well = Pozo
Valve = Válvula
Depth = Profundidad
Remarks = Observaciones
Designer = Diseñador
Date = Fecha
…or look up in Table A.1= o buscar en Tabla A.1
95
Tabla A-1 – Factores de Corrección de Temperatura para Nitrógeno basados en 60ºF
Glosario
Gas Lift Valve Dome Pressure at 60ºF = Presión de Domo de la Válvula de Gas Lift a 60ºF
Gas Lift Valve Dome Pressure at Well Temperature = Presión de Domo de la Válvula de Gas Lift a Temperatura de Pozo
96
Figura A-3 – Factores de compresibilidad para Gas Natural
Problem Example = Ejemplo de Problema
Given = Dado
1.
Average temperature of gas column = Temperatura
Promedio de Columna de Gas
2.
Gas Gravity = Gravedad del gas
3.
Average Pressure = Presión Promedio
Find = Determinar
Compressibility factor, Z = Factor de compresibilidad, Z
Solution = Solución
From Chart = en el gráfico
Average Temperature = Temperatura promedio
Average Pressure = Presión promedio
97
Figura A-4 – Presión de upstream
Gas throughput in MCFD = Cantidad pasada de gas en MCFD
Upstream Pressure = Presión de upstream
Orifice Size in 64ths of an inch = Tamaño del orificio en 64avos
de pulgada
Critical flow = flujo crítico
Downstream pressure = Presión de downstream
Gas Passage Chart for Various Orifice Sizes = Gráfico del
Paso de Gas para varios tamaños de orificio.
Bases = Bases
Gas Gravity = Gravedad de gas
Temperature = Temperatura
Pressure base = Presión base
Thornhill-Craver equation = Ecuación Thornhill-Craver
Correction factor = Factor de Corrección
Actual gas gravity = Gravedad de gas real
Actual gas temperature = Temperatura de gas real
Copyrighted by Camco, Inc. 1961 = Derechos reservados por
Camco, Inc. 1961
98
Figura A-5 – Factor de Corrección
Temperature = Temperatura
Correction Factor = Factor de Correción
Gas Gravity = Gravedad de Gas
Basis = Base
Where: = Donde:
Actual Gas Gravity = Gravedad de Gas Real
Actual Gas Temperature = Temperatura de Gas Real
99
APÉNDICE B – CUADRO DE GRADIENTES DE PRESIÓN DE FLUJO
VERTICAL
Gradientes de Presión de flujo Vertical para:
Gravedad Específica de Agua 35ºAPI, 1,074, y Gravedad Específica de Gas 0,65
Tamaño Nominal del Tubing – 2 pulgadas. Para 50/50 mezcla petróleo/agua
Caudal
Ta
Tamaño Nominal del Tubing – 2,5 pulg. para 50/50 mezcla petróleo/agua
Caudal
Ta
Fuente: Cortesía de Otis Engineering Corporation.
100
Glosario Gráficos
desde aquí hasta el final del documento
Length = Longitud
Pressure = Presión
Vertical Flowing Pressure gradients = Gradientes de Presión de flujo vertical
Oil = Petróleo
Water = Agua
Tubing Size = Tamaño del Tubing
Producing rate = Caudal de Producción
Oil API gravity = Gravedad API del Petróleo
Water specific gravity = Gravedad específica del agua
Gas specific gravity = Gravedad específica del gas
Average flowing temperature = Temperatura promedio del flujo
Gas/liquid ratio = Relación de Gas/Petróleo
SCF per bbl = pies cúbicos stándares por barril
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121