Clase i modulo 2

Producción 2

Modulo 2:
Sistemas de Levantamiento Artificial


Podemos definir el Levantamiento Artificial como la utilización de una fuente externa de
energía para levantar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la
superficie.

Podemos definir dos tipos básicos:

1. Levantamiento Artificial por Gas (Gas-Lift).
2. Levantamiento Artificial por Bombeo:

2.1. Bombeo Electrosumergible
2.2. Bombeo de Cavidades Progresivas
2.3. Bombeo Mecánico
2.4. Bombeo Hidráulico


Curvas de Oferta y Demanda de Energía al nivel de la Bomba

Asumiendo que el pozo produce por flujo natural, calculamos las curvas de oferta y
demanda pero tomando en cuenta las siguientes consideraciones:

• Para obtener la Curva de Demanda se realiza el mismo procedimiento utilizado para
calcular la Pwf, pero con la diferencia que se debe utilizar la profundidad donde
asentemos la bomba y no la de las perforaciones.

• Para obtener la Curva de Oferta se debe utilizar el procedimiento para calcular Pwh
ubicando el nodo en la entrada de la bomba, pero no se sube a las curvas de gradiente
vertical con la profundidad del pozo sino con la distancia que existe entre las
perforaciones y la bomba. El procedimiento se explica a continuación:


Procedimiento para obtener la Curva de Oferta, ubicando el nodo en el cabezal del
pozo:

Es necesario calcular la Pwh a partir de la Pwf de oferta obtenida en el fondo del pozo y
para ello es necesario usar un procedimiento inverso al visto anteriormente para entrar
en las curvas de gradiente de presión, quedando de la siguiente manera:
Pwfpump Pwf


Como puede observase en la figura anterior, el propósito de cualquier método de
levantamiento artificial es generar una curva de demanda de tal forma que permita al
yacimiento responder a los requerimientos de producción preestablecidos.

Cuando la bomba se instala en el fondo del pozo, la presión de fondo fluyente (Pwf)
será la presión de entrada a la bomba.


Curvas de Análisis Nodal para sistemas de Levantamiento Artificial


Bomba Asentada en el Fondo


Seguimiento al nivel dinámico del fluido

Las bombas deben tener la ‘sumergencia’ adecuada para que el fluido entre a ellas con
suficiente presión, evitando problemas de cavitación y para soportar las pérdidas de
energía ocasionadas por restricciones al flujo antes de la entrada a la bomba tales como
la que ocurre, por ejemplo, en los separadores de gas.

Cuando se desea manejar menos gas libre, la bomba debe ser colocada lo mas profundo
posible.

Es necesario monitorear periódicamente el nivel dinámico del fluido en el espacio
anular para garantizar que la bomba siempre estará sumergida en la columna de fluido.


LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

Es un método que utiliza gas comprimido como fuente de energía para llevar los fluidos
del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie, de allí que la principal
consideración en su selección para producir un grupo de pozos, es la disponibilidad de
una fuente rentable de gas a alta presión.

Existen dos tipos de LAG:

1. LAG Continuo
2. LAG Intermitente


Rangos de Aplicación

El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos que producen
crudo liviano - mediano. En la siguiente tabla se muestran los rangos de aplicación en el
método de levantamiento artificial por gas continuo e intermitente.


Operación del LAG Continuo

Eficiencia de Levantamiento

El LAG continuo se considera como una extensión del método de producción por flujo
natural y consiste en suplementar el gas de formación mediante la inyección continua
de gas en la columna de fluido del pozo, con el propósito de aligerarla para disminuir la
presión de fondo fluyente en el fondo y generar el diferencial de presión requerido para
que la arena productora aporte la tasa de producción deseada.

El gas se inyecta a la columna de fluidos del pozo a través de una válvula reguladora de
presión que se denomina válvula de LAG.


Operación del LAG Continuo

Eficiencia de Levantamiento

La eficiencia de levantamiento se mide por el consumo de gas requerido para producir
cada barril normal de petróleo, la máxima eficiencia se obtiene inyectando por el punto
mas profundo posible (60 a 120 pies por encima del empaque superior) la tasa de
inyección adecuada. La tasa de inyección de gas dependerá de la tasa de producción y
del aporte de gas de la formación.


Operación del LAG Continuo. Eficiencia de Levantamiento

Qiny = (RGLt-RGLf).ql/1000

Donde:

Qiny: Tasa de inyección requerida
de gas, (Mpcn/d)

RGLt: Relación Gas-Líquido total,
(pcn/bn)

RGLf: Relación Gas-Líquido de
formación, (pcn/bn)

ql: Tasa de producción de líquido
bruta (b/d)



Cuando se desconoce el comportamiento de afluencia de la formación productora no es
posible cuantificar previamente el impacto de la tasa de inyección de gas de
levantamiento sobre la producción del pozo. Una manera de optimizar la inyección es
mantener una RGLt cercana a la correspondiente al gradiente mínimo, es decir, aquella a
partir de la cual el gradiente de presión no se reduce al aumentar la RGL, ya que la
reducción del peso de la columna de fluido se compensa con las pérdidas de energía por
fricción.

Zimmerman presentó la siguiente expresión que permite calcular una relación gas-
líquido cercana al gradiente mínimo:



Donde:

Con:

w= Fracción de agua y sedimento, adimensional
ID= Diámetro Interno de la tubería de producción, pulg
Dv= Profundidad del punto de inyección, pies
Ql= Tasa de producción de líquido, bpd
RGLgrad.min = RGL cercana a gradiente mínimo, pcn/bn
Cotgh(x) = Cotangente hiperbólica de x, equivalente a (e2x+1)/(e2x-1)


Es importante alcanzar la máxima profundidad de inyección con la presión disponible en
superficie, de esa manera se aprovechará al máximo la energía del gas comprimido. Para
obtener esto es necesario hacer un buen diseño de la instalación.

Cuando se conoce el comportamiento de afluencia de la formación productora se puede
cuantificar el efecto que tiene la RGL sobre la producción del pozo aplicando análisis
nodal y asumiendo que se puede inyectar el gas en el fondo del pozo, de esta manera se
obtendrán gráficos de oferta y demanda de fluidos para diferentes RGL
RGL1
RGL 2

Pwf RGL 3
RGL 4

Q1 Q2 Q3Q4



Para cada tasa de producción Ql obtenida, se determina la tasa de inyección requerida
aplicando la ecuación ya vista anteriormente: Qiny = (RGLt-RGLf).ql/1000. Graficando la
tasa de producción de líquido en función de la tasa de inyección de gas se obtiene la
llamada por Mayhill : Curva de comportamiento del pozo de LAG y en ella se visualiza el
efecto que tiene la tasa de inyección de gas sobre la tasa de producción del pozo.

Q4
Q3
Q2

Q1

Qiny1 Qiny2 Qiny3 Qiny4

Operación del LAG Intermitente
Cuando la presión estática del yacimiento es tan baja de tal forma que no se puede obtener
suficiente diferencial de presión en la arena productora para producir mediante LAG continuo, se
debe utilizar el LAG Intermitente.

El LAG intermitente consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas
comprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta la superficie, la
columna de tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección. La siguiente
figura muestra el ciclo de operación de una instalación de LAG intermitente:


Entre las diferencias fundamentales de ambos tipos de LAG se tienen:

• El patrón de inyección
• En el LAG continuo se aprovecha la energía del gas de formación mientras que en el
intermitente esta energía se pierde.
• En el LAG continuo se gasifica la columna de fluido para mantener el pozo en
producción con la energía existente en el yacimiento, mientras que en el intermitente se
desplaza el tapón de líquido con la energía del gas comprimido y la energía del
yacimiento se encarga, posteriormente, de aportar el tapón de líquido al pozo.

Descripción del Equipo:

La mayoría de los sistemas de LAG están diseñados para recircular el gas de
levantamiento. El gas a baja presión proveniente de las estaciones se comprime para ser
parcialmente reinyectado en los pozos con fines de levantamiento. En la siguiente figura
se presenta el equipo básico requerido en un sistema de LAG:


Equipo Básico para Operaciones de LAG


Equipos de Superficie

1. Planta de compresión: Se encarga de comprimir el gas proveniente de las
estaciones, puede ser centrífuga (turbina) o reciprocante (motocompresor).

2. Red de distribución de gas a alta presión: Es un sistema de tuberías que distribuye
el gas de levantamiento entre los pozos asociados al sistema, puede ser a través de
múltiples de distribución ó también a través de una red del tipo ramificada.

3. Equipo de medición y control: Registradores y reguladores de flujo, válvulas de
bloqueo, etc.

4. Red de recolección de gas a baja presión: Es el conjunto de tuberías que se encarga
de llevar el gas a baja presión desde las estaciones de flujo hasta la planta
compresora.


Equipos de Subsuelo

Válvulas y Mandriles de LAG: Válvulas reguladoras de presión a través de las cuales se
inyecta gas a la columna de fluidos, estas se asientan en tubos especiales ó mandriles.

Recorrido del gas a través del equipo:

En el caso típico mostrado en la figura de los equipos básicos, la planta compresora
recibe el gas a una presión, y lo descarga a la red de distribución a una presión mucho
mayor. Debido a la fricción, el gas pierde energía en dicha red de tal manera que llega
con una ligera perdida de presión al medidor, este generalmente es del tipo placa-
orificio. Prácticamente con esta última presión entra al regulador de flujo (“choke”
ajustable), de donde el gas sale a una presión, esta es la llamada comúnmente (cuando
el choke ajustable este en el pozo) presión de inyección Piny o Presión de Casing, ya que
en la mayoría de los casos el gas se inyecta por el anular y pasa a través de la válvula
operadora de LAG a la tubería de producción para mezclarse con los fluidos producidos
por el pozo


Cuando el choke está en el múltiple, la presión de casing es ligeramente menor a la presión de
salida de dicho choke debido a la pérdida por fricción en la línea de gas. Como el anular tiene un
área mayor expuesta a flujo, la velocidad del fluido no es alta, por lo que la fricción es
prácticamente despreciable, de allí que para determinar la presión de inyección a la profundidad de
la válvula operadora basta adicionarle a la presión de inyección en superficie, el peso de la columna
de gas. El gradiente estático del gas a presión (Gg) puede obtenerse de las figuras de Gradiente de
Gas a partir de la presión de inyección en la superficie y de la gravedad especifica del gas.

Pgas@prof = Piny.sup + (Prof*Gg)

La caída de presión a través de la válvula dependerá del área expuesta al flujo. Los fluidos
producidos junto con el gas de levantamiento son transportados principalmente por la energía del
yacimiento hasta el cabezal del pozo donde llegan con una energía suficiente para llevar los fluidos
hasta la estación de flujo.


Recorrido del gas a través del equipo (continuación)

En el separador general de producción eventualmente se separará la fase líquida de la
gaseosa; la fase líquida después de ser tratada es transportada a los tanques de
almacenamiento y el gas pasa a la red de recolección para entrar nuevamente a la
estación compresora.

A lo largo de este recorrido, existen, en puntos estratégicos, válvulas y medidores de
presión y de flujo de gas que permiten obtener información requerida para el control y
seguimiento del sistema. Cuando el volumen de gas que llega a la estación compresora
proveniente de las estaciones de flujo, es mayor que la capacidad de compresión, el gas
remanente incrementa la presión en el sistema de recolección accionando una válvula
reguladora que permite ventear o quemar a la atmosfera el gas no comprimido.


Mandriles y Válvulas

La parte del equipo cuyo funcionamiento es el mas importante comprender para
realizar el diseño y análisis de una instalación de LAG lo constituye la válvula de
levantamiento, por lo que mas adelante se detallarán algunos aspectos relacionados
con la mecánica de las válvulas de levantamiento. En el pozo las válvulas van instaladas
en tuberías que poseen conexiones especiales para sujetarlas a la profundidad deseada
y que reciben el nombre de mandriles.

Los mandriles constituyen una parte integrada a la tubería de producción. El número de
mandriles, así como la posición de cada uno de ellos en la sarta de perforación se
determina con el diseño de la instalación y depende estrictamente de la presión de
inyección disponible en el sistema.


Equipos Básicos en el LAG
Desde 1950 se introdujo el Mandril Lateral, el cual posee en su interior un receptáculo
para alojar una válvula de tal manera que no obstruya el paso de los fluidos ni de las
herramientas a través de la tubería. Las válvulas pueden ser extraídas con guaya fina
(slickline) desde la superficie, por lo que comúnmente se les llama válvulas
recuperables. La nueva generación de mandriles laterales (Side Pocket) vienen
equipados con dispositivos mecánicos especiales para orientar la herramienta de pesca
y asegurar una operación exitosa de guaya fina en pozos desviados.


El tamaño de los mandriles a utilizar dependerá del diámetro de la sarta de producción,
los tamaños más comúnmente usados son los de 2 3/8”, 2 7/8” y 3 ½”, así mismo los
tamaños de válvulas mas usados son las de 1” y 1.5” (O.D) siendo estas últimas las mas
recomendadas para levantar altas tasas de producción. Dependiendo del tamaño de la
válvula que cada mandril es capaz de alojar, estos se clasifican en mandriles de la “Serie
K” para válvulas de 1” y de la “Serie M” para las de 1.5”.

El propósito de una válvula de LAG es permitir la descarga de los fluidos del pozo para
lograr inyectar el gas a la profundidad determinada en el diseño, para evitar que el
fluido se regrese de la tubería al espacio anular, las válvulas poseen una válvula de
retención en su parte inferior.


Tipos:

En la siguiente figura se muestran los tipos de instalaciones de LAG mas usadas:



La mayoría de las instalaciones son del tipo semi-cerrada ya que el empaque evita que
en pozos de baja presión fluyente en el fondo, el gas entre por la punta de la tubería
restringiendo la entrada del fluido de la formación al pozo, adicionalmente el empaque
evita que el fluido del yacimiento, en períodos de no inyección de gas, invada el espacio
anular siendo necesario desalojarlo cada vez que se reinicie la inyección de gas.

La instalación cerrada se utiliza en pozos que van a producir mediante LAG intermitente,
fluidos provenientes de arenas con baja presión de fondo estática. La válvula fija evita la
contrapresión que el gas de inyección ejerce hacia la formación, sin embargo, cuando la
permeabilidad de la arena productora es baja, el uso de dicha válvula es cuestionable.
La válvula fija, además de restringir la afluencia de fluidos hacia la tubería, puede traer
problemas operacionales cuando el pozo presenta indicios de arenamiento.


Mecánica de Válvulas

La válvula de LAG es básicamente un regulador de presión. En la figura que se mostrará
a continuación se observa que el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas a
presión (aunque algunas utilizan un resorte); las fuerzas de apertura provienen de la
acción de la presión del gas (corriente arriba) y de la presión del fluido ó presión de
producción (corriente abajo) sobre el área del fuelle y el área del asiento
respectivamente o viceversa.

Clasificación de las Válvulas para LAG

• Válvulas operadas por presión de gas: Son aquellas donde la presión de gas actúa
sobre el área del fuelle por lo que abren predominantemente por dicha presión.

• Válvulas operadas por presión de fluido: son aquellas donde la presión del fluido
actúa sobre el área de fuelle por lo que abren predominantemente por dicha presión.


Pb.Ab
Pb

Pg Pg.(Ab-Ap)

Pp.Ap


Fuerzas de apertura y cierre de una válvula en el pozo. Calibración en el Taller

Para una válvula operada por presión de gas en posición cerrada, tal como se muestra en la figura
anterior, se puede establecer el siguiente balance de fuerzas en un instante antes de que abra:

Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura

Con: Fuerza de cierre = Pb.Ab
Fuerzas de apertura = Pg.(Ab-Ap) + Pp.Ap

Donde:

Pb: Presión del N2 en el fuelle o simplemente presión de fuelle, psi
Pg: Presión de Gas, psi
Pp: Presión del fluido o presión de producción, psi
Ab: Área efectiva del fuelle, pulg2 (aprox: 0.77 para válvulas de 1 ½” y 0.31 para válvulas de 1”).
Ap: Área de la puerta o asiento, pulg2



Entonces :

Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura

Pb.Ab = Pg.(Ab-Ap) + Pp.Ap

En vista de que los valores de Ap y Ab son pequeños se ha simplificado la expresión anterior
dividiéndola entre Ab, por lo que la expresión quedaría:

Pb = Pg.(1-R) + Pp.R

Donde R = Ap/Ab y se denomina relación de áreas entre la puerta y el fuelle, su valor debe ser
suministrado por el fabricante de válvulas.



La presión de gas requerida para abrir la válvula (Pvo) bajo condiciones de operación se obtiene
resolviendo la ecuación anterior para Pg, es decir

Pvo = Pg = (Pb – Pp.R) / (1 – R)

Asumiendo que la presión por debajo del vástago es la presión Pg, se puede establecer el siguiente
balance un instante antes de que cierre:

Pb.Ab = Pg.(Ab-Ap) + Pg.Ap

El valor de Pg para que la válvula cierre (Pvc) se obtiene resolviendo la ecuación anterior, es decir:

Pg = Pb


EN EL TALLER…

En la fase de diseño se fija la presión de gas (Pg) con la que debe operar la válvula de acuerdo a la
presión de inyección disponible, de tal manera que con la presión del fluido en la tubería (Pp) se
puede calcular la presión del fuelle (Pb) aplicando la ecuación Pb = Pg.(1-R) + Pp.R. Para lograr
obtener la presión del Nitrógeno (Pb) a la temperatura de operación de la válvula (Tv) es necesario
cargar el fuelle en el taller, donde por lo general se realiza a una temperatura de 60 °F, de allí que se
requiere corregir por temperatura la presión Pb, la corrección es:

Pb@60°F = Pb. Ct

Donde: Ct = 1/{1 + 0.00215.(Tv – 60)}

Con: Tv(°F) = Tfondo – Gt.(D-Dv)

Gt: es el gradiente de temperatura en el pozo, si el yacimiento no se encuentra aportando fluido
(Pwf ≥ Pws) se debe usar el gradiente geotérmico (Ggeot : 0.015 °F/pie), pero si se encuentra
aportando un determinado caudal se debe utilizar el gradiente dinámico de temperatura (Gtd)
estimado con alguna correlación empírica o con un balance de energía a lo largo del pozo.

EN EL TALLER

En la figura que se muestra a continuación se presenta en forma gráfica la Correlación de H.
Winkley presentada por Kirkpatrick, en dicha gráfica se entra con el caudal de líquido y se lee de la
curva de Ggeot el correspondiente Gtd de temperatura. Esta correlación no se realiza cuando el
elemento de cierre es una resorte.

- Úsese directamente para tubería de 2 7/8 "
- Para 2 3/8" multiplique previamente la tasa por 2
- Para 3 1/2" divida previamente la tasa por 1,5


Flujo de Gas a través de la Válvula

Winkler indicó que el área del orificio de la válvula expuesta al flujo de gas aumenta en la medida
que se incrementa la presión de gas por encima de la presión de apertura inicial de dicha válvula.
Dicha área estará dada por el área lateral del cono truncado generado entre la bola del vástago y
el asiento, en la siguiente figura se visualizará el mencionado cono.


Flujo de Gas a través de la Válvula

En la siguiente gráfica se muestra el desplazamiento requerido por el vástago para considerar la
válvula completamente abierta, la presión adicional requerida dependerá de la resistencia que
ofrezca el fuelle a ser comprimido (load rate): valores típicos están alrededor de 400 psi/in y 1200
psi/in para válvulas de 1.5” y 1” respectivamente, sin embargo estos valores varían dependiendo
del fabricante. Dada una determinada área expuesta al flujo, la tasa que circulará a través del
orificio dependerá entre otras variables, de la relación existente entre la presión aguas abajo y la
presión aguas arriba (Pg/Pp) y se puede calcular utilizando la ecuación de Thornhill-Craver.

F.T. Focht presentó en forma gráfica la solución de estas ecuaciones . La tasa de inyección que se
usa en dichas gráficas debe estar corregida por un factor FC:

Qgas graf = Qgas.FC

Donde

Ejemplo: Determine la tasa de gas que pasa a través de un orificio de 3 1/64” cuando la Pg= 1000
Lpca, Pp = 800 Lpca, Tv= 160 °F y γg = 0.7


Selección de Válvulas

Cada válvula debe dejar pasar un volumen de gas diario que dependerá de la RGL que debe
generarse por encima de la válvula, los requerimientos de gas se calcula con la ecuación vista
anteriormente.

Este caudal de gas permite determinar el tamaño del asiento. Para seleccionar la válvula se
requiere conocer además del asiento requerido, el tamaño de los mandriles que se van a instalar y
el proveedor de las válvulas. Una vez seleccionado se conocerá el valor de la relación de áreas “R”.

Nota: Para lograr un buen diseño de la instalación es necesario fijar presiones de apertura en
superficie que vayan disminuyendo cada vez que se requiera una válvula adicional en el
espaciamiento de mandriles durante el diseño.


PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DE LAG CONTINUO

El procedimiento se presentará en dos etapas: 1.- Espaciamiento de mandriles
2.- Selección y calibración de válvulas.

Es necesario establecer para cuantos BPD se va a realizar el diseño y esto está en función de la
Curva de Comportamiento o Rendimiento y la disponibilidad de gas de levantamiento para el pozo
en particular.

Q4
Q3
Q2

Q1

Qiny1 Qiny2 Qiny3 Qiny4

1.- Espaciamiento de Mandriles

• Fije la presión de diseño de la instalación, también conocida como la presión de arranque (Pko), esta presión es
la máxima presión del gas disponible en el cabezal del pozo antes de arrancar la instalación (dato de campo)

• Con el valor de la Pko determine el gradiente de gas (d.26) correspondiente a dicha presión: Pg@Pko

• Determine la profundidad de la válvula superior o tope, Dv1

Donde:

Pwhdesc: representa la presión en el cabezal durante la primera etapa de la descarga y por lo general se toma
ligeramente mayor a la Psep (Psep + 10) ó cero si se descarga a la fosa (en tierra) los fluidos del pozo hasta
descubrir la primera válvula (dato de campo)

∆Ps: representa el diferencial de presión que se deja como margen de seguridad para garantizar que exista fase
de gas una vez descubierta la válvula y se usa entre 20 y 50 psi

Gfm: es el gradiente del fluido muerto que se encuentra en el pozo, valores típicos serán de 0.45 psi/pie

Gg@Pko en psi/pie


• Fije la presión de apertura en superficie de la válvula 1 (Pvos1), sustrayéndole un diferencial de presión a la Pko

Pvos1 = Pko - ∆Pk

Para el diferencial ∆Pk es recomendable usar aproximadamente 50 lpc, sin embargo pudiera ser menor, 20 a 40
lpc para los casos en los cuales no se disponga de suficiente presión en el sistema para alcanzar la válvula mas
profunda desde el punto de vista operacional (Dpack-60 pies).

• Determine el gradiente de gas correspondiente a dicha presión “Gg@Pvos1”.

• Dibuje un gráfico presión vs profundidad: la curva de gradiente de gas (en el anular) con Pvos1 en superficie, la
curva de gradiente dinámico del fluido en el pozo para las condiciones de producción esperadas ( Pwh, ql,
RGLtotal, %AyS, etc.), la profundidad de la empacadura superior menos 60 pies, y la profundidad Dv1.


• Determine y registre la presión del gas en el anular (Pod) y del fluido del pozo (Ppd) a nivel de la válvula a Dv1.
La Ppd1 es necesario leerla del gráfico mientras que para obtener la Pod1 es mejor usar la ecuación:

Pvo = Pvos1 + Gg@ Pvos1 . Dv1

• Fije las presiones de apertura del resto de las válvulas en superficie:

Pvos2 = Pvos1 - ∆Pvos

Donde el ΔPvos representa la caída de presión por válvula para evitar interferencia entre ellas. Obtenga para
cada una de ellas el gradiente de gas correspondiente y dibuje sus respectivas curvas de gradiente en el gráfico
anterior pero restándole el ∆Ps que garantice el pase de gas una vez descubierta cada válvula.


• Determine la profundidad del resto de las válvulas. Por ejemplo, para la valvula 2, Dv2, trace una recta a
partir de Pp1 con gradiente igual a Gfm y extiéndala hasta cortar la curva de gradiente de gas correspondiente a
Pvos2 (Pvos1- ∆Ps ) y repita el procedimiento con el resto de las válvulas hasta alcanzar la profundidad de la
empacadura menos 60 pies, obsérvese que para la válvula 3 se debe extender la recta de Gfm hasta Pvos3 y así
sucesivamente.


Ajuste el espaciamiento primario de mandriles. Si se pasa la última válvula espaciada de la profundidad
Dpack-60' en una distancia mayor de un espaciamiento mínimo preestablecido (ΔDvmin, por lo general 200 a
500 pies) coloque la última válvula espaciada a la profundidad Dpack-60' y suba todas las válvulas espaciadas a
una profundidad ajustada por un factor que represente la proporción en que subió la última válvula, es decir:

Dvaj = Dv. {(Dpack-60)/Dv última)}

En caso de que no se pase por una distancia mayor que el espaciamiento mínimo se coloca la última válvula
espaciada a Dpack-60, pero no se reajusta el espaciamiento primario del resto de las válvulas.

En aquellos sistemas donde no existe suficiente presión (diferencial Pgas-Pp menor de 200 a 300 lpc a nivel de la
empacadura utilizando la Pko), probablemente se agote el diferencial antes de alcanzar la profundidad "Dpack-
60"; en estos casos se debe chequear la distancia remanente entre la última válvula espaciada (antes de
alcanzar Dvmin) y la profundidad "Dpack-60", si es mayor que la ΔDvmin se debe colocar N mandriles por
debajo del operador espaciados una distancia aproximadamente igual al ΔDvmin, es decir:

N = Parte entera {(Dpack-60-Dv última)/ ΔDvmin}
ΔDv mandriles adic. = (Dpack-60-Dv última) / N

• Determine y registre la presión del gas en el anular y del fluido del pozo a nivel de cada mandril espaciado


2.- Selección y Calibración de válvulas

Cada válvula debe dejar pasar un volumen de gas diario que dependerá de la RGL que debe generarse por
encima de la válvula, los requerimientos de gas se calcula con la ecuación:

Qgas (Mpcnd) = (RGL - RGLf) . ql / 1000

Nota: Si el yacimiento no aporta gas se debe tomar RGLf = 0.

Este caudal de gas permite determinar el tamaño del asiento utilizando la ecuación de Thornhill Craver. Para
seleccionar la válvula se requiere conocer además del asiento requerido, el tamaño de los mandriles que se van
a instalar (KBM ó MMA) y el proveedor de las válvulas. Una vez seleccionada se conocerá el valor de la relación
de áreas R.

A continuación se detalla paso a paso la selección y calibración de válvulas.


• Determine para cada válvula la presión que se genera en el fondo del pozo (Pf) y establezca si el yacimiento
aporta o no aporta fluido, es decir, si Pf<Pws o Pf> o igual a Pws. Para ello es necesario extender las rectas
paralelas de Gfm hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones y registrar las Pfi y compararlas con
la Pws del yacimiento. En la figura anexa se observa que a partir de válvula 3 comienza el yacimiento a aportar
fluidos.


• Calcule a cada profundidad Dvi la RGL correspondiente al gradiente mínimo utilizando la tasa de producción
de descarga (100-200 bpd) mas la del yacimiento según la Pf (ql=qdesc+qyac). Utilice un %AyS ponderado por
volumen entre el fluido de descarga y el que aporta el yacimiento.

• Calcule los requerimientos de gas para cada válvula. Para las válvulas de descarga se utiliza la siguiente
formula:

Qiny descarga= (RGLgrad.min. x ql) / 1000

El valor de ql debe incluir el aporte del yacimiento mas la tasa de descarga (100-200 bpd), nótese que no se
toma en cuenta el gas aportado por la formación. Para la válvula operadora si es necesario considerar el aporte
de gas de la formación ya que inyectando gas a través de ella se logrará estabilizar la producción del pozo, de
allí que:

Qiny operadora= (RGLtotal - RGLform) x ql diseño / 1000

En este último caso la tasa de descarga es cero ya que dicho proceso ha finalizado, la RGLtotal y la ql son las
correspondiente al diseño.


•Para cada válvula determine con Thornhill-Craver el diámetro del orificio dependiendo de los requerimientos
de gas, y de la temperatura de flujo a nivel de la válvula. Se debe utilizar la temperatura estática si el yacimiento
no aporta, y un promedio entre la temperatura estática y la dinámica si el yacimiento aporta. Para la operadora
se debe utilizar siempre la temperatura dinámica.

• Seleccione de la tabla del fabricante el asiento inmediato superior al orificio calculado en el paso anterior.
Esto garantizará que la válvula no trabajará completamente abierta y dará flexibilidad operacional a la
instalación, adicionalmente este criterio solventa los errores de sobrestimación del qgas obtenido con Thornhill-
Craver.

Calibre las válvulas seleccionadas. Conocido el asiento lea el valor de la relación de áreas R de las tablas o
manuales del fabricante y proceda a calibrar todas las válvulas con las ecuaciones correspondientes. Registre en
una tabla el tamaño del Asiento, R, Pb, Ct, Pb@ 60, Pvo y Pcvs en superficie, este último valor debe ir
disminuyendo desde la primera hasta la última válvula. Dado que la válvula operadora no tiene que cerrar, se ha
hecho muy común el uso de un orificio (válvula descargada: RDO ó DKO) en el mandril operador, otros
ingenieros recomiendan utilizar válvulas con menor calibración para evitar el cierre de la misma por las
fluctuaciones de presión en el sistema, normalmente se le sustraen 75 lpc a su correspondiente Pvos.


Ejercicio:

Determine la temperatura dinámica en una válvula instalada a 5000 pies en un pozo de 7000 pies
de profundidad que produce 640 bpd con una tubería de 2 7/8”, asuma Ggeot = 15°F/Mpies y una
Tsup = 95°F

Ejercicio

Diseñe una instalación de Levantamiento Artificial por Gas para flujo continuo con válvulas
operadas por presión de gas para el siguiente pozo:

Prof.yac.=10000 pies %AyS =50 Pko =1500 lpcm Gfm = 0.45 lpc/pie
Dpack.=9960 pies RGLf.= 245 pcn/bn ΔPk =50 lpc qdesc = 200 bpd
O.D tub.= 3 ½” Pwh = 100 lpcm ΔPs =50 lpc Mandril = MMA
Tyac.=236 °F qdiseño= 975 bpd ΔPvos =30 lpc Fabric.= Camco
Pws = 3000 lpcm γginy =0.7 Dvmín.= 500 pies RGLtotal = 1300 pcn/bn

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