1. INTRODUCCIÓN

Después de terminar de perforar del pozo, el pozo está listo para empezar a producirse

puede producir por surgencia natural lo que no ocurre en la mayoría de las

perforaciones por diferentes razones (la profundidad del yacimiento, su presión, la

permeabilidad de la roca reservorio, las pérdidas de presión, etc.) por eso es necesario

tomar en cuenta algún método para extraer la mayor cantidad de petróleo del

yacimiento.

Uno de los métodos más adecuados y utilizados para la recuperación o levantamiento

es a través del método de “GAS LIFT” la cual puede ser aplicada a uno o varios pozos

para una óptima recuperación. Se utiliza este método para recuperar la mayor cantidad

de petróleo del yacimiento.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

2.1. Identificación del problema

Cuando la presión del reservorio va cayendo simultáneamente la producción en

Superficie va desmullendo a medida que el tiempo pase y la presión caiga se

tendrá en superficie menor producción por eso es necesario utilizar un método de

recuperación o de levantamiento para aumentar la vida útil de nuestro yacimiento.

2.2. Planteamiento del problema

Para realizar el incremento de la producción es necesario tomar en cuenta todos los

parámetros del reservorio para la utilización de algún método artificial o de

levantamiento artificial.

1 – 29

2.3. Formulación del problema

Conocer método de recuperación o levantamiento artificial del petróleo a través de

“GAS LIFT”.

3. OBJETIVOS Y ACCIONES

3.1. Objetivo general

Conocer e identificar el procedimiento del método o levantamiento artificial “GAS LIFT”.

3.2. Objetivos específicos

Conocer el procedimiento del método de recuperación artificial “GAS LIFT”.

Identificar las ventajas y desventajas del método de recuperación artificial “GAS

LIFT”.

Identificar los diferentes equipos y herramientas para el método de recuperación

artificial “GAS LIFT”

4. JUSTIFICACIÓN.

4.1. Justificación técnica

Es necesario hacer una recuperación o levantamiento artificial porque solo se llega a

producir el 10% del petróleo en el yacimiento por lo cual es necesario la utilización de

algún método de recuperación o levantamiento artificial.

4.2. Justificación económica

Es necesario la recuperación de petróleo para sustentar los gastos que se tuvo en la

perforación del pozo y producción.

2 – 29

5. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

5.1. Conceptos básicos del yacimiento.

5.1.1. Porosidad.

Es la medida del volumen de espacios porosos en la roca que tiene la capacidad de

almacenar fluidos en cualquier condición. Se expresa por el porcentaje de volumen de

poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). La porosidad total

es considera como el volumen poroso del total de poros estén o no interconectados

φ=VpVt

= VpVg+Vp

Donde:

Φ: Porosidad

Vp = Volumen Poroso

VT = Volumen Total

Vg = Volumen de granos

La porosidad se mide en laboratorio sobre muestras de núcleos de pozos y esta

medida se usa para calibrar los cálculos de porosidad hechos desde registros

eléctricos. Sin embargo no todo el espacio poroso está disponible para almacenar

fluidos, por esta razón cuando se cuantifica volumen de fluidos móviles se trabaja con

porosidad efectiva. (Angelone, 2006)

5.1.2. Permeabilidad.

Se refiere a los espacios abiertos (poros) en los diferentes tipos de rocas:

En las Rocas Duras: Los espacios corresponden a fracturas, diaclasas, planos

de estratificación y cavidades producto de la disolución. Estos espacios no

tienen una distribución uniforme y se consideran como fenómenos localizados.

Este tipo de porosidad se denomina “porosidad secundaria”

3 – 29

En las Rocas Blandas los poros están presentes entre los granos individuales y

los minerales. La distribución de éstos poros es mucho más homogénea que en

las rocas consolidadas. Este tipo de porosidad se denomina Porosidad Primaria

o Porosidad Intergranular. (Sanchez., 2010)

5.1.3. Saturación de los fluidos.

Es la relación del volumen que un fluido ocupa en un espacio poroso. Esta medida es

Importante para conocer la cantidad de agua, petróleo y gas existente en la roca.

(Cruz, Propiedades de las rocas y de los fluidos., 2006)

S=VxVp

Donde:

Sx, saturación del Fluido x, (ya sea Agua, Petróleo, Gas).

Vx, volumen del fluido x.

Vp, volumen poroso.

5.1.4. Permeabilidad efectiva y relativa.

5.1.4.1. Permeabilidad efectiva.

Es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o más fases están

presentes y también se mide en Darcy. Cuando dos o más fases están fluyendo

simultáneamente en un medio poroso permeable, la permeabilidad efectiva a una fase

dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase.

(VILORIA., 2004)

5.1.4.2. Permeabilidad absoluta.

Es la relación o razón entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. (VILORIA., 2004)

4 – 29

5.1.5. Temperatura del yacimiento.

El gradiente geotérmico es definido como el gradiente de temperatura existente por

debajo de la superficie de la tierra, tomando la temperatura en la superficie como la

temperatura ambiental promedio. Dado que la temperatura en un yacimiento en

particular es controlada por el gradiente geotérmico existente en el área, esta

permanece constante a lo largo de la vida del yacimiento, lo que significa que todos los

procesos en el yacimiento son isotérmicos.2 A menos que se implanten procesos

térmicos. (Nieto, 2000)

5.1.6. Propiedades presión, volumen, y temperatura (PVT) para los

hidrocarburos.

Para poder reconocer qué tipo de crudo se encuentra en el yacimiento se le deben

realizar a este una serie de pruebas en el laboratorio con la finalidad de conocer ciertas

propiedades físicas, tales como: Presión en el punto de burbujeo (Pb), Factor

volumétrico del petróleo (Bo), Relación del gas disuelto en el petróleo (Rs), Coeficiente

de compresibilidad isotérmico (Cot) y la viscosidad de crudo (μo). Para el agua y el gas

se miden propiedades similares. (Pacheco, 2002)

5.1.7. Presión de burbuja (Pb).

Es la presión a la cual aparece la primera burbuja de gas en el yacimiento. (Perez,

2010)

5.1.8. Factor volumétrico del petróleo (Bo).

Es definido como la relación del volumen de petróleo (más su gas en solución) a

condiciones del yacimiento con respecto al volumen de petróleo a condiciones

estándar. Tiene unidades de (BY/BN). (Pérez, 2002)

5.1.9. Relación del gas disuelto en el petróleo (Rs).

Es el volumen de gas, en pies cúbicos estándar (PCN), que se disolverá en un barril de

petróleo del tanque (BN) a unas condiciones dadas de presión y temperatura. Tiene

unidades de (PCN/BN). (Rodríguez, 2007)

5 – 29

5.1.10. Compresibilidad isotérmica (Cot)

La compresibilidad isotérmica de una sustancia es dada por la siguiente ecuación:

C=−1dvvdp

Donde:

C, compresibilidad isotérmica.

V, volumen.

P, presión.

La ecuación describe el cambio de volumen a medida que la presión varía, mientras se

mantiene la temperatura. (Corage, 2009)

5.1.11. Viscosidad del petróleo (μ).

La viscosidad es una propiedad del fluido y ésta ofrece resistencia al movimiento

relativo de sus moléculas. Los principales parámetros que afectan la viscosidad son la

temperatura y la presión. (González, 2004)

5.2. Conceptos básicos del sistema de producción.

5.2.1. Índice de productividad (IPR).

La relación entre la tasa de producción de un pozo y la caída de presión en la

formación expresa el concepto de índice de productividad, J. Igualmente, el índice de

productividad es una medida de su capacidad de producir, y es una propiedad de los

pozos que es comúnmente medida.

J= QoPe−Pwf

6 – 29

En algunos pozos el índice de productividad es directamente proporcional a la presión

Diferencial (Pe – Pwf) de fondo, por lo tanto éste permanecerá constante. En otros

pozos, a altas tasas de flujo la proporcionalidad no se mantiene y el índice de

productividad disminuye. La causa de esta disminución puede ser debida a diversos

factores: a) turbulencia a altas tasas de flujo, b) disminución en la permeabilidad del

petróleo debido a la presencia de gas libre resultante de la caída de presión en el pozo,

c) aumento de la viscosidad del petróleo con la caída de presión por debajo del punto

de burbujeo, d) reducción de la permeabilidad debido a la compresibilidad de la

formación. En la práctica los valores del índice de productividad son variados

dependiendo de las características de cada pozo y de la zona donde se encuentre el

pozo. En base a una experiencia general se han fijado los siguientes valores como

indicativos de índice de productividad de un pozo. (production, 2000)

5.2.2. Patrones de flujo o regiones de flujo vertical.

5.2.2.1. Flujo monofásico.

Se refiere al de una sola fase líquida sin gas libre. La presión en la tubería es aún

mayor que la presión de burbujeo. (caceres, 2000)

5.2.2.2. Flujo tapón.

Dicho régimen de flujo comienza cuando las burbujas de gas aumentan de tamaño y se

vuelven más numerosas, por lo que las burbujas más grandes se deslizan hacia arriba

a mayor velocidad que las pequeñas, arrastrando a las mismas. Puede llegarse a una

etapa en la cual estas burbujas son del diámetro de la tubería de producción y el

régimen de flujo ha llegado a ser tal, que los tapones de líquido que contiene pequeñas

Burbujas de gas están separados entre sí por bolsas de gas que ocupan toda la

sección

Transversal de la tubería de producción, excepto por una película de líquido que se

mueve relativamente despacio a lo largo de la pared de la tubería. Estas condiciones

se conocen como flujo por tapones o baches. La velocidad del gas es siempre mayor

que la del líquido. Esta diferencia de velocidades origina no solo pérdidas de presión

por fricción contra la pared de la tubería, sino también una cantidad de líquido retenido

7 – 29

en la tubería que afectará notablemente la densidad de la mezcla fluyente. Tanto la

fase gaseosa como la líquida influyen significativamente en el gradiente de presión.

(caceres, 2000)

5.2.2.3. Flujo burbuja.

Este tipo de régimen de flujo tiene lugar debido al agotamiento de la presión en la

tubería de producción, lo cual causa la formación de burbujas de gas, las cuales se

dispersan en el líquido (fase continua), siendo la distribución aproximadamente

homogénea a través de la sección transversal de la tubería. La reducción en la

densidad da como resultado un aumento en la velocidad, con la cual la fricción asume

más importancia. La fuerza de flotación de las burbujas causa una diferencia entre la

velocidad del gas (que sube a diferentes velocidades dependiendo del diámetro de la

burbuja) y la velocidad del líquido (que sube a una velocidad más o menos constante),

produciendo un aumento en la densidad aparente del fluido, basada en la relación gas-

líquido medida en la superficie. El gas permanece menos tiempo en la tubería que el

líquido y excepto por su densidad, tiene muy poco efecto sobre el gradiente de presión.

Este régimen es dividido en flujo burbuja y flujo disperso. El primero ocurre a tasas

relativamente bajas de líquido y se caracteriza por desplazamiento entre las fases de

gas y líquido mientras que el segundo ocurre a tasas relativamente altas de líquido,

logrando esta fase arrastrar burbujas de gas. (caceres, 2000)

5.2.2.4. Flujo anular.

Se produce cuando las burbujas de gas se expanden y atraviesan los tapones de

líquidos más viscosos, originando que el gas forme una fase continua cerca del centro

de la tubería, llevando hacia arriba pequeñas gotas de líquido en ella, y a lo largo de la

tubería se produce una película de líquido que se mueve hacia arriba. (caceres, 2000)

5.2.2.5. Flujo espuma.

Si el líquido tiene tensión interfacial alta, las burbujas no se unen. En su lugar, el gas y

el líquido se combinan para formar una espuma perdurable. Cuando esto ocurre, el

fluido es muy ligero, no hay diferencia entre las velocidades del líquido y del gas, pero

la fricción es muy grande. Cuando se trata de crudos con menos de 14° API, o

8 – 29

emulsiones con más de 90 % de agua, la espuma que se forma causa problemas de

producción, separación y medición. (caceres, 2000)

5.2.2.6. Flujo neblina.

Finalmente, a medida que la velocidad del gas continúa aumentando (a causa de la

reducción de presión), se produce una inversión en el medio continuo. El gas pasa a

ser el medio continuo y el flujo pasa a condición neblina, es decir, el líquido fluye en

forma de pequeñas gotas suspendidas en una fase gaseosa continua, por lo que no se

considera deslizamiento entre fases. La mezcla es muy liviana, pero existe una

diferencia entre el gas y el líquido. La fricción no tiene importancia en este tipo de flujo.

En este régimen se observa una película de líquido que cubre la pared interna de la

tubería, por lo que algunos autores lo llaman régimen anular-neblina. Esta película

facilita el avance del gas afectando la rugosidad efectiva de la tubería. El efecto de

líquido no se toma en cuenta en los cálculos de las pérdidas de energía por fricción y

en general la fase gaseosa es la que gobierna la caída de presión total a lo largo de la

tubería. Es posible encontrar uno o varios regímenes de flujo en un pozo. La secuencia

de formación de los diferentes regímenes de flujo puede variar con respecto a lo

discutido anteriormente.

5.3. Generalidades del “GAS LIFT”

5.3.1. Concepto.

Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos

para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie.

5.3.2. Tipos de “GAS LIFT”.

Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas:

LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido

para levantarla bajo condiciones de flujo continuo.

9 – 29

LAG Intermitente: donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido

para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de líquido.

(Arteaga, 2006)

5.3.2.1. Levantamiento artificial por el gas continúo.

En este método se introduce un volumen continuo de gas a alta presión por el espacio

anular a la tubería de producción para airear o aligerar la columna de fluidos, hasta

que la reducción de la presión de fondo permita una diferencial suficiente a través de la

formación, causando que el pozo produzca al gasto deseado. Para realizar esto se usa

una válvula en el punto de inyección más profundo con la presión disponible del gas de

inyección, junto con la válvula reguladora en la superficie. Este método se usa en

pozos con alto índice de productividad (IP >0.5 bl/dia/lb/pg2) y presión de fondo

fluyendo relativamente alta, (columna hidrostática del orden del 50% o más en relación

con la profundidad del pozo).

En pozos de este tipo la producción de fluidos puede estar dentro de un rango de 200

a 20000 bl/día a través de tuberías de producción comunes. Si se explota por el

espacio anular, es posible obtener aún más de 80000 bbl/día. El diámetro interior de la

TP (tubería de producción) rige la cantidad de flujo, siempre y cuando el índice de

productividad del pozo, la presión de fondo fluyendo, el volumen y la presión del gas

de inyección y las condiciones mecánicas sean ideales. (Tirado, 2002)

Ventajas del BNC:

Pocos problemas al manejar gran volumen de sólidos. Manejo de grandes volúmenes en pozos con alto IP. Muy flexible para cambiar de continuo a intermitente. Discreto en localizaciones urbanas. Sin dificultad para operar en pozos de alta Relación Gas-Líquido (RGL). Opera en pozos con terminaciones desviadas.

Desventajas del BNC:

Disponibilidad del gas de inyección. Dificultad para manejar emulsiones. Formación de hidratos y congelamiento del gas.

10 – 29

La T.R debe resistir presiones elevadas. Experiencia del personal mínima.

Factores que afectan el BNC:

Presión en la T.R y línea de descarga. Profundidad de inyección. Profundidad, presión y temperatura del yacimiento. IP. % de agua. Relación de Solubilidad (Rs) y gas libre en el fluido del pozo. Presión de separación. Suministro del gas.

5.3.2.2. Levantamiento artificial por el gas intermitente.

El bombeo neumático intermitente consiste en producir periódicamente determinado

volumen de aceite impulsado por el gas que se inyecta a alta presión, el gas es

inyectado en la superficie al espacio anular por medio de un regulador, un interruptor o

por la combinación de ambos; este gas pasa posteriormente del espacio anular a la TP

a través de una válvula que va insertada en la TP. Cuando la válvula abre, el fluido

proveniente de la formación que se ha estado acumulando dentro de la TP, es

expulsado al exterior en forma de un tapón o bache de aceite a causa de la energía del

gas, Sin embargo, debido al fenómeno de “resbalamiento” del líquido, que ocurre

dentro de la tubería de producción, solo una parte del volumen de aceite inicial se

recupera en superficie, mientras que el resto cae al fondo del pozo integrándose al

bache de aceite en formación. Después de que la válvula cierra, transcurre un periodo

de inactividad aparente, en el cual la formación productora continua aportando fluido al

pozo, hasta formar un determinado volumen de aceite con el que se inicia otro ciclo.

En el bombeo neumático intermitente el gas es inyectado a intervalos regulares, de tal

manera que el ciclo es regulado para que coincida con la relación de fluidos que está

produciendo la formación hacia el pozo. (Tirado, 2002)

El bombeo neumático intermitente es usado en pozos las siguientes características:

11 – 29

Bajo índice de productividad Baja RGL de yacimiento Baja presión de yacimiento Bajas tasas de producción Pozos sin producción de arena, en pozos con baja presión de fondo

5.3.3. Eficiencia del levantamiento artificial “GAS LIFT”.

En el Levantamiento Artificial por Gas la eficiencia se mide por los barriles diarios de

petróleo que se producen por cada Mpcn diarios de gas inyectado con fines de

levantamiento, otra manera de cuantificar la eficiencia es con el inverso del número

anterior, es decir, midiendo los Mpcn de gas de levantamiento utilizados para levantar

un barril de petróleo, el valor promedio para el sistema de este último número es

utilizado como “Indicador de la Eficiencia del Sistema”, un valor de referencia utilizado

frecuentemente para estimar si un pozo consume “mucho gas” es 2000 pcn/LAG, sin

embargo, los costos de compresión del gas, el beneficio neto obtenido por la venta del

petróleo, la cantidad de agua producida, etc., son parámetros que permiten establecer

mas acertadamente cual es el volumen óptimo de gas que debe inyectarse por barril de

petróleo producido.

La máxima eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se alcanza cuando se inyecta a

la máxima profundidad posible el volumen adecuado de gas de levantamiento. Para

una determinada presión de inyección disponible a cabeza de pozo, la máxima

profundidad de inyección se obtiene cuando se realiza un diseño eficiente de la

instalación: óptimo espaciamiento de mandriles y adecuada selección, calibración y

operación de las válvulas. En cuanto a la tasa de inyección adecuada, la asignación de

un determinado volumen de inyección de gas de levantamiento para un determinado

pozo no debe realizarse en forma aislada y mucho menos arbitraria, sino que debe

tomarse en consideración tanto su comportamiento individual como el del resto de los

pozos asociados al sistema. El comportamiento actual de cada pozo debe cotejarse

para luego, mediante análisis nodal, detectar las restricciones al flujo de petróleo

mediante la predicción del comportamiento ante distintos escenarios mediante análisis

de sensibilidad: intervalo, densidad y penetración del cañoneo, remoción del daño a la

formación, cambio de línea de flujo, presión de separación, etc. Uno de los análisis de

12 – 29

sensibilidad más utilizados lo constituye cuantificar el impacto que tiene sobre la

producción, la inyección de distintos volúmenes diarios de gas. La representación

gráfica de la tasa de producción de petróleo en función de la tasa de inyección de gas

se conoce con el nombre de “Curva de Rendimiento” y constituye la base fundamental

para aplicar algunos algoritmos de optimización a nivel de sistema. (Arteaga, 2006)

5.3.4. Optimización de sistemas de levantamiento artificial “GAS LIFT”

Optimizar el uso del gas de levantamiento a través de la distribución óptima del gas, es

imposible si no se considera el sistema completo. En el presente curso se presenta una

metodología para optimizar sistemas de levantamiento artificial por gas bajo

condiciones de volumen limitado o ilimitado de gas de levantamiento considerando

todos los pozos asociados al Sistema de “Gas Lift”. Especial atención se debe prestar a

los pozos que producen por flujo intermitente, una vez que se precisa cual es el tiempo

de ciclo requerido para máxima producción, se debe calcular el consumo óptimo de gas

por ciclo para luego prorratearlo a 24 horas. El consumo de gas óptimo de los pozos

que producen en forma intermitente debe ser sustraído del volumen diario total

disponible para el levantamiento de los pozos, adicionalmente se sustrae el de aquellos

pozos que producen en forma continua pero que no serán ranqueados ya que son

pozos que deben consumir un volumen fijo ya que de lo contrario podría aumentar su

producción de agua o de arena. Antes de entrar al siguiente capítulo es conveniente

recordar el procedimiento de diseño de las instalaciones de Levantamiento Artificial por

Gas en flujo continuo. En el anexo 1 se presentan dos ejemplos de diseño de

instalaciones en el primero se realiza: 1) La construcción de la Curva de Rendimiento.

2) Espaciamiento de mandriles y 3) Selección y calibración de válvulas. En el segundo

ejemplo se presenta el diseño con mandriles ya instalados, donde solamente se realiza

la selección de los mandriles donde se justifica asentar válvulas a las cuales se les

determina el asiento y su respectiva calibración, mientras al resto de los mandriles se

les instala una válvula ciega o “dummy” aumentando la disponibilidad de presión

remanente para bajar el punto de inyección en caso de que este no se haya alcanzado

previamente. (Arteaga, 2006)

13 – 29

5.4. CARARTERISTICAS, MECANISMO Y CLASIFICACION DE LAS VALVULAS

DE BOMBEO MECANICO.

5.4.1. Características.

Al establecer el método de bombeo neumático (BN) se debe seleccionar el tipo de

válvula sub superficial, de acuerdo a las características propias del diseño de la

instalación, ya que estas pueden operar en forma continua o intermitente.

5.4.2. Mecanismos de las válvulas sub superficiales de BN.

Los diversos fabricantes han categorizado a las válvulas de BN dependiendo de qué

tan sensible es una válvula a una determinada presión actuando en la TP o en la TR.

Generalmente son clasificadas por el efecto que la presión tiene sobre la apertura de la

válvula, esta sensibilidad está determinada por la construcción del mecanismo que

cierra o abre la entrada del gas.

Normalmente la presión a la que se expone una válvula la determina el área del

asiento de dicha válvula. Los principales mecanismos de las válvulas para ambos

casos, es decir, en la tubería de revestimiento y en la TP, son los mismos, y solo la

nomenclatura cambia.

Las válvulas de BN operan de acuerdo a ciertos principios básicos, que son similares a

los reguladores de presión.

Las partes que componen una válvula de BN son:

Cuerpo de la válvula (fuelle). Elemento de carga (resorte, gas o una combinación de ambos) Elemento de respuesta a una presión ( fuelle de metal, pistón o diafragma de

hule) Elemento de transmisión (diafragma de hule o vástago de metal) Elemento medidor (orificio o asiento).

14 – 29

5.4.3. Clasificación de las instalaciones de Bombeo mecánico.

En general, el tipo de instalación está condicionada por la decisión de hacer producir

un pozo con bombeo neumático continuo o intermitente.

Las características del pozo, el tipo de completación, tal como agujero descubierto, así

como la posible producción de arena y la conificación de agua y/o gas son condiciones

de vital importancia que influyen en el diseño de una instalación.

El tipo de instalación está condicionada por la decisión de hacer producir un pozo con

bombeo neumático continuo o intermitente. Las válvulas están diseñadas de modo que

funcionen como un orificio de apertura variable para el caso de BNC, dependiendo de

la presión de la TP; o bien, pueden tener un asiento amplio y suministrar un volumen

de gas rápidamente a la TP para desplazar el bache de líquido para el caso de BNI.

Existen los siguientes tipos de instalaciones para BN:

5.4.3.1. Instalación abierta.

La tubería de producción se suspende en el pozo sin obturador. El gas se inyecta

hacia abajo por el espacio anular casing/tubing y el fluido se produce a través del

tubing. No es muy recomendada para pozos de BN intermitente.

15 – 29

5.4.3.2. Instalación semi-cerrada.

Es idéntica a la instalación abierta, excepto que se agrega un obturador para

establecer un sello entre el tubing y el casing.

Ofrece varias ventajas:

Una vez que el pozo se ha descargado, no hay camino por el cual el fluido pueda

regresar al espacio anular de la TR, ya que todas las válvulas tienen un dispositivo de

retención “check”.

Cualquier fluido dentro de la PT no puede abandonar la tubería de producción y pasar

al espacio anular de la TR.

El obturador aísla a la TR de cualquier fluido proveniente del fondo de la TP.

Este tipo de instalación puede ser usado en BN intermitente.

16 – 29

5.4.3.3. Instalación cerrada.

Es similar a la instalación semi – cerrada excepto que en el tubing se coloca una

válvula fija. Esta válvula evita que la presión del gas de inyección actúe contra la

formación.

Este tipo de instalación es a menudo recomendada para BN intermitente.

17 – 29

5.5. DESCRIPCION DEL FUNCIONAMIENTO

5.5.1. Bombeo neumático continuo.

El proceso es el siguiente:

1. Reducción de la densidad de fluido y el peso de la columna de manera que la

presión diferencial entre el yacimiento y el diámetro interno del pozo sea incrementada.

2. Expansión del gas inyectado de manera que éste empuje líquido delante de él, que

posteriormente reducirá el peso de la columna, incrementando de este modo, la

diferencial de presión entre el yacimiento y el diámetro interior del pozo.

3. Desplazamiento de baches de líquido mediante burbujas grandes de gas actuando

como pistones.

18 – 29

5.5.2. Descarga.

Una vez instaladas las válvulas de BN, el paso siguiente es la descarga de los fluidos

del pozo. La finalidad de la operación es la de permitir que el gasto llegue a la válvula

neumática de trabajo sin excesivas presiones iniciales, para conseguir la estabilización

del régimen de producción.

Cuando en un pozo se instalan válvulas neumáticas por primera vez, el espacio anular

se encuentre tal vez lleno de fluido (generalmente lodo) que se ha usado para

controlarlo, por lo cual es necesario descargarlo.

El método de descarga continua debe ser de operación ininterrumpida. Las válvulas se

espacian de modo que el pozo se descarga por sí mismo, controlándose el gas en la

superficie.

A continuación, se describe una operación de descarga continua. Se observa que el

aparejo de producción tiene cuatro válvulas de BN y sus correspondientes presiones

de operación son de 625, 600 575 y 550 [psi].

Suponiendo que al empezar el pozo está lleno de fluido de control hasta la superficie,

para descargarlo se siguen los pasos que se indican a continuación.

19 – 29

Paso 1. El gas se inyecta lentamente en el espacio anular a través de una válvula de

aguja (estrangulador). Inmediatamente el fluido de control empieza a salir por la TP.

La práctica común es descargar el fluido en una presa, hasta que empiece a salir gas a

través de la primera válvula o hasta que en la corriente aparezca gas. Es importante

efectuar la operación lentamente para que los fluidos que pasen por las válvulas no las

dañen.

Pasó 2. A medida que al espacio anular se le aplica gas continuamente, la presión en

la TR debe subir gradualmente para que el fluido siga ascendiendo por la TP.

Pasó 3. La válvula número 1 (625 [psi]) no tarda en quedar al descubierto, ya que el

gas pasa a la TP. Esto se observa en la superficie por el aumento instantáneo de la

velocidad del flujo que sale por el extremo de la TP.

20 – 29

Pasó 4. La descarga del pozo es una mezcla de gas y líquidos, y la presión en la TR

se estabiliza a 625 [psi], que es la presión de operación de la válvula 1. Para no

desperdiciar gas, el flujo puede direccionarse a los separadores.

Pasó 5. La inyección de gas en el espacio anular hace que el nivel de líquido siga

bajando hasta que la válvula 2 (600 [psi]) queda al descubierto debido a que el

gradiente es aligerado considerablemente por el gas.

Por ejemplo, si el fluido de control tiene un gradiente de 0.5 [psi/pie], con la inyección

de gas puede bajar a 0.1 [psi/pie] en la TP, con el consecuente cambio en el gradiente

de presión, dependiendo a qué profundidad esté la válvula 1.

21 – 29

Si la presión del gas al pasar por la válvula 1 es de 50 [psi], y suponiendo que esté a

una profundidad de 1250 [pie], la presión del gas en la superficie es de 50 + (1250*0.1)

= 175 [psi]. Quedan entonces 625 – 175 = 450 [psi] para trabajar el pozo hasta la

válvula 2. Así, se determina también el espaciamiento de dicha válvula, el cual es de

(450/0.5) = 900 [pie]. Entonces, la válvula 2 se instala a 1250 + 900 = 2150 [pie].

Pasó 6. Tan pronto la válvula 2 queda descubierta, el gas entra en ella a la

profundidad de 1250 [pie]. Además, la presión en la TR baja a 600 [psi], ya que la

válvula 2 funciona con 25 [psi] menos que la válvula1.

El gradiente de presión en la TP baja a 0.1 [psi/pie] de la válvula 2 a la superficie; La

presión de la TP a la altura de esta válvula es de 50 + (2150*0.1) = 265 [psi]. Queda

así una diferencia de 600 – 265 = 335 [psi] para llegar hasta la válvula 3, situada a

2150 + (335/0.5) = 2820 [pie].

22 – 29

Pasó 7. El gas se inyecta continuamente hasta llegar a la tercera válvula y la

operación se repite hasta llegar a la cuarta. Durante la descarga del pozo, la presión

de fondo baja al punto en el que los fluidos de la formación empiezan a entrar en el

fondo de la TP.

En este momento, la composición de los fluidos en la TP empieza a cambiar,

transformándose en una mezcla de los fluidos que se están desplazando del espacio

anular y los que salen de la formación. Cuando esto ocurre, la producción de descarga

del pozo tiende a bajar, hasta que se llega a la válvula de operación (cuarta válvula).

Pasó 8. Tan pronto se llega a la válvula 4 (a 3306 [pie]), la TR se estabiliza a 550 [psi]

de presión de operación en la superficie y el pozo entra en producción.

23 – 29

24 – 29

6. CONCLUSIONES.

Las conclusiones fueron las siguientes:

El procedimiento del método de recuperación artificial “GAS LIFT” consiste en

una serie de pasos 1. Reducción de la densidad de fluido y el peso de la

columna de manera que la presión diferencial entre el yacimiento y el diámetro

interno del pozo sea incrementada. Expansión del gas inyectado de manera que

éste empuje líquido delante de él, que posteriormente reducirá el peso de la

columna, incrementando de este modo, la diferencial de presión entre el

yacimiento y el diámetro interior del pozo. 3. Desplazamiento de baches de

líquido mediante burbujas grandes de gas actuando como pistones.

las ventajas del método de recuperación artificial “GAS LIFT” Ventajas del

BNC:

o Pocos problemas al manejar gran volumen de sólidos.

o Manejo de grandes volúmenes en pozos con alto IP.

o Muy flexible para cambiar de continuo a intermitente.

o Discreto en localizaciones urbanas.

o Sin dificultad para operar en pozos de alta Relación Gas-Líquido (RGL).

o Opera en pozos con terminaciones desviadas.

Desventajas del BNC:

o Disponibilidad del gas de

inyección.o Dificultad para manejar emulsiones.

o Formación de hidratos y congelamiento del gas.

o La T.R debe resistir presiones elevadas.

o Experiencia del personal mínima.

los equipos y herramientas para el método de recuperación artificial “GAS LIFT”

o Cuerpo de la válvula (fuelle).

o Elemento de carga (resorte, gas o una combinación de ambos)

o Elemento de respuesta a una presión ( fuelle de metal, pistón o

diafragma de hule)

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o Elemento de transmisión (diafragma de hule o vástago de metal)

o Elemento medidor (orificio o asiento).

7. BIBLIOGRAFÍA

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