1. solucionario perforacion 4
PRESIÓN DE POROS NORMAL.- La presión Normal de poros es la presión hidrostática
de una columna de fluido de la formación que se extiende desde la superficie hasta la
formación en el subsuelo. La magnitud de la Presión Normal varía según la concentración
de sales disueltas en el fluido de formación, tipo de fluido, gas presente y gradiente de
temperatura. Gradiente de Presión Nnormal = 0.465 psi/ft PRESIÓN ANORMAL DE
POROS.- Se define como cualquier presión del poro que sea mayor que la presión
hidrostática Normal del agua de la formación (de salinidad normal promedio) que ocupa el
espacio poroso. Las causas de la presión anormal se atribuyen a la combinación de varios
eventos geológicos, geoquímicos, geotérmicos y mecánicos. Presión Anormal de Poros >
0.465 psi/ft PRESIÓN SUBNORMAL DE POROS.- Se define como cualquier presión de
poros que sea menor a la correspondiente presión hidrostática NORMAL (de una columna
de fluido de salinidad Normal promedia) a una profundidad dada. Ocurre con menor
frecuencia que las presiones anormales. Pudiera tener causas naturales relacionadas con el
historial estratigráfico, tectónico o geoquímico del área. Presión Subnormal del Poro <
0.465 psi/ft PRESION DE FORMACION.- Es aquella presión resultado de la carga
litostatica que actúa sobre al formación y la presión de los fluidos de formación. PRESION
HIDROSTATICA.- Es la presión ejercida por una columna de fluido de determinada
densidad. DENSIDAD DE AHOGO.- Es la densidad necesaria para que la columna
hidrostática de ese fluido produzca una presión tal que confine a los fluidos de formación
en su respectiva formación y evite que estos vuelvan a producir un descontrol, es igual a la
presión de cierre mas la presión hidrostática en la operación de cierre. PRESION DE
FRACTURA.- Es la presión a la cual la formación sufre una deformación permanente,
podemos conocer su valor gracias al LOT (donde será igual a la presión del LOT mas la
presión del fluido durante la prueba). DENSIDAD DE FRACTURA.- Es la densidad que
debe tener un fluido para que a determinada profundidad la presión hidrostática que ejerza
ocasiones una deformación permanente de la formación ubicada a esa profundidad.
RESISTENCIA AL COLAPSO.- Es la resistencia que presenta un elemento tubular a que
las presiones (esfuerzos generados de afuera hacia adentro) a las que esta sometido,
ocasionen su colapso. RESISTENCIA AL REVENTAMIENTO.- Es la resistencia que
presenta un elemento tubular a que las presiones interiores a las que esta sometido
ocasionen su reventamiento o estallido (esfuerzos generados de adentro hacia afuera que
generan deformación). RESISTENCIA A LA TENSION.- Es la resistencia de un elemento
tubular a que el esfuerzo de tensión al que esta sometido ocasionen una deformación
permanente en el mismo (esfuerzos de elongación y estiramiento verticalmente de arriba
hacia abajo que generan deformación). CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE LA
CAÑERÍA EN ELTRAMO DE PRODUCCION.- Para la selección de la cañería en el
tramo de producción debemos considerar durante el diseño que la cañería este
completamente llena de gas y que además la tubería de producción presenta fugas de gas,
esto para evitar que si en algún momento se decide producir con gas lift esto produzca el
reventamiento de la cañería. En cuanto al diseño al colapso consideramos la producción de
gas y detrás de la cañería se encuentra el lodo con el que se perforo ese tramo.
SECUENCIA OPERACIONAL DE LA CEMENTACION POR CIRCULACION Y
SOLUCION DEL CASO.- En este caso realizamos el baleo del casing en una longitud de 1
ft a 3751 m y 3954 m bajamos tubería cola con niple, asiento y pk (mecánico) a 3590 m
2. aproximadamente anclamos pk con 4 vueltas a la derecha y asentamos peso, también
hacemos prueba de presión al pk con 1000 psi para luego efectuar prueba de bombeabilidad
y comprobar que existe circulación. En este vaso de que el fluido de terminación regrese
con recortes o algún tipo de suciedad se manda con colchón acido que también nos ayudara
a remover algo de cemento que este en espacio casing – hole y que puede afectar a la
cementación, luego procedemos a bajar el arreglo con el que vamos a cementar que
consiste en tubería cola, niple asiento, tapón recuperable, tubería, pk y drill pipe, enviamos
la lechada y lo desplazamos con fluido de terminación elevamos el arreglo y hacemos
circulación por inversa (para limpiar el interior de la tubería) y esperamos a que se cumpla
el tiempo de bombeabilidad y que el cemento fragüe para correr CBL y BDL y continuar
las operaciones. ESFUERZOS A LOS QUE ESTA SOMETIDA LA CANERIA DE
REVESTIMIENTO DURANTE LA PRODUCCION El casing de producción está
sometido a tres esfuerzos: TENSION.- Esfuerzo longitudinal al que está sometido la
cañería (fuerzas de abajo hacia arriba). COLAPSO.- Es el tipo de esfuerzo debido a las
fuerzas externas que pueden dañar la tubería (de afuera hacia adentro).
REVENTAMIENTO.- Esfuerzo que es debido a las fuerzas internas que actúan sobre la
cañería y que provocan su deterioro (de adentro hacia afuera). SECUENCIA DE
CEMENTACION PARA UN ARREGLO DOBLE SELECTIVO Luego de concluir con
terminación, bajar trepano escareador y cambiar el lodo por fluido de terminación,
procedemos a bajar el cañón de 12 balas por pie wire line (correlacionando esta, bajando
con gamma ray a pozo abierto y entubado). Para la arena A1 (3790 – 3805 m) bajamos
cañón de 7 m en 3 carreras y para A2 en una en una sola oportunidad, luego procedemos a
bajar el arreglo de prueba que consiste en una pieza de tubing de 2 7/8”, niple asiento, pk,
una pieza de tubing de 2 7/8”, junta de circulación y tubing de 2 7/8” hasta superficie. La
punta del tubing debe estar a 3785 m aproximadamente para evitar que el fluido choque
directamente con la punta y la arena pueda taponar el fluido, anclamos pk (4 vueltas a la
derecha, asentamos peso y efectuar prueba con 1000 psi), realizamos prueba de
hermeticidad y luego ponemos el pozo en surgencia (podemos efectuar pistoneo si es
necesario) primero al choque libre al choque de 12/64” por un tiempo, luego ahogamos el
pozo mediante buil heading (Pcierre > Psurgencia) y sacamos el arreglo de prueba,
aislamos a uno y efectuamos el mismo procedimiento para A2 procurando que la cola este a
3735 m aproximadamente, ahogamos y sacamos el arreglo para luego retirar el tapón que
aislo A1 y bajar el arrglo final de producción y en este caso se cumplirá un arreglo doble
selectivo. EN FUNCIÓN A QUE PARÁMETROS SE SELECCIONA EL EQUIPO DE
PERFORACION Conocer qué tipo de operación se va efectuar (limpieza de fondo de pozo,
cambio d elementos tubulares, etc.) el fluido que se va a usar, la presión de formación, el
peso que deberá soportar el equipo, volúmenes de fluido de intervención a utilizar,
herramientas que se van a emplear, programa de intervención. El equipo se selecciona en
base a la carga máxima que deberá soportar durante las operaciones, los volúmenes y
presiones de inyección del fluido de intervención y el peso de las herramientas que se van a
emplear, así como la profundidad a la que se efectuara la intervención. CUIDADOS Se
debe engrasar las cuplas efectuar un tril correcto, colocar (estiber) las camadas de cañería y
tubería adecuadamente, limpiar con cepillo de cerdas plásticas, proteger las cuplas, evitar
golpes en el elemento tubular, transportar solamente una camada a la vez y no tener más de
tres camadas a la vez en el pozo, manipular ya sea con grúa o con un montacargas especial
cuidando la cañería y evitando golpes, realizar la limpieza y lubricación con el material
adecuado. CUALES SON LAS RECOMENDACINES PARA PERFORAR POZOS DE
3. ALTO ANGULO U HORIZONTALES PARA QUE LA LIMPIEZA DEL HUECO SEA
EFICIENTE El tipo recomendable para pozos de alto ángulo u horizontales son los lodos
base aceite ya que permiten un desplazamiento con fricción mínima. Las propiedades mas
importantes es tener datos adecuado de yield point o punto cedente, densidad, geles, un
caudal optimo y viscosidad plástica adecuada. LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN EN
BASE DE ACEITE SON: • Altamente inhibidos, • Resistentes a contaminaciones, •
Estables a altas temperaturas y presiones, • De alta lubricidad, • No corrosivos. PRUEBA
DE ADMISION (LOT).- La prueba de admisión nos muestra la presión a la que la
formación comienza a adquirir liquido y fracturarse. En otras palabras el valor medido por
el LOT es el de la presión de una columna de lodo necesaria para causar la real fractura de
la formación y que comienza a adquirir todo el lodo. Procedimiento.- Bombear fluido a una
velocidad lenta y controlada para aumentar la presión contra la cara de la formación hasta
crear una trayectoria de inyección de fluido en la roca, lo cual indica la presión de ruptura
de la formación expresada en densidad de fluido equivalente, lbs/gal. PRUEBA DE
INTEGRIDAD (FIT).- Esta prueba se realiza cuando es inaceptable producir una fractura o
un daño a la formación, en esta prueba el pozo se presuriza hasta un nivel de presión
predeterminada o hasta una determinada densidad de fluido, si la P se mantiene cte la
prueba se considera correcta. En este prueba la formación no es fracturada por lo que no se
determina la presión máxima antes que la formación comience a aceptar fluido.
Procedimiento Presurizar la columna de fluido hasta un límite predeterminado que mostrará
una presión hidrostática de fluido de densidad equivalente hasta la cual el fluido no tendrá
fuga hacia la formación ni la quebrará. • Note: una FIT no dará información para calcular la
máxima Presión Anular Permisible MAASP correcta o la Tolerancia al Influjo. PRUEBA
DE BOMBEABILIDAD.- PRUEBA DE INYECTIBIDAD.- PEGAMIENTO DEBIDO A
DIFERENCIAL.- El pegamiento debido a la diferencial se da cuando durante la
perforación se atraviesan formaciones permeables, por ejemplo areniscas, debido a esto
puede existir pegamiento de la tubería hacia las areniscas del pozo. Para poder liberar la
herramienta lo más adecuado es provocar que la densidad del lodo baje, esta densidad
deberá bajar hasta que la P de formación sea menor a la P hidrostática, esto es muy riesgoso
pues se está provocando que el pozo se venga y entonces se podría producir un amago de
descontrol. Se puede saber que se trata de este problema porque existe circulación en
superficie pero no hay movimiento en la herramienta. SI DURANTE LA PERFORACIÓN
DE LA FORMACIÓN LMS TENEMOS ABUNDANTE CANTIDAD DE RECORTE DE
FORMACIÓN MAS GRANDE DEL NORMAL; QUE ESTARÁ PASANDO CON EL
POZO Y COMO PODEMOS SOLUCIONAR ESTE INCONVENIENTE, YA QUE SE
CORRE EL PELIGRO DE QUEDAR SIN CIRCULACIÓN. En este caso se puede decir
que no se esta haciendo un control efectivo en la densidad del lodo de perforación, para
tratar la formación LMS que es altamente presurizado se debe utilizar lodo emulsionado,
este permitirá el control de la formación. Si se tiene una alta producción de recortes
significa que la formación se esta disgregando por lo cual se deberá realizar un control en
las propiedades del lodo para poder controlar el problema. POR QUE SE PUEDE
PRESENTAR INFLUJO EN UN POZO GASÍFERO; ENUMERAR Y DESARROLLAR
CADA UNO DE ELLOS; CUALES LAS RECOMENDACIONES Y PRACTICAS PARA
SACAR DE FORMA SEGURA LA HTA. Un fluido de gas se da cuando las formaciones
aportan al pozo, esto quiere decir que el pozo puede llegar al descontrol, entre estos
tenemos. • Gas de conexión.- se presenta cuando a medida que se va perforando existe un
aporte de gas continuo, pero que es controlado, si este aporte de gas es mayor (sube y
4. excede lo normal) puede tenerse un descontrol, para ver si es que existe un incremento de
este se ve el trip tank donde se puede observar si el volumen de lodo que retorna,
incrementa o no, si este incrementa significa que las formaciones estan aportando. •
Tambien se puede producir por el embolamiento del trepano y de la hta que producira que
las formaciones aporten al pozo. • Durante la perforacion si no se tiene un conocimiento
adecuado de las características de la formacion pueden ingresarse en sectores donde existan
algunos volúmenes de gas que perjudiquen y produzcan influjo en el pozo.
RECOMENDACIONES PRÁCTICAS Y SEGURAS PARA ENCARAR LUEGO DEL
APRISIONAMIENTO DE LA HTA POR PRESIÓN DIFERENCIAL PREPARAR EL
PROGRAMA TENTATIVO. Cuando se tiene problemas por presión diferencial se debe
bajar la densidad a un punto en el q la Pf
GAS - LIFT Este método de producción por Gas Lift artificial se aplica desde 1846 cuando se instalo
por primera vez para experimentar inyección de aire en Estados Unidos aire proveniente de
compresores comunes que eran para inyectar en pozos de poca profundidad productores de
crudos livianos y de densidad mediana con el objeto de alivianar las columnas hidrostáticas para
facilitar la circulación de petróleo hasta superficie en pozos que dejaron de fluir en forma natural.
En esta etapa se usaba tuberías galvanizadas que se utilizaba también en pozos de agua con
resultados poco satisfactorios produciendo solo de 10 a 15 BPD con periodos cortos de duración
del método. En principio la inyección de aire se efectuaba por boca de pozo que luego fue
reemplazado en 1900 por tuberías plásticas de alta resistencia utilizando gas proveniente de los
mismos pozos productores en el campo. A partir de 1936 aparece como un método de aplicación
en ingeniería petrolera la inyección de gas con mayores volúmenes, mayores presiones y con el
uso de equipos diseñados para inyectar gas proveniente en unos casos de las plantas de
compresión de gas o en otros casos utilizando compresores de gas instalados en los campos para
uso de Gas Lift, posteriormente mejorando la aplicación y con el uso de baterías de compresoras,
válvulas de chokes de control de inyección y válvulas de gas lift que son instalados como parte
componente de la columna de producción para abarcar profundidades de hasta 2500m en pozos
perfectamente productores de crudos con densidades mediana y bajas. El Gas Lift tiene menor
rendimiento en pozos productores de crudos pesados o sea con API < 35 Actualmente el Gas Lift
es el segundo método mas utilizado para producir campos en forma artificial después de que ha
cesado el flujo natural. El bombeo mecánico es el método más utilizado. El método de Gas Lift
consiste básicamente en la inyección de volúmenes de gas seco que son procesados en plantas de
gas mediante la técnica combinada entre mecánico e hidráulico al interior de los pozos por el
espacio anular para originar en el tubing un fenómeno de gas en solución que provoca la
generación de energía interna para desplazar al petróleo desde la altura estática a boca de pozo y
de este hasta los separadores de gas petróleo. De acuerdo a experiencia de diseño de programas
de Gas Lift este método tiene mayor rendimiento en pozos productores de petróleo liviano y de
mediana densidad que durante el flujo natural han estado produciendo por energías de gas en
solución, luego casquete de gas, el rendimiento de Gas Lift es menor en pozos que han estado
produciendo por energías de empuje hidráulico 1. CARACTERÍSTICAS DEL MÉTODO DE GAS LIFT,
5. Son las siguientes: a) Es un método específico de producción debido a que es necesario un
programa específico para cada pozo de aplicación analizando todos los parámetros de control
desde las Pfo hasta las Pbp para preparar el programa adecuado. b) Es considerado como un
método de bombeo flexible o sea que puede ser instalado en pozos verticales, inclinados desde
mediana profunda hasta 2000 – 2500 metros de profundidad. No es muy utilizado en pozos
horizontales ni pozos demasiado profundos, ya que bajan los rendimientos de Gas Lift c) Es un
método que requiere poca inversión debido a que los mismos componentes superficiales y
subsuperficiales utilizados en flujo natural sirven para el gas lift y con la sola incorporación de las
válvulas de gas lift y algunos accesorios de control superficiales en las líneas de inyección. d) Una
desventaja radica en el hecho de que las válvulas de Gas Lift y las válvulas de control superficial del
gas de inyección son muy sensibles a la presencia de arenas, parafinas y otras incrustaciones que
pueden afectar al caudal de producción por lo que es necesario seleccionar válvulas que estén
equipadas internamente con conductos de circulación de diámetro adecuado al tipo de crudo. 2.
MECANISMO DE OPERACIÓN DEL GAS LIFT, La secuencia de operaciones del sistema es el
siguiente: a) El gas proveniente de las plantas se inyecta por las líneas de flujo y el choke o valvula
de control superficial al espacio anular con caudal y presión que es calculado en el programa. b) El
gas inyectado circula hacia abajo hasta alcanzar la primera válvula instalada como parte de la
columna de tubería originando su apertura para ingresar al interior de la tubería de producción
donde se mezcla con el petróleo, origina en la altura de esta válvula el fenómeno de gas en
solución provocando el incremento de la presión hidrostática y de la presión fluyente con cuyo
efecto el petróleo es expulsado desde la altura estática a la superficie cuando alcanza la altura
total la presión interna de la tubería se hace igual a la presión interna del espacio anular a la altura
de la primera válvula, se equilibran las presiones en un tiempo t y se cierra automáticamente la
primera válvula. Esta válvula se denomina válvula de arranque. c) El gas en el espacio anular
continúa circulando hacia abajo hasta alcanzar la segunda válvula, se repite el fenómeno de gas en
solución, incrementa la Ph, se igualan las presiones de tubería en el espacio anular y se cierra la
segunda válvula. La operación continua sucesivamente hasta alcanzar la ultima válvula cuya altura
de ubicación es calculada con precisión en el diseño. Cuando el gas alcanza a la última válvula que
es denominada válvula operadora el gas ingresa al tubing con volumen y presión final que debe
mantenerse constante durante todo el tiempo de aplicación de Gas Lift en cada pozo. En este
proceso de Gas Lift la válvula operadora es la única que permanece abierta todo el tiempo de
duración de Ga Lift por lo que su selección, el cálculo de sus presiones de apertura y cierre y la
altura de su instalación debe efectuarse en el programa con precisión para garantizar el
funcionamiento de este método de producción para recuperar los volúmenes de producción que
son conectados para cada uno de los pozos 3. METODOS DE GAS LIFT, Son dos los métodos
principales de Gas Lift: a) Gas Lift a flujo continuo; que se clasifica en los siguientes tipos: - Gas Lift
a flujo abierto. - Gas Lift a flujo semicerrado. - Gas Lift a flujo cerrado. b) Gas Lift a flujo
intermitente; que se clasifica en los siguientes tipos: - Gas Lift a flujo semicerrado. - Gas Lift a flujo
cerrado. Existen también otros métodos secundarios derivados de los métodos principales y que
pueden aplicarse en pozos con características especiales de flujo que se presentan al término del
flujo natural, entre estos están: - Gas Lift con cámara de acumulación de fondo de pozo que se
aplica para flujo intermitente. - Gas Lift con embolo libre que se instala al nivel de la válvula
6. operadora que pueda ser instalada para flujo natural - Gas Lift con cavidades progresivas que sirve
para flujo intermitente y flujo continuo CARACTERÍSTICAS TECNICAS DE LOS MÉTODOS DE GAS
LIFT a) Flujo continuo Se caracteriza por que se inyecta gas por el Espacio Anular en forma
constante y continua para ingresar a través de las válvulas, incrementar la Ph y Pfw, para
mantener flujo continuo en superficie con el funcionamiento continuo de la válvula operadora. Sus
aplicaciones son: - Se instalan en pozos que durante el flujo natural estaban produciendo por flujo
natural. - En pozos que producen con energía de gas en solución e índices de productividad altos o
intermedios. - En pozos con presiones de fondo altas que originan alturas estáticas altas o
intermedias después del flujo natural. Las normas API establecen los valores de las alturas
estáticas. - En pozos productores de crudos cuyas gravedades °API varían entre 25 y 35°. b) Flujo
intermitente En este método se inyecta gas por el espacio anular en forma cíclica para originar
flujo intermitente en superficie. Para este caso se instalan válvulas de gas lift para flujo
intermitente que se caracterizan por tener orificios de circulación más anchos que los otros tipos
de válvulas que se utilizan en flujo continuo por tanto son válvulas que facilitan el control de la
presión en boca de pozo y en el espacio anular a la altura de ubicación de cada una de las válvulas.
Sus principales aplicaciones son: - En pozos con baja presión de fondo - En pozos que durante el
principio de flujo natural han estado produciendo con flujo intermitente. - En pozos productores
de crudos pesados, o sea menores a 24 API - En pozos que durante el flujo natural han estado
produciendo con flujo continuo pero que después de un periodo se ha presentado una acelerada
declinación en la presión de fondo originando altura estática baja 3.1 SISTEMAS DE INSTALACION
DE GAS LIFT 1ro. Instalación abierta Esta instalación se caracteriza porque la tubería está colgada
en interior de la cañería sin packer para aislar el espacio anular tampoco lleva instalada la válvula
de pie para controlar la presión de fondo de pozo. En este caso la posibilidad de que el petróleo
invada el espacio anular alcanzando a la válvula operadora se controla con la presión de inyección
de gas debajo de la altura de la válvula operadora calculando en el programa en forma exacta la
presión de inyección del gas y la medida de la presión de fondo de pozo para evitar que el petróleo
suba e interrumpa el funcionamiento del sistema de gas lift. Este método puede ser utilizado en
algunos pozos de baja presión de fondo de pozo, baja presión fluyente y de flujo continuo. 2do.
Instalación semicerrada Tiene características similares a la instalación con la diferencia que para
este caso ya se instala paker de producción para aislar la tubería de producción y el espacio anular
sin instalar la válvula de pie. Puede aplicarse para flujo continuo y flujo intermitente. 3ro.
Instalación cerrada Es denominada instalación estándar de gas lift debido a que es utilizado en la
mayor parte de pozos productores, ya sea de baja, mediana o alta presión, productor de crudos
livianos de mediana o alta densidad. Se caracteriza porque esta equipada con todos los
componentes de seguridad de producción, o sea paker, válvula de retención y válvula de control
de flujo encima del paker para controlar tanto la presión de inyección de gas y la presión de flujo
del crudo hasta la altura estática. 4. EQUIPOS UTILIZADOS EN GAS LIFT, Se clasifican en dos tipos:
a) EQUIPOS SUPERFICIALES, Son los siguientes: • Plantas de gas O compresores de gas, que están
constituidas por compresores de gas cuyo número y capacidad está diseñada para abastecer con
gas seco procesado que se inyecta al pozo con presión y caudal calculado en el programa con el
objeto de garantizar el funcionamiento sea para flujo continuo o para flujo intermitente tiene
como accesorios principales las válvulas de control de presión y los medidores de caudal de gas. •
7. Cámaras de acumulación de gas Esta cámara de acumulación constituido por un sistema de
tuberías generalmente de 6’’ que trabajan en paralelo y que tienen el objetivo de almacenar
constantemente volúmenes suficientes de gas, para abastecer la inyección ya sea a un pozo o a
una batería de pozos con Gas Lift. Están equipadas con instrumentos de control como los
medidores, reguladores de presión y de caudal y llaves de paso que tienen el objetivo de orientar
el flujo hacia las tuberías de descarga que conectan con los pozos de aplicación. • Chokes – Válvula
Superficial o Estrangulador de flujo Son instalados en el niple de tubería que conecta la cámara de
acumulación con el ingreso al espacio anular para controlar el volumen de gas y su presión de
inyección al pozo de acuerdo a los cálculos efectuados en el programa. b) EQUIPOS SUB-
SUPERFICIALES, Tiene los siguientes componentes: • Arreglo de fondo de pozo, Normal • Packer
de producción Que sirve para limitar el fondo de pozo para instalar gas lift, su altura de ubicación
está en función a la profundidad donde se va a instalar la válvula operadora. • Válvula de Gas Lift
Son los componentes principales junto al tubing y sirve para inyectar gas desde el espacio anular a
la tubería con caudales y presiones calculadas en el programa en función a la presión diferencial
que va a existir entre el tubing y la cañería. Se clasifican en dos etapas: 1ro. Válvulas Balanceadas
Son aquellas que operan con presiones de apertura Pa iguales a la presión de cierre Pc, o sea que
deben abrirse y cerrarse con la misma presión para los dos sistemas de gas lift, en la industria se
disponen de tres tipos de válvulas balanceadas: a) Válvulas accionadas por la presión del gas que
ejerce desde el espacio anular hacia la tubería b) Válvulas accionadas por la presión que ejerce la
mezcla de gas más petróleo desde la tubería hacia la cañería o espacio anular c) Válvulas que
operan con la presión combinada que actúa desde el espacio anular hacia el interior del tubing
para incrementar el valor de la presión fluyente Pw. Este tercer tipo de válvulas son los más
utilizaos en instalaciones de gas lift para flujo continuo como para flujo intermitente debido a que
tiene amplios márgenes de apertura y cierre durante la operación 2do. Válvulas Desbalanceadas
Son aquellas qua después de que se activa su mecanismo de apertura requiere un valor de presión
diferencial instantánea en inyección hacia abajo por tanto la presión de cierre es ligeramente
mayor instantáneo a la presión de apertura. En forma similar que las válvulas balanceadas se
clasifican en tres tipos y cuyo mecanismo de funcionamiento es igual a lo descrito para las válvulas
balanceadas. 4.1 CALCULO DE LAS PRESIONES DE OPERACION DE LAS VALVULAS Son dos las
presiones de operación de las válvulas, Presión de apertura y presión de cierre. Los valores de
estas presiones dependen del mecanismo de funcionamiento cuando el sistema de gas lift
empieza a operar con la circulación del gas por el espacio anular, dichas presiones se calculan
considerando los siguientes aspectos técnicos: 1ro. Las válvulas en su altura de instalación están
inicialmente cerradas y la presión que ejerce el gas sobre la tubería al nivel de la válvula de
arranque es igual a cero. 2do. Cuando se abre el pozo para iniciar la circulación del gas o del
espacio anular llegando hasta la altura de instalación de cada una de las válvulas esta va a originar
su apertura y posterior cierre por efecto de las presiones de inyección, la presión hidrostática y el
efecto del fenómeno de gas en solución y las presiones se calculan con las siguientes ecuaciones:
a) Cálculo de las presiones de apertura (Pa) Fa = Pa (Ap - Ao); Fc = Pc Ap + Pp (Ap - Ao); Fa = Fc
Entonces: Pa (Ap - Ao) = Pc Ap + Pp (Ap – Ao) De acuerdo al metod API (dividimos entre Ap).
Donde (Ao/Ap)=R Tenemos: Pa = (Pc / 1-R) + Pp Donde: Fa:Fuerza de apertura(psi); Fc:Fuerza de
cierre(psi); Ap:Area del piston(plg2); Ao:Area del orifio abierto(plg2); Pa:Presion de apertura(psi);
8. Pc:Presion de cierre(psi); Pp:Presion del piston que origina la apertura o cierre de valvula(psi);
R:Radio del orificio de la valvula abierta(plg) b) Calculo de las presiones de cierre de las válvulas
(Pc) Cuando las presiones de gas en el tubing provoca el fenómeno de gas en solución y que
origina el incremento de la presión hidrostática se igualan las presiones por efecto de la acción
desde el interior tubing al espacio anular provocando el cierre de las válvulas cuya presión se
calcula con: Fc = Pc Ao + Pa (Ap + Ao); Fa = Pa (Ap - Ao)+Pt Ao; Fa = Pa (Ap - Ao)+Pa Ao; Fa = Pa Ap
Cuando las válvulas empiezan a cerrarce la presión Pt que actua desde adentro hacia fuera se hace
igual a la presión de apertura instantáneamente luego la anterior ecuación será iagual a Pt = Pa Pc
Ao + Pa (Ap + Ao) = Pa Ap // %Ap y (Ao/Ap) = R; tenemos Pc = -Pa 5. DISEÑO DE PROGRAMAS DE
GAS LIFT Para diseñar programas de Gas Lift se analiza los siguientes datos de pozo. - Profundidad
de la arena productora - Presiónes actuales de pozo (Pfo, Pfp, Pw, Pbp). - Relación Gas – Petróleo,
RGP y Relación Agua – Petróleo, RAP. - Caracteristicas del crudo: densidad, viscosidad y API -
Estado actual de la caneria de revestimient, paker, tubing y baleos (estado), registros CBL y
neumaticos En base a estos datos se elabora el programa de aplicación de gas lift que es especifico
para cada pozo con el siguiente procedimiento a. Seleccionar el método de Gas Lift más adecuado.
b. Para el método de Gas Lift seleccionado se realiza los cálculos correspondientes para la
instalación y la aplicación de un numero determinado de los volúmenes de gas lift. c. Se calcula el
volumen de gas que en forma constante será inyectado por el espacio anular d. Se calcula en
forma exacta las presiones de inyección del gas considerando que esta presión debe ser la
equivalente a la máxima presión de trabajo de las válvulas de gas lift. e. Con todos los datos se
calcula el volumen de producción para el método de gas lift seleccionado osea si es un flujo
continuo o intermitente f. Finalmente se verifica la disponibilidad de gas seco adecuado en el
campo para poner el funcionamiento existen dos métodos: 1ro. Metodo Grafico 2do. Metodo
Analitico MÉTODO ANALÍTICO Contempla tres procedimientos para calcular la instalación de la
valvula: Primer Procedimiento Consiste en instalar las válvulas de arriba hacia abajo con presiones
sucesivas descendentes, o sea, ubicando como primera válvula o válvula de arranque, aquella que
va a operar con las máxima presión de apertura y de cierre. Este sistema de instalación puede ser
utilizada tanto en flujo continuo o también flujo intermitente ubicando en alturas exactas las
válvulas que trabajaran con menores presiones o una presión diferencial ligeramente mayor a la
penúltima valvula. En este proceso las válvulas sucesivas superiores se cierran una vez que alcanza
la presión máxima de trabajo hasta que el gas llega a la valvula operadora y esta es la única valvula
que funciona durante todo el tiempo de aplicación del método por lo que sus presiones de trabajo
son determinadas con precisión y exactitud en función a las presiones finales de inyección.
Segundo Procedimiento Consiste en utilizar válvulas que trabajan todas con una misma presión de
apertura y cierre. La única valvula que va a trabajar con una presión diferencial mayor a la presión
de las válvulas sucesivas es la valvula operadora. Este sistema de insatalacion es mas aplicable en
flujo intermitente. Tercer Procedimiento Consiste en ubicar válvulas sucesivas de arriba hacia
abajo empezando con una valvula de arranque que tendrá las menores presiones de apertura y
cierre para que a partir de esta valvula se vaya instalando válvulas con presiones diferenciales
ligeramente mayores a las válvulas de arriba hasta alcanzar a la valvula operadora que es la que
trabajara con las mayores presiones de apertura y cierre para garantizar el bombeo continuo de
gas y tener flujo continuo en superficie por tanto es un matodo que sirve para instalar gas lift a
9. flujo continuo. 5.1 CALCULO DE PARAMETROS DEL PROGRAMA a) Cálculo de la Profundidad de
instalación de la válvula Tomando como base el método de gas lift seleccionado para pozo y su
altura estatica la selección e instalación de las válvulas se realiza con el siguiente procedimiento:
1ro. En base a la altura de ubicación del paker, la altura estatica, la altura del espacio anular, el
valor del caudal de producción proyectado va a estar en función de la presión inicial de gas que en
la practica para iniciar el diseni, se toma un valor igual al valor de la presión fluyente con que el
pozo producia durante el flujo natural 2do. En base al volumen de producción programado se
selecciona el estrangulador de flujo de gas en el espacio anular instando un choke que nos permita
inyectar volúmenes exactos de gas con una presión inicial adecuada 3ro. Tomando en cuenta los
anteriores factores, la profundidad de instalación de la primera valvula o valvula de arranque se
calcula con la siguiente ecuación: L1=(Pi-Pw)/(Grad.gas) [ft]o[m] L1:altura de instalación de la
primera valvula; Pi:Presion inicial de inyección de gas por el espacio anular [psi]; Pw:Presion
fluyente para arrancar gas lift [psi]; Grad.gas:Gradiente de la mezcla en el tubing o sea gas de
inyección [psi/ft] Para trabajos de campo la instalación de la primera valvula puede utilizarse dos
procedimientos: 1er. Procedimiento Practico de Campo Que consiste en ubicar la primera valvula
directamente al nivel de la altura estatica. Este caso puede utilizarse en algunos cases como
alturas estáticas bajas y crudos densos. 2do. Procedimiento Analitico Que consiste en ir calculando
las válvulas en forma sucesivas a partir de la ubicacion de la primera valvula, para este caso se
utiliza las siguientes ecuaciones: Para la segunda valvula: L2=L1+(Pa2-Pw-Ph2)/G.o+g como:
Ph2=L1 G.o luego: L2=L1+(Pa2-Pw-L1 G.o)/G.o+g Para la tercera valvula: L3=L2+(Pa3-Pw-
Ph3)/G.o+g como: Ph3=L2 G.o luego: L3=L2+(Pa3-Pw-L2 G.o)/G.o+g Para la valvula n: Ln=Ln-
1+(Pan-Pw-Ln-1 G.o)/G.o+g Donde: Ph2:Presion hidrostática que genera la mezcla o+g a la altura
de la V2 y se calcula con:Ph2=L1 G.o; G.o:Gradiente de petróleo en el tubing; Pa2:Presion de
apertura de la valvula2; L1:Altura de instalación de la valvula1 b) Cálculo de las presiones de
operación de las válvulas Las presiones de operación de cada una de las válvulas esta en función a
su altura de ubicación, en función al método de Gas Lift diseñado y a la presion inicial de inyección
que se va a aplicar por el espacio anular. La ecuación general de calculo es: Pop.Vn=Pg.EA + Pa.Vn;
Pg.EA=Pw e^(G.g Ln / 53.3 Tg Zg) entonces: Pop.Vn= Pw e^(G.g Ln / 53.3 Tg Zg) + Pa.Vn ; e=2.718
Donde: Pg.EA:Presion que ejerce el gas en el espacio anular; Pa.Vn:Presiones de apertura;
G.g:Gradiente del gas de inyección (psi/pie); Tg:Temperatura del gas de inyección (F+460);
Zg:Factor de compresibilidad del gas; Ln:Altura de ubucacion de las válvulas. Ecuacion general de
calculo de las presion de operación c) Cálculo del volumen del Gas de inyección por el espacio
anular. Se calcula con la siguiente ecuación: Vgi=V.tb (Pop.Vn Ts / Ps Tg) t Donde: Ts:Temperatura
estándar (60+460=520R); Ps:Presion estándar (14.7psi); Tg:Temperadura gas (F+460);
V.tb:Capacidad tubing (ft3/pie); t=1dia d) Calculo del volumen final de producción Qo =
0.0039(Pop.Vn – Pw / G.o+w)((1-Fg)(L1/1000
