MANUAL GAS LIFT ESP OIL.pdf

8/16/2019 MANUAL GAS LIFT ESP OIL.pdf

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Levantamiento Artificial por Gas

Gas Lift para Operadores

Dictado por:

JUAN FAUSTINELLI Petroleum Engineer

Mayo 05 al 09 - 2003Hotel Ojeda Suite

Venezuela


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Programa de Adiestramiento 2003 – Gas Lift - Operadores

CONTENIDO

I. Introducción

II. Presión y gradientes de presión y temperatura

III. Control de la inyección y medición del gas

IV. Normas operacionales en el arranque de un pozo por LAG

V. Diagnostico

V. A. Normas para el análisis del disco de dos presiones

V.A.1. Flujo continuo

V.A.2. Flujo intermitente

V.B. Problemas de comunicación

V.C. Posibles fallas, razones y soluciones

V.D. Formación de hidratos

VI. Normas de seguridad industrial aplicadas a las operaciones de producción enlas estaciones recolectoras

VI.A. Operaciones en el lago

VI.B. Operaciones en tierra

VII. Informes técnicos

Anexo I. Graficas

Anexo II. Discos de 2 presiones

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CAPÍTULO I

Introducción


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I. Introducción

Breve reseña del sistema de Levantamiento Artificial por Gas

Este método consiste en inyectar gas a través del revestidor de producción, a una presióndeterminada, en la columna de fluido dentro de la tubería de producción, hasta la parte más baja que

lo permita la presión disponible en la superficie.Cuando se inyecta gas a la columna de liquido (a través de válvulas especialmente diseñadas) el peso de dicha columna se aligera por las burbujas de gas, permitiendo que la presión del yacimientosea mayor que el peso de la columna (menor contrapresión) y el liquido fluya.Existen tres tipos de levantamiento artificial por gas (LAG):

- Flujo Contínuo.- Flujo Intermitente.- Flujo pistón.

A continuación, se darán breves nociones de cada una de estas formas de levantamiento artificial porgas.

- Flujo Contínuo: El gas es inyectado en forma continua al pozo con el objeto de reducir ladensidad de la columna de fluido ya así permitir a la presión de la formación impulsar elfluido hacia la superficie. Este método es recomendable para pozos con:

- Alta tasa de producción.- Alto corte de agua.- Buen índice de productividad.- Baja viscosidad del crudo.

- Flujo intermitente: El gas es inyectado a un volumen mayor y a ciertos intervalos de tiempo,con el propósito de desplazar, por etapas, la columna de fluido en la tubería del pozo. Este

método es recomendable bajo los siguientes aspectos:- Pozos con baja presión estática.- Bajo índice de productividad- Bajas tasas de producción.- Crudos con mayor viscosidad.

- Flujo Pistón: Este método fue desarrollado por Lagoven en la División Occidente, en unavariante del flujo intermitente, en el cual se inyecta el gas en forma cíclica. La diferenciaradica que la inyección de gas se realiza en dos o mas secciones de fluido (pistones) en latubería, y en el intermitente ocurre con una sola sección.Este método es aplicable en pozos con yacimientos de mediana profundidad, alta presión

estática, alta viscosidad y altos índices de productividad. Fue desarrollado y aplicado en los pozos del yacimiento Urdaneta-1 del campo Urdaneta Oeste.



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La selección de uno a otro tipo depende de la presión de fondo; de la disponibilidad del volumen y presión de gas requeridos, como las características y condiciones del yacimiento. El diseño y lainstalación del sistema depende de la selección de los elementos que van el pozo: tipo de válvulas;espaciamiento y profundidad de colocación de las válvulas de sarta; características de la sarta derevestimiento final y de educción; tipos de terminación del pozo y previsiones para posteriordesencaje, cambio e insertación de elementos de la sarta, utilizando herramientas manipuladas desde

la superficie por medio de un cable o alambre.

En la superficie, se dispone todo lo concerniente al manejo del gas que debe utilizarse:Características, recolección, presiones, tratamiento, medición, control de volúmenes, compresiones,distribución e inyección para la red de pozos del sistema. De igual manera existe también en lasuperficie las instalaciones requeridas para recibir la producción de los pozos: gas-petróleo-agua yefectuar la separación, tratamiento, almacenamiento, distribución y despacho.

Cuando un pozo produce por flujo natural hay suficiente energía almacenada en el yacimiento paraque el liquido llegue hasta la estación de flujo. La presión del yacimiento y el gas de formacióngeneran esta energía de levantamiento. Cuando la energía es muy baja para que el pozo fluya en

forma natural, es necesario la instalación de un método artificial de levantamiento. El pozo cesa defluir cuando existe un incremento en el porcentaje del corte de agua o por una declinación de la presión estática del yacimiento.

La figura I-1, muestra dos tipos de línea, el trazo recto que representa la recta de la oferta de producción del yacimiento (llamada comportamiento de afluencia del yacimiento o IPR = InflowPerformance Relationship) y las varias curvas de demandas de producción, que son generadas deacuerdo a las tasas de producción y del equipo de completación del pozo. La grafica muestra elefecto que tiene la relación agua - petróleo en la tasa de producción de un pozo, cuyo mecanismo deempuje es generado por la presión hidráulica del yacimiento. Se aprecia igualmente que a pesar demantenerse constante la presión del yacimiento a través del tiempo de producción, la relación agua -

petróleo aumenta, haciendo mas pesada la columna de fluido. Debido a esta mayor contrapresión, sutasa disminuye hasta que deja de producir, justo en el momento en que la columna vertical resultamás pesada que la presión fluyente del yacimiento.

La figura I-2, muestra el caso de un pozo que produce de un yacimiento con gas en solución comomecanismo de empuje. En esta figura se aprecia el efecto combinado del aumento de la relación gas- liquido y la declinación de la presión estática del yacimiento. El efecto neto es la declinaciónrápida de producción a medida que se agota la presión del yacimiento; a pesar de tener el pozo ungradiente fluyente muy liviano, el yacimiento no es capaz de soportar la contrapresión generado porla columna de liquido, por lo que cesa de producir.

El ingeniero de producción debe predecir cuando un pozo dejará de fluir naturalmente, de maneraque pueda implementar inmediatamente el método de levantamiento artificial más adecuado pararestaurar el pozo a producción. La tabla I-1, muestra las ventajas que ofrecen cada uno de los cuatrométodos de producción artificial más usados en la industria petrolera. El bombeo mecánico es elmás conocido y aplicado, mientras que el LAG resulta ser el más económico para drenaryacimientos de petróleo liviano y que aun mantienen cierta presión estática. Los otros dos métodos,electrocentrífugo e hidráulico, solo son aplicados en casos particulares, cuando los dos métodosanteriores resulten pocos atractivos económicamente. La tabla I-2, muestra las desventajas de estoscuatro métodos de producción.



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El primer bombeo mecánico fue instalado en 1859 y los métodos de bombeo hidráulicos, bombeoeléctrico y LAG se implementaron en los años 30; solo a partir de 1965 se instaló en Canadá la bomba de cavidad progresiva para drenar yacimientos someros de petróleo pesado con altocontenido de arena, y resulto ser el único método de levantamiento artificial que resultabaeconómico. La tabla I-3, muestra las ventajas y desventajas de este método. Es el sistema que ofreceuna mayor eficiencia global de levantamiento artificial, del orden de 52 %, y su consumo d

electricidad con respecto al bombeo mecánico es aproximadamente del 50 %.La tabla I-4 es un breve resumen de la historia de los métodos de producción relacionadas a lasinvenciones y aplicaciones de estos cinco sistemas de levantamiento artificial.

A continuación algunos comentarios generales relacionados al LAG:♦ Cuando el petróleo es pesado, de 12 a 16 ºAPI se puede producir:

• Si el nivel estático esta cerca de la superficie y:1. La presión de LAG es baja, efectuar un diseño intermitente con solo dos o tres válvulas

de asiento de ½” o válvulas piloto. Utilizar un regulador de ciclaje en la superficie.2. La presión de LAG es muy alta de 2000 a 3000 lpc y el yacimiento es profundo, se podrá

inyectar en forma continua cerca de la empacadura. Más aún, si el gas de LAG eshúmedo, el pozo podrá producir a una tasa superior a su tasa inicial cuando producía porflujo natural. En pozos profundos y con buenas tasas de liquido, la temperatura del flujose mantiene alta, conservando baja la viscosidad, lo que favorece el LAG.

• Si el nivel estático es poco profundo, instalar diseño intermitente. Si se instalan válvulas deasientos pequeños el pozo solo circulará gas de LAG.

• Si el nivel estático esta por debajo de los 3000’, será muy difícil obtener produccióncomercial del pozo.

♦ En muchos diseños de LAG, el ingeniero no considera el caudal de gas que puede pasar a travésde las válvulas, por lo que conduce generalmente a la instalación de asientos demasiado grandes.Esto trae como consecuencia que a pesar de inyectar la tasa optima de gas, la válvula de

operación cierra en forma alterna y el pozo produce con mucha intermitencia, perdiendo así producción de petróleo.

♦ Instalación de la empacadura de fondo:• Para el LAG intermitente es imprescindible su instalación para ahorrar gas de LAG. Sin

empacadura, la RGL de inyección aumenta de unos 250 PC/B/1000’.• Para el LAG continuo, una instalación sin empacadura necesita aproximadamente un 20 %

de exceso de gas para eliminar la inestabilidad del flujo de liquido.Cuando el petróleo es liviano y el yacimiento es de baja presión, el LAG intermitente puede seraplicado eficientemente para pozos someros. Si el pozo es profundo, mayor de 6000’, el diseñodeberá ser continuo con válvulas de asientos pequeños, ya que se obtendrá mayor produccióninyectando en forma continua por debajo de los 6000’ que en forma intermitente.

♦

La tabla I-5, muestra las ventajas y desventajas de la aplicación del LAG, en forma intermitente ycontinuo. Con el fin de determinar la mejor forma de producir un pozo por LAG intermitente ocontinuo, se muestran algunos parámetros en la tabla I-6. Sin embargo, cada pozo debe ser analizadode una manera particular y decidirse por un diseño flexible de LAG, con el fin de poder producir el pozo de manera eficiente para diferentes tasas de liquido o a través de la vida útil del pozo.



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PRESION DE FONDO ESTATICA

RAP = 1

RAP = 2

RAP = 5

RAP = 10

PRESIÓN FLUYENTECURVAS DE DEMANDA

(NO HAY FLUJO)

INDICE DE PRODUCTIVIDAD(Curva de Oferta)

P R E

S I Ó N E N E L F O N D O D E L P O

Z O

TASA, B/D

FIGURA I-1.- Declinación de la Tasa de Producción. Empuje Hidráulico.



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TASA, B/D

IPR 3

IPR 2

IPR 1

RGL 3

RGL 2

RGL 1

NO HAY FLUJO

P R E S I Ó N E N E L F O N D O D E L P O Z O

COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIAIPR = Inflow Performance Relationship

FIGURA I-2.- Declinación de la Tasa de Producción. Gas en Solución.

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L E V A

N T A M I E N T O A R T I F I C I A L

p o r G A S

E = ( 2 0 % ) C o n t i n u o

E = ( 8 % ) I n t e r m i t e n t e

L A G

1 .

S e a p l i c a p a r a c r u d o s m e d i a n o s y l i v i a n o s .

2 .

R e l a t i v o b a j o c o s t o d e i n s t a l a c i ó n y m a n t e n i m i e n t o .

3 .

N o

r e q u i e r e t a l a d r o p a r a c a m b i a r l a s v á l v

u l a s .

4 .

E n

e l m a r ,

l a p l a t a f o r m a p u e d e s e r p e q u e ñ a .

5 .

A p l i c a b l e e n p o z o s d e a l t a R G P .

6 .

S u

d i s e ñ o e s f l e x i b l e , p u e d e o p e r a r a d i f e

r e n t e s t a s a s .

7 .

E s p o c o a f e c t a d o p o r l a p r o d u c c i ó n d e a r e n a .

8 .

L a

e f i c i e n c i a e s p o c o a f e c t a d a p o r l a d e s v

i a c i ó n d e l

p o z

o .

9 .

E l L A G c o n t i n u o n o t i e n e p a r t e s m ó v i l e s , p o r l o q u e

a l a r g a l a v i d a d e l s e r v i c i o .

1 0 .

L a

t u b e r í a e s l i b r e , p o r l o q u e s e p u e d e t o

m a r

p r e

s i o n e s , c a m b i a r z o n a s y l i m p i a r l o c o n

c o i l e d -

t u b

i n g .

1 1 .

S e p u e d e a p l i c a r e n p o z o s p r o f u n d o s , s u p

e r i o r e s a l o s

1 0 0

0 0 ’ .

1 2 .

A p l i c a b l e e n c o m p l e t a c i o n e s m ú l t i p l e s .

1 3 .

F á c

i l d e i n s t a l a r e n r e v e s t i d o r e s p e q u e ñ o s .

B O M B E O

H I D R Á U L I C O

E = ( 2 5 % ) J e t

B . H .

1 .

P a r a p o z o s d e

p e t r ó l e o p e s a d o .

2 .

P a r a b a j a s t a s a s

y b a j a s p r e s i o n e s

d e f o n d o .

3 .

G e n e r a l m e n t e n o

r e q u i e r e t a l a d r o

p a r a e l

r e e m p l a z o d e l a

b o m b a .

4 .

P a r a p o z o s

p r o f u n d o s d e

h a s t a l o s 1 8 0 0 0 ’ .

B O M B E O

E L E C T R O C E N T R I F U G

O

E = ( 3 5 % )

B . E .

1 .

M a n e j a g r a n d e s v o l ú m e n e s

d e

l i q u i d o .

2 .

A p l i c a b l e s e n p o z o s s o m e r o

s

o p r o f u n d o s m a y o r e s d e

1 2 0 0 0 ’ .

3 .

Ú t i l p a r a b a j a s p r e s i o n e s d e

f o n d o .

B O M B E O

M E C A N I C O

E = ( 5 2 % )

B . M .

1 .

S e a p l i c a p a r a t o d o

t i p o d e c r u d o . C a s i e l

8 0 % d e l o s p o z o s

e n

e l m u n d o p r o d u c e n

p o r e s t e m é t o d o .

2 .

M a n e j a g r a n d e s

v o l ú m e n e s d e a g u a

.

3 .

E l d i s e ñ o s d e l e q u i p o

e s s e n c i l l o .

4 .

C o n o c i d o p o r e l

p e r s o n a l t é c n i c o .

5 .

A p l i c a b l e p a r a p o z

o s

d e b a j o n i v e l d e

l i q u i d o .

6 .

R e c o m e n d a b l e e n

á r e a s d o n d e n o

e x i s t e n f a c i l i d a d e s

d e

p r o d u c c i ó n .

T A B L A I - 1

V E N T A J A S D E L O S M É T O D O S D E P R O D U C C I Ó N P O R L E V A

N T A M I E N T O A R T I F I C I A L

E = E s l a e f i c i e n c

i a

l o b a l d e l s i s t e m a a r t i f i c i a l

d e l s i s t e m a d e l e v a n t a m i e n t o



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11/88


D E S V E N T A J A S

1 .

E l e l a s t ó m e r o e s

l a p a r t e m a s s e n s i b l e d e l e q u i p o y f a l l a g e n e r a l m e n t e

p o r h i n c h a m i e n t o d e s u p o l í m e r o .

2 .

D e b i d o a l a f a l t a

d e i n f o r m a c i ó n y e x p e r i e n c i a , s i e m p r e e s

r e c o m e n d a b l e e f e c t u a r p r u e b a s p i l o t o s , a n t e s d e i m p l e m e n t a r u n a

i n s t a l a c i ó n m a s i v a d e l a s B C P . E s t o e v i t a r á f a l l a s d e d i s e ñ o y f a l s a s

e x p e c t a t i v a s c o n

r e s p e c t o a l d e s e m p e ñ o e s p e r a d o d e l a s b o m b a s .

3 .

N o a p l i c a b l e p a r a p e t r ó l e o s a r o m á t i c o s , y a q u e h i n c h a n

y d e g r a d a n e l

m a t e r i a l e l a s t ó m e r o .

4 .

L a s t e m p e r a t u r a s s u p e r i o r e s a l o s 2 6 0 º F a c o r t a n c o n s i d e r a b l e m e n t e l a

v i d a d e l a b o m b a

.

5 .

L a r o t a c i ó n d e l a

s c a b i l l a s n o f a c i l i t a n l a r e m o c i ó n d e l

a p a r a f i n a . L o s

r a s p a d o r e s t r a b a j a n c o n m o v i m i e n t o s r e c i p r o c a n t e s y n

o p o r r o t a c i ó n .

6 .

A l t o d e s g a s t e d e l t u b i n g y c a b i l l a s e n p o z o s d i r e c c i o n a

l e s u

h o r i z o n t a l e s .

7 .

P a r a a l t a s r o t a c i o

n e s , e s n e c e s a r i o a n c l a r e l t u b i n g e i n s t a l a r

c e n t r a l i z a d o r e s e

n l a s c a b i l l a s p a r a e v i t a r l a s e x c e s i v a s

v i b r a c i o n e s d e l

e q u i p o d e f o n d o .

E = ( 6 3 % ) V E N T A J A S

1 .

C o s t o i n i c i a l e s 1 / 3 d e l c o s t o d e u n b a l a n c í n y s u m a n t e n i m i e n t o

p u e d e s e r h a s t a 4 v e c e s m e n o r e s .

2 .

C a p a c i d a d p a r a p r o d u c i r p e t r ó l e o v i s c o s o ( 8 a 2 1 º A P I ) y c o n

a l t a c o n c e n t r a

c i ó n d e a r e n a .

3 .

D e l o s s i s t e m a s d e l e v a n t a m i e n t o , e s e l m á s e f i c i e n t

e y o p e r a e n

f o r m a o p t i m a

p a r a t a s a s d e 3 0 a 2 5 0 B / D . P u e d e m a

n e j a r u n a

R G L d e h a s t a

1 0 0 0 P C / B , y c o m o n o p o s e e p a r t e s r e c i p r o c a n t e s ,

n o s e t r a b a p o

r g a s o “ g a s - l o c k ” .

4 .

C o n r e s p e c t o

a l b o m b e o m e c á n i c o ; n o r e q u i e r e b a s e

d e c e m e n t o ,

o p e r a a b a j o n

i v e l d e r u i d o , s u i n s t a l a c i ó n s u p e r f i c i a

l e s s i m p l e e n

e l p r o p i o c a b e

z a l d e l p o z o , e

l i m i n a e l p r o b l e m a d e f

l o t a b i l i d a d d e

l a s c a b i l l a s y r e d u c e l a f o r m a c i ó n d e e m u l s i o n e s p o r f u n c i o n a r s u

p a r t e i n t e r n a c o n m e n o r e f e c t o c o r t a n t e s o b r e e l l i q u

i d o .

T A B L A I - 3

V E N T A J A S Y D E S V E N T A

J A S D E L A B O M B A D E C A V

I D A D P R O G R E S I V A



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13/88


V E N T A

J A S Y D E S V E N T A J A S E N T

R E

A M

B O S S I S T E M A S D E L A G

1 .

L a p r i n

c i p a l d e s v e n t a j a d e l L A G c o n t i n u o r a d i c a

e n l a n e c e s i d a d d e t e n e r u n a p r e s i ó n d e y a c i m

i e n t o

y d e g a

s d e i n y e c c i ó n a l t a s e n e l f o n d o d e l p o

z o .

2 .

E l L A G

c o n t i n u o s e a d a p t a m á s a l o s y a c i m i e n t o s

c o n e m

p u j e h i d r á u l i c o .

3 .

E l L A G

i n t e r m i t e n t e n o u t i l i z a l a e n e r g í a d e l

y a c i m i e n t o .

4 .

E l p o z o d e L A G i n t e r m i t e n t e u b i c a d o c e r c a d

e l a

e s t a c i ó n d e f l u j o n e c e s i t a u n s e p a r a d o r d e a l t o

c a u d a l .

5 .

L a a l t a

d e m a n d a i n s t a n t á n e a d e l g a s d e i n y e c c i ó n ,

p u e d e p e r j u d i c a r o t r o s p o z o s d e L A G .

A P L I C A C I Ó N D E L L A G

I N T E

R M I T E N T E

1 .

B a j a s t a s a s d e p r o d u c c i ó n .

2 .

B a j a R G L d e y a c i m i e n t o .

3 .

B a j a p r e s

i ó n d e y a c i m i e n t o .

4 .

B a j o í n d i c e d e p r o d u c t i v i d a d .

5 .

P o z o s i n p r o d u c c i ó n d e a r e n a .

A P L I C A C I Ó N D E L L A G

C O N

T I N U O

1 .

A l t a s t a s a s d e

p r o d u c c i ó n .

2 .

B a j a s o a l t a s R G L d e y a c i m i e n t o .

3 .

A l t a p r o d u c c i ó n d e a g u a .

4 .

M a n e j a b i e n l a p r o d u c c i ó n d e

a r e n a .

5 .

A l t a p r e s i ó n d e f o n d o .

6 .

U t i l i z a t a m b i é n e l g a s d e

y a c i m i e n t o .

T A B L A I - 5

A P L I C A C I Ó N , V E

N T A J A S Y D E S V E N T A J A S

D E L L A G



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L A G I N T E R M I T E N

T E

H

a s t a 4 0 0 , d e p e n d i e n d o d e l í n d i c e d e p

r o d u c t i v i d a d ,

p

r o f u n d i d a d d e i n y e c c i ó n y t a m a ñ o d e e d u c t o r .

M

e n o r q u e . 3

0 l p c / p i e .

1

5 0 l p c o m a y o r .

2

5 0 a 3 5 0 P C / B .

M

e n o s d e 1 0 0 l p c .

L A G C O N T I N U O

1 0 0

a 7 5 . 0

0 0 ( f l u j o a n u l a r )

M a y o r q u e . 3

0 l p c / p i e ( * )

M a y o r d e . 0

8 l p c / p i e ( * )

5 0 a 2 5 0 P C / B .

M á s d e 1 0 0 l p c

C O N D I C I O N E S

T a s a d e

p r o d u c c i ó n ,

B / D

G r a d i e n

t e d e p r e s i ó n e s t á t i c a .

G r a d i e n

t e o p r e s i ó n f l u y e n t e .

T a s a d e

i n y e c c i ó n d e g a s p o r c a d a

1 0 0 0 ’

P r e s i ó n

d e i n y e c c i ó n d e g a s p o r c a d a

1 0 0 0 ’

T A B L A I - 6

P A R A M E T R O S G E N E R A L E S

D E P R O D U C C I O N P A R A E

L D I S E Ñ O D E L A G C O N T I N

U O E

I N T E R M I T E N T E

* V a l o r e s m e n o r e s a r a m u b

a a s t a s a s o a r a f l u o a n u l a r c o n a l t a R G L t o t a l .



15/88

CAPÍTULO II

Presión y gradientes de

presión y temperatura


16/88


17/88

CAPÍTULO III

Control de la inyección y

medición del gas


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III. Control de la inyección y medición del gas

En las figuras del Anexo I, se muestran los equipos principales para efectuar la medición de gas queson; el carrete de medición, la placa de orificio y el medidor de gas tipo fuelle. Para efectuar elcalculo del caudal de gas que pasa a través del orificio, se multiplica el factor de la placa por la raíz

cuadrada de la presión estática absoluta por la diferencial y luego por una constante “K”. El valor dela placa de orificio se obtiene de las tablas, mientras que la constante”K”, de multiplicar valores queestán en función de la característica del gas, parámetros base y la forma y dimensiones físicas delcarrete y de la placa de medición.Las figuras 13, 14 y 15 muestran el equipo de medición, la figura 16 el disco de caudal de gas, y lasgraficas 17 y 18 los monogramas de gas de inyección y de gas total, respectivamente.

Ejemplo:

Determinar la inyección de gas, con la siguiente información:Rango del medidor: 100” de agua por 1000 lpc. ; Placa de 5/8” en línea de 2”.•

•

••

Pluma Azul = 90; Pluma Roja = 50 (Escala normal de 0 a 100).

Gravedad del gas de .65 y temperatura de 100 ºF.El estrangulador ajustable es de 11.5/64” y la presión del anular de 700 lpc. Calcular también el pase de gas que pasa a través del estrangulador ajustable, y comparar las medidas.

Para la inyección continua de gas, los estranguladores ajustables mostrados en la figura 19 son losmás utilizados en la industria petrolera. Las figuras 20 a 23 están relacionadas con el estranguladorajustable y pase de gas, y su aplicación se aprecia en los siguientes ejercicios:

PROBLEMA Nº. 1:

Hacer el balance de gas a nivel del pozo.Datos:

Presión Sistema = 675 lpc

Presión Casing = 555 lpcTemperatura Superficial = 85 ºF.Gravedad del Gas = 0.65Estrangulador Merla graduado a = 1/3 de vueltaVálvula de operación = 6000’- Asiento = 3 / 16”- Presión Tubing = 550 lpc a 6000’- Temp. Tubing = 175 ºF a 6000’

Cálculos:

A. Gas de Inyección:

Según Fig. 20, un tercio de vuelta es equivalente a un 10/64 pulgadasSegún Thornhill-Craver, Fig. 21……………………………………… .29 MMPCCorrección por gravedad y temperaturaSegún Fig. 22, Cgt = 1.025..................................................................... .28 MMPC

B. Pase de Gas por la Válvula de LAGSegún Fig. 21; ...................................................................................... .34 MMPCSegún Fig. 22; Cgt = 1.105Por Corrección: .34 / 1.105 ........................................................ .31 MMPC



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Observaciones:

El pase de gas a través del estrangulador ajustable (10 / 64”) es similar al pase por la válvula deoperación (12 / 64”), lo que indica que todo el gas de inyección está pasando por la válvula a 6000’.Se observa que para un mismo pase de gas, se requiere mayor asiento de fondo que en superficie, yesto se debe a los siguiente:

Las moléculas se dilatan al calentarse y requieren una mayor área de flujo. Si se mantieneconstante el área, la velocidad del gas seria mayor, y por consiguiente aumentaría la fricción.

•

• Para este caso particular, la diferencia de presión de fondo es menor que en superficie, 80 lpcvs. 120 lpc., y a menor diferencial se necesita mayor área de flujo.

PROBLEMA Nº. 2: Cual será el tamaño del asiento de una válvula de LAG, si se tiene la siguiente información:P1 = Presión de Casing = 1500 lpc.P2 = Presión de Tubing = 1200 lpc.

Gravedad del Gas = 0.85Temperatura de la Válvula = 210 ºFQinyección = 1.20 MMPCD

Se corrige el gas por Temperatura y gravedad, Ctg = 1.30Gas corregido para ser utilizado en la Fig. 21.

1.20 MMPCD x 1.30 = 1.56 MMPCD

Con P1 y P2, se obtiene un asiento de 15.5/64”.Se recomienda utilizar una válvula con asiento de ¼” (16/64”).



20/88

CAPÍTULO IV

Normas operacionales en el

arranque de un pozo por LAG


21/88


IV. Normas operacionales en el arranque de un pozo por LAG

Es muy importante la instalación de un registro de 2 presiones “Two Pen Record Chart ” el cualmide la presión del tubing y del casing simultáneamente, antes de efectuar el arranque de un pozo

por LAG.Este instrumento registrara posteriormente el arranque e indicará gráficamente el momento precisocuando el gas en el casing alcanza la primera válvula de LAG, luego mostrara la operación sucesivade las válvulas de descarga pozo abajo, hasta determinar cual será la válvula de operación, una vezestabilizado el pozo como productor normal del yacimiento.Si existen algunos problemas durante el arranque del pozo, estos serán fácilmente detectado y susorígenes determinados mediante un simple análisis de la grafica de presiones, por lo quegeneralmente estos problemas podrían ser solucionados.A continuación se detallan las medidas y pasos a seguir durante el arranque de un pozo por gas:

Instalar el registrador de 2 presiones.•

••

•

•

•

•

•

Instalar el medidor de flujo de gas.Si la línea de alta presión es nueva, esta debe ser soplada a la atmósfera para removercualquier escoria de soldadura o costra, que eventualmente podrían taponar las válvulas deLAG.Verificar y detectar cualquier anomalía en las instalaciones superficiales.Si la formación productora es nueva y existe posibilidad que el pozo fluya después de habersido arrancado por LAG, se recomienda la instalación de un estrangulador de flujo en elcabezal y el montaje de la válvula de seguridad en el brazo del pozo que conecta a la línea deflujo, para evitar posibles problemas de manejo de producción en la estación de flujo.Inyectar gas poco a poco en casing, mediante el estrangulador ajustable instalado en la líneade alta presión de gas, graduado en un 4/64”. Controlar la inyección de gas de tal forma que

la presión del cabezal del pozo no exceda en 50 % a la presión del separador. La presión delcasing no debe aumentar más de 50 lpc durante cada 10 minutos, hasta llegar a las 300 lpc.Luego el aumento puede ser de 100 lpc cada 10 minutos.Nota: Si la presión del cabezal es mayor al 50 % del la presión del separador, existe el riesgode que el liquido del espacio anular al pasar a través de las válvulas, erosione los asientos delas mismas. Estas válvulas son diseñadas para pasar gas, no para flujo de liquido de altocaudal.Una vez el gas en el espacio anular alcanza la primera válvula de LAG, pasará por el tubing através de la válvula y en su carrera ascendente, el gas se acelerara y por ser expandidlealcanzara en la superficie una alta presión, la cual en algunos casos es similar a la presiónsuperficial del casing.

Una vez obtenida la circulación de gas por el tubing se podrá aumentar la inyección de gas, pues existe una cámara de gas en el anular que permite alternativamente el escape de presióndel casing a través de la primera válvula ya descubierta de liquido.

Durante este proceso todas las válvulas cubiertas por el liquido del espacio anular están en posiciónabiertas y permiten el flujo del liquido, del casing al tubing. El nivel de liquido del casing continuara bajando paulatinamente hasta alcanzar la válvula de operación, la cual será la responsable encontrolar el pase de gas durante la producción estabilizada del pozo.



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23/88


FIGURA 1 FIGURA 2PRESION PRESION

P R O F U N D I D A D


A

A

A

A

A

A




A

A

A

A

A

A



P R O F U N D I D A DC

A

A

A

A

A



P R O F U N D I D A DC

A

A

A

A

A

A – Abierta C - Cerrada

Grafica del Arranque – Fase Inicial

Figura IV-1



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C

A

A

C

A

A




C

A

A

C

A

A




C

C

A

C

A

A




C

C

A

C

A

A

Grafica del Arranque – Fase Intermedia

Figura IV-2



25/88



Grafica del Arranque – Fase Intermedia

Figura IV-3

PRESION

C

C

A

C

C

A

PRESION

C

C

A

C

C

A

PRESIONPRESION

PRESION PRESION

C

C

C

C

C

A

PRESION PRESION

C

C

C

C

C

A


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P R E S I O N

P t

P t

P b t

P b

t 1

P c

P c

V A L .

# 1

V A L . #

2

V A L . #

3

V A L

. # - 3

V A L .

# - 2

V A L .

# - 1

P b t 3

P b t 2

P b t 1

P c

P t

P = 0 T

I E M

P O

A C C I O N D E V A S O S

C O M U N I C A N T E S

P .

A P E R T U R A

P . C

I E R R

E

P . S

E P A R A D O R

D I S C O D E 2

P R E S I O N E S

P R E S I O N

P .

C I E

R R E E N S U P E R F I -

C I E S D E L A V A L . #

1

C U A N

D O P c = P b t

L A V A

L . C

I E R R A

E S T R A N G U L A D O R

A J U S T A B L E

R E L O J D E 2 4 H r s

D I S C O D E 2 P R E S I O N E S

G A M A D E 5 0 0 l p c x 1 5 0 0 l p c

R E L O J D E 2 H r s

D I S C O D E I N Y E C C I Ó N D E G A S

G A M A D E 3 0 0 p u l g . x 1 5 0 0 l p c

A P E R T U R A D E L A V A L . D

E L A G

C O N T R O L A D O R

D E C I C L A J E

T I E

M P O D E I N Y E C C .

T I E M P O D E C I E R R E

D i s c o d e d o s P r e s i o n

e s D u r a n t e e l A r r a n q u e , i n s t a l a c

i o n e s S u p e r f i c i a l e s ,

D i a g r a m a d e l p o z o y

G r a d i e n t e s d e p r e s i o n e s .

FIG

G A S D E A L T A P R E S I O N

URA IV-4



27/88



Disco de 2 presiones durante el arranque del pozo por LAG, con inyección coapertura y cierre alterna de las válvulas.

ntinua, pero con

FIGURA IV-5

(*) El gas llega por primera vez a la superficie.


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CAPÍTULO V

Diagnostico


29/88


V. Diagnostico

Para efectuar un análisis del comportamiento de un pozo de LAG, determinando su válvula de peración y si la inyección de gas es la optima, es necesario cumplir con las siguientes condiciones:

• Recolectar toda la información de archivos, como diseño actual de válvulas, guaya fina,

pruebas de producción y datos de yacimientos.• Obtener apoyo del personal de campo y efectuar las mediciones del equipo superficial del

pozo con aparatos bien calibrados.• Disponer de un software adecuado para realizar simulaciones.• El ingeniero de producción debe conocer los equipos de control y medición superficial del

pozo, así como el equipo de fondo. Debe tener experiencia en el diagnostico de fallas deválvulas de LAG.

V. A. Normas para el análisis del disco de dos presiones

a información que aporta el disco de dos presiones, además de resultar muy económico, es de grantilidad para diagnosticar el comportamiento de un pozo de LAG.

V.A.1. Flujo continuo.

1. En condiciones normales, el disco muestra la presión del tubing y casing relativamenteconstante.

2. Si la presión del tubing disminuye y aumenta la del casing, lo más probable es que se ha dañadola válvula de operación, y se esté inyectando por la válvula inmediatamente superior. En estecaso se pierde producción.

. Si la pluma del tubing muestra cabeceo, puede ser debido a: A) el asiento de la válvula es muygrande, B) falta inyectar más gas o C) el pozo ha disminuido su caudal.

. Si la pluma del casing muestra ondulaciones, significa que la válvula abre y cierra en formaalterna. El pase de gas a través del estrangulador ajustable en superficie es menor que el pase por

la válvula de operación.. Una alta presión del tubing indica contra presión en la línea de flujo debido a: A) línea muylarga o de diámetro pequeño para la tasa del pozo, B) línea obstruida debido a deposición de parafina o silicato, válvula de la línea semi-cerrada o codos obstruidos por arena, estranguladordel brazo no removido y C) excesiva inyección de gas.

. La baja presión del casing puede indicar;A. Válvula fuera de su bolsillo.B. Comunicación a través del colgador del árbol de navidad. Se observa enfriamiento en la

brida del árbol.C. Perdida de presión de nitrógeno en la cámara de la válvula.D. Hueco en el tubing.

E. Empacadura de fondo desasentada.F. Hueco en el casing. Parte del gas de inyección no llega a la estación de flujo.. La baja presión del tubing puede indicar;

A. Caída de presión del sistema de LAG.B. Caída de la inyección de gas al casing debido a taponamiento del estrangulador ajustable por

C. Declinación de la producción.

na.

o

Lu

3

4

5

6

7

taponamiento.

D. Línea de flujo rota.E. Drástica caída de producción debido a cambio de zona o taponamiento del tubing por are



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31/88


32/88


33/88


3. Poz e r

Razones:

ro

2.

o capaz d ecibir gas con el tubing cerrado.

1. Existe hueco en el casing, generalmente no muy profundo que permiteel pase de gas hacia una formación permeable como un acuífesomero.

Podría haber una zona de baja presión estática completadaconjuntamente con los demás intervalos productores.Hacer registro acústico en el casing. El nivel de liquido podría indicala profundidad del hueco.

2. Si la comunicación es muy grave, estudiar la p pozo con coiled-tubing (tubería fina dentro del tubing para la inyecciónde gas) o reparar el casing con taladro.

as y no producen satisfactoriamente.

Acción: 1. r

osibilidad de producir el

4. Pozos que reciben g

Razones: 1. Cambio en el caudal de inyección de gas. presión en la línea de flujo.etros

d.

5.fectúe a través de la válvula inmediatamente superior.

2. Aumento de3. Diseño de LAG inadecuado o no flexible para diferentes parám

del yacimiento, como aumento del corte de agua, petróleo emulsionadoy reducción del índice de productivida

4. Tubing arenado.Válvula operadora dañada en posición cerrada, lo que obliga a que lainyección se e

6. Mal funcionamiento de los aparatos de control y de medición delequipo superficial del pozo.Verificar la calibración de los aparatos de medición y del equipo de

control, como sonajustable. Purgar de agua del medidor de gas para que la diferencialindique la lectura correcta. Con toda la información recolectada, hacerel diag

2. Determinar si hubo cambio en los parámetros actuales como: A)aumento del corte de agua, B) cambio de la zona productora, C) presiones del tubing y casing y D

3. Si el porcentaje de agua ha aumentado, habrá menor producción de gasde yacimiento por lo que se necesitará incrementar el gas de inyección.Si el diagnostico de fa productor, se recomienda correr un registro de presión y temperatura

fluyente.5. Reemplaza la válvula dañada o rediseñar todas las válvulas de acuerdoa las nuevas condiciones del pozo.

Acción: 1.

las válvulas superficiales y el estrangulador

nostico de fallas.

) apertura del estrangulador ajustable.

4. llas resulta incongruente, y el pozo es buen



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V.D. Formación de hidratos

Cuando un gas sufre una rápida disminución de presión sin existir transferencia de temperatura orealiz b tura,llamado el efecto Joule

Este enfriamiento sonfísicamente similares de una molécula dehidroc n ratosdependerá de la presió gas. De formarse gran cantidad de hidratos, estos podrían taponar co cedefrecuentemente en la s dedistribución de gas.

a figura 24 muestra la caída de temperatura esperada en función de la caída de presión.a figura 25 muestra la posible temperatura en la cual se puede formar hidratos, en función de la

s de 0.70 de gravedad especifica y a000 lpc podría formar hidratos a 65 ºF. Si la presión es mayor o la temperatura del gas es menor,

habrá ib e esta figura son aproximados, yaque dos gases pued t diferente.Se observa que est cióndel agua que es de 32 º Problema:

Datos:

• Gravedad del g• Presión de llegada al Múltiple de Distribución del Gas = 2000 lpcm• Te a de

• Presión del Múltip 400lpcm• Presión Anular del• Presión Anular del Se desea determinar blesdebido a la formac

Cálculos:

a. Det s.Según F e de

2000Segú

b. Pozo A.

Presión = 1400 lpcm, Caída de presión = 200 lpc y según Fig. 24,Caída de Temperatura = 9 ºF

Según Fig. 25, temperatura de Hidratos = 66.5 para 1200 lpcm.

ación de tra ajo (Expansión con Entalpía Constante), ocurre una reducción de tempera – Thomson.

del gas corriente abajo puede originar la formación de hidratos. Los hidratosa la nieve y están formados por la combinaciónarburo co varias de agua. La consistencia y temperatura a que se forman estos hid

n y de la composición delmpletamente la línea de alta presión de gas y cesar la inyección, como su

salida de los estranguladores ajustables ubicados en los múltiple

LLgravedad del gas y de la presión absoluta. Se observa que un ga1

mayor pos ilidad de formación de hidratos. Los valores den ener la misma densidad con composiciónos hidratos se forman a temperaturas superiores a la temperatura de congela

F.

as = 0.70, mas agua (10 lbs/MMPC)

mperatur llegada al Múltiple de Distribución del Gas = 105 ºF.

le de Distribución del Gas debido a la válvula reguladora de presión = 1

Pozo A = 1200 lpcmPozo B = 600 lpcm

si existe la posibilidad de taponamiento en los estranguladores ajustaión o no de hidratos.

erminación de la temperatura del gas dentro del múltiple de distribución de gaig. 24 Con caída de presión de 600 lpc y presión de entrada al múltipl

lpc, se obtiene una caida de temperatura de 25 ºFn Fig. 25, no hay formación de hidratos dentro del múltiple.



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VI. No

est

n las operaciones de producción de crudo realizadas en las estaciones recolectoras existen diversosriesgos potenciales debido principalmente a; altas presiones y temperaturas, inflamabilidad de los

equipos manejados, peligrosidad de los productos químicos utilizados, equipos eléctricos pocos protegidos o uEl operario de producción debe conocer las normas de seguridad y cumplirlas para así, minimizarlos riesgos de sufrir accidentes durante sus operaciones rutinarias.Por consiguie ar y crear conciencia de loimportante y beneficioso que es laborar bajo condiciones sanas de higiene y seguridad industrial.

o cual

ace necesario establecer ciertos requisitos mínimos que deben llenar los nuevos empleados como elsabde prod

A pesa suem ben tomaren

abajo se encuentren en buenas condiciones.

3. requerido por eltipo de trabajo.

nspeccione visualmente su estado;si la nota en condiciones inseguras, notifique lo más pronto a su supervisor.

7. Antes de iniciar su trabajo en la instalación, realice una rápida inspección para detectarcualquier situación anormal.

8. Durante las guardias nocturnas, las estaciones de flujo deben estar bien iluminadas. Si nota

alguna deficiencia , comuníquelo al supervisor.9. No trate de realizar reparaciones o limpiezas en equipos rotativos mientras estos estén enmovimiento.

10. No opere ningún equipo para el cual no este autorizado.11. No trate de saltar de la embarcación a la planchada de llegada de una instalación, si tiene las

dos manos ocupadas.12. Manténgase siempre informado sobre los productos químicos que este manipulado o

relacionados con su trabajo, en cuanto a la toxicidad y propiedades explosivas.

rmas de seguridad industrial aplicadas a las operaciones de producción en las

aciones recolectoras

E

bicados a la intemperie, sitios de accesos no tan seguros debido a la corrosión, etc.

nte, este tema tiene el propósito primordial de inculc

Recomendaciones de Seguridad en Operaciones de Tierra y Lago

Las operaciones dentro de la industria petrolera se realizan tanto en tierra como en el Lago, l

h er nadar o conducir vehículos. Dentro de estas áreas de operaciones quedan incluidos el personalucción y oleoductos.

VI.A. Operaciones en el lago.

r de que los capitanes o patrones de lanchas son responsables de la seguridad de barcación, de los pasajeros y de la tripulación a bordo, los operarios de producción decuenta las siguientes recomendaciones:1. Verificar que el equipo y herramientas de tr 2. Colocar el material dentro de la embarcación en forma segura, de tal manera que no se

mueva durante el viaje.

Mantener su chaleco salvavidas de trabajo en buenas condiciones, cuando es4. Mantenerse sentado durante la navegación.5. Cuando la lancha se acerque a una estación de flujo o pozo, se le debe pedir al capitán, si este

no lo hace, que de una vuelta de inspección para detectar alguna posible fuga de petróleo ogas.

6. Antes de saltar a la planchada de la estación o del pozo, i



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13. En las estaciones donde se maneje crudo con H2S, se debe mantener al máximo las normas y

14. Cuando sea necesario el uso de herramientas de impacto en una instalación donde se maneje

stra la utilización en este tipo de

unque seria muy larga la lista de causales de accidentes en tierra, se aconseja al personal de producción u oleoductos cumplir las siguientes recomendaciones:

1. Evitar subir solo a un tanque de almacenamiento de crudo, cuando note una alta concentración

añero está en un sitio seguro y no reciba los gases que escapan.3. Tenga cuidado de no pararse cerca del borde de un tanque.4. Antes de levantar la tapa de aforo o de visita o antes de introducir la cinta de medir tanque, toque

inas de hierro cuando trabaje en tanques o estaciones de

6.ave nte ella.

7.8. Las billos que se usan en un tanque, estaciones de bombeo y de flujo deben ser a

lo.9.

def electricidad.

10.con

11.

procedimientos de seguridad exigidos.

petróleo o alguno de sus derivados, se usaran martillos o mandarrias de bronce para evitarcualquier chispa.

VI.B. Operaciones en tierra

El hecho de que las operaciones en tierra se consideran menos peligrosas que las del Lago, nosignifica que sea el sitio mas seguro para trabajar. Esto lo demueoperaciones de un factor adicional que cada día cobra más vidas humanas, como lo es el transitoautomotor.A

de gas. Se debe tener especial cuidado con los tanques de techo flotante.

2. Cuando sea necesario abrir una boca de aforo de un tanque de crudo o de químico, retírese a unadistancia prudencial permitiendo que escape los gases acumulados. Cuando esta acompañado,cerciórese de que su comp

cualquier parte del tanque con la mano desnuda para eliminar el riesgo de una chispa causada por la electricidad estática.

5. No use zapatos con clavo, placas o esquflujo en los que se maneje petróleo o derivados de este. Nunca se debe subir a un tanque que contenga petróleo o alguno de sus derivados cuando se

cina una tormenta o dura Nunca lleve objetos de hierro, fósforo o encendedores a lo alto de un tanque.

linternas o bom prueba de explosión o tener protección contra el No use o trate de reparar cables eléctricos, circuitos o tomas de corriente que se noten

ectuoso. En estos casos avise inmediatamente al supervisor o llame al departamento de

El Benzol y el Tolueno son tóxicos, por lo tanto no inhale sus vapores ni deje que hagantacto con la piel.

Para el lavado de los equipos se usara gas-oil. Kerosene, varsol, nunca gasolina.



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CAPÍTULO VII

Informes técnicos


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VII

La pruebahacer la exposición conveniente de manera que satisfaga los niveles de supervisión o a los que

requieran la informaciónUn informe tiene que lograr el objetivo común de: transmitir de manera clara una serie de datos,

brusco del corte de agua.

tanque.. Operación lenta o defectuosa de una válvula automática.

ial por gas, nivel de la

tar informado de manera objetiva, lo

en•

•

tran n facilidad. A través de esta comprensión es más probable

ind

2.

4. abarque sólo el asunto principal. Si tiene más de un tema que tratar, debe

. Use palabras sencillas, cortas de las que se utilizan a diario.6. Use palabras especificas en lugar de generales.

7. Procure escribir de la mejor forma, parecido a su habla, cuando quiera que lo entienda de unaforma clara.8. Puede utilizarse abreviatura siempre y cuando sean bien conocidas.9. Compruebe todas las cifras para cerciorarse que estén bien. Siempre que sea posible forme

tablas.10. Asegúrese de escribir la fecha a cada informe.

El informe de un operario de estación de flujo debe contener la información especifica y ésta debeser llenada según el formato adecuado que utiliza cada compañía en particular.

. Informes técnicos

presentación de un pequeño informe relacionado al comportamiento anormal de un pozo enes tarea típica de un operario de producción. Reviste la responsabilidad que consiente en

informaciones y recomendaciones practicas bien definidas, tales como:

1. Variación inexplicable de tasa de producción.2. Cambio3. Estrangulador erosionado o taponado en pozos de flujo natural.4. Formación inesperada de espuma y emulsión en el separador o56. Variación fuera de lo común de cualquier parámetro adicional de la estación, como: presión de

succión a los compresores, presión del sistema de levantamiento artific

laguna de agua salada, temperatura de los motores, golpeteo de las bombas de transferencias,filtraciones y derrames, etc.

El personal técnico que requiere el reporte desea realmente esque no siempre ocurre. El informe debe hacerse de una manera clara y sin rodeos. No debe utilizarse

un reporte:Oraciones largas.

•Palabras poco comunes.Mala caligrafía por la rapidez con que se hace el reporte.

La habilidad para escribir buenos informes, es una gran ventaja para el operario. Los informes clarossmiten las ideas y son entendidos co

que consiga que se tomen medidas.Para que un operario mejore su habilidad para redactar los informes debe seguir las siguientesicaciones:

1. Tener ideas claras en su mente, antes de escribir.Un pensamiento oscuro hace que el operario amontone explicaciones, en vez de ir directo alasunto.

3. Sea breve, el tiempo vale dinero.En una comunicaciónescribir dos reportes.

5



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ANEXO - I

GRAFICAS

PARA EL CURSO DE

LEVANTAMIENTOARTIFICIAL POR GAS

EXPLORACIÓN Y PRODUCCION



42/88


43/88


( M O N O G R A M A D E 2 ” )

2 ”

L . A . G

. : = L E V A N T A M I E N T O

A R T I F I C I L A P O R G A S

V Á L V U L A S D E L . A . G .

E S T A R N G U L A D O R

A J U S T A B L E

R E L O J D E C I C L A

J E ( O P C I O N A L )

V Á L V U L A D E

R E T E N C I O N

R E G I S T R A D O R D E 2 P R E S I O N E S

P L A C A D E O R I F I C I O

M E D .

D E G A S I N Y E

C T A D O

D I S C O D E N I V E L D E

L I Q U I D O

4 ”

S E P A R A D O R

L I Q U I D O

P L A C A D E

O R I F I C I O

M E D I D

O R D E L G A S

R E G U L A D O R D E P R E S I O N

D E L

S E P A R A D O R

E q u i p o s d e c o n t r o l y d e m e d i c i ó n

FIGURA 1ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted


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FIGURA A

9

Gas Individual

LAGO

Múltiple de Distribución conMedición Individual

Gas

Separador de Prueba

1110

813

12

18

17

16

1514

7

64

5

1

3

Pozo de LAG

FIGURA BMúltiple de Distribución

de as

LAGOMedidor de Gas Total

Medidores de Pozo

Gama AltaGama Baja

Pozo de LAG

Estaciónde Flujo

Medidor de 2 Presiones

9

10

11

8

7

6

5

4

1

2

33

FIGURA 2



45/88


FIGURA 3TUBO BOURDON DEL TIPO HELICOIDAL

EL MANÓMETRO DE BOURDON

Escala

SoldaduraCasquillo con Rosca de ½ ” A.P.I.

Resorte de Pelo

Eje

Sector

Eslabón deGraduación

Fulcro

SoldaduraPiñón

Tubo Bourdon

Puntero



46/88


P w f / P

r

q / q max EF = 1

0

0.2

0.4

0.6

0.8

10

0 0.2 0.4 0.6 0.8 10

CORRELACION DE VOGEL

COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA “IPR”



47/88


1 2 3 4 5

MANDRIL DE BOLSILLO

(Secuencia a seguir para remover válvulas de LAG)



48/88


Pbt = P. de Nitrógeno en el Pozo.Pc = P. de Casing a profundidad de la válvula.Pt = P. de Tubing a profundidad de la válvula.Ab = Rea del “Bellow” o fuelle

.73 pulg2 para válvulas de 1 ½”

.31 pulg2 para válvulas de 1”Av = Área de la “Válvula” o asiento.R = Av/Ab = Relación de Áreas.

(Adimensional)EFT = Efecto del factor de tubería “TEF”

(este valor multiplicado por Pt da las lpcen la cual se reduce la Pc apertura).

Pvc = Es la Pc en la cual la válvula cierra.Pb60º = Es la Pbt corregida para 60 ºFPvo = P. de apertura en el probadorFt = Factor de corrección de la P. De

Nitrógeno en el pozo, cuando es llevada a60 ºF.Tubing

Pt

Ab

Pbt

PcCasing

Av

ECUACIONES DE BALANCE DE FUERZA. A.- Válvula en posición cerrada y justo en el momento de abrirse.

(1) (4))()()( Av Pt Av Ab Pc Ab Pbt +−= Pc Pt

Pc Pbt R

−

−=

(2) (5))/()/1( Ab Av Pt Ab Av Pc Pbt +−= R

R Pt

R

Pbt Pc

−

−

−

= 11

)()1( R Pt R Pc +−= R

R EFT

−

=

1

)( Pc Pt R Pc −+=

(3) R

R Pc Pbt Pt

)1( −−= )(

1 EFT Pt

R

Pbt Pc −

−

=

R

Pc Pbt Pc

−+=

B.- Válvulas en posición abierta y justo en el momento de cerrarse.

(6) Pvcmínimo Pc Pbt == C.- Calibración de la Válvula en el Taller por apertura.(7) )(º60 Ft Pbt Pb =

(8) o buscarlo en Tabla.[ ])60(º00215.01/(1 −+= F Ft (9) ; P atmósf. es despreciable.).()()(º60 Avatmósf P Av Av Pvo Pb Av +−=

(10) R

Pb Pvo

−

=

1º60 (viene de la Ecuación (9))

Ecuaciones de la válvula de nitrógeno y operada por presión de TR FIGURA 6



49/88


BLOQUE DEL BANCO DE PRUEBA

AB

PB = 0

Pc

Pc

Ab

VAL. ABIERTA

PRESION AGUAS - ARIBA

VÁLVULA DE LAG

PRESION AGUAS - ABAJO

SUMINISTRO DE ALTAPRESION DE AIRE

MANÓMETRO AMANÓMETRO B

A) Probador MERLA para válvulas de resortes. Se gradúa por precisión de cierre, la cual actúasobre toda el área del fuelle, Ab. Se ajusta la compresión del resorte hasta que la presión delManómetro A, sea igual a Pvc

Av

EMPAQUE

Pvo

P v o

Ab

Pb

VALVULA

GUSANILLO PARAINYECTAR NITRÓGENO

St

Pb = 0

Av

AvPvo

Pvo

PROBADOR

Pc = 0

VÁLVULA DE NITRÓGENO OPERADA POR VÁLVULA DE RESORTE OPERADA PORPRESION DE GAS. PRESION DE LIQUIDO.

B) Probador Convencional. Se gradúa por presión de apertura, la cual actúa sobre el área anular delfuelle, o sea Ab – Av.

Probadores ó aparatos de taller para el ajuste de la presión de calibración.FIGURA 7



50/88


Presión de Domo a 60 ºF = (Ft) (Pbt)

pozodelratemperatuaválvulalaenPresión

Fº60aválvulalaenPresión

2

2

N

N Ft =

°F Ft °F Ft °F Ft °F Ft °F Ft °F Ft

6162636465

.998.996

.994

.991

.989

101102103104105

.919.917

.915

.914

.912

141142143144145

.852.850

.849

.847

.845

181182183184185

.794.792

.791

.790

.788

221222223224225

.743.742

.740

.739

.738

261262263264265

.698.697

.696

.695

.694

6667686970

.987

.985

.983

.981

.979

106107108109110

.910

.908

.906

.905

.903

146147148149150

.844

.842

.841

.839

.838

186187188189190

.787

.786

.784

.783

.782

226227228229230

.737

.736

.735

.733

.732

266267268269270

.693

.692

.691

.690

.689

71

72737475

.977

.975.973

.971

.969

111

112113114115

.901

.899.898

.896

.894

151

152153154155

.836

.835.833

.832

.830

191

192193194195

.780

.779.778

.776

.775

231

232233234235

.731

.730.729

.728

.727

271

272273274275

.688

.687.686

.685

.684

7677787980

.967

.965

.963

.961

.959

116117118119120

.893

.891

.889

.887

.886

156157158159160

.829

.827

.826

.825

.823

196197198199200

.774

.772

.771

.770

.769

236237238239240

.725

.724

.723

.722

.721

276277278279280

.683

.682

.681

.680

.669

8182838485

.957

.955

.953

.951

.949

121122123124125

.884

.882

.881

.879

.877

Documents

MANUAL GAS LIFT ESP OIL.pdf