Gas Lift Intermitente-Grpo H2 (1)

7/13/2019 Gas Lift Intermitente-Grpo H2 (1)

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GAS LIFT INTERMITENTE

JOHANA ROMERO LOPEZ

MARA PAULA ESPINOSA QUINTERO

IVAN ALEXIS SANDOVAL MORALES

GRUPO H2

FERNANDO ENRIQUE CALVETE

todos de Produccin

2013


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AGENDA

Introduccin

Principio Fsico

Modelamiento Matemtico

Seleccin del Pozo

Diseo del S.L.A

Especificaciones y Dimensionamiento

Principios Operacionales

Evaluacin Financiera

Problemas y Soluciones

Bibliografa


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INTRODUCCIN

Mtodo a

implementar

Flujo Natural, pasa el tiempo y cae presin deyacimiento, con declinacin en la produccin.

Cuando el sistema natural es insuficiente o latasa de produccin no es la deseada.

Implementacin de sistema de levantamientoartificial.

(optimizar el funcionamiento del pozo )

Disponibilidadde equipos

Propiedadesdel fluido

Caractersticasdel

yacimiento


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Mtodo de produccin Gas lift intermitente

Consiste en levantar los fluidos del pozo mediante la inyeccin de gas a altas presiones atravs de una vlvula, ubicada a la mayor profundidad posible. Este sistema es unaprolongacin del flujo natural. Se denomina intermitente, porque la produccin se da porbaches.

Tomado de: Ingeniera conceptual para la aplicacin del sistema de Gas Lift en el campo Colorado, 2012.

INTRODUCCIN


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VENTAJAS

Es un sistema seguro de operar. Presenta alta tolerancia a los solidos, buen funcionamiento en

presencia de arena. Pocos equipos y espacio en superficie. Reacondicionado con wireline. Acceso completo a travs de la tubera de produccin a la

vlvula operadora en fondo. No es limitado a pozos desviados. Alto grado de flexibilidad y rangos de diseo. Produccin de varios pozos con un solo compresor. Permite la aplicacin de completamiento mltiple. Buena opcin para pozos con bajas tasas de produccin. Instalacin y mantenimiento del sistema es econmico.

No tiene piezas mviles. Controla la precipitacin de parafinas en la tubera de

produccin. Elimina el resbalamiento.


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SUBTIPOS DE G.L.I.

Convencional Tipo pistn Chamber

Usa el espacio interno de la tubera deproduccin para el almacenamiento delos fluidos aportados por la formacin yel gas desplaza directamente un pistnmetlico que sirve de interface slida

entre el gas inyectado y el tapn delquido a levantar.

Minimizar resbalamiento del lquido

Utiliza el espacio anular para el almacenamiento delos fluidos de la formacin y el gas desplazadirectamente el tapn de liquido inicialmente afavor de la gravedad, y luego en contra.

Presin esttica alcanza valores muy bajos(100psi/1000ft)

Usa el espacio interno de la tubera deproduccin para el almacenamiento de losfluidos aportados por la formacin y el gasdesplaza directamente al tapn de lquido encontra de la gravedad.

Presin de yacimiento y/o ndice deproductividad bajos (150 psi/1000 ft-


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PRINCIPIO FISICO

Qu hace que elfluido se levante ?

El yacimiento aporta un tapn deliquido por encima de la vlvulaoperadora y luego se da lainyeccin rpida, solo delvolumen de gas requerido paradesplazar el tapn de lquidohasta superficie.

Desplazamientoascendente detapones de

lquido.

Expansin delgas inyectadoel cual empuja

al tapn delquido.


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= PRPwf [psi]DIFERENCIAL DE PRESIN

Y qu se necesita paraque haya flujo ?

Tiempo por ciclo

Nmerode ciclos

Produccindiaria

Vol. De gasinyectado

MODELAMIENTO MATEMTICO

PRPwf

OBJETIVO

Inyectar el volumen de gas adecuado por ciclo de talmanera que maximice la produccin diaria.


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= Tiempo

por ciclo

*Tiempo por ciclo

hallado por mtodositerativos.

* En minutos

Variable que incluye el factor de

resbalamiento (0.05) con respecto ala profundidad. Involucra:

*Propiedades de tubera*Propiedades del aceite

Constante que equivale a1-cm

Factor que incluye:*Gradiente del fluido



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= ()Nmero

De ciclos

=

=

Tiempo de subida delbache de aceite

Profundidad delpozoVelocidad delbache (1000ft/min)

Tiempo de formacindel bache

Diferencia de tiempos enminutos



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=

Produccin

diaria

Longitud del bache en ft.

*Capacidad volumtrica detubera de produccin

*En bbl/1000ftFactor de resbalamiento

*Profundidad de lavlvula operativa

*Tres juntas arriba delempaque



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=5 2 0

14.7 ()

Vol De gas

Inyectado

= ( )

Volumen de Gas por ciclo

*Variables termodinmicas del Gas (Correlaciones)

*Capacidad volumtrica del GasBg


Nota: Dentro de los clculos internos estn los de presiones tales como la de inyeccin,apertura de la vlvula y la hidrosttica del slug de Liquido.


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EJEMPLO APLICADOPOZO COL-58


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Parmetros de diseo Col-58

Produccin neta (bpd) @728,2 psi 17

API 39

Presin esttica de yacimiento(psi)

1200

Presin en el Casing (psi) 28,6

Tipo de tubera de produccinutilizada

J-55

Profundidad de la tubera deproduccin (ft)

5350

OD de tubera 2 7/8

Pwh (psi) 50

GOR (SCF/STB) 1900

Produccin de gas (MSCF/D) 38

ACTUALIDAD COL- 58


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ESTADO

MECNICOCOL-58

Broca 11" @ 520'

Zapato @ 520'

Broca 7 7/8" @ 5903'

Cemento 430' @ 5864'

5 1/2" 141 jts; 15,5#J-55 5864'

FL collar 5819' - 5821'Zapato 5863' - 5864'

Profundidad Total 5903'

8 5/8" 15 jts; 24#, J-55 512'

Tubing 2 7/8" 160 jts; 6,4# J-55 @ 5350'

5322' - 5414'

Empaque RFB @5300'

Vlvula @ 5200'Para el S.L.A


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SELECCIN DEL POZO

Disposicin del

gas que se quemaen la tea

Eliminar

problemasoperacionales

Mantener/incrementar

la produccin diariaeconmicamente.

Situacin actual:

Estadomecnico

Produccin degas

Problemas deparafinas

Bajaproduccin

Se tienen instalaciones con tuberade produccin de 2 , 2 y 3 .

Para pozos verticales, o con leves. desviaciones.

Existen problemas con parafinas, ylos fluidos son poco viscosos.

Reducir la cantidad de gas de. inyeccin.

Implementar un sistema Gas Lift Intermitente, permitiendo principalmente lossiguientes objetivos.


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CRITERIO SELECCION DESCRIPCION/RANGOS

Productividad


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CURVA IPR

Modelo IPR Sukarno (Perez & Kelkar)

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

0 5 10 15 20 25 30

FlowingBottomh

oleP

ressure(psi)

Oil Production Rate (Stb/day)

IPR SPE 29312 y = -0.0318x3+ 0.4627x2- 23.959x + 1225.8

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 5 10 15 20 25 30 35

Pwf[psia]

Qo [ STB/d]

IPR SUKARNO

Sukarmo

Correcin

Poly. (Sukarmo)

Sukarno

AOF=31 STB/d0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

0 5 10 15 20 25 30

FlowingBottomh

olePressure(psi)

Oil Production Rate (Stb/day)

IPR SPE 29312 = +

+

Pozo C-58Presin de yacimiento (Pr) psi: 1200Presin de pozo fluyendo (Pwf)

psi: 798Tasa de produccin (Qo)

Stb/day: 17Densidad de tiro (SPF): 2

Radio de perforacin (Rp)inches: 0,23

Perforacin sobrebalanceada?(S o N ? S

Pwf/Pr = 0,66500ao= 0,33247a1= 0,20784a2= -0,52487

Qmax(STB/day)= 71,26

Pwf (psi) Qo (Stb/day)

0,00 23,69100,00 24,67200,00 25,12300,00 25,06400,00 24,47


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CURVA DE DECLINACIN

Qi 18,45 STB/da

bi 3,5 % de Declinacin

Modelo exponencial

Tasa de declinacindiaria

0,035

Q= Qi

=

B =

y = 18,45e-0,035x

0

5

10

15

20

25

0 5 10 15 20 25

Tasa[STB/da]

Tiempo

[das]

CURVA DE DECLINACIN POZO COL- 58

DECLINACIN

Junio 2010

Marzo 2011


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DISEO

Un ciclo demora 102 minutosEl tiempo de subida del bache es de 5,42minutosSe harn 14 ciclos por daDATOS

Prof. total 5903 ft

Prof. Vlvula operativa 5200 ft

Cap. Volumtrica Tbg. 5,7882 Bbl/1000 ft

Velocidad del bache 1000 Ft/min

Factor de Resbalamiento 0,05

Gradiente del aceite 0,366717 Psi/ft

Gravedad especfica Aceite 0,829912

=

=

Son 14 ciclos por da que generan unaproduccin tericamente de 25 BPD. Es decir, encada ciclo se levantan aproximadamente 2barriles de crudo de 39 API.

OBJETIVO

Basados en la fundamentacin tericase hallarn los parmetros quepermitirn el dimensionamiento de losequipos.


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DISEO

Para las propiedades de tubera y Gas dadas,se obtiene que por ciclo se deben inyectar2379,64 SCFde Gas a una presin de 294,22 psi.

DATOS

Prof. total 5903 ft

Prof. Vlvula operativa 5200 ft

Presin esttica 1200 psi

Pwh 50 psi

Q [altura bache] 310,97 ft

Cap. Volumtrica Tbg. 0,005788 bbl/ftVelocidad del bache 1000 ft/min

Ta 320 K

Za 0,8

= . ()

= ( )

En total seran 33315 SCF de gas por da que se debeninyectar.


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DISEO

P iny Gas = 294,22 psi

Presin de apertura de lavlvula = 182,25 psiPresin debajo del

bache= 255,85 psi

Presin debajo delbache= 92,15 psi

Bache de 2 bbl: 310,97 ftdealtura de fluido

Presin hidrosttica de lacolumna= 111,79 psi

OBJETIVO

Basados en la fundamentacin terica se hallarnlos parmetros que permitirn el dimensionamientode los equipos.


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1. Anlisis en fondo de pozoInflow = - Pwf= f() .Outflow = +

1

2

Clculo de perdidas en tubera para flujo multifsico:Correlacin de Beggs and Brill

2. Anlisis en cabeza de pozoInflow

= -

-

Pwf= . = + .OutflowPwh, no hay lnea en superficie.

ANLISIS NODAL


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PRDIDAS DE PRESINHoldup de lquido Hl 0,3Holdup de gas Hg 0,7

Temperatura de operacin T ope 122 FGravedad del aceite o 0,829912Gravedad del gas g 0,9678Relacin agua-aceite WOR 0,3Relacin gas-aceite GOR 1900Densidad del aceite o 51,7865088 lb/ft3

Densidad del gas g 2,457052 lb/ft3Densidad de la mezcla m 17,255889 lb/ft3Densidad del agua w 62,4 lb/ft3Diametro interno tubing ID 2,441 inArea del tubing A 0,03249847 ft^2Viscosidad del agua w 1 cpViscosidad del aceite o 1,5895 cpViscosidad del gas g 0,01236 cpFactor volumetrico de formacin del agua Bw 1 Bbl/STBFactor volumetrico de formacin del aceite Bo 1,244961 Bbl/STBAceleracin de la gravedad g 32 ft/s2Factor gc 32Presin de descarga Pdes 187 psi

Profundidad del tubing L 5350 ft


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, =

, [ft/seg]

= +

=

= +

= 1

= +

= + ( (1))

[lb/ft3]

=1488

= 0,0056 + [0,5 ,]

=

1144

+

2

= + =

[cp]

[psi/ft]

PRDIDAS DE PRESIN

Correlacin de Beggs & Brill.

(f / ) f d ( i/f ) did ( i)


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Vm (ft/seg) f Cadas (psi/ft) Prdidas (psi)

0,67866972 0,019787954 0,119837424 641,130221

1,35733944 0,016965542 0,119849236 641,1934118

2,03600916 0,015582538 0,119867019 641,2885521

2,71467888 0,014704594 0,119890367 641,4134644

3,39334859 0,01407714 0,119919028 641,5668008

4,07201831 0,01359671 0,119952824 641,74760644,75068803 0,013211818 0,119991618 641,9551537

5,42935775 0,012893416 0,120035301 642,188861

6,10802747 0,012623639 0,120083785 642,4482481

6,78669719 0,012390782 0,120136992 642,7329084

7,46536691 0,012186794 0,120194858 643,0424911

8,14403663 0,012005924 0,120257325 643,3766894

8,82270635 0,011843928 0,120324342 643,7352311

9,50137606 0,011697598 0,120395864 644,1178725

10,1800458 0,011564452 0,120471849 644,5243936

10,8587155 0,011442536 0,120552261 644,9545942

11,5373852 0,011330284 0,120637064 645,408291

12,2160549 0,011226425 0,120726227 645,8853153

12,8947247 0,011129917 0,120819722 646,3855111

13,5733944 0,011039891 0,12091752 646,9087332

14,2520641 0,010955618 0,121019597 647,4548465

14,9307338 0,010876483 0,12112593 648,0237243

15,6094035 0,010801958 0,121236495 648,6152477

16,2880733 0,010731593 0,121351272 649,2293047

16,966743 0,010664994 0,121470241 649,8657897

17,6454127 0,010601823 0,121593384 650,5246025

18,3240824 0,010541779 0,121720682 651,2056484

19,0027521 0,010484602 0,121852119 651,908837

19,6814218 0,010430059 0,121987679 652,6340825


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ANLISIS NODAL

Caudal de 23STBD en cabezade pozo.

Pwh= 50 psi

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 5 10 15 20 25 30

Pwh[psi]

Qwh [STB/dia]

Inflow

Outflow


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CURVA DE DECLINACIN CON S.L.A

Siendo 23 BPD la produccin inicial una vez instalado el S.L.A

4,7 % corresponde a la declinacin de la produccin.

() = ()

() = 2317 (0,035)

() =0,047NUEVA TASA DEDECLINACINEXPONENCIAL

y = 23e-0.047x

0

5

10

15

20

25

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

PRODUCCI

NMENSUAL

PERIODO (sept.2013 - sept.2014)


Nueva Curva de declinacin


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ESPECIFICACIONES YDIMENSIONAMIENTO


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1- Red de baja PresinEs el conjunto de tuberas yaccesorios que se encargan dellevar el gas de los separadores delas estaciones de recoleccin,hasta la planta compresora.


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2- Fuente de Compresin

Se encarga de comprimir el gasproveniente de las estaciones derecoleccin aproximadamentehasta 330 psi, el cual luego esenviado por la lnea de alta alsistema de gas lift.


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3- Red de alta PresinEs el sistema de tuberas y vlvulas,por las que se distribuye el gashacia el sistema de Gas Lift.


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4- Equipos de Medicin y ControlEst conformado por los reguladores de flujoo de gas y los registradores de presin y

flujo. El gas que se enva al sistema de GasLift debe ser medido para llevar un buencontrol y observar la eficiencia del equipo.


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EQUIPOS DE SUPERFICIE

Parmetro diseo Valor Unidades

Presin de Inyeccin 294,22 psia

Numero de pozos 1

Compresor

Eleccin:

1. Dos compresores de baja presin(LP).

2. Reciben a presin de 50 psi, y

entregan gas de inyeccin a 330 psi.3. Disponible en: Grupo Palmero.

Palmero. Paquetes de compresores.


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Numero de pozos 1 ---

Tubing 2 7/8 in

Lneas de inyeccindel gas

Especificacin Valor Unidades

Nombre comercial Thermoflex --

Dimetro exterior 2 In.

Presin Nominal 250-2500 Psi.

Temperatura 180 F

Material Fortron ---

Uso Salida de uncompresor

---

Empresa PolyFlow ---

EQUIPOS DE SUPERFICIE


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EQUIPOS EN CABEZA DE POZO

TIMER

Esta diseado para accionar la vlvula

motora y de esta forma controlar lainyeccin de gas por ciclo.

Eleccin: Automatizacin, costo y servicio.Empresa: Casing S.A.

TiMax. MAX I + Plus

Max I AB + Plus Timax AC

Automax Max III + Plus


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Son vlvulas de operacinneumtica que se utilizan paracontrolar la inyeccin de gas desdela superficie.

VALVULA MOTORA




Las vlvulas MFC Z


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LUBRICADOR

Es el elemento que amortigua la llegada del pistn a la superficie.


Tipo de instalacin Pistn ----

Presin del gas debajo delbache al llegar a cabeza 92,15 psi

Velocidad del pistn 1000 ft/min

Tamao Tubing OD 2 7/8 in

Lubricador normal

Presin [0-2000psi]

Lubricadores XLS

Presin [0-3600psi]


Nombre comercial RegularLubricators2000

psi W.P

-----

Tamao tubing I.D 2-1/2 in

Sensor de arribo Beagle III sensor

Catcher(atrapa el piston)

Plunger trap

Empresa Multi Pluger Lift


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CHOQUE

Catalogo Casing S.A.

Debe estar ubicado lo ms lejos posible del pozo permitiendo que el slug salga altubing de produccin.


Nombre comercial In-Line 180-ZChoke

-----

Longitud 8 in

peso 16 lbs

Material Hierro dctil con2 "NPT

Empresa Multi Pluger Lift



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Pistn: Es una interfase mecnica

entre el bache de liquido y el gas delevantamiento; sirve sello hidrulicopara minimizar el resbalamiento ytubera libre de parafinas.

Bumper Spring: Mecanismo quesirve para amortiguar el impactogenerado por el pistn al final desu recorrido en el fondo de pozoen superficie.

Tubing Stop: Es un dispositivo quese fija en la tubera de producciny sirve para sostener el StandingValve y el Bumper Spring en elfondo de pozo.

Mandril: Son secciones de tuboque poseen forma geomtrica tal,que permiten sostener la vlvula ymantenerla protegida sin alterar lacontinuidad de la tubera.

Standing Valve: Vlvula que

permite el flujo en un solo sentidoe impide el retorno de fluidos a laformacin durante el ciclo deinyeccin.

Sistema cerrado

Configuracin tipo Pistn

EQUIPOS EN FONDO


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SELECCIN DE EQUIPOS

Equipo de tuberarecuperable

Equipo recuperablecon wireline

Econmico y eficiente. Mandril y vlvulas instalados integralmente

a la sarta de produccin. Comn en aplicaciones onshore.

Mandril y vlvulas instalados integralmentea la sarta de produccin.

Vlvulas recuperadas o reemplazadas conwireline, evitar costos workover.

Comn en aplicaciones offshore

ELECCION DE MADRIL Forma del cuerpo

Ovalado Redondo

Completamientosmltiples Altaspresiones/profundidadesSerie F Serie D

1 ID 1 y 1 ID

Serie R Serie H

1 Y 1 ID 1 ID

Serie U

1 ID

ESPECIFICACIONES Y


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PISTN

Vlvula de paso

Slido

Alta Velocidad

Tipo de sello

Con sello turbulento

Tipo lavadora

Con hojas deexpansin

Con segmentosretractiles

Inteligente

CRITERIOS: Resistencia al impacto y al desgaste. Alto grado de repeticin del

funcionamiento de la vlvula. Capacidad de proporcionar un buen

sellado contra el tubo durante elviaje hacia arriba.

La capacidad de caer rpidamente atravs del gas y lquido.


LEA, James., NICKENS, Henry. & WELLS, Mike. Gas Well

Deliquification Second Edition. 2008.


Tamao tubing 2 7/8 in

Tipo de mandril De bolsillo


Nombrecomercial

Brush-PadPlungers

-----

Dimetro 2-1/2-2 7/8 in

Peso 9 lbs

Empresa MultiPlugerLift

ESPECIFICACIONES Y


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BUMPER STRING / TUBING STOPSe selecciona un sistema combinado porque es mas fcil,rpido y se requieren menos costos en instalacin que s seinstalaran por separado.


Tamao tubing 2 7/8 in

ESPECIFICACIONES Y


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MANDRIL

Seleccin delMandril

Mandriles de

bolsillorecuperables

Recuperablesconvencionales

De acuerdo al tipode equipo:

Mandriles de

bolsillorecuperables


PRODUCTION CONTROL SERVICES PCS. Catalogo de equipos:Opti-Flow Gas Lift Equipment Catalog.


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EQUIPOS DE SUBSUELO

MANDRIL

Cuerpo redondo

Serie R

Se integralmente a latubera deproduccin.

El cuerpo redondoofrece una mayorresistencia al colapso

y la explosin.Tamao de bolsillo de1y 1 ID.

Serie HTamao de bolsillo de

1 ID.

Aplicaciones a altasprofundidades ypresiones.

Serie UTamao de bolsillo de1ID.

Instalacin derevestimiento de ODpequeo donde losmandrilesconvencionales noson prcticos.

Cuerpo ovalado

Serie DSe utilizan receptor de lavlvula operadora sin tenerque retirar toda la tubera. Sonideales para aplicacionescompletamiento mltiple.

Configuracin de bolsillo paraequipos de 1y 1 ID.

Seria F

Configuracin de bolsillo paraequipos de 1y 1 ID.

Esta serie cuenta con una solapieza de bolsillo forjado de 1"ID y un latche de 180 .

Tamao de tubera deproduccin: 2 7/8

Mandril Redondo. Serie R

Tamao de bolsillo: 1 1/2 ID

PRODUCTION CONTROL SERVICES PCS. Catalogo de equipos:Opti-Flow Gas Lift Equipment Catalog.

EQUIPOS DE SUBSUELO


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EQUIPOS DE SUBSUELO

FUNCIONAMIENTODE LA VLVULA

ESPECIFICACIONES Y


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VLVULA OPERADORA

PRODUCTION CONTROL SERVICES PCS. Catalogo de equipos: Opti-FlowGas Lift Equipment Catalog.

=

1

P1= Presin de inyeccinP2 = PPEF = Presin de produccinAb = rea de los fuellesAp = rea del port.Pb = presin del Domo (N2).

ESPECIFICACIONES Y


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TiMaxIn-Line 180-Z

Choke

RegularLubricators2000

Brush-Pad Plungers

Bumper Spring/Tubing Stop

Round Body Side Pocket MandrelSerie R-1 1/5

WP 1-5


PRCTICAS OPERACIONALES


49/57

https://reader010.{domain}/reader010/html5/0702/5b3969e90a

1.

Bajar la sarta de Produccinubicando el mandril a la

profundidad antes calculada (5200ft )

2. Bajar el empaque hasta 5300 ft.

3.

Bajar herramienta de fondoBumper Spring/Standing ValveCombination hasta la profundidaddeseada.

4.

Calibrar la vlvula e instalarla en surespectivo mandril.




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Curso gas lift septiembre de 2012

5.

Bajar el pistn guindolo, sin presionarlo niempujarlo.

6.

Se instala la cabeza de pozo y dems equipos de

superficie como lubricador.

7.

Poner a trabajar el pozo con el sistema delevantamiento de Gas Lift Intermitente.


EVALUACIN FINANCIERA


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EGRESOS

COSTO DE S.L.A

TUBERA $ US 0,00

EQUIPOS $ US 35.000,00

COSTOS DE INSTALACIN

WORKOVER $ US 20.000,00

OBRAS CIVILES $ US 60.000,00

INVERSIN NETA $ US 115.000,00

LIFTING COST

LC DE ACEITE $ US 25,00

LC DE GAS (MSCF) $ US 0,20

LC DE AGUA $ US 0,60

REGALIAS 20%

PRECIO DEL BARRIL $ US 75

Se usar la tubera 2 7/8que tiene actualmente elpozo.

CAPEX

OPEX

INVERSIONES + COSTOS:$ US 290290



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Teniendo en cuenta el descuentodel 20% de regalas

INGRESOS

PRECIO DEVENTA DE

ACEITE

$ 75,00

y = 23e-0.047x

0

5

10

15

20

25

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

PRODUCCINMENSUAL

PERIODO (sept.2013 - sept.2014)


Nueva Curva de declinacin

4,7 % es ladeclinacin de laproduccin.

INGRESOS NETOS DE:$ US 121189



53/57

-$ 140,000.00

-$ 120,000.00

-$ 100,000.00

-$ 80,000.00

-$ 60,000.00

-$ 40,000.00

-$ 20,000.00

$ 0.00

$ 20,000.00

$ 40,000.00

$ 60,000.00

EGRESOS-INGR

ESOS

TIEMPO DE EVALUACIN [ meses]

FLUJO DE CAJA

Ingresos

egresos

1 ao


Fuente: Autores

FLUJO DE CAJA

Inversin inicial

Sept. 2013

Sept. 2014



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Tiempo de Repago

5 meses

TIO (anual) 12%

TIR 15%

VPN $ US 106584

R C/B 0,69

Fuente: Autores

-$ 150,000.00

-$ 100,000.00

-$ 50,000.00

$ 0.00

$ 50,000.00

$ 100,000.00

$ 150,000.00

0 2 4 6 8 10 12 14

FLUJODECAJALIBREACUMULADO

TIEMPO DE EVALUACIN [meses]

PAY BACK

Pay back


RENTABILIDAD = $ US 121189

Sin costo de tuberade $ US 120000



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-$ 150,000.00

-$ 100,000.00

-$ 50,000.00

$ 0.00

$ 50,000.00

$ 100,000.00

$ 150,000.00

0% 5% 10% 15% 20% 25%

FLUJODECAJAACUMULADO

PORCENTAJE MENSUAL

TIR

TIR

Fuente: Autores

FLUJO DE CAJA ACUMULADO VS % RENTABILIDAD MENSUAL

TIR = 15%

EFICIENCIA DE LA

INVERSIN

$ 121189$ 115000 =1,05

PROBLEMAS SOLUCIONES


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SISTEMA DEINYECCIN

Inyeccin de Gas excesiva

Presin de revestimiento alta

Indicaciones falsas de presin

PROBLEMASEN EL POZO

Tubera de produccin rota.

Vlvula abierta.

Parafinas en la tubera deproduccin.

Controlar el tamao del choque,

verificar si hay fugas en la tubera deproduccin.

Identificar si la vlvula deoperacin esta obstruida.

Verificar posibles fugas.

Mantener los manmetros

calibrados.

Revisar la presin en elRevestimiento.

PROBLEMAS - SOLUCIONES

Utilizar pistn para levantar lacolumna y de paso remover lasparafinas.

BIBLIOGRAFA


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BIBLIOGRAFA

AMADO PACHN. Cristian Fabin. Ingeniera conceptual para la aplicacin del Sistema

Gas Lift en el Campo Escuela Colorado. Tesis ( Ingeniero de Petrleos). UniversidadIndustrial de Santander. Facultad de Ingeniera Fisicoqumicas. 2012. 148 h.

MERCHAN GAONA. John Fredy. Estudio de la prefactibilidad del Sistema de Gas LiftIntermitente en el Campo Cicuco (Pozos Cicuco 2 y Cicuco 3). Tesis ( Ingeniero dePetrleos). Universidad Industrial de Santander. Facultad de Ingeniera Fisicoqumicas.

2012. 108 h.

TLLEZ VELZQUEZ. Ivn Javier. Nuevos modelos para el anlisis del Pistn Viajero. Tesis(Ingeniero Petrolero). Universidad Nacional Autnoma de Mxico. Facultad de Ingeniera.2012. 158 h.

PRODUCTION CONTROL SERVICES PCS. Catalogo de equipos: Opti-Flow Gas LiftEquipment Catalog.

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Recommended Practices for Desing and Operation ofIntermittent and Chanber Gas-Lift Wells and Systems. API 11V10. First Edition, June 2008.

Gas Lift Intermitente-Grpo H2 (1)

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