diseno de lag

PDVSA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN - OCCIDENTE

SUB GERENCIA OPERATIVA PROCESO DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

INSTRUCCIÓN DE TRABAJO ADMINISTRATIVA

PDVSA E y P Occ. Nº TÍTULO

IP-MP-IT-04 DISEÑO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

PROCESO DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN PDVSA E y P Occ. Nº IP-MP-IT-04

REVISIÓN 0

FECHA 03/2012

DISEÑO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR

GAS Página 1 de 25

OBJETIVO:

Establecer la metodología para diseñar en forma óptima, segura y rentable el método de levantamiento artificial con Gas, aplicado a pozos productores de petróleo.

RESPONSABLE:

Ingeniería de Producción

RIESGOS ASOCIADOS:

Norma PDVSA HO H 16 identificación de peligros y riesgos de las instalaciones y puestos de trabajo.

REGISTROS GENERADOS:

Diseño de equipo de Gas Lift.

TAREAS

El Ingeniero de Producción realiza las siguientes actividades:

Esta instrucción de trabajo describe las actividades realizadas por el Ingeniero de Producción al diseñar completaciones de pozos para producir con el método de levantamiento artificial por gas en sus dos modalidades, flujo continuo e intermitente, las cuales consisten en:

1.Determinar capacidad de producción del pozo mediante análisis nodal.

Para poder diseñar correctamente las instalaciones de producción, el Ingeniero de Producción debe estimar la capacidad de producción del pozo. Esta capacidad de producción esta determinada por el aporte del yacimiento o afluencia (oferta), y la capacidad de flujo de salida o efluencia (demanda), asociada al sistema de producción.

La afluencia describe el comportamiento del yacimiento y de las fuerzas que mueven los fluidos hacia el pozo. La efluencia describe el movimiento de los fluidos desde el fondo del hoyo hasta la infraestructura de superficie.

Para predecir el comportamiento de afluencia del pozo, se conocen dos técnicas:

Método del Índice de Productividad

Método de la IPR (Inflow Performance Relationship)

Método del Índice de Productividad (IP)

Índice de Productividad se define como la cantidad de barriles de fluido por día que se producen por cada lpc de reducción de presión.

Donde Ps es la presión estática de yacimiento, y Pwf la presión de fondo fluyente.

Este método es válido para yacimientos que producen por encima de la presión de burbujeo .

PwfPs

QIP L

Pb


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012


GAS Página 2 de 25

Método de la IPR (Inflow Performance Relationship)

Cuando un yacimiento produce por debajo de la presión de burbujeo, la relación de productividad no es lineal.

Para yacimientos con esta condición, se desarrollo una ecuación adimensional que describe la relación entre las tasas y las presiones, la cual se conoce con el nombre de Ecuación de Vogel.

Donde, representa la tasa de flujo cuando la presión fluyente se hace igual a cero.

Figura 1 Curva de Vogel para desempeño de Afluencia

La curva de oferta de un pozo depende de una gran cantidad de factores, entre los cuales destacan las propiedades de los fluidos, propiedades de la roca, Pws, ANP. Por otro lado, la curva de demanda del pozo depende del diámetro y rugosidad de la tubería, contrapresión y la velocidad del fluido. Existe un gran número de correlaciones que predicen el comportamiento de flujo para distintas presiones de fondo fluyente a cualquier profundidad, las cuales se conocen como Curvas de Gradiente Fluyente. La mayoría están basadas en modelos empíricos, sin embargo, se han desarrollado correlaciones basadas en modelos mecanísticos que se adaptan a cualquier configuración del pozo. La selección de la correlación mas apropiada dependerá de las características del campo donde esta ubicado el pozo que se desea modelar, por lo que es conveniente validar estas correlaciones mediante la toma de registros fluyentes. Algunas de las correlaciones más utilizadas son: Duns & Ros, Orkiszewski, Beggs & Brill, Ansari, Poettman & Carpenter, Hagedorn & Brown, entre otras.

2

max

8.02.01Ps

Pwf

Ps

Pwf

Q

QL

P wf

/ P s

Q L

/

Q max

maxQ


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012


GAS Página 3 de 25

Consideraciones de Aplicabilidad:

Duns & Ros La correlación de Duns & Ros fue desarrollada para flujo vertical de mezclas de gas y líquido. Las ecuaciones fueron desarrolladas para cada una de las tres regiones, (I) burbuja, tapón y parte de espuma, (II) el resto de burbuja y slug, (III) patrón de neblina. Estas regiones presentan bajo, intermedio y alto procesamiento de gas respectivamente. Cada región de flujo tiene una correlación para holdup distinta. Las ecuaciones fueron basadas en trabajos experimentales usando mezclas de petróleo y aire. Esta correlación es recomendada para pozos donde las altas relaciones gas-líquido y velocidades de flujo inducen en el comportamiento del flujo.

Duns & Ros (Modificada) Presenta un mapa de patrones de flujo desarrollado en el trabajo de Gould et al. Incluye una nueva región de transición entre el flujo burbuja y slug, y una región adicional de flujo espumoso a tasas altas. El holdup es considerado como no-slip para flujo espuma, y es interpolado en la transición burbuja-slug. Las otras relaciones de holdup son como las de Duns & Ros (estándar). La fricción es calculada por el método propuesto por Kleyweg. Este usa un factor de fricción monofásico en vez de bifásico, pero involucra una velocidad de fluido promedio.

Orkiszewski Realizó el estudio de varias correlaciones existentes con datos de campo y combinó lo mejor de éstas, con su correlación para flujo tapón. Consideró 3 patrones de flujo y una región de transcisión, y presentó una correlación de cada patrón de flujo. Estos patrones de flujo fueron introducidos inicialmente por Duns y Ros. La precisión del método fue verificada cuando sus valores predecidos fueron comparados con 148 caídas depresión medidas. (Corrección al trabajo de Griffith y Wallis). A diferencia de la mayoría de los métodos, el holdup del líquido fue calculado a través de observaciones de fenómenos físicos y fueron ajustados con el ángulo de desviación.

Beggs & Brill: La correlación de Beggs & Brill fue desarrollada siguiendo un estudio de flujo bifásico en tuberías horizontales e inclinadas. La correlación esta basada en un mapa de patrones de flujo, el cual fue determinado como si el flujo fuera horizontal. Un holdup horizontal es calculado por correlaciones, y este holdup es corregido por el ángulo de inclinación. El sistema de prueba incluyó dos tuberías acrílicas de 90 pies de longitud, colocadas a una elevación variable en el medio, para así modelar flujos inclinados a ángulos de hasta 90°.

Beggs y Brill (Modificada) Misma metodología que Beggs & Brill (estándar), con los siguientes cambios: no existe patrón de flujo extra como es el de espuma, el cual (como en Duns & Ros


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012


GAS Página 4 de 25

(modificada)) asume un holdup con no-slip. El factor de fricción es cambiado del modelo de tubería lisa al método usado por Duns y Ros (modificada): un factor de fricción monofásico usando la rugosidad de la tubería y la velocidad del fluido relativa.

Ansari (Modelo Mecanístico) Un amplio modelo fue formulado para predecir patrones de flujo, y las características del flujo de dichos patrones para medios bifásicos. El modelo mecanístico esta compuesto de un modelo para predicción de patrón de flujo, y un conjunto de modelos independientes para predecir holdup y caídas de presión en patrones burbuja, slug y anular. El modelo fue evaluado usando los datos de 1775 casos de pozos.

Poettman y Carpenter Publicaron en 1952 un método analítico, basado en un balance de energía entre 2 puntos dentro de la tubería de producción, obteniendo dicha ecuación:

El factor de fricción se determinó usando la ecuación anterior y datos medidos de 49 pozos fluyentes y con sistema de gas lift. Los valores de fricción así obtenidos se correlacionaron con el numerador del numero de Reynolds. La correlación es adecuada para RGL < 1500 PCN/BN, qo> 420 BNPD y viscosidad menor a 5 cp.

Hagedorn & Brown La correlación de Duns & Ros fue desarrollada para flujo vertical de mezclas de gas y líquido. Las ecuaciones fueron desarrolladas para cada una de las tres regiones, (I) burbuja, tapón y parte de espuma, (II) el resto de burbuja y slug, (III) patrón de neblina. Estas regiones presentan bajo, intermedio y alto procesamiento de gas respectivamente. Cada región de flujo tiene una correlación para holdup distinta. Las ecuaciones fueron basadas en trabajos experimentales usando mezclas de petróleo y aire. Esta correlación es recomendada para pozos donde las altas relaciones gas-líquido y velocidades de flujo inducen en el comportamiento del flujo.

Duns & Ros (Modificada) Presenta un mapa de patrones de flujo desarrollado en el trabajo de Gould et al. Incluye una nueva región de transición entre el flujo burbuja y slug, y una región adicional de flujo espumoso a tasas altas. El holdup es considerado como no-slip para flujo espuma, y es interpolado en la transición burbuja-slug. Las otras relaciones de holdup son como las de Duns & Ros (estándar). La fricción es calculada por el método propuesto por Kleyweg. Este usa un factor de fricción


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012


GAS Página 5 de 25

monofásico en vez de bifásico, pero involucra una velocidad de fluido promedio. Estas correlaciones nos permiten determinar la presión en tubería ( ) a cada profundidad ( ), en función principalmente de las siguientes variables:

Diámetro interno de la tubería ( )

Porcentaje de AyS ( )

Tasa de producción ( )

Relación gas-líquido ( )

La intersección entre las curvas de oferta y demanda de un pozo determinan su punto de operación, es decir, establecen el equilibrio entre la oferta del yacimiento y la demanda del sistema de producción.

Figura 2 Modelo de Desempeño del Pozo

Haciendo análisis de sensibilidad de las distintas variables asociadas, es posible determinar las condiciones óptimas de operación, entre ellas el diámetro de la tubería. Una sensibilidad muy útil para diseñar en LAG es la correspondiente a RGL, a partir de la cual se desarrolla la curva de rendimiento del pozo, versus

. Esta curva de rendimiento nos permite determinar la cantidad de gas óptima requerida para maximizar la tasa de producción de fluidos.

Figura 3 Curva de Desempeño en LAG a partir de Sensibilidad a la RGF

Pe

Qmax

RGF1

RGF4

QL

Qgi

Qqi optimo

nPt

nD

Ays% dt

RGL LQ

PePunto de operación

Qmax

LQ Qgi


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012


GAS Página 6 de 25

2.Determinar las profundidades de los mandriles (espaciamiento).

Para obtener la tasa óptima de diseño, es necesario inyectar el gas de levantamiento a través del punto más profundo que nos permita la presión de arranque. Además, es necesario descargar el anular de los fluidos dejados durante la completación del pozo.

El espaciamiento es una técnica para determinar las profundidades a lo largo de la tubería de producción, en las cuales se establecen puntos de comunicación, que permiten descargar los fluidos contenidos en el espacio anular y alcanzar el punto de inyección de gas más profundo en el cual se produce el gradiente mínimo. A continuación los pasos a seguir:

Presión de Arranque ( ) Esta presión esta condicionada por la presión del sistema que suministra el gas de levantamiento. El Ingeniero de Optimización determinará el valor de acuerdo al siguiente criterio por defecto:

es un factor de seguridad que dependerá de la estabilidad del sistema de suministro de gas. En sistemas cuya presión de suministro es menor de 1400 lpc, se recomienda un lpc.

Presión en la Tubería La presión en la tubería se determina a partir del diámetro interno de la tubería ( ), el porcentaje de agua y sedimento ( ), la tasa de producción ( ) y la relación gas - líquido ( ). Estos parámetros se obtienen a partir del análisis nodal descrito en el paso No.1, de tal forma que corresponde a la tasa máxima de producción de fluidos con la , la cual genera el gradiente mínimo. Por debajo del punto de inyección el gradiente de presión es el generado a partir de la relación gas liquido de formación ( )

Factor de gas en el espacio anular:

donde:

Pko

FSPmPko

FS

100FS

dt

AyS%

LQ

RGL LQ

optimaRGL

fRGL

),,,,%( nLn DRGLQAysdtfPt

nn DBGLFGL 1

BLCPkoBLBPkoBLABGL 2)7.14()7.14(

210)2117.06433.3( GGBLA

42 10)5754.18442.157508.0( GGGGBLB

82 10)7763.5307.2165.7( GGGGBLC


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012


GAS Página 7 de 25

Espaciamiento primario:

La ecuación básica de espaciamiento para flujo continuo es como sigue:

La ecuación básica de espaciamiento para flujo intermitente es como sigue:

Para válvulas de fluidos u operadas por presión de tubería, usar S=0, Para el mandril D1 usar D n-2

D n-1=0 Para el mandril D2 usar Dn-2 =0

2.1. Pruebas de espaciamiento: Luego de calcular cada se compara con la profundidad máxima de la tubería (profundidad de la primera empacadura) para determinar si se esta lo suficientemente cerca como para finalizar el cálculo, si es necesario ajustar las profundidades o instalar mandriles por debajo del mandril operador. Además, es necesario probar que los mandriles estén separados entre si una distancia superior al espaciamiento mínimo.

2.1.1. Si entonces usar y terminar el cálculo. Profundidades expresadas en Mpies. Este caso significa que la profundidad esta a menos de 90 pies de la empacadura.

Figura 4 Espaciamiento Primario de Mandriles

2.1.2. Si entonces es necesario ajustar la profundidad de los mandriles ya calculados, ya que existe un exceso de presión en el

BGLSnPkoG

PtDGSnPkoD nn

n 1

)1( 11

BGLSnPkoG

THPFFDDDGSnPkoD nnn

n 1

1)1( 121

nD

06.0DpdDn

nD

PRESIÓN

Dpd

THP

S

Pko

G

Dn-1

Dn

Dpt

PROFUNDIDAD

D1

Ptn

0 9.0)( D p dD n

150.006.0 nDDpd


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012


GAS Página 8 de 25

anular con respecto a la presión de tubería al nivel de la empacadura. Esto significa que el último mandril calculado esta muy por debajo de la empacadura.

Ajuste de Mandriles: es el procedimiento aplicado mediante el cual se distribuye el exceso de presión entre los mandriles ya calculados.

A. Al último mandril se le asigna la profundidad:

B. Se calcula el exceso de presión disponible al nivel de la empacadura y se expresa en términos de altura de la siguiente manera:

, donde y

Figura 5 Espaciamiento Ajustado de Mandriles

C. Se calculan las nuevas profundidades (ajustadas) de acuerdo a la siguiente expresión:

2.1.3. Si entonces se debe calcular mandriles por debajo

GG k

0,600 1,306

0,660 1,437

0,666 1,450

0,700 1,524

0,735 1,600

0,775 1,687

0,778 1,693

060.0DpdDn

NG

PtubPanDel

1

)2(

nn Fg

SNPkoFgPan

k

nn

DFg

541

11)( nnn PtGDDPtub

PRESIÓN

Dpd

THP

S

Pko

G

D2

D3

Dpt

PROFUNDIDAD

D1

Ptn

D3a

Pan

D2a

D1a

Ptub

)( DelnDD nna

min)( 1 MDD nn


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012


GAS Página 9 de 25

del operador. En este caso se toman las previsiones necesarias para cuando suceda alguno de los siguientes casos:

A. real resulta menor que la de diseño.

B. Fluido de descarga tiene un gradiente más liviano que el utilizado en el diseño.

C. Presión de arranque es mayor que la empleada en el diseño.

En estos casos el mandril operador es aquel cuya profundidad es . Luego se calcula la distancia entre y . Este resultado se divide entre la distancia mínima para calcular el número de mandriles adicionales.

Número de mandriles adicionales: se toma la parte entera de la siguiente expresión

Se recalcula la distancia entre los mandriles adicionales

Luego los mandriles adicionales

La profundidad del último mandril debe quedar a

Figura 6 Mandriles por debajo del Operador

LQ

G

Pko

min

06.01

M

DDpdI n

I

DDpdDma n 06.01

DmaDD nn 1

06.0Dpd PRESIÓN

Dpd

THP

S

Pko

G

Dn-1

Dn

Dpt

PROFUNDIDAD

D1

Ptn

Dpd - 0.06

Dma

Dma

Dma

< Mmin

1nD 1nD )06.0(Dpd


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012


GAS Página 10 de 25

Existen varios métodos para realizar espaciamientos de mandriles entre los cuales se tienen: API (11V6), GLCONT entre otros.

3.Seleccionar equipos (Mandriles y válvulas)

Selección de Mandriles Los mandriles son componentes de la completación que alojan las válvulas de levantamiento artificial. Los mismos se seleccionan de forma tal que puedan ser instalados dentro del revestidor de producción sin que ocurra su atascamiento.

Se recomienda que la diferencia entre el diámetro de paso del revestidor (drift) y el diámetro externo del mandril sea mayor de 0.125 pulgadas.

Existen tres tipos de mandriles:

Convencional, es aquel en el cual la válvula va enroscada en su exterior. Requiere sacar la tubería para reemplazar una válvula.

Concéntrico, en este la válvula se instala en el centro del mandril, es decir toda la producción pasa a través de cada una de las válvulas, impidiendo correr herramientas por debajo de la primera.

De Bolsillo, es aquel donde la válvula va instalada en un bolsillo lateral que permite recuperarlas mediante guaya, no restringe el uso de herramientas ni la producción del pozo. Para pozos desviados existen mandriles con alineadores y deflectores que facilitan la instalación y reemplazo de válvulas.

El mandril de bolsillo es el recomendado por PDVSA en sus operaciones. Se selecciona de la siguiente manera:

1. Seleccionar un mandril con un diámetro nominal igual al diámetro externo de la tubería donde será instalado.

2. Seleccionar un mandril compatible con el tipo de válvula del diseño: serie M para válvulas de 1-1/2 ó serie K para válvulas de 1 .

3. Verificar que el diámetro externo del mandril sea menor al diámetro de paso del revestidor (drift) del pozo.

4. Verificar si el mandril va a ser usado para servicio normal o en pozos con problemas de producción de H2S, en cuyo caso se instalan mandriles cuyas propiedades mecánicas soporten este ambiente.

5. Evaluar si el pozo es vertical o desviado, en cuyo caso se debe instalar mandriles con alineador.

6. Verificar que el mandril seleccionado no exceda los límites de falla por tensión, estallido y colapso a los que será sometido. En caso contrario, se seleccionará un mandril especial.

7. Al diseñar toda la sarta de completación, el Ingeniero debe revisar que todos los mandriles, niples, conexiones y accesorios no obstruyan el paso de las herramientas y/o equipos de subsuelo.

En el anexo No.1 se muestra una Tabla con los mandriles mas comúnmente


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



usados en las operaciones y sus características más importantes. En el anexo No. 2 se muestran unos criterios para la selección de los mandriles.

4. Determinar los diámetros de orificio y presiones de calibración de las válvulas de LAG en forma continua.

4.1. Diámetro del asiento

El diámetro del asiento debe ser lo suficientemente grande para dejar pasar la cantidad de gas inyectado determinada en el primer paso de este procedimiento. Generalmente se usa un diámetro mínimo ( ) de 8/64 avos de pulgada, para evitar taponamiento del asiento y un diámetro máximo ( ) de 32/64 avos de pulgada para mantener la sensibilidad de la válvula a la presión anular. A continuación los cálculos necesarios para determinar el diámetro del asiento.

4.1.1. Presión aguas abajo del orificio:

4.1.2. Presión aguas arriba del orificio:

Para la primera válvula:

Para el resto de las válvulas:

La relación de presiones a nivel del asiento de la válvula es:

Si, entonces (flujo crítico);

, entonces (flujo sub-crítico);

, entonces no es posible calcular la presión de operación para esta válvula.

Qgi mindp

maxdp

7.141FgPkoPa

7.14))2((

1

1

n

nn

Fg

SnFgPkoFgPa

Pd

Par3

55.03r

22.03r

0.13r

7.14nPtPd


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



4.1.3. Diámetro del asiento:

(en 64avos de pulgada)

Nota: esta expresión aplica hasta la válvula operadora, se recomienda usar orificios de 20/64 pulgadas para válvulas por debajo de ésta.

donde:

= profundidad al tope de las perforaciones = gradiente dinámico de temperatura = diámetro interno de tubería de producción = Temperatura al tope de las perforaciones

Nota: es un dato normalmente conocido mediante registros, sin embargo, en caso de no tenerlo se puede obtener una aproximación usando la siguiente expresión:

Nota: 15.6 oF/1000 pies es el promedio del gradiente geotérmico y 88.8 es la temperatura ambiente promedio del Campo Costanero Bolívar. Estos valores varían dependiendo de cada yacimiento.

4.2. Determinar presión de calibración de las válvulas de levantamiento:

Cálculo de la presión anular a cada profundidad:

Para la válvula operadora y las ubicadas por debajo de ésta:

4.2.1. Válvulas operadas por presión de gas

N

n

FrPa

GGQgi

dp

n

n 2.01

)460(27.2

3

nnn gDPTDTPT )(

7.14

)75.120125.0(5.1

)(02.1135.1

2n

Ln Pt

TPTRGLLn

dt

QLng

DPT

ngdtTPT

8.886.15 DPTTPT

TPT

SnFgPkoPcvo nn 1

751 SnFgPkoPcvo nn


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



4.2.1.1. Con cámara de nitrógeno calibradas por presión de apertura

,

2a y 2b son los factores de corrección por temperatura del nitrógeno en el fuelle de la válvula. Donde:

, ,

4.2.1.2. De fuelle y resorte calibradas por presión de apertura

4.2.1.3. De resorte calibradas por presión de cierre

4.2.1.4. De resorte calibradas por presión de apertura

4.2.2. Válvulas operadas por presión de fluido

4.2.2.1. De resorte calibradas por presión de apertura

El signo + se utiliza para válvulas de descarga. El signo - para la válvula operadora.

4.2.2.2. De resorte calibradas por presión de cierre


2

2

)1(

)()1(

bR

aPtRRPcvoPtro nn

n

)60(083.02 na

)60(002283.012 nb

Ab

AsR

Rnn

n PbR

aPtRRPcvoPtro

2

2

)1(

)()1(

)()1( nnn PtRPcvoRPtrc

)1(

)()1(

R

PtRPcvoRPtro nn

n

FSVPtR

RPcvoPtro n

nn )1(

RFSVPtRPcvoPtrc nnn 1


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



4.2.2.3. Con cámara de nitrógeno calibradas por presión de apertura


En el anexo N° 3 se muestra una Tabla con válvulas de levantamiento mas comúnmente usado en las operaciones y sus características más importantes.

5. Determinar los diámetros de orificio y presiones de calibración de las válvulas de LAG en forma intermitente.

En los cálculos de diseño para flujo intermitente es necesario conocer las capacidades de la tubería y el espacio anular, el gradiente de presión del fluido producido, las presiones en tubería y espacio anular a las profundidades de cada mandril y la empacadura, la longitud de la columna levantada por ciclo para las mismas profundidades y la temperatura al nivel de cada válvula.

5.1. Capacidades volumétricas de la tubería

297143.0 dtBt

BtBg 615.5

)(45415.5 22 dtodcBa

245415.5 dLBL

5.2. Gradiente de fluido producido

5.3. Cálculo del Factor de Perdida

nDFFCm

CmC 12

23 44.1 CBtC

5.4. Duración del Tiempo de Ciclo (T)

5.4.1. Presión estática a Dov.

R

aFSVPt

R

RPcvo

bPtro n

nn 1)1(

1 2

2

433.0100

%

5.131100

%15.141

GEAAyS

API

AyS

Gof


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



DPTDPsPs ovtDOV 1000

5.4.2. Diferencial de Presión Disponible THPFgPsA DOV

5.4.3. Índice de Productividad

A

QIP L1000

5.4.4. Calculo de Productividad en Termino de Altura de Columna

Bt

IP

44.1

fG

14

C

Dov

eC

0.11C

14

C

Dov

eC

42

44 ))((

CCe

CeCmCeT

T

TT

Esta ecuación se resuelve por un método iterativo, hasta satisfacer la condición (Tcalculado-Tasumido) < Tolerancia.

5.4.5. Calculo de la longitud de Columna

GfCCme

ACeQ

T

T

1000)(

))(

4

4

5.4.6. Calculo de la producción diaria

T

QCQL

3

5.4.7. Calculo de la Presión de apertura de la VO en tubería

QGfFgTHPPtov n 1000

5.4.8. Calculo de la presión anular de apertura al nivel de cada válvula


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



Para válvulas de descarga

SnFgPkoPcvo nn )1(

Para la operadora y por debajo de la operadora 75)1( SnFgPkoPcvo nn

5.4.9. Presión de Apertura referida a la superficie

n

nn Fg

PcvoPcvos

5.4.10. Presión de apertura en tubería válvulas de descarga

GDDFgPcvosPto nnnnn )( 11

Si Pton es mayor a Ptov, usar Pton = Ptov.

5.4.11. Presión de apertura en válvulas debajo de la operadora

1000)( GfQgCmovCmPtovPto nn

5.5. Calibración de las Válvulas de Descarga Operadas por Gas

Generalmente se utilizan diámetros de orificio de 16/64 avos de pulgada. Cuando las condiciones son severas o desconocidas, el factor R de las válvulas de descarga debe ser menor que el de la operadora.

5.5.1. Con cámara de nitrógeno calibradas por presión de apertura

,

2a y 2b son los factores de corrección por temperatura del nitrógeno en el fuelle de la válvula. Donde:

)60(083.02 na ,

)60(002283.012 nb ,

Ab

AsR

nnn gDPTDTPT )(

Nota: TPT

es un dato normalmente conocido mediante registros, sin

7.14

)75.120125.0(5.1

)(02.1135.1

2n

FLn Pt

TPTRGLLn

dt

QLng

2

2

)1(

)()1(

bR

aPtoRRPcvoPtro nn

n


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



embargo, en caso de no tenerlo se puede obtener una aproximación usando la siguiente expresión:

8.886.15 DPTTPT


5.5.2. De fuelle y resorte calibradas por presión de apertura

Rnn

n PbR

aPtoRRPcvoPtro

2

2

)1(

)()1(

5.5.3. De resorte calibradas por presión de cierre

)()1( nnn PtRPcvoRPtrc

5.5.4. De resorte calibradas por presión de apertura

)1(

)()1(

R

PtoRPcvoRPtro nn

n

5.6. Válvulas de descarga operadas por presión de fluido

Cuando se usan válvulas operadas por presión de fluido como válvulas de descarga, se recomienda usar diámetros de asiento de 10/64 avos de pulgada. Es normal que durante la operación las válvulas de descarga se abran al paso de la columna de fluido, es decir se produce inyección multipunto.


nn

n PtoR

RPcvoPtro

)1(

5.6.2. De resorte calibradas por presión de cierre RPtoRPcvoPtrc nnn 1


R

aPto

R

RPcvo

bPtro n

nn 1)1(

1 2

2

5.7. Calibración de la válvula operadora

Para calibrar la válvula operadora es necesario determinar la relación asiento fuelle R ideal, que permite el diferencial necesario, Pcvo - Pcvc, para inyectar el


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



volumen de gas requerido por ciclo, de acuerdo a la siguiente expresión:

5.7.1. Cálculo de la presión de cierre de la Válvula Operadora

Factores volumétricos

ov

DovBaKK

1005

334.69 12

ov

FgovDovBaK

1005

)1(667.343

LBK L2

4 10361.6

a

PgaBgQDovvgs

667.34)(, donde

7.14)(5.0 PtmPgnPga ,

FgmPgnPtm

524.1

2

54

(1

QCDovFgm , THPQCCfGfPgn 21000

dtCf

8232.2

46013)( DaDovova , siendo )(5.0 2 DovQCDa

Luego de calcular vgs , es posible calcular iRGL

PtoPcvo

PcvcPcvoR

7.1442 KK

vgcFgPcvc ov

vgsPcvosKKvgc )7.14()( 43

Dov

FgovK

)1(395.211


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



BtQC

vgsRGLi

2

iL RGLQQgi

Luego de haber calculado la relación ideal R

mencionada en el punto 5.7. se selecciona la válvula del tipo apropiado de la que R

sea más cercano al R

de acuerdo a los siguientes casos:

Si R = R , seleccionar válvula como la operadora, de lo contrario, calcular Pcvos y Pcvo de acuerdo a las ecuaciones A y B respectivamente.

(A)

(B)

Cuando R > R , si la presión Pcvos no es lo suficientemente baja como para causar problemas de congelamiento en superficie, se acepta la válvula seleccionada, de lo contrario probar con una válvula cuyo R

sea inmediatamente menor que, tal como se explica a continuación. Si R < R , entonces comparar Pcvo calculado de acuerdo a los siguientes criterios.

Si SnFgnPkoPcvo se acepta la válvula seleccionada.

Si SnFgnPkoPcvo se selecciona una válvula cercana con R > R . Recalcular Pcvo con ecuaciones (A) y (B)

Cuando R es muy pequeña, y no se encuentra ninguna apropiada es necesario hacer un diseño con orificio en línea de gas.

Cuando R es muy grande, y no se encuentra ninguna apropiada es necesario hacer un diseño considerando válvulas de fluido.

A continuación las ecuaciones para calibrar la válvula operadora de acuerdo al tipo de válvula seleccionado, una vez conocido el valor de R.

5.7.2. Calibradas por presión de apertura con cámara de nitrógeno ,

)1()(

)(7.14

4243

3242

RKKKK

KKKKFgov

PtovRvgs

Pcvos

PcvosFgovPcvo

2

2

)1(

)()1(

bR

aPtoRRPcvoPtro nn

n


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



2a y 2b son los factores de corrección por temperatura del nitrógeno en

el fuelle de la válvula. Donde:

)60(083.02 na ,

)60(002283.012 nb ,

Ab

AsR

nnn gDPTDTPT )(

Nota: TPT

es un dato normalmente conocido mediante registros, sin embargo, en caso de no tenerlo se puede obtener una aproximación usando la siguiente expresión:

8.886.15 DPTTPT


5.7.3. Calibradas por presión de apertura de fuelle y resorte

Rnn

n PbR

aPtoRRPcvoPtro

2

2

)1(

)()1(

5.7.4. Calibradas por presión de cierre de resorte )()1( nnn PtRPcvoRPtrc

5.7.5. Calibradas por presión de apertura de resorte

)1(

)()1(

R

PtoRPcvoRPtro nn

n

5.8. Válvulas operadas por presión de fluido


7.14

)75.120125.0(5.1

)(02.1135.1

2n

FLn Pt

TPTRGLLn

dt

QLng


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



n

nn Pto

R

RPcvoPtro

)1(

5.8.2. De resorte calibradas por presión de cierre RPtoRPcvoPtrc nnn 1


R

aPto

R

RPcvo

bPtro n

nn 1)1(

1 2

2

En el anexo No. 3 se muestra una Tabla con válvulas de levantamiento más comúnmente usadas en las operaciones y sus características más importantes. En el anexo N°. 4 se muestra la nomenclatura usada para válvulas de levantamiento. En el IP-MP-IT-04-F01 se muestran los formulario de diseño de datos básicos y los requerimientos de equipos de LAG.

Nota importante: Una vez realizado el Diseño de LAG, se debe cumplir con los siguientes pasos:

1. Los datos y los requerimientos de equipos deben ser transcritos al formulario IP-MP-IT-04-F01 Diseño de equipo de Gas Lift.

2. El formato debe ser validado y firmado por el Supervisor de Optimización. 3. Reproducir dos copias de cada formato los cuales serán distribuidos de la

siguiente manera: 3.1. El original se archiva en la carpeta del pozo. 3.2.Dos copias se entregan al personal de subsuelo para su posterior gestión y procesamiento de compra y entrega del equipo a la unidad (gabarra o máquina)

4. Una vez ejecutado el trabajo, PDVSA Servicios envía información y copia del detalle de tubería y equipos instalados (mandriles, válvulas, niples) al Ingeniero de Producción.

5. El Ingeniero de Producción verifica los equipos instalados y actualiza las profundidades reales en el formato de diseño, el modelo del pozo y en la base de datos homologada.

Existen diversos simuladores de flujo multifasico en pozos

tuberías para realizar diseños de levantamiento artificial por gas. Actualmente se disponen de los siguientes:

WELLFLO, PIPESIM, ISIS (PARA LAG INTERMITENTE), GLCONT, GWBASIC GLINT, OTRAS HERRAMIENTAS LOCALES (HOJAS DE CALCULOS PARA BALANCES DE GAS, CALIBRACIÓN Y ESPACIAMIENTO)


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



Las tres primeras aplicaciones son las más utilizadas en la División Occidente por PDVSA.

DEFINICIÓN DE VARIABLES

Variable Descripción Unidades

Productividad expresada en altura de columna [Mpies/min. lpc]

2a Factor de corrección por temperatura del nitrógeno [adimensional]

2b Factor de corrección por temperatura del nitrógeno [adimensional]

A

Diferencial de presión disponible para formar la columna [lpc] As Area del asiento de la válvula de levantamiento [pulg2] Ab Area del fuelle de la válvula de levantamiento [pulg2] Ba Factor volumétrico del espacio anular [pie3/Mpies] Bg Factor volumétrico de tubería [pie3/Mpies] BL

Factor volumétrico de la línea de gas [pie3/Mpies] Bt Factor volumétrico de la tubería [BB/Mpies]

BGL Factor dependiente de la presión para FGL [1/Mpies] BLA

Factor dependiente de la GG para BGL [1/Mpies] BLB

Factor dependiente de la GG para BGL [1/lpcMpies] BLC Factor dependiente de la GG para BGL [1/lpc2Mpies]

1C Velocidad de ascensión del tapón en flujo intermitente [Mpies/Min.]

Cf Coeficiente de fricción [adimensional] Cm Fracción de pérdida por resbalamiento [Mpies]

CHP Presión de revestidor [lpc] dc Diámetro interno del revestidor [Pulg]

Del Factor de ajuste para Espaciamiento de mandriles [Mpies] dH Diámetro del hueco en tubería [Pulg]

Dma Profundidad del mandril adicional [Mpies] Dna Profundidad del mandril ajustada [Mpies] dp Diámetro del asiento de la válvula [64avos de

pulgada] Dpd Profundidad de la empacadura [Mpies] DPT

Profundidad al tope de las perforaciones [Mpies] dt Diámetro interno de la tubería de producción [Pulg] dto Diámetro externo de la tubería de producción [Pulg] Dcg Profundidad de hueco en tubería circulando gas [Mpies] Dta Profundidad de comunicación tuberia-anular [Mpies]

nD Profundidad de cada válvula de LAG [Mpies]

FGL Factor de gas lineal en el espacio anular [adimensional]

nFgzc Factor de gas en el revestidor [adimensional]

nFgzt Factor de gas dentro de la tubería a cada profundidad [adimensional]

FF

Factor de resbalamiento, 0.05 por defecto [adimensional]


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



nFg Factor de gas exponencial [adimensional]

Fgtc Factor de gas al tope de la columna de fluido [adimensional] FS Fact. de seg. depende de estabilidad sist. de suministro [adimensional]

FSV Factor de seguridad para válvulas de fluido [adimensional] FSM Fact. Seg. válv. fluido, para Espaciamiento de mandriles [adimensional] GEA Gravedad específica del agua [adimensional] GG Gravedad especifica del gas [adimensional]

fG Gradiente de fluido [lpc/pie]

G Gradiente de Fluido de Descarga [lpc/pie]

ng Gradiente dinámico de temperatura [oF/Mpies]

IP

Indice de productividad [BBD/lpc] I

Numero de mandriles adicionales [adimensional] k Constante dependiente de GG [adimensional]

Mmin Distancia mínima entre mandriles (600 pies) [Mpies] N Numero total de mandriles [adimensional]

Pga Presión mediana del gas en la tubería [lpc] Pgn Presión máxima debajo del tapón de liquido [lpc] Pa Presión aguas arriba del orificio [lpc] Pd Presión aguas abajo del orificio [lpc] Pan Presión en el anular a 60 sobre la empacadura [lpc] Pbts Presión del fuelle de la válvula referida a superficie [lpc]

nPcvos Presión de apertura de la válvula referida a la superficie [lpc]

nPcvc Presión de cierre de la válvula a profundidad [lpc]

nPcvo Presión de apertura de la válvula a profundidad [lpc]

nPcgh Presión anular superficial correspondiente al diámetro de hueco calculado

[lpc]

Pcgs Presión de apertura de la válvula referida a la superficie circulando gas

[lpc]

Pgtc Presión del gas al tope de la columna de fluido [lpc] Pko Presión de arranque para espaciamiento de mandriles [lpc]

QP Presión ejercida por la columna de fluido [lpc]

GLP Presión de la línea de gas pozo antes de la válvula check [lpc]

Pm Presión de suministro de gas [lpc]

MPP Presión en el punto medio de las perforaciones [lpc]

Pj Máxima carga en tensión del mandril [Mlbs] Pk Resistencia al estallido del mandril [lpc] PL

Resistencia al colapso del mandril [lpc] Ym Resistencia a la tensión del mandril [lpc] Ps Presión estática de yacimiento [lpc]

nPsop Presión superficial de operación [lpc]

nPt Presión en la tubería [lpc]


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



maxPt Presión máxima en la tubería en condiciones dinámicas [lpc]

Ptrc Presión de calibración por cierre en el taller [lpc] Ptro Presión de calibración por apertura en el taller [lpc] Ptub Presión en la tubería a 60 sobre la empacadura [lpc]

Q Columna de fluido levantada [Mpies] Qp Columna de fluido producida [Mpies] Qr Columna de fluido perdida por resbalamiento [Mpies] Qgi Flujo de gas inyectado [MPCD] Qgt Gas total producido por el pozo [MPCD]

LQ Tasa de producción [MBBD]

R

Relación de área asiento/ fuelle de la válvula de LAG [adimensional]

iRGL Relación gas-líquido de inyección [pie3/bl]

FRGL Relación gas-líquido de la formación [pie3/bl]

RGL Relación gas-líquido [pie3/bl] RGP Relación gas-petróleo [[pie3/bn]

S Caída de presión entre válvulas [lpc] T

Tiempo de ciclo [Min.] THP

Presión de tubería en el cabezal del pozo [lpc]

nTcg Temperatura anular del gas [°F]

TPT

Temperatura al tope de las perforaciones [°F] vgs

Volumen de gas inyección por ciclo [pie3] vgc

Volumen de gas en el sistema al cierre de la válvula [pie3] VO Válvula operadora - AyS% Porcentaje de agua y sedimentos [porcentaje]

ncg

Temperatura de cada válvula [°F]

a

Temperatura mediana del gas en flujo intermitente [°R]

n

Temperatura de cada válvula a cada profundidad [°F]


REVISIÓN 0

FECHA 03/2012



GRUPO TÉCNICO DE TRABAJO

NOMBRE Y APELLIDO INDICADOR ORGANIZACIÓN Katherina González gonzalezks U.P CSL

Cecilio Reyes reyescs U.P TJL

Mayra Rodríguez rodriguezmnh U.P CSL

Yasely Fernández fernandezyhx U.P LMD

Jesús Hernandez hernandezjxs U.P TJL

Luís González gonzalezlsj U.P RM

Rafael Araujo araujors U.P LC

Elkis Medina medinaeyu U.P. BL

Richard Mendoza mendozarn U.P LLG

Julio Álvarez alvarezjsu U.P CT

Miguel Urdaneta urdanetamdc U.P LMR

Estilmar Diaz diazeae Calidad y Certificación División Lago.

This document was created with Win2PDF available at http://www.daneprairie.com.The unregistered version of Win2PDF is for evaluation or non-commercial use only.

http://www.daneprairie.com

diseno de lag

Documents

produccin pdvsa

capacidad de produccin

ingeniero de produccin

instalaciones de produccin

sistema de produccin

ndice de productividad

gas proceso de ingeniera

gas pgina