determinación de presiones estáticas en pozos de gas lift
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“TABLE 1. Liquid Gradient
r by James N. McCoy, P resident, Echometer Co., Wichita Falls, Tex.
0.6
0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 60 7 0 8 0 9 0 1 0 0
WATER PERCENTAGE
DIRECTIONS: 1. CONNECT OIL API GRAVITY AND WATER SPECIFIC GRAVITY
WITH A STRAIGHT LINE.
2. READ LIQUID GRADIENT AS A FUNCTION OF WATER PERCENTAGE.
API
Gravi ty
Degrees
8 0
7 5
7 0
6 5
6 0
5 5
5 0
4 8 46
4 4
4 2
4 0
38
3 6
3 4
3 2
3 0
2 8
2 6
2 4
2 2
2 0
1 8
15
1 2
fresh water
salt water
r a n g e
Fluid
Gradient
Lb/Sq In/Ft
0.290
0.297
0.304
0.312
0.320
0.329
0.338
0.3420.345
0.349
0.353
0.358
0.362
0.366
0.370
0.375
0.3800.384
0.389
0.3940.399
0.405
0.410
0.419
0.427
0.433
0.477
0.500
0.520
Speci
Gravi
1 .o
1.10
1.15
1.20
Fig. 1. Liquid gradient.1 psi is approximately 2 ft of water
1 psi is approximately 3 ft of oil
La información respecto a las presiones de fondo estática
y fluyente en pozos con levantamiento por gas es útil al
diseñar y operar instalaciones de levantamiento por gas y
medir la eficiencia general.
La presión estática de fondo de fondo puede ser medida
con precisión en pozos normales a gas usando uninstrumento acústico para nivel de fluido. Un pozo con
levantamiento por gas normal está supuesto a ser un pozo
con flujo continuo en el cual una se coloca una empacadura
inmediatamente sobre la formación al fondo de la tubería. El
interior de la tubería está abierto desde el fondo hasta el tope
del pozo. Las válvulas de levantamiento por gas colocadas
en o sobre la tubería son válvulas de casing operadas con
presión de tubería operadas con presión de fluido.
La presión estática de fondo es fácil de medir con
precisión en pozos a levantamiento por gas de este tipo. Solo
cierre la válvula de tubería y de inyección de gas en
superficie y permita estabilizarse al pozo. Luego determine
el nivel fluido en tubería usando el instrumento acústico para
nivel de fluido. Se debe leer la presión de tubería en
superficie al momento de la prueba. La presión estática de
fondo es la sumatoria de la presión de tubería en superficie
más la presión de la columna de gas más la presión ejercida
por la columna líquida sobre la formación. El líquido sobre
la formación consiste de agua y crudo en igual proporción a
la producida por el pozo. En un pozo con tubería extendida
hasta la formación, el gradiente promedio en la columna se
puede determinar usando la Fig. 1. La presión hidrostática de
la columna líquida se determina multiplicando la altura de la
columna por el gradiente promedio de la columna.
La fig. 2 muestra la presión ejercida por la colum
gas.
Si la empacadura esta colocada a una altura considsobre la formación, se debe calcular el volumen to
líquido sobre la formación. El porcentaje de agua y
producido por el pozo multiplicado por el volumlíquido sobre la formación indican el volumen de ag
volumen de crudo. La altura de la columna de a
calcula dividiendo el volumen de agua entre el volum pié del revestidor. Luego son conocidas las altura
columna de agua y la columna de crudo. Los gradien
la columna líquida aparecen en la Tabla 1
Presión de Fondo
Las válvulas de levantamiento por gas en si
accionados por presión de revestidor operan como sig
válvula abre cuando es expuesta a una presión anu
revestidor que excede un valor predeterminadoválvulas están ordenadas en la sarta de tubería de form
la válvula con mayor rango de presión esté arriba presión operativa de cada válvula decrece
profundidad. La inyección de gas en el anular del rev
aligera la carga en la tubería sobre “la válvula operTodas las válvulas bajo este punto están abiertas y pe
al gas o líquido pasar a la tubería si la presión de
menor a la presión a la presión anular del revestid
nivel de líquido en el anular de revestidor se preshasta igualar la presión de tubería en la válvula infe
hasta que la válvula de gas inferior quede expuesta al
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Presiones de Fondo GAS COLUMN PRESSURE, PSI
OF STATIC BOTTOMHOLE
PRESSURE FROM SURFACE DATA AVG. TEMP. GRAD. 1.6 DEG F = 100 FT + 74 DEG F
0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.0
SPECIFIC GRAVITY - (AIR = 1) Fig. 2. Presión de la Columna De Gas
EJEMPLO:
PRESION DE LA COLUMNA DE GAS DE A0.727
Las válvulas cheque impiden retorno de flujo de la tubería
al anular. Mientras el líquido escapa desde el anular hastala tubería y expone una válvula. de gas al gas, el gas
pasará a la tubería si la presión de la tubería es menor que la presión del anular de casing. Una válvula de gas
sobre éste punto cerrará si la presión en el anular del
casing se reduce bajo su valor operativo pre-establecido por la pérdida de gas en la válvula inferior. La válvula
de fondo esta siempre cerrada a menos que sea la
válvula de inyección y no exista suficiente gas paramantener una presión que supere su presión operativa,
entonces cerrará o trabajará discontinuamente. Si la
válvula de fondo es expuesta, ha ocurrido inyección através de ella, y la válvula de fondo puede ser aun la
válvula de inyección.
El sistema de válvula de levantamiento por gas
operada por tubería funciona de esta forma: La válvula
de gas abrirá si al presión en la tubería excede un valor
pre-establecido. La válvula operativa inferior se coloca
cerca del tope de la tubería, y el rango de presión
operativa aumenta con la profundidad. Cuando se inicia
la inyección de gas al anular del casing, el gas es
inyectado a la válvula más cercana al tope, la cual
posee suficiente presión de fluido en la tubería para
abrir la válvula. Las válvulas inferiores abrirán y
Las válvulas de gas se expondrán mientras cae el nivel de
líquido, y se iniciará la inyección de gas si la presión del
anular del casing excede la presión de tubería y existe
suficiente presión de tubería para abrir la válvula de gas.Las válvulas superiores usualmente cerrarán ya que la
inyección a profundidad inferior baja la presión de
tubería y cierra la válvula superior. En una instalaciónnormal, si hay líquido sobre la válvula inferior, la válvula
inferior abrirá y la presión de tubería igualará a la presión
del anular de casing. Si el líquido está debajo de laválvula de fondo, puede aun haber inyección de gas en la
válvula de fondo. Si la válvula está cerrando, se
desconoce la caída de presión a través de la válvula.Cuando una válvula está cerrando, la presión en la tubería
siempre es menor que la presión en el anular del casing.
Note los siguientes hechos acerca de sistemas de
levantamiento por gas que poseen líquido sobre la
válvula inferior.
Cuando el sistema entra en funcionamiento por
primera vez y se le permite estabilizar, la presión en el
anular del casing opuesto a la válvula de fondo es la
misma que la presión en la tubería porque la válvula de
fondo está abierta.
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Presiones de Fondo
Casing
2 TUBERIA
VA LVU LA
GA S LIFT
LIQUIDO
ORIFICIOSEXAMINADOS
EMPACADURA
Fig. 3. Tipos de Sistemas de Inyección de Gas
F
• La presión del anular de casing opuesta a la válvula
inferior en un pozo que ha estado trabajando por un largo
periodo de tiempo indica la menor presión que ha
existido en la tubería desde la última ecualización las presiones de tubería y del anular del casing.
• Si se sospecha que la presión de tubería opuesta a la
válvula inferior ha estado más baja en algún momento
desde la última ecualización de tubería y anular de
casing, se le puede añadir líquido al anular de casing
hasta que el nivel de fluido deje de aumentar. Luego la
presión actual en la tubería opuesta a la válvula de gas
inferior será la misma a la presión en el anular del casing.
• El nivel de líquido en el anular del casing puede estar y
probablemente esté muchas válvulas de gas mas abajo
del punto de inyección de gas debido a la diferencia en el
gradiente del líquido libre de gas en el anular del casing
sobre la válvula de fondo y la válvula superior. Si la
presión de tubería y la del anular de casing son iguales
en la válvula de fondo, entonces la caída de presión en la
tubería desde la válvula inferior hasta la válvula de
inyección de gas debe ser igual a la presión de la
columna líquida en el anular del casing por encima de la
válvula inferior más la presión de la columna de gas
entre el nivel de fluido en el anular del casing y la
válvula de inyección de gas.
Ya que el líquido en el anular del casing es libre de burbuja
gas, la altura del líquido en el anular del casing será pequ
comparada con la distancia hasta la válvula de inyección de
en un pozo gaseoso. La siguiente ecuación presenta los númaproximados.
D x GF + PGLV = HLL x GLL+PGC
D = Distancia entre la válvula de gas de fondo
y la válvula de inyección de gas, ft G F = Gradiente del fluído en la tubería entre la válvu
de fondo y la válvula de inyección de gas psi/ft
PGLV = Caida de presión en la vávula de inyección d
gas, psi
HLL = Altura del nivel de líquido sobre la válvula
de gas inferior, ft.G LL = Gradiente del líquido en el anular del casin
sobre la válvula inferior, psi/ft.
PGC = D iferencia en la presión de la columna de gas
nivel del líquido y de la válvula de inyección gas, psi
(Se puede encontrar en Fig. 2).
Revise los siguientes hechos acerca de sistemas de levantami
por gas en los que la válvula de fondo está expuesta al gas:
E G
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Presiones de Fondo
0.8
TASA DE FLUJO, BPD
20 0 400 60 0
2000
1800
1600
800
60 0
En el caso E, la presión fluyente de fondo es la presión de
casing más la presión de la columna de gas menos la caída de
presión en la válvula de fondo mas la presión de la columna de
fluido entre la válvula de fondo y la formación. En el caso F, la
presión fluyente de fondo es la presión de casing más la presión
de la columna de gas mas la presión de la columna líquida
sobre la válvula de fondo mas la presión de la columna de
fluido entre la válvula de fondo y la formación.
La presión así obtenida es la presión de fondo fluyente
mínima que ha ocurrido desde la última vez que se permitió la
entrada de líquido al anular de casing. Si la presión de
fondo fluyente es mayor a la que existió en algún
momento pasado, debemos realizar una prueba mas. Se
debe inyectar liquido para llenar la tubería. La presión
asi calculada representará la actual presión de fondo
fluyente
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
TASA DE PRODUCCION, COMO
PORCENTAJE DE MAXIMO
Fig. 4. Tasa de Flujo y T Tasa Efectiva deProducción como Funciones de SBHP y PBHP.
• La válvula de fondo pudo haber sido y ser aun la vávula
de inyección de gas. Para verificar que la válvula de
fondo aun sea la válvula de inyección, a ñ a d a
l ì q u i d o a l a n u l a r d e l casing. Si la válvula de fondo
se expone de nuevo, la presión del anular de casing
excederá la presión de la tubería y habrá inyección de gas.
• la presión de tubería en la válvula de fondo es igual a la
presión en el anular de casing en la válvula de fondo menos
la caída de presión en la válvula. La f ig.3 ilustra 7 tipos
diferentes de sistemas de levantamiento por gas.
La revision de las notas anteriores ayudará a determinar si la
presión de fondo fluyente calculada es la presión fluyente de
fondo real o, posiblemente, la mínima presión fluyente de
fondo desde la última ecualización de tubería y anular de
casing.
En el caso A (Fig. 3), la presión de fondo es la suma de
la presión de casing mas la presión de la columna de gas,
menos la caída de presión en la válvula debido a la
columna líquida fluyendo por la tubería entre la válvula de
fondo y la formación. En el caso B, la presión de
fondo es l a suma de l a pres ión de cas ing , mas l a
pres ión de l a co lumna de gas , mas l a pres ión de
l a co l umna l í qu i da s ob r e l a vá l vu l a de f ondo masla presión debido a la columna líquida fluyendo por la
tubería entre la válvula de fondo y la formación.
En el caso C, la presión de fondo es igual a la presión en el
anular del casing en la válvula de fondo menos la caída de
presión en la válvula. La caída de presión en la válvula se puede
estimar por el fabricante de la válvula de gas. La presión en
el anular del casing en la válvula de fondo es igual a la presión
de casing de superficie mas la presión de la columna de gas. En el
caso D, la presión fluyente de fondo es, la presión de casing mas
la presión de la columna de gas, mas la presión de la columna
líquida sobre la válvula de fondo.
Recomendación para Completación
Se pueden obtener presiones de fondo fluyentes exactas
completando los pozos por inyección de gas como se muestraen los tipos D o G en la Fig. 3. La presión fluyente de fondo es
la presión de casing más la presión de la columna de gas mas la
presión de la columna líquida sobre la válvula de fondo o del
orificio del orificio examinado.
Aplicación de Presiones
Las presiones de fondo, estática y fluyente, ofrecen
información valiosa para seleccionar una instalación de
levantamiento por gas. La presión estática de fondo es
beneficiosa para seleccionar el ajuste de la válvula superior
Las caracteristicas de flujo dadas por las presiones de fondo
fluyente y estática son útiles al seleccionar las profundidades para válvulas adicionales, determinar las tasas de inyección de
gas y optimizar el sistema de inyección de gas.
Se puede determinar facilmente la eficiencia del
levantamiento por gas utilizando las siguientes técnicas en
sistemas de inyección de gas vistos en los tipos C, D y G en
F i g . 3 . a ñ a d a l i q u i d o a l a n u l a r d e c a s i n g h a s t a
e s t a b i l i z a r l a a l t u r a d e l a c o l u m n a d e l í q u i d o
(esto indica la presión estática de fondo). Inicie la inyección de
gas inyección a una tasa relativamente baja y mida la tasa de
inyección de gas, tasa de producción de crudo y de agu a y
p r e s i ó n d e f o n d o f l u y e n t e . A u m e n t e l a t a s a
de i ny ecc i ón de gas y s i ga mi d i endo has t a que l a
inyección de gas no reduzca la presión de fondo fluyente y por
ende no más líquido.
Se puede determinar la tasa de producción en cualquier
presión de fondo fluyente usando la 4. Los datos necesarios
para construir la curva son las presiones de fondo estática y
fluyente, y la tasa de producción para esa presión de fondo
fluyente. La tabla resultante muestra la tasa máxima de
producción y las tasas de flujo en diferentes presiones de
fondo fluyente. La tabla asume que la presión del yacimiento
está debajo del punto de burbujeo.