Title | Levantamiento Artificial por Gas (Dia 1) |
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Author | David Mejia Garcia |
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LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Objetivos. Generalidades del levantamiento artificial por gas. Diseño básico de instalaciones de levantamiento artificial por gas. Análisis y diagnóstico de pozos de LAG. Demostración del software de diseño. OBJETIVO GENERAL: Diseñar una instalación de levantamiento ...
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Objetivos. Generalidades del levantamiento artificial por gas. Diseño básico de instalaciones de levantamiento artificial por gas. Análisis y diagnóstico de pozos de LAG. Demostración del software de diseño.
OBJETIVO GENERAL:
Diseñar una instalación de levantamiento artificial por gas (LAG), seleccionando el método de levantamiento adecuado y el tipo de válvula correspondiente, considerando las características del pozo y las facilidades de compresión existentes.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS: • Estudiar las generalidades del proceso de LAG. • Describir el proceso de LAG, diferenciando los métodos de levantamiento utilizados y detallando la interrelación entre las fases y variables que intervienen en el proceso. • Diseñar una instalación de LAG determinando el espaciamiento entre mandriles y aplicando los principios de mecánica de válvulas para su selección y calibración. • Estudiar la metodología para el diagnóstico preliminar de sistemas de gas lift.
GENERALIDADES LAG
GENERALIDADES LAG
Sistema de producción. Análisis Nodal. Balance de Energía. Capacidad de Producción del Sistema. Flujo natural. Disminución de la capacidad de producción del sistema. Cese del flujo natural, levantamiento artificial. Levantamiento artificial por gas: definición del método, objetivos, métodos y mecanismos de levantamiento. Análisis integral de pozos produciendo por gas lift. Completación típica de un pozo de gas lift. Rango de aplicación del LAG. Comparación del LAG con otros métodos de producción. Sistema subsuelo-superficie de levantamiento artificial por gas.
GENERALIDADES LAG
Tipos de inyección de LAG continuo. Tipo de inyección de LAG intermitente. Instalaciones intermitentes no convencionales. Requerimientos a considerar para el LAG. Cálculos relacionados con el sistema de LAG. Funcionamiento normal del sistema de LAG. Algunos problemas en el sistema de LAG. Mejores prácticas LAG.
SISTEMA DE PRODUCCIÓN
PRESIÓN DE SALIDA: Pseparador (Psep) LINEA DE FLUJO
P O Z O
TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO EXTERNO DE DRENAJE EN EL YACIMIENTO HASTA EL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN EN LA ESTACIÓN
PRESIÓN DE ENTRADA: Pestática promedio (Pws) COMPLETACIÓN
YACIMIENTO
ANÁLISIS NODAL
PB cabezal
Línea de flujo Separador Tubería de producción
PA yacimiento
Posible nodo Cara de la arena
BALANCE DE ENERGÍA
Δp5 Δp5 Δp7 Δp7
Δp6 Δp6
ΔΔpT=Pres-Psep pT=Pres-Psep
Pwh Psep
Pdsc
Pdsv Pusv
Δp5 Δp5
Δp4 Δp4
Pdr Pur
Pwf
Pr
Pwfs
Δp2 Δp2
Δp1 Δp1
Δp8 Δp8
ΔΔp1= p1= Pr Pr--Pwfs Pwfs ΔΔp2= p2= Pwfs Pwfs--Pwf Pwf ΔΔp3= p3= Pur Pur--Pdr Pdr ΔΔp4=Pusv-Pdsv p4=Pusv-Pdsv ΔΔp5=Pwh-Pdsc p5=Pwh-Pdsc ΔΔp6=Pdsc-Psep p6=Pdsc-Psep ΔΔp7=Pwf-Pwh p7=Pwf-Pwh ΔΔp8=Pwf-Psep p8=Pwf-Psep
CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA
BALANCE DE ENERGÍA EN EL FONDO DEL POZO -----> NODO
Pws
DEMANDA
Pwf Pwf OFERTA
CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN
q1
AOF
Qliq.
FLUJO NATURAL
ΔP2 150 lpc/1000 pies). DE ALTA A MEDIANA PRODUCTIVIDAD (ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD > 0,5 bpd/ lpc). DECLINACIÓN POR FLUJO NATURAL. TASA DE PRODUCCIÓN MAYORES A 100 bpd. REVESTIDORES DE 4,5” Y 5,5”, CON EDUCTOR DE 2” (LIMITA LAS TASAS A < 1000 BPD). REVESTIDORES DE 7”, CON EDUCTOR DE 3,5” (TASAS > A 5000 BPD). APORTE DE GAS DE FORMACIÓN ALTO.
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
LAG INTERMITENTE: POZOS CON:
DE MEDIANA A BAJA PRODUCTIVIDAD (ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD > 0,3 bpd/ lpc). DE MEDIANA A BAJA PRESIÓN DE FONDO (PRESIONES < 150 lpc/1000 pies). BAJA TASA DE PRODUCCIÓN (< 100 bbl). MERMA EN LA PRODUCCIÓN DESPUÉS DE HABER INYECTADO LAG CONTINUO (BACHES DE PETRÓLEO). ALTA RGP. PROFUNDIDAD < 7000’.
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
EFICIENCIA DEL LAG
Q gas BND
CONTINUO
INTERMITENTE
Se incrementa al aumentar la profundidad de inyección con la tasa de gas adecuada
Se incrementa al usar la frecuencia adecuada de ciclos de levantamiento que maximiza la producción diaria
EL LAG ES EL MÉTODO QUE SE DEBE CONSIDERAR EN ORDEN DE PRIORIDAD DESPUÉS DEL FLUJO NATURAL.
FLUJO NATURAL
LAG CONTINUO
LAG INTERMITENTE
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Factores que favorecen la eficiencia del LAGC Alta tasa de producción. Baja densidad del petróleo. Alta presión de fondo. Alta relación gas-fluido del yacimiento. Alta producción de arena. Diámetro pequeño de tubería ( consumo de gas) Factores que favorecen la eficiencia del LAGI Baja tasa de producción. Baja relación gas – fluido del yacimiento. Alta densidad del petróleo. Pozo sin producción de arena. Pozos moderadamente profundos con bajo nivel de fluido. Baja presión de fondo
MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO LAG CONTINUO Efectos del gas en un pozo de LAGC
Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería. Expansión del gas inyectado. Desplazamiento del fluido por alta presión del gas.
Efectos del gas en un pozo de LAGI Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido. Expansión del gas inyectado, que empuja el tapón de líquido hacia el cabezal del pozo y de allí a la estación.
MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO LAG CONTINUO Pwh
Presión
Dov Δp Profundidad
pwf, qL
p
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE Ciclo: Proceso que tiene lugar desde que se forma el tapón de líquido hasta que se estabilizan las presiones en el sistema. La duración del ciclo es la duración del tiempo que pasa para que la válvula operadora abra sucesivamente dos veces. Ti: Tiempo de influjo: Tiempo en el que se llena el tapón. Tv: Tiempo de viaje: Tiempo que tarda en llegar el tapón desde el punto de inyección a la superficie. Te: Tiempo de estabilización: Tiempo que tardan en estabilizarse los sistemas de presión. Tc: Tiempo de ciclo: Tc = Ti + Tv + Te
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE
CERRADA
ABRE
ABRE
CIERRA
CIERRA
CERRADA
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE
CERRADA
ABRE
t i : TIEMPO DE INFLUJO
ABRE
CIERRA
CIERRA
CERRADA
t v : TIEMPO DE VIAJE
Tc (min) = TIEMPO DE CICLO = t i + t v + t e
t e : TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN N = 1440 / Tc
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE
Longitud óptima de columna Q
Tasa de Líquido
t
tiempo
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE
presión
Forma tradicional
Apertura Válvula LAG
ΔP CERRADA
(SPREAD) Tiempo de Ciclo (TT)
ABRE
Cierre Válvula LAG
tco
tiempo
CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE
presión
Descripción del ciclo Apertura Válvula LAG
Cierre Controlador de Superficie
Cierre Válvula LAG Apertura Controlador de Superficie
tOFF
tON
Tiempo de Ciclo (TT)
tiempo
Factores que determinan la caída parcial del tapón de líquido en el LAGI El desarrollo de las burbujas de gas. La velocidad de ascenso del tapón de líquido. Las restricciones en el cabezal del pozo.
Para que el flujo intermitente sea eficiente se requiere que el gas: Entre rápidamente a la tubería. Forme burbujas que contribuyan a acelerar el tapón de líquido.
Problemas asociados al LAGI Resbalamiento severo de líquido en la tubería. El tapón pierde entre 5 y 7% /1000’ por cada ciclo.
Factores que afectan la tasa de producción del LAGI
Tamaño de la tubería. Profundidad de levantamiento. Presión de inyección del gas. Contrapresión en el cabezal del pozo. Características de las válvulas de levantamiento. Características de los fluidos. Spread de la válvula. Relación anular/eductor. Proceso de restauración de los fluidos.
SISTEMA DE LAG-ANÁLISIS INTEGRAL
GAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLANTA DE COMPRESION
LINEAS DE DISTRIBUCIÓN
INYECCION DE GAS
POZO INYECTOR DE GAS
GAS PET + AG + GAS
POZO PRODUCTOR
ESTACION DE FLUJO
MERCADO INTERNO
GLP
EXPORTACION PLANTA GLP
YACIMIENTO
PET + AG
PATIO DE TANQUES
EXPORTACION
TERCERAS PARTES
TERMINALES DE EMBARQUES
REFINERIA
EXPORTACIONES - PETROLEO - PRODUCTOS
MERCADO INTERNO
SISTEMA DE LAG-ANÁLISIS INTEGRAL
PLANTA COMPRESORA
ALTA PRESIÓN DE GAS
POZOS
SEPARADOR TANQUE DE DE GAS ALMACENAMIENTO
GAS DE INYECCIÓN
CRUDO BOMBEO YACIMIENTO VENTAS
COMPLETACIÓN TÍPICA DE UN POZO DE GAS LIFT
CABEZAL SALIDA DE CRUDO CASING DE SUPERFICIE (9 5/8”-10 3/4”)
TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (3 1/2”)
ENTRADA DE GAS
MANDRILES SUPERIORES
CASING (7”- 9 5/8”) EMPACADURA DE PRODUCCIÓN
MANDRILES INFERIORES LINER DE PRODUCCIÓN (3 1/2”-4 1/2”-7”)
COMPLETACIÓN TÍPICA DE UN POZO DE GAS LIFT
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Comparación con otros métodos de producción:
Injection Gas In
Produced Hydrocarbons Out
LAG: CONTINUO. INTERMITENTE.
CONTINUO: Bajo costo en equipos de subsuelo, pero altos costos en líneas de flujo y compresión de gas.
Side Pocket Mandrel with Gas Lift Valve
Side Pocket Mandrel with Gas Lift Valve
Eficiencia de levantamiento entre un 5 y 30%. Side Pocket Mandrel with Gas Lift Valve
Completion Fluid Single Production Packer
Es esencial un buen espaciamiento y diseño de válvulas. Costo operacional por pozo bajo. De uso en completaciones simples y dobles. Se pueden reemplazar las válvulas con guaya. Se usa comúnmente como sustituto del flujo natural.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: INTERMITENTE: Bajo costo en equipos de subsuelo, pero altos costos en líneas de flujo y compresión de gas. Eficiencia de levantamiento entre un 5 y 10%. Costo operacional por pozo bajo. Necesidad de medición y control continuo para mantener la inyección estable. Tapón de Fluido
Gas
Es esencial un buen espaciamiento y diseño de válvulas. Se usa comúnmente como sustituto del LAG continuo en pozos con baja tasa o como sustituto del balancín. Usualmente limitado por el deslizamiento para pozos > 10.000 pies.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LAG: RANGO DE APLICACIÓN
GRAVEDAD: 12 - 45.0 °API
VISCOSIDAD: > 5.0 CPS
MANEJO DE GAS: ILIMITADO
REVESTIDOR: > 4-1/2”
Typical Range
Maximum*
Operating Depth
5,000 -10,000’ TVD
15,000’ TVD
Operating Volume
100 - 10,000 BPD
30,000 BPD
100 - 250° F
400° F
0- 50°
70° Short to Medium Radius
Operating Temperature Wellbore Deviation
Corrosion Handling Gas Handling Solids Handling Fluid Gravity Servicing Prime Mover Type
Good to Excellent with Upgraded Materials Excellent Good Best in >15° API Wireline or Workover Rig Compressor
Offshore Application
Excellent
System Efficiency
10% - 30%
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: BOMBEO MECÁNICO: CONVENCIONAL ROTAFLEX
Sucker Rod
Sucker Rod Pump Assembly
Tubing Anchor/ Catcher
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: Typical Range
BOMBEO MECÁNICO: ROTAFLEX RANGO DE APLICACIÓN
Maximum*
Operating Depth
100 - 11,000’ TVD
16,000’ TVD
Operating Volume
5 - 1500 BPD
5000 BPD
Operating Temperature
100° - 350° F
550° F
0 - 20° Landed Pump
0 - 90° Landed Pump 8° API Workover or Pulling Rig Gas or Electric Limited 45%-60%
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
PLUNGER LIFT:
El Plunger LIft usa la presión del gas almacenada en el revestidor. El pozo debe estar cerrado por un tiempo suficientemente largo para que se acumule la presión que levantará tanto al plunger como al tapón de líquido hasta la superficie.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: PLUNGER LIFT: RANGO DE APLICACIÓN
Solar Panel Controller Motor Valve
Dual “T” Pad Plunger
Bumper Spring
Lubricator Catcher Orifice Control Valves
Typical Range
Maximum*
Operating Depth
8,000’ TVD
19,000’ TVD
Operating Volume
1-5 BPD
200 BPD
120° F
500° F
N/A
80°
Operating Temperature Wellbore Deviation Corrosion Handling
Excellent
Gas Handling
Excellent
Solids Handling
Poor to Fair
GLR Required
300 SCF/BBL/1000’ Depth
Servicing
Wellhead Catcher or Wireline
Prime Mover Type Offshore Application System Efficiency
Well’s Natural Energy N/A at this time N/A
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BES
La Bomba Electro-Sumergible es una bomba construida de etapas de bombeo centrifugo. El motor eléctrico se conecta directamente al modulo de bombeo centrifugo en una BES. Esto quiere decir, que el eje del motor eléctrico se conecta directamente al eje de la bomba. De esta manera la bomba rota a la misma velocidad que el motor eléctrico.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BES
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BES
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: Typical Range Operating Depth
Maximum*
1,000’ - 10,000’ TVD
Operating Volume
BES
Motor Control
15,000’ TVD Vent Box
200 - 20,000 BPD
30,000 BPD
100° - 275° F
400° F
Operating Temperature Wellbore Deviation
Corrosion Handling
10°
Good Poor to Fair
Solids Handling
Poor to Fair
Servicing Prime Mover Type
Production Tubing
0 - 90° Pump Placement 10° API Workover or Pulling Rig Electric Motor
Offshore Application
Excellent
System Efficiency
35%-60%
Motor
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BCP
La Bomba de Cavidad Progresiva es una bomba de desplazamiento positivo que usa un rotor helicoidal que gira excéntricamente dentro de un estator. El rotor es una barra de acero de alta resistencia generalmente cromada. El estator es un eslatómero resistente en un molde de doble configuración helicoidal dentro de una camisa de acero.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BCP
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción:
BCP Vertical Vertical Electric Wellhead Electric Wellhead Drive Drive
Casing Casing
Production Tubing Production Tubing Sucker Rod Sucker Rod Sucker Rod Coupling Sucker Rod Coupling Tubing Collar Tubing Collar Stator Stator Rotor Rotor
Tubing Collar Tubing Collar Tag Bar Sub Tag Bar Sub
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Comparación con otros métodos de producción: BCP: RANGO DE APLICACIÓN
Typical Range Operating Depth
Maximum*
2,000 --4,500’ TVD
Operating Volume Operating Temperature
6,000’ TVD
5 - 2,200 BPD
4,500 BPD
75 -150° F
250° F
N/A
0 - 90° Landed Pump 20º: usar mandriles especiales para pozos desviados KBMG/MMAG
MANDRIL DE BOLSILLO CONVENCIONAL
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Equipo de subsuelo:
LACTH SIDE POCKET MANDREL
VALVULA
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Combinaciones de mandriles de bolsillo y válvulas: 2 Configuraciones de mandriles
Tipo 1 (Mandril Estándar): Tiene los huecos perforados del lado del revestidor. El fondo del bolsillo comunica con la tubería de producción. Tipo 2: Tiene los huecos perforados del lado de la tubería. El fondo del bolsillo comunica con el exterior del espacio anular.
Tipo 1: Válvula convencional operada por presión de gas. Tipo 2: Válvula operada por la presión de los fluidos producidos. Tipo 3 y Tipo 4. 4 Configuraciones de válvulas
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Combinaciones de mandriles de bolsillo y válvulas:
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Recuperación de Válvulas:
1
2
3
4
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Instalación de Válvulas:
1
2
3
4
TIPOS DE INSTALACIÓN DE LAG POR GAS
PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN
GAS DE INYECCIÓN
GAS DE INYECCIÓN VÁLVULAS DE L.A.G.
VÁLVULAS DE L.A.G.
ABIERTA
SEMI-CERRADA REGULADOR
IDEAL PARA LAG CONTINUO
PRODUCCIÓN
GAS DE INYECCIÓN VÁLVULAS DE L.A.G.
CERRADA
IDEAL PARA LAG INTERMITENTE
SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
LAGC ANULAR COILED TUBING
CONTINUO TUBERÍA Extensión del flujo natural
Simple y constante inyección controlada de gas a alta presión para producir la columna de fluido.
TIPOS DE INYECCIÓN DE LAG CONTINUO
Annular gas injection
Tubing gas injection Gas in
Production Production
Gas in
Tubing
CSG Casing FLOW
Casing
Tubing
100-600 BPD
Gas entry
> 1500 BPD Liquid
Liquid
TUBING FLOW: Requiere más gas que el csg flow. Usa válvulas operadas por presión de fluido.
TBG FLOW
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
LAGI
El gas se inyecta rápidamente en el interior del tubing para formar burbujas de gas dentro del tapón de líquido a intervalos de tiempo ...