Curso Taller Gas Lift Básico

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ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE DE FIGURAS
ÍNDICE DE TABLAS
INTRODUCCIÓN
CAPITULO 1
EL Sistema de Producción
1.1 El Sistema de Producción y el Proceso de Producción
1.2 Capacidad de Producción del Sistema
1.3 Métodos de Producción : Flujo Natural y Levantamiento Artificial
1.4 Análisis Nodal: Optimización del Sistema
1.5 Ejemplo con el Simulador “WELLFLO” del “FLOSYSTEM”
CAPITULO 2
Generalidades del LAG
2.1 Concepto
2.2 Tipos de LAG
2.2.1 Levantamiento Artificial por Gas Continuo
2.2.2 Levantamiento Artificial por Gas Intermitente
2.3 El Sistema de LAG
2.4 Balance de Gas
CAPITULO 3
Consideraciones Teóricas Previas al Diseño del LAG
3.1 Comportamiento de Afluencia de Formaciones Productoras
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3.2 Grand. Dinámico de Temperatura: Gráfico de Kirpatrick – Winkler y Correlación de
Zimmerman
3.2.1 Gráfico de Kirpatrick – Winkler
3.2.2 Ecuación de Zimmerman
3.3 Comportamiento del Flujo Multifásico en Tuberías
3.3.1 Flujo de Fluidos en el Pozo y en la Línea de Flujo
3.3.2 Construcción de Curva de Demanda de Energía
3.4 Gradiente de Gas en el Anular
3.4.1 Propiedades del Gas Natural
3.4.2 Gradiente de Presión de Gas (Gg)
3.5 Flujo de Gas a través de Orificios
3.6 Mecánica de Válvulas
3.6.1 Fuerzas que actúan sobre las Válvulas de Levantamiento Artificial por Gas
3.6.2 Calibración en el Taller
CAPITULO 4
Proceso de Descarga del Pozo de LAG
4. Proceso de Descarga
4.1 Show de la Camco
4.2 Show de la Shell
CAPITULO 5
Diseño de Instalaciones de LAG- Continuo
5.1 Procedimiento de Diseño de Instalaciones de Levantamiento Artificial por Gas
Continuo.
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CAPITULO 6
Rediseño de Instalaciones de LAG- Continuo
CAPÍTULO 7
Eficiencia y Optimización del Levantamiento Artificial por Gas.
7. Introducción
7.1. Eficiencia del Levantamiento Artificial por Gas.
7.2. Optimización de Sistemas de Levantamiento Artificial por Gas.
CAPÍTULO 8
Recolección de Información del Pozo con Levantamiento Artificial
por Gas.
8. Información requerida para el análisis y diagnóstico del pozo
de Gas Lift.
8.1. Datos de Producción.
8.2. Datos de Infraestructura instalada.
8.3. Datos del Yacimiento y sus fluidos.
8.4. Presiones de producción/inyección (THP/CHP).
8.5. Registros de presión y temperatura fluyentes.
8.6. Procedimiento para corregir un registro de P y T fluyente.
CAPÍTULO 9
Análisis y Diagnóstico del Pozo con Levantamiento Artificial por Gas.
9.
Metodología de análisis y diagnóstico.
9.1. Diagnóstico preliminar del pozo. Diagramas de flujo para “Troubleshooting”.
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9.2. Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular
las propiedades
de los fluidos a temperaturas distintas a las
del yacimiento.
9.3. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo Multifásico
en tuberías.
9.4. Determinación de la válvula operadora.
9.5. Cotejo del Comportamiento actual de Producción.
CAPÍTULO 10
Optimización del Pozo con Levantamiento Artificial por Gas.
10. Optimización del pozo.
10.1. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de aumentar la Oferta de
energía y fluidos del Yacimiento.
10.2. Análisis Nodal del pozo: Oportunidades de disminuir la Demanda
de energía para levantar fluidos del Yacimiento.
CAPÍTULO 11
Optimización de Sistemas de Gas Lift.
11. Optimización del Sistema de Gas Lift.
11.1. Metodología de Optimización.
11.2. Criterios para la distribución óptima del gas.
11.3. Ejemplos con el simulador.
GLOSARIO
BIBLIOGRAFÍA
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ÍNDICE DE FIGURAS
Fig. Nº 1.
Registrador de flujo de gas en la estación de flujo.
Fig. Nº 2.
Registrador de flujo de gas en el múltiple de LAG.
Fig. Nº 3.
Ejemplo de Curvas de comportamiento histórico de producción.
Fig. Nº 4.
Ejemplo de reporte de últimos trabajos.
Fig. Nº 5.
Instalación típica del medidor de dos presiones.
Fig. Nº 6.
Aspecto interno del registrador de flujo.
Fig. Nº 7.
Discos de comportamiento normal de las dos presiones.
Fig. Nº 8.
Registro Sonolog.
Fig. Nº 9.
Diagrama de flujo para diagnosticar instalaciones de LAG.
Fig. Nº 10-A.
Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con
válvulas IPO.
Fig. Nº 10-B.
Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con
válvulas IPO.
Fig. Nº 10-C.
Árbol de decisión para diagnosticar pozos de LAG con
válvulas IPO.
Fig. Nº 11.
Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para
calcular las propiedades del petróleo, utilizando el Wellflo.
Fig. Nº 12.
Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo.
PASO 1.
Fig. Nº 13.
Ajuste de las propiedades del fluido, utilizando el Wellflo.
PASO 2.
Fig. Nº 14.
Selección y ajuste de las correlaciones de flujo
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CAPÍTULO I
El Sistema de Producción
1.1 El Sistema de producción y el proceso de producción
El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las
facilidades de superficie. El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo
creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó
cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el
hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos
hidrocarburos extraídos de los yacimientos.
- Proceso de producción
El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos
desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la
estación de flujo. En la figura se muestra el sistema completo con cuatro componentes
claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo, y Línea de Flujo Superficial.
Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso que es la presión estática del
yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega que es la presión del separador en la
estación de flujo, Psep.
PRESIÓN DE SALIDA:
Pseparador Psep)
LINEA DE FLUJO
PROCESO DE PRODUCCION
P
O
Z
O
TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO
EXTERNO DE DRENAJE EN EL YACIMIENTO HASTA
EL SEPARADOR
PRESIÓN DE ENTRADA:
Pestática romedio
COMPLETACIÓN
YACIMIENTO
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- Recorrido de los fluidos en el sistema
o
Transporte en el yacimiento: El movimiento de los fluidos comienza en el
yacimiento a una distancia re del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del
medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la
presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el
medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la cercanías
del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (µo). Mientras mas
grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el
pozo mejorando el índice de productividad del pozo. La perforación de pozos
horizontales aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.
o
o
o
Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan
la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado,
normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava,
normalmente utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena.
En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre-compactación o
trituración de la zona alrededor del túnel perforado y a la longitud de penetración
de la perforación; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área
expuesta a flujo. Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo
con una presión Pwf.
Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la
tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las
paredes internas de la tubería. Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.
Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si existe un reductor
de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá
fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la
presión es la presión de la línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo
superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la
presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas del petróleo. El
resto del gas se termina de separar en el tanque de almacenamiento.
1.2 Capacidad de producción del sistema
La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las
características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal de flujo transportado,
de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la
capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación.
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La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la
pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y la presión final,
Psep:
Pws – Psep = Py + Pc + Pp + Pl
Donde:
Py = Pws – Pwfs = Caída de presión en el yacimiento, (IPR).
Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount & Glaze).
Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).
Pl = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)
Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la
disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer dicho
balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del
pozo, separador, etc.
Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen convenientemente varias tasas de
flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual el yacimiento entrega
dicho caudal de flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para transportar
y entregar dicho caudal en el separador con una presión remanente igual a Psep.
Por ejemplo, sí el nodo esta en el fondo del pozo:
Presión de llegada al nodo:
Presión de salida del nodo:
Pwf (oferta) = Pws - ∆Py – ∆Pc
Pwf (demanda)= Psep + ∆PI + ∆Pp
En cambio, si el nodo esta en el cabezal del pozo:
Presión de llegada al nodo:
Presión de salida del nodo:
•
Pwh (oferta) = Pws – ∆py – ∆pc - ∆Pp
Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl
Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR.
(VLP: Vertical Lift Performance e IPR: Inflow Performance Relationships)
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del
caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía o de fluidos del
yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida
del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de
energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el fondo del pozo como
el nodo, la curva de oferta es la IPR y la de demanda es la VLP
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•
¿Como realizar el balance de energía?
El balance de energía entre la oferta y la demanda puede obtenerse numérica o
gráficamente.
Para realizarlo numéricamente consiste en asumir varias tasas de producción y calcular la
presión de oferta y demanda en el respectivo nodo hasta que ambas presiones se igualen,
el ensayo y error es necesarios ya que no se puede resolver analíticamente por la
complejidad de las formulas involucradas en el calculo de las ∆P’s en función del caudal
de producción.
Para obtener gráficamente la solución, se dibujan ambas curvas en un papel cartesiano y se
obtiene el caudal donde se interceptan.
Para obtener la curva de oferta en el fondo del pozo es necesario disponer de un modelo
matemático que describa el comportamiento de afluencia de la arena productora, ello
permitirá computar ∆Py y adicionalmente se requiere un modelo matemático para estimar
la caída de presión a través del cañoneo o perforaciones (∆Pc) y para obtener la curva de
demanda en el fondo del pozo es necesario disponer de correlaciones de flujo multifasico
en tuberías que permitan predecir aceptablemente ∆Pl y ∆Pp. Las ecuaciones que rigen el
comportamiento de afluencia a través del yacimiento – completación y el flujo multifasico
en tuberías serán tratados en los próximos capítulos.
1.3 Métodos de produccion: Flujo natural y Levantamiento artificial
Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los
fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por la instalación (separador y
conjunto de tuberías: línea y eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir
por FLUJO NATURAL. Cuando la demanda de energía de la instalación, en el nodo, es
siempre mayor que la oferta del yacimiento para cualquier tasa de flujo, entonces se
requiere el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la
demanda; la utilización de esta fuente externa de energía con fines de levantar los fluidos
desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina método de
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Entre los métodos de Levantamiento Artificial de
mayor aplicación en la Industria Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por
Gas (L.A.G), Bombeo Mecánico (B.M.C) por cabillas de succión, Bombeo ElectroCentrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) y Bombeo
Hidráulico Reciprocante (BH.R) y el Bombeo Hidráulico tipo Jet ( B.H.J).
El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los requerimientos
de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de
presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos
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3.1 Comportamiento de afluencia de formaciones productoras (contin.)
Flujo de gas y
petróleo en
yacimientos
sub-saturados
En yacimientos subsaturados existirá flujo de una fase liquida (petróleo)
para Pwfs> Pb y flujo bifásico para Pwfs < Pb. En estos casos la IPR
tendrá un comportamiento lineal para Pwfs mayores o iguales a Pb y un
comportamiento tipo Vogel para Pwfs menores a Pb tal como se muestra
en la siguiente figura.
Pws
Pwfs ≥ Pb
qb, Pb
Pb
Pwfs ≤ Pb
qb
Ecuación de
Vogel para
yacimientos
subsaturados
qmax
Nótese que la tasa a Pwfs= Pb se denomina qb
Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen
ecuaciones particulares:
En la parte recta de la IPR, q ≤ qb ó Pwfs ≥ Pb, se cumple:
q
J .( Pws
Pwfs)
de donde, J se puede determinar de dos maneras:
1) Si se conoce una prueba de flujo (Pwfs, ql) donde la Pwfs > Pb.
J
q ( prueba )
Pws
Pwfs ( prueba )
2) Si se dispone de suficiente información se puede utilizar la ecuación
de Darcy:
J
0,00708 Ko.h
oBo Ln re / rw 0.75 S
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En la sección curva de la IPR, q < qb ó Pwfs > Pb, se cumple:
q
q max qb
qb
qb
J .( Pws
q max qb
1 0,2
Pwfs
Pb
0,8
Pwfs
2
Pb
Pb)
J . Pb
1,8
La primera de las ecuaciones es la de Vogel trasladada en el eje X una
distancia qb, la segunda es la ecuación de la recta evaluada en el último
punto de la misma, y la tercera se obtiene igualando el índice de
productividad al valor absoluto del inverso de la derivada de la
ecuación de Vogel, en el punto (qb, Pb).
Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a
resolver para obtener las incógnitas J, qb y qmax. Introduciendo las dos
últimas ecuaciones en la primera y despejando J se obtiene:
q
J
Pws
Pb
Pb
1,8
1 0 ,2
Pwfs
Pb
0,8
Pwfs
2
Pb
El valor de J, se obtiene con una prueba de flujo donde la Pwfs esté por
debajo de la presión de burbuja, una vez conocido J, se puede
determinar qb y qmax quedando completamente definida la ecuación de
q la cual permitirá construir la curva IPR completa.
Ejercicio para
ilustrar el uso
de la ecuación
de Vogel
extendida para
yacimientos
subsaturados
usando la
ecuación de
Darcy
Dada la información de un yacimiento subsaturado:
Pws =3000 lpc
µo = 0,68 cps
Ko = 30 md.
re = 2000 pies
Pb =
Bo =
h =
rw =
2000 lpc
1,2 md.
60 pies
0,4 pies
Calcular:
1.- La tasa de flujo (qb) a una Pwfs= Pb.
2.- La qmax total.
3.- La q para una Pwf = a) 2500 lpc
b) 1000 lpc
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Solución:
Inicialmente se aplica la ecuación de Darcy:
7.08 Kh10 3 Pws Pwfs
Bouo Ln re / rw 3 / 4 S
qb
7.08( 30)6010 3 3000 2000
1.2 0.68 Ln 2000 / 0.4 0.75 0
evaluando se obtiene qb 2011b / d
Luego ...... J Pwsqb Pb 300020112000 2.011 bpd / lpc
Aplicando la ecuación de qmax en función de J se tiene:
q max
qb
JPb
1.8
2.011 2000
1.8
4245 bpd
2.011 3000 2500
1005 bdp
2011
3.a)
qo
J Pws
3.b)
qo
qb
qo
2011 (4245 2011) 1 0.2
Pwfs
q max qb
1 0.2
Pwfs
Pb
0 .8
1000
2000
Pwfs
2
sustituyendo
Pb
0.8
1000
2000
2
3575 b / d
Si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de Pwfs y se
calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs. qo.
Ejercicio para Dada la información de un yacimiento subsaturado:
ilustrar el uso
de la ecuación Pws = 4000 lpc
Pb = 3000 lpc y
de Vogel
extendida para qo = 600 b/d para una Pwfs = 2000 lpc.
yacimientos
subsaturados Calcular:
1.- La qmax.
usando los
resultados de 2.- La qo para Pwfs= 3500 lpc.
una prueba de 3.- La qo para Pwfs= 1000 lpc.
flujo.
Procedimiento:
Para resolver este problema, primero se determina el índice de
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productividad utilizando la solución obtenida para J al resolver el
sistema de ecuaciones para la parte curva de la IPR ya que Pws>Pb y
Pwfs<Pb, luego con J se aplica la ecuación de qb y la de qmax
1)
600
J
2000
4000 3000 ( 3000 / 1.8) 1 0.2
3000
qb
J Pws
q max
qb
2)
qo
J Pws
3)
qo
324
2000
0.8
3000
Pb
0.324bpd / lpc( 4000 3000 )lpc
Jpb
324
1.8
Pwf
0.324( 3000)
1 .8
0.324 bpd / lpc
324 bpd
864 b / d
0.324bpd / lpc . ( 4000 3500)lpc
864 324 1 0.2 1000 / 3000
2
162 bpd
0.8 1000 / 3000 2
780 b / d
Igualmente, si se desea obtener la curva IPR se asumen otros valores de
Pwfs y se calculan sus correspondientes qo para luego graficar Pwfs vs.
qo.
Nota
importante
Para cada tasa producción, q, existe una caída de presión en el
yacimiento representada por ∆Py = Pws-Pwfs
En
resumen
Para cada presión fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena)
el área de drenaje del yacimiento quedará sometida a un diferencial de
presión que dependerá de la energía del yacimiento (Pws-Pwfs), este
diferencial provocará el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo y
la mayor o menor tasa de producción aportada dependerá
fundamentalmente del índice de productividad del pozo.
La IPR se considerará en lo sucesivo como una curva de oferta de
energía o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega al pozo (Pwfs
v.s. q).
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3.4 Gradiente de gas en el anular
Normalmente el gas se inyecta por el espacio anular entre la tubería de revestimiento y
la tubería de producción, por tratarse de un área lo suficientemente grande para las tasas
típicas de inyección (0,3 a 0,8 MMpcnd) el efecto de la fricción no se considera. En
caso de inyección de gas a través de tuberías flexibles de 1.25 pulgadas será necesario
considerar los efectos de fricción. A continuación se presenta la fórmula de gradiente
estático de gas que se debe utilizar para determinar la presión de inyección de gas frente
a la válvula conocida la presión de inyección en superficie.
3.4.1 Propiedades del gas natural
Gravedad especifica del gas (γg) : La gravedad especifica del gas es la relación que
existe entre la densidad del gas y la densidad del aire a condiciones normales. (14.7 lpca
y 60 oF). Dado que 1 mol de un gas a condiciones normales ocupa un volumen de 379.6
pcn, entonces la γg puede expresarse como la relación entre los pesos moleculares del
gas (Mg) y el aire (Maire):
γg = [ρg / ρaire]c.n. = Mg / Maire = Mg / 28.96 lbmol ......... (3.6)
Densidad del gas (ρg): La densidad del gas a condiciones de P y T distintas a las
normales puede obtenerse a partir de la ecuación de los gases reales:
P.V = n.R.Z.T = (m/Mg).R.Z.T
De donde
m/V = Mg.P/ (R.Z.T) = ρg (lbm/pie3)
sustituyendo R y ec. 3.6
ρg (lbm/pie3) = (28.96 γg.P) / (10.73 Z.T)
simplificando ρg (lbm/pie3) = (2.7 γg.P) / (Z.T)
......... (3.7)
3.4.2 Gradiente de presión de gas (Gg)
Representa el incremento de la presión por unidad de longitud de una columna de gas.
Por lo general su valor no se considera debido a su baja densidad pero cuando se
encuentra comprimido se debe tomar en consideración. El gradiente de presión de gas
en una columna de gas comprimido en un pozo varia con profundidad debido al
incremento de presión y temperatura. Por lo general se expresa en (lb/pulg2)/pie o de una
forma mas simplificada lpc/pie.
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Gg (lpc/pie) = [g/gc]. ρg (lbm/pie3) / (144 pulg2/pie2)
Sustituyendo g/gc = 1.0 (lbf/lbm) y la ec. 3.7 se tiene
Gg (lpc/pie) = [(2.7 γg.P) / (Z.T)] / 144
Gg (lpc/pie) = γg.P / (53.35 Z.T)
......... (3.8)
Para considerar la variación continua de la densidad y del gradiente del gas con
profundidad en el anular de un pozo se debe plantear la siguiente ecuación diferencial:
Gg = dP/dh
Sustituyendo (3.8) y separando variables se tiene:
γg. dh /(53.35 Z.T) = dp/P
integrando entre superficie y fondo y sustituyendo T en funcion de h, se tiene:
T= Tsup + Ggeot. h
Pio
Dv
Piod
0
Pio
h=0, Tsup
∫ γg..dh / {53.35 Z.(Tsup+Ggeot. h)} = ∫ dp/P
Resolviendo para Piod se tiene.........
Piod = Pio.[1+Ggeot.Dv/Tsup] (γg./( 53.35 Ggeot.Z))
con
Ggeot = (Tfondo – Tsup) / Dv
Piod
h=Dv, Tfondo
Resumiendo
Con
Piod = Pio. FG
…….. (3.9)
FG = [1+Ggeot.Dv/Tsup] (γg./( 53.35 Ggeot.Z))
……. (3.10)
La ecuación anterior ha sido resuelta para distintas gravedades específicas de gas
variando la presión de inyección en superficie (Pio) y perfiles típicos de temperatura.
Obtenido el FG se puede calcular Piod y luego el gradiente de gas promedio. El tomo 4
de la serie de K. Brown presenta curvas de gradiente de gas en función de la presión en
superficie para varias gravedades específicas de gas. En el anexo 1 se encuentran dichas
figuras.
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3.5 Flujo de gas a través de orificios
Winkler indicó que el área del orificio de la válvula expuesta al flujo de gas aumenta en
la medida que se incrementa la presión de gas por encima de la presión de apertura
inicial de dicha válvula (ecuación 2.9). Dicha área estará dada por el área lateral del
cono truncado generado entre la bola del vástago y el asiento, en la figura 2.18 se
visualiza el mencionado cono. La figura 2.19 muestra el desplazamiento requerido por el
vástago para considerar la válvula completamente abierta (comportamiento tipo
orificio), la presión adicional requerida dependerá de la resistencia que ofrezca el fuelle
a ser comprimido (load rate): valores típicos están alrededor de 400 lpc/pulg y 1200
lpc/pulg para válvulas de 1 1/2" y 1" respectivamente, sin embargo estos valores varían
dependiendo del fabricante. Dada una determinada área expuesta a flujo, la tasa que
circulará a través del orificio dependerá entre otras variables, de la relación existente
entre la presión aguas abajo y la presión aguas arriba (Pp/Pg) y se puede estimar
utilizando la ecuación de Thornhill-Craver:
155.5 Cd . A . Pg
Qgas =
2g (k/(k-1) ) [ ( Ppd/Pg)(2/k) - (Ppd/Pg)(k+1)/k ]
.... (3.11)
g (Tv + 460)
Donde:
Qgas: Flujo de gas, Mpcnd.
Cd: Coeficiente de descarga, adimensional. (empíricamente Cd= 0.865)
A:
Area expuesta a flujo, pulg2.
Pg: Presión de gas (aguas arriba), lpca
g:
Aceleración de la gravedad, 32.17 pie/seg2
Relación del calor específico del gas a presión constante al
k:
calor específico a volumen constante. (empíricamente Cp/Cv= k= 1.27)
Ppd: Presión de producción (aguas abajo), lpca
γg: Gravedad específica del gas inyectado, adimensional.
Tv: Temperatura de flujo, º F.
Si (Ppd/Pg) < [ 2 / (k+1)] k/(k-1) = Ro existe flujo crítico y se debe hacer (Ppd/Pg) =
Ro (aprox. 0.55)
La ecuación anterior se encuentra programada en Excel en la hoja “Thornhill Craver”
Ejemplo: Determine la tasa de gas que pasa a través de un orificio de 3/16" cuando la
Pg= 1000 lpca,
Pp= 800 lpca, Tv= 160 ºF y γg= 0.7 (Sol.=
Mpcnd)
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3.6 Mecánica de válvulas
La válvula de Levantamiento Artificial por Gas es básicamente un regulador de presión.
En la válvula el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas a presión (aunque
algunas utilizan un resorte al igual que el regulador); las fuerzas de apertura provienen
de la acción de la presión del gas (corriente arriba) y de la presión del fluido ó presión de
producción (corriente abajo) sobre el área del fuelle y el área del asiento respectivamente
o viceversa dependiendo del tipo de válvula.
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una temperatura de 60 grados F, de allí que se requiere corregir por temperatura la
presión Pb, la corrección se obtiene aplicando la ley de los gases
gas es reales.
Variación de la presión del N2 vs temperatura
Para obtener P vs T en un volumen confinado de gas N2 es necesario aplicar la ley de
los gases reales:
P.V = n.R.Z.T
es decir…
P1/Z1.T1 = P2/Z2.T2 = n.R/V = constante
Luego
P2 = P1 . [(Z2.T2) / (Z1.T1) ]
ó también
P2 = P1 . Ct
El valor de Ct ha sido publicado tanto en fórmulas como en tablas:
Ct = 1 / { 1 + 0.00215 (Tv - 60)}
.............. (3.23)
La Tv se obtiene con
Tv (ºF) = Tfondo - Gt (D - Dv)
De esta manera
Pb @ 60 F = Pb Ct
.............. (3.24)
Gt: es el gradiente de temperatura en el pozo, si el yacimiento no se encuentra aportando
fluido (Pfondo≥Pws) se debe usar el gradiente geotérmico (Ggeot≅ 0.015 ºF/pie), pero si
se encuentra aportando un determinado caudal se debe utilizar el gradiente dinámico de
temperatura (Gtd) para luego calcular una temperatura promedia entre la dinámica y la
geotérmica.Esta corrección no se realiza cuando el elemento de cierre es un resorte.
Ejemplo:
Determine la temperatura dinámica en una válvula instalada a 5000 pies en un pozo de
7000 pies de profundidad que produce 640 bpd con una tubería de 2 7/8”, asuma
Ggeot= 15 °F/Mpies y una Tsup= 95 °F.
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(Sol.: Tfondo=
°F, Gtd= 1.1 °F/100 pies y Tv=
°F)
La presión de apertura en el taller se obtiene con el mismo balance de fuerzas realizado
en el pozo, con la diferencia que Pp es cero.
Luego la ecuación (3.21) quedará:
Pvo (taller) = Pb @ 60 F / (1 - R)
............... (3.25)
Sustituyendo la ecuación (3.24) en esta última expresión se obtiene finalmente la
llamada Presión de Calibración (apertura) en el Taller, PTRO (Pressure Test Rack
Opening), el API la denomina Pvo:
Pvo = PTRO = Pb . Ct / (1 - R)
................ (3.26)
En la siguiente figura se muestra un esquema del equipo utilizado para la calibración de
las válvulas en el taller.
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CAPÍTULO IV
Proceso de descarga del pozo de LAG
4. Proceso de descarga
Para comprender el diseño de las instalaciones es necesario conocer el proceso de
descarga el cual consiste en desalojar el líquido alojado en el anular para poder
descubrir las válvulas y permitir
permitir la inyección de gas a través de ellas. Durante el
proceso ocurrirá después de comenzar a inyectar el gas, un cierre consecutivo de
válvulas de arriba hacia abajo y se debe quedar abierta solo una que será llamada la
operadora por donde se quedará la inyección de gas una vez que el pozo haya
estabilizado su producción. Cada válvula debe cerrarse después que descubra a la
siguiente válvula inferior,
inferior, esto ocurre debido a la reducción de presión en el anular
cuando simultáneamente están descubiertas dos válvulas. Para lograr que esto ocurra es
necesario fijar presiones de apertura en superficie que vayan disminuyendo cada vez
que se requiera una válvula adicional en el espaciamiento de mandriles durante el
diseño.
Dado que el proceso de descarga es dinámico y muy complejo para representarlo con
figuras estáticas
estáticas se presentaran dos “shows” preparados por la compañía CAMCO y la
SHELL respectivamente.
4.1 Show de la Camco
Ejecute la aplicación “show” que se encuentra en la
la carpeta UNLOAD del anexo 1 del
CD, luego ingrese el nombre del archivo
archivo “unload” en el momento en que la aplicación
lo solicite. Como es una aplicación antigua (DOS) algunas veces es necesario verificar
la compatibilidad de la aplicación con el sistema operativo con la cual se ejecute.
4.2 Show de la Shell
Ejecute la aplicación “gldemo” que se
se encuentra en la carpeta SHELL del anexo 1 del
CD. En esta aplicación se puede cambiar la calibración de las válvulas asi como
también el tamaño de los asientos, de allí que constituye un excelente recurso visual
para entender el funcionamiento del equipo de levan tamiento.
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CAPÍTULO V
Diseño de instalaciones de LAG-Continuo
5.1 Procedimiento de diseño de instalaciones de Levantamiento Artificial
Artificial por
GasContínuo.
El procedimiento se presentará en dos etapas: a) Espaciamiento de mandriles y
b)
Selección y calibración de válvulas. Previamente es necesario establecer la
la tasa de
diseño y esto será función de la Curva de Comportamiento o Rendimiento
Rendimiento y de la
disponibilidad de gas de levantamiento para el pozo en particular.
ql diseño
qiny disp.
En los casos donde no se disponga de la curva de rendimiento por no conocer el
comportamiento de afluencia del yacimiento, se debe establecer un caudal de producción
con base al comportamiento
comportamiento de los pozos vecinos y la tasa de inyección con base a la
RGL correspondiente a gradiente mínimo.
A continuación se presenta el procedimiento de diseño, paso a paso:
a) Espaciamiento de mandriles
1. Determine en un gráfico de Presión vs. Profundidad el área disponible para el
espaciamiento de mandriles. Para ello dibuje, inicialmente, la curva de gradiente
dinámico del fluido en el pozo para las condiciones de producción esperadas (Pwh, ql
de diseño, RGLtotal, %AyS, etc....) , luego, la profundidad de la empacadura superior
menos 60' (Dpack-60) y, finalmente, la curva de gradiente de gas en el anular
correspondiente a la presión de diseño de la instalación también conocida como la
presión de arranque (Pko), esta presión es la máxima presión del gas disponible en el
cabezal del pozo antes de arrancar el pozo (Dato de campo), recuerde que será
necesario determinar previamente el gradiente de gas correspondiente a dicha presión
Gg@ Pko.
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El siguiente gráfico ilustra la forma del área disponible para el espaciamiento de
mandriles:
Pwh
Pko
Area disponible
para el
Dpack-60’
Prof. del punto medio de las perforaciones
2. Determine la profundidad de la válvula superior o tope,.(Dv1)
Pwh
Con el balance indicado en la figura anexa se obtiene Pko
la siguiente formula para calcular analíticamente a Dv1;
Balance:
Pko + Gg.Dv1 =
Pwh + Gfm.Dv1+ ∆P
Dv1= (Pko - Pwhdesc - P) / ( Gfm - Gg@Pko)
Dv1
Donde:
Pwhdesc: representa la presión en el cabezal durante la primera etapa de la descarga y
por lo general se toma ligeramente mayor a la Psep (Psep + 10) ó cero si se descarga
a la fosa (en tierra) los fluidos del pozo hasta descubrir la primera válvula; si se usa
la Pwh correspondiente a la ql de diseño, la válvula tope quedará a menor
profundidad lo cual constituye un margen de seguridad adicional (recomendado).
P: representa el diferencial de presión (Pg- Pp) que se deja como margen de seguridad
para garantizar que la válvula sea descubierta y se usa entre 20 y 50 lpc.
Gfm: es el gradiente del fluido muerto que se encuentra en el pozo, por lo general es
agua salada, valores típicos de gradiente para esta agua es de aproximadamente
0.45 a 0.465 lpc/pie.
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Gráficamente, también se puede determinar la profundidad de la válvula tope, para ello
es necesario trazar a partir de Pwhdesc la recta que representa el gradiente del fluido
muerto presente en el pozo y marcar la profundidad donde se intercepta con la paralela a
la recta del gradiente de gas separada una cantidad igual a ∆P
Pwh
Pko
Gfm
∆P
Dv1
Dpack - 60'
Prof. del punto medio de las perforaciones
Nota importante: la presión de apertura de la válvula tope en superficie podrá
establecerse como ……..
Po1= Pko - ∆P
El diferencia (∆P) asegura disponer de la presión necesaria para abrir la válvula lo
suficiente para dejar pasar la qiny requerida para descubrir la siguiente válvula
inmediata mas profunda
3.
Determine la presión de apertura del resto de las válvulas
Para fijar la presión de apertura del resto de las válvulas se debe disminuir en un
diferencial de presión que garantice el cierre de la válvula superior después que se
tengan dos válvulas dejando pasar gas simultáneamente
Poi+1 = Poi - Po
Para el diferencial Po es recomendable usar entre 20 y 30 lpc, sin embargo pudiera
ser mayor o menor dependiendo de la disponibilidad de presión de gas en el sistema para
descubrir la válvula mas profunda, la cual, desde el punto de vista operacional puede
estar 2 o 3 tubos por encima de la empacadura (Dpack-60 pies).
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4.
Grafique la recta de gradiente de gas en el anular correspondiente a la presión
de apertura de las válvulas y determine la profundidad de la segunda válvula.
Determine el gradiente de gas correspondiente a dicha presión, Gg@Po1. Dibuje en
un gráfico de Presión vs. Profundidad la curva de gradiente de gas (en el anular) con
una presión Po1 en superficie. La gráfica del espaciamiento quedará de la siguiente
manera:
Pwh
Po1
Pko
Gfm
Dv1
Ppd1
∆P
Pod1
Dpack - 60'
Determine y registre la presión del gas en el anular (Pod) y del fluido del pozo (Ppd) a
nivel de la válvula a Dv1. La Ppd1 es necesario leerla del gráfico mientras que para
obtener la Pod1 es mejor usar la ecuación:
Pod1 = Po1 + Gg@ Po1 . Dv1
Recuerde que
Po2 = Po1 - ∆Po
Po3 = Po2 - ∆Po
Po4 = Po3 - ∆Po
etc......
y que el ∆Po representa la caída de presión por válvula para asegurar el cierre
secuencial de válvulas.
Obtenga para cada una de las Po el gradiente de gas correspondiente y dibuje sus
respectivas rectas de gradiente en el gráfico anterior (no se comete mucho error si traza
rectas paralelas).
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2004
CAPITULO VI
Procedimiento de rediseño para válvulas operadas por presión de gas
Cuando un pozo tiene ya instalados los mandriles y, por alguna razón se deben cambiar
las válvulas de levantamiento artificial ya instaladas en dichos mandriles, se habla de un
proceso de rediseño.
La secuencia de cálculos requeridos para el rediseño es fundamentalmente igual a la del
diseño pero con algunas modificaciones en cada uno de los pasos.
La determinación del punto de inyección debe hacerse solamente en el caso en que la
válvula operadora anterior no hubiese sido la más profunda, ya que si esto fuese así,
dicha válvula continuaría siendo la operadora. Si existe la posibilidad de colocar la
válvula operadora en un mandril más profundo, se determina el punto de inyección
posible, usando el mismo procedimiento del caso de diseño, pero se determina
de termina como el
punto de inyección real al mandril más cercano y superior al calculado.
El espaciamiento de los mandriles como tal no se hace ya que los mandriles ya están
instalados. Sin embargo, se debe determinar la posibilidad de instalar válvulas ciegas en
algunos de los mandriles. Esto se hace cuando la presión de inyección es lo
suficientemente alta para saltar uno o más mandriles en el procedimiento de descarga y
todavía poder llegar sin problemas a la profundidad deseada como punto de inyección.
Una vez determinada la profundidad del punto de inyección , se procede, mediante un
análisis nodal idéntico al presentado en el Tema 1 pero manteniendo el punto de
inyección constante, a encontrar el caudal de gas de inyección requerido y el caudal de
líquido que el pozo puede aportar. Con esto último se puede calcular la presión y
temperatura de los fluidos a lo largo de la tubería y proceder finalmente al cálculo del
diámetro del orificio de cada válvula y sus respectivas presiones de calibración.
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CAPÍTULO 7
EFICIENCIA Y OPTIMIZACIÓN DEL
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
7.
INTRODUCCIÓN.
La presión y capacidad de compresión de las plantas compresoras utilizadas en los
sistemas de levantamiento artificial por gas son originalmente diseñadas para un número
estimado de pozos productores pertenecientes a yacimientos de características definidas. A
través del tiempo, la naturaleza dinámica del comportamiento de los yacimientos inicialmente
asociados al sistema y las características de los pozos de los nuevos yacimientos incorporados,
exige un control y seguimiento continuo de la distribución del volumen de gas disponible para el
levantamiento artificial de los pozos con el fin de maximizar la producción total de petróleo del
sistema, o de maximizar el beneficio económico de los recursos involucrados: yacimientos,
pozos, sistema de recolección y distribución de fluidos, facilidades de
d e compresión existentes, etc.
Los algoritmos y criterios utilizados en la optimización exigen que cada pozo se
encuentre preparado para competir con el resto para tomar mas volumen de inyección de gas, es
decir, que la instalación se encuentre trabajando “eficientemente” a nivel de pozo.
7.1.
Eficiencia del Levantamiento Artificial por Gas.
En el Levantamiento Artificial por Gas la eficiencia se mide por los barriles diarios de
petróleo que se producen por cada Mpcn diarios de gas inyectado con fines de levantamiento,
otra manera de cuantificar la eficiencia es con el inverso del número anterior, es decir, midiendo
los Mpcn de gas de levantamiento utilizados para levantar un barril de petróleo, el valor
promedio para el sistema de este último
ú ltimo número es utilizado como “Indicador de la Eficiencia
Ef iciencia del
Sistema”, un valor de referencia utilizado frecuentemente para estimar si un pozo consume
“mucho gas” es 2000 pcn/LAG, sin embargo, los costos de compresión del gas, el beneficio neto
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obtenido por la venta del petróleo, la cantidad de agua producida, etc., son parámetros que
permiten establecer mas acertadamente
acertada mente cual es el volumen óptimo de gas que debe inyectarse
inyectars e por
barril de petróleo producido.
produc ido.
La máxima eficiencia
e ficiencia de levantamiento
levan tamiento a nivel de pozo se alcanza cuando se inyecta a la
máxima profundidad posible el volumen adecuado de gas de levantamiento. Para una
determinada presión de inyección disponible a cabeza de pozo, la máxima profundidad de
inyección se obtiene cuando se realiza un diseño eficiente de la instalación: óptimo
espaciamiento de mandriles y adecuada selección, calibración y operación de las válvulas. En
cuanto a la tasa de inyección adecuada, la asignación de un determinado volumen de inyección
de gas de levantamiento para un determinado pozo no debe realizarse en forma aislada y mucho
menos arbitraria, sino que debe tomarse en consideración tanto su comportamiento individual
como el del resto de los pozos asociados al sistema. El comportamiento actual de cada pozo debe
cotejarse para luego, mediante análisis nodal, detectar las restricciones al flujo de petróleo
mediante la predicción del comportamiento ante distintos escenarios mediante análisis de
sensibilidad: intervalo, densidad y penetración del cañoneo, remoción del daño a la formación,
cambio de línea de flujo, presión de separación, etc. Uno de los análisis de sensibilidad más
utilizados lo constituye cuantificar el impacto que tiene sobre la producción, la inyección de
distintos volúmenes diarios de gas. La representación gráfica de la tasa de producción de
petróleo en función de la tasa de inyección de gas se conoce con el nombre de “Curva de
Rendimiento” y constituye la base fundamental para aplicar algunos algoritmos de optimización
a nivel de sistema.
7.2. Optimización de Sistemas de Levantamiento Artificial por Gas.
Optimizar el uso del gas de levantamiento a través de la distribución óptima del gas, es
imposible si no se considera el sistema completo. En el presente curso se presenta una
metodología para optimizar sistemas de levantamiento artificial por gas bajo condiciones de
volumen limitado o ilimitado de gas de levantamiento considerando todos los pozos asociados al
Sistema de “Gas Lift”. Especial atención se debe prestar a los pozos que producen por flujo
intermitente, una vez que se precisa cual es el tiempo de ciclo requerido para máxima
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producción, se debe calcular el consumo óptimo de gas por ciclo para luego prorratearlo a 24
horas. El consumo de gas óptimo de los pozos que producen en forma intermitente debe ser
sustraído del volumen diario total disponible para el levantamiento de los pozos, adicionalmente
se sustrae el de aquellos pozos que producen en forma continua pero que no serán ranqueados ya
que son pozos que deben consumir un volumen fijo ya que de lo contrario podría aumentar su
producción de agua o de arena.
Antes de entrar al siguiente capítulo es conveniente recordar el procedimiento de diseño
de las instalaciones de Levantamiento Artificial por Gas en flujo continuo. En el anexo 1 se
presentan dos ejemplos de diseño de instalaciones en el primero se realiza: 1) La construcción de
la Curva de Rendimiento. 2) Espaciamiento de mandriles y 3) Selección y calibración de
válvulas. En el segundo ejemplo se presenta el diseño con mandriles ya instalados, donde
solamente se realiza la selección de los mandriles donde se justifica asentar válvulas a las cuales
se les determina el asiento y su respectiva calibración, mientras al resto de los mandriles se les
instala una válvula ciega o “dummy” aumentando la disponibilidad de presión remanente para
bajar el punto de inyección en caso de que este no se haya alcanzado previamente.
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CAPÍTULO 8
RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN DEL
POZO CON LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
8.
INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO DEL
POZO DE GAS LIFT.
La confiabilidad de los resultados del diagnóstico dependerá de la calidad y cantidad de
información disponible, el diagnóstico no será mejor que la información recopilada. A
continuación se describe la información requerida para realizar un análisis completo del
funcionamiento de la instalación que conlleve a un diagnóstico más confiable.
8.1.
Datos de Producción.
Los datos de producción se obtienen de la prueba de producción. La prueba completa de
medición de los fluidos producidos deberá incluir:
Disco de gas total en la estación de flujo: para obtener qgas-total, Mpcnd
qgas-total (Mpcnd) = Form . Pts est. Pts dif
Form: Factor del orificio-medidor (Se obtiene del programa “ORIF” o de las Tablas Nº 1, 2, y
3).
Pts est: Puntos estáticos, trazado en tinta de color azul.
Pts dif: Puntos diferenciales, trazado en tinta de color rojo.
El disco de gas total se obtiene del registrador de flujo situado en la estación, Fig. Nº 1.
Disco de gas de levantamiento: para obtener qgas-inyectado, Mpcnd
qgas-inyec (Mpcnd) = Form . Pts est . Pts dif
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Form: Factor del orificio-medidor (Se obtiene del programa “ORIF” o de las Tablas Nº 1, 2 y 3).
Pts est: Puntos estáticos, trazado en tinta de color azul.
Pts dif: Puntos diferenciales, trazado en tinta de color rojo.
El disco de gas de levantamiento se obtiene del registrador de flujo situado en el múltiple
de gas o a cabeza de pozo, Fig. Nº 2.
Medidas de producción de petróleo y agua: para obtener ql, bpd.
Resultados de la muestra: para obtener % de AyS.
Con las medidas anteriores se obtiene:
Fracción de agua:
fw= %AyS/100.
Producción neta:
qo= ql . (1. – fw)
Relación gas-líquido total:
RGLt= 1000*qgas-total / ql, pcn/LAG.
Tasa de gas producido por la formación:
qgas-form.= (qgas total - qgas inyec)
Relación gas-petróleo de formación:
RGPf= 1000* qgas-form / qo, pcn/LAG.
Relación gas-petróleo de inyección:
RGPf= 1000* qgas-inyec / qo, pcn/LAG.
Otra información que forma parte de la prueba integral de producción lo lo constituye el
disco de dos presiones donde se registra tanto la presión de inyección (CHP) como la presión de
producción en el cabezal del pozo (THP), sin embargo dada la importancia que tiene para el
diagnóstico, el comportamiento de dichas presiones a través del tiempo se consideran aparte en
la sección 2.4.
Adicionalmente es necesario llevar el comportamiento histórico de los parámetros que
definen el comportamiento de producción del pozo, Fig. Nº 3, ya que una prueba que se desvíe
marcadamente de la tendencia histórica debería ser considerada NO representativa, a menos que
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se justifique el cambio del comportamiento del pozo. Esta justificación debe avalarse con los
últimos trabajos realizados al pozo. (Ej. Reporte G-1532 del Centinela, ver Fig. Nº 4).
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9.2.
Selección y ajuste de las correlaciones empíricas para calcular las
propiedades de los fluidos a temperaturas distintas a las del yacimiento.
Después de cargar la información, previamente validada, que exige el simulador
en cuanto a producción, infraestructura instalada y datos de yacimiento, se entra en esta
última sección (“Reservoir Control”) para revisar las propiedades de los fluidos (“Fluid
Parameters”). (Ver Fig. Nº 11).
9.2.1.
En la sección “Match” de “Fluid Parameters” realizar el cálculo de la Presión
de burbuja con varias correlaciones (Standing, Glaso etc...), utilizando el Rsi
del PVT validado; en caso de no disponer de este se podría utilizar la RGP
inicial del yacimiento.
9.2.2.
Seleccione la correlación que mas se aproxime al valor real de la Presión de
burbuja, es decir, la que arroje factor de “Match” más próximo a la unidad.
(Ver Fig. Nº 12).
Con “Best Fit” ajustar la correlación para reproducir el valor real de Presión de
burbuja (Wellflo marcará con un asterisco la correlación ajustada). (Ver Fig. Nº 13).
De la misma forma se seleccionan otras propiedades en “Match property” y se
ajustan los valores ingresados incluso a distintas presiones.
9.3.
Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías.
Para la selección y ajuste de la correlación de flujo multifásico en tuberías que
mejor simulen el comportamiento de las presiones dinámicas en el pozo se debe
disponer de un registro de Presión y Temperatura fluyente. Para aquellos casos donde
no se dispone de estos registros se debe solicitar información al personal que trabaja en
“Optimización” sobre las correlaciones que son aplicadas en el área respectiva. Los
pasos a seguir son los siguientes:
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9.3.1.
Crear en el “Notepad” el archivo de datos del registro fluyente, actualizando
la información de las medidas de presión a cada profundidad, se puede grabar
con extensión “.txt” o con la extensión “. dvp”, luego lea dicho archivo desde
el Wellflo. (Ver Fig. Nº 14).
9.3.2.
Actualizar en “Pressure Drop” del comando
“Análisis”
la prueba de
producción para el día de registro (Ql, %AyS, RGP, Qiny. etc..). (Ver Fig. Nº
15).
9.3.3.
Utilizar el modelo calibrado de temperatura (Twh para el Ql).
9.3.4.
Calcular la curva de gradiente con todas las correlaciones, realizando análisis
de sensibilidad de las mismas en “Pressure Drop”. (Ver Fig. Nº 16).
9.3.5.
Calcular y de los resultados gráficos seleccione la correlación que mejor se
aproxime al perfil real, verificando la consistencia de las condiciones de
operación del pozo (Válvula operadora). (Ver Fig. Nº 17).
9.3.6.
Ajustar la correlación seleccionada, realizando sensibilidad con el factor “L”
(Autoregresión). (Ver Fig. Nº 18).
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Fig. Nº 19. Selección y ajuste de las correlaciones de flujo multifásico en tuberías,
con el Wellflo. Paso 6.
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Fig. Nº 20. Selección de la válvula operadora más profunda.
Cerrada
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Fig. Nº 21. Selección modelo avanzada de válvulas o para comprobar la
consistencia de la información.
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Fig. Nº 22. Selección de la correlación de comportamiento dinámico de la válvula.
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Fig. Nº 23. Tasa de gas calculada a través de la válvula.
Tasa de flujo de gas a través de la válvula
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Gráfico para determinar el Area del cono truncado presentado por H. Winkler
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Gráfico del Comportamiento dinámico de la válvula de LAG presentado por Z. Smichtd
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Ejemplo de registro de P y T fluyente para utilizar la correlación de temperatura de
Zimmerman
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Caída de temperatura en función de la caída de presión
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