Presentacion gas lift

SISTEMA GAS LIFT “LAG”


DIPLOMADO

TEMA: SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS “LAG”

DIPLOMADO / MODULO II

ERLAN ANDRES FLORERO MALDONADO


DIPLOMADO / MODULO II 1

Introducción.-

En un pozo fluyente hay suficiente energía almacenada en el yacimiento para

que el líquido llegue hasta la estación de flujo. La presión del yacimiento y el

gas de formación generan esta energía de levantamiento. Cuando la energía

es muy baja para que el pozo fluya en forma natural, será necesario la

instalación de un método artificial de levantamiento. El pozo deja de fluir

cuando existe un incremento en el porcentaje del corte de agua o por una

declinación en la presión estática del yacimiento.

Figura Nº 1 TIPOS DE EMPUJES

FUENTE: Mc Murray –Hughes, Manual de Gas Lift

En la figura 1, se muestra el caso de un pozo que produce de un yacimiento

con gas en solución como mecanismo de empuje.



En dicha figura se aprecia el efecto combinado del aumento de la relación

gas-líquido y la declinación de la presión estática del yacimiento.

El efecto neto es la declinación rápida de producción, a medida que se agota

la presión del yacimiento, y a pesar de tener el pozo un gradiente fluyente muy

liviano, el yacimiento no es capaz de soportar esta contrapresión, por lo que

cesa de producir.

En está gráfica (Fig. Nº 1) se muestra el efecto que tiene la relación agua-

petróleo en la tasa de producción de un pozo, cuyo mecanismo de empuje es

generado por la presión hidráulica del yacimiento. Se aprecia igualmente que

a pesar de mantenerse constante la presión del yacimiento a través del tiempo

de producción, la relación agua-petróleo aumenta, haciendo más pesada la

columna de fluido. Debido a esta contrapresión, su tasa disminuye hasta que

cesa de producir, justo en el momento en que la columna vertical resulta más

pesada que la presión fluyente del yacimiento.

El Levantamiento Artificial por Gas es uno de los métodos más utilizados a nivel

mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros.

Conceptualmente es muy sencillo ya que en su versión de flujo continuo es

similar al método de producción por flujo natural con la diferencia que la

relación gas-líquido en la columna de fluidos es alterada mediante la inyección

de gas comprimido.

El gas disminuye el peso de la columna de tal forma que la energía del

yacimiento resultará suficiente para levantar la producción hasta la superficie.

Es necesario inyectar el gas lo más profundo posible para reducir

sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas adecuada

para que la fricción de la corriente multifásica no anule la reducción de peso.

Adicionalmente para optimizar la distribución de gas entre los pozos asociados

al sistema es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor

cantidad de petróleo posible, ya que la presencia de agua atenta contra la

rentabilidad del método puesto que esta es normalmente más pesada que el

petróleo y no posee gas en solución para asistir al levantamiento de los fluidos.



Objetivos.-

Objetivo General:

Ampliar el conocimiento de los equipos que se utilizan en el

levantamiento artificial por Gas.

Objetivos Específico:

Desarrollar la importancia fundamental del levantamiento artificial por

gas (LAG).

Describir el funcionamiento de los equipos y sus aplicaciones.

Determinar las ventajas y desventajas de los equipos del levantamiento

por gas lift

Determinar la relación gas-liquido óptima y el gas requerido de

inyección.

Demostrar mediante un diseño de gas lift la ubicación de las válvulas.

Generalidades del LAG

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.

Marco Teórico:

El bombeo por Gas-lift o también llamado bombeo neumático es bien

conocido y aplicado, pues resulta ser más económico para drenar yacimientos

de petróleo liviano y que aún mantiene cierta presión estática.



Los otros métodos como el electro sumergible hidráulico, mecánico sólo son

aplicados en casos particulares.

Figura Nº 2 DIAGRAMA LAG

FUENTE: Manual Mc Murray-Hughes

Es importante conocer que no en todos los campos productivos de petróleo se

puede usar el levantamiento por gas, es decir usar el gas que viene asociado al

petrolero como un elemento de ayuda para llevar el petróleo del fondo del

pozo a la superficie.

Un pozo en el cual se reduce su tasa de producción debido al agotamiento de

la presión esto hace que se incremente la producción de gas y en vez de

alivianar el gradiente de presión fluyente lo incrementa, esto debido a la

fricción por el flujo de gas.

Se mantiene generalmente alta presión de fondo cuando un yacimiento tiene

empuje activo de agua durante su vida productiva, el GOR se mantendrá

constante pero no así su GLR ya que el agua no aporta gas de formación.

Un pozo que produce 50% de agua tendrá la mitad del valor del GLR que la de

un pozo que no tiene agua. Hasta un punto en el que la presión hidrostática

resulta mayor que la presión fluyente del yacimiento en ese instante el pozo

dejará de fluir y se necesitará instalar el sistema de levantamiento por gas.



Este Método de Levantamiento Artificial LAG, opera mediante la inyección

continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción

(Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y

reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose así

un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo

fluya adecuadamente.1

El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos

hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente). Como

variantes de estos métodos, también se han desarrollado otros como la

Cámara de Acumulación, el Pistón Metálico y el Flujo Pistón.

Figura Nº 3 LEVANTAMIENTO DE PETRÓLEO POR LAG

FUENTE: Manual de Gas Lift Petroproducción

Consiste en inyectar gas a presión, el mismo que sale de un separador luego

que se le ha dado el proceso de separación, petróleo, agua y gas

posteriormente este gas ingresa con presiones de 26 psi a 30 psi a los

compresores los cuales descargan con presiones altas (1200 psi – 1400 psi) para

ser inyectadas en pozos que producen por gas lift.



Figura Nº 4 VISUALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ACEITE POR LAG

FUENTE: Manual de Gas Lift Petroproducción

Ventajas y Desventajas del levantamiento artificial por gas (LAG):

A continuación se presenta las ventajas y desventajas del levantamiento por

gas:

VENTAJAS

• Capacidad

• Fase de operación

• Flexibilidad del sistema

• Control en los pozos

GRAN CAPACIDAD

Las grandes capacidades diarias que son posibles con este método

sobrepasan mucho a las que se pueden manejar con el bombeo mecánico o

con otros dispositivos mecánicos pero en pozos donde la producción es

abundante y la presión de formación alta.



FASE DE OPERACIÓN

El levantamiento por gas por flujo continuo opera largos períodos de tiempo sin

interrupción del servicio para la extracción de petróleo en zonas donde la

producción es alta.

FLEXIBILIDAD DEL SISTEMA

En este método no hay partes móviles en el pozo por lo tanto hay poco

desgaste y no es frecuente la interrupción del servicio para reparar el equipo

del pozo. Este método es especialmente útil en pozos profundos y desviados

que hacen difícil el uso del BES

(Bombeo Electro-Sumergible).

CONTROL EN LOS POZOS

El control que se realiza en los pozos de gas lift es la inyección del gas al interior

de la instalación y el cambio de válvulas defectuosas para su reparación

inmediata.

TRABAJO DE LOS COMPRESORES

Los compresores trabajan con cierto número de pozos se tiene economía

porque el gas usado para la operación del pozo proviene del mismo previo el

tratamiento de una planta central, una unidad de relevo asegura la

continuidad de servicio.

DESVENTAJAS

• Inversión inicial alta

• Producción actual de fluidos

• Disponibilidad de gas

• Acumulación de parafina

• Daños de los compresores

INVERSIÓN INICIAL ALTA

Se requiere una inversión inicial alta, porque se requiere compresores, torres de

absorción, líneas de alta y baja presión para la entrada y salida del gas para la

inyección del pozo.



PRODUCCIÓN ACTUAL DE FLUIDOS

Este levantamiento no es adaptable para manejar producciones pequeños de

aceite y con alto corte de agua. El método de gas-lift es apto para

producciones grandes de aceite, pero como la producción es baja, resulta

ineficiente en los momentos actuales.

DISPONIBILIDAD DE GAS

Inciden en el normal trabajo de las válvulas puesto que puede tener presiones

inferiores a las de calibración de las válvulas ya que trabajan en relación

directa con la presión controlada en la superficie.

ACUMULACIÓN DE PARAFINA

Con ciertos tipos de crudos el enfriamiento debido a la expansión del gas en la

corriente ascendente de los fluidos puede ocasionar depósitos cerosos en la

tubería de producción o casing, también debido al rozamiento del fluido

ascendente contra la tubería, la operación de limpieza puede realizarse

mediante el uso de raspadores que se introducen en la tubería.

DAÑOS DE LOS COMPRESORES

La falla continua de uno o más compresores afecta a la producción de varios

pozos ocasionando una baja apreciable en la producción total.



A continuación se presenta las ventajas y desventajas del levantamiento por gas:

En el análisis de la tabla Nº 4 se llega a determinar que la aplicación de LAG

continuo posee más ventajas que la aplicación de LAG intermitente, ya que la

operación consiste en controlar la inyección de gas dentro de la columna de

fluido, para producir un alivianamiento de la columna de líquido desde el

punto de inyección de gas requerido, hasta la superficie, para obtener la rata

de producción deseada.

Características:

1. Una gran seguridad de compresión requiere de 95% o más de tiempo de

corrida. El gas debe estar deshidratado y dulce.



2. Posee un costo bajo por pozo, el costo de compresión dependerá del

costo del combustible y mantenimiento del compresor. La llave es

inyectar lo que más posible sea de RGL.

3. Posee una excelente confiabilidad para sistemas de compresión bien

diseñados y con buen mantenimiento

4. Buen mercado para un buen compresor usado y algunos se dan como

pago por su valor como mandriles y válvulas

5. Buena Eficiencia. Incrementa para pozos que requieren pequeñas RGL

de inyección. Baja eficiencia para pozos con alta RGL de inyección.

Eficiencia típica de 20% pero un rango de 5 a 30%.

6. Excelente flexibilidad. Variadas tasas de inyección de gas para diferentes

tasas de producción. Necesidades de tuberías para diferentes tamaños.

7. Es necesaria una fuente de gas de adecuado volumen, alta presión,

seco, no corrosivo y limpio durante toda la vida del sistema. Necesario un

enfoque del sistema. Es beneficiosa una baja contrapresión. Es necesaria

buena data para el diseño y espaciamiento de las válvulas. Se pueden

seguir las recomendaciones, las prácticas de operaciones, pruebas y

especificaciones API.

8. Su uso es bueno y flexible para altas tasas. Este sistema es utilizado en

pozos con alta presión de fondo. Es el más parecido al flujo natural de los

pozos.

9. Las restricciones de tubería son las siguientes: Revestidores de 4,5 y 5,5

pulgadas con eductor de 2 pulgadas. Limita las tasas < 1000Bpd. Para

tasas > 5000 Bpd se usa Casing > 7 pulg. Y tuberías de producción > 3,5

pulgadas.

10. Las limitaciones de profundidad están controlado por el sistema de

inyección de presión y las tasas de fluido. Típicamente, para 1.000 Bpd



con eductor 2,5 pulgadas. 1440lpc de presión de levantamiento y RGL de

1000 PC/Bls, tendrá una profundidad de inyección de 10000 pies.

11. Tiene una pobre capacidad de admisión, restringida por el gradiente de

gas del fluido levantado. Típicamente las tasas moderadas están

limitadas alrededor de 100lpc/1000 pies de profundidad de inyección.

Así, la contrapresión en pozos de 10000 pies puede ser > 1000lpc.

12. Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero alto en el compresor

13. El espacio físico es bueno, de bajo perfil, pero

los compresores causan problemas. Las medidas de seguridad deben

ser tomadas para las líneas de alta presión.

14. Los motores, turbinas y maquinas pueden ser usadas para la compresión,

siendo buenas fuentes de energía

15. La presión de fondo y el perfil de producción son fáciles de obtener. Se

puede considerar optimización y automatización con procesadores.

16. Posee buena habilidad para manejar corrosión / escamas. Es posible usar

inhibidores en el gas de inyección y/o en baches dentro del eductor,

aumentándolos para evitar la corrosión en las líneas de inyección.

17. Es excelente para hoyos desviados. Presenta pocos problemas con la

guaya fina para desviaciones superiores a 70º con válvulas retraibles

18. Es excelente su habilidad para el manejo de gas, ya que reduce la

necesidad de inyección de gas

19. Posee una excelente capacidad para manejar parafinas, pero la

inyección de gas puede agravarse; ya que muchas veces se requiere de

cortadores metálicos.

20. Puede ser posible que se utilice en completación de hoyos reducidos,

pero resultaría problemático el diseño e ineficiente.

21. Este método posee una excelente habilidad para el manejo de sólidos

en este caso la arena, limitado por el influjo y los problemas de superficie.



Típicamente el límite es de 0.1 % de arena para el influjo y el equipo de

superficie

22. La Temperatura está limitada por un valor máximo alrededor de 350ºF. Es

necesario conocer la temperatura para diseñar por debajo de las

válvulas de descargas.

23. La capacidad de manejo de fluidos altamente viscosos es regular,

presenta pocos problemas para crudos > 16ºAPI o viscosidades menores

de 2cps. Excelente para levantar crudos viscosos con altos cortes

de agua.

24. Tiene una excelente capacidad para levantar Altos Volúmenes,

restringido al tamaño del tubing, tasa de inyección y profundidad.

Depende de la presión del yacimiento y el índice de productividad (IP)

tasas de 500 Bpd a 1000 pies y tubería de 4 pulgadas.

25. Tiene una capacidad regular de manejar bajo volumen, limitado por el

cabeceo y el deslizamiento. Se deben evitar rangos de flujo inestable.

Típicamente limitado a 20 BPD para eductores de 2 pulgadas sin

cabeceo, 400 BPD para 2,5 pulgadas y 700 BPD para 3 pulgadas de

diámetro.

CARACTERÍSTICAS RESPECTO AL POZO:

Presión de fondo.

Índice de productividad.

Relación gas – oíl.

Por ciento de agua producida.

Profundidad del pozo.

Diámetros de la tubería de revestimiento y producción.

Mecanismo de empuje en el yacimiento.

CARACTERÍSTICAS RESPECTO AL EQUIPO:

Determinar los tipos de válvulas.



Calcular el espaciamiento entre válvulas.

Estimar los requerimientos del gas.

Precisar la potencia que se necesitará para tener la suficiente presión de

inyección de gas.

Factores para la selección de un equipo LAG.

Profundidad total del pozo.

Tamaño y peso de la tubería de revestimiento.

Tamaño de la tubería de producción.

Tipo de terminación del pozo perforaciones, revestimiento granulado,

pozo sin revestimiento, asiento del revestimiento, etc.

Presión estática del yacimiento.

Gradiente estática del fluido.

Índice de producción.

Producción total de fluido por día 61.

Porcentaje del Petróleo y agua que se han de producir.

Gravedad API del Petróleo producido.

Volumen, presión y gravedad del gas disponible.

Restricciones en la superficie (presión del funcionamiento del separador,

obturadores, etc.).

Tamaño y longitud de la línea de flujo.

Arena, cantidad de parafina o corrosión potencial.

Temperatura del yacimiento.

Es poco común que todos estos datos estén disponibles a usarse, sin embargo

estos factores deben tomarse en cuenta ante de instalarse el equipo para

extracción por gas.

Con estos datos es posible clasificar rápidamente y decidir el tipo de

operación-Instalación que se ha de usar.

Con datos insuficientes se hacen necesario asumir o calcular factores que

generalmente resultan al diseñar una instalación para poder satisfacer

requisitos muy necesarios.



Es importante conocer que no en todos los campos productivos de petróleo se

puede usar el levantamiento por gas, es decir usar el gas que viene asociado al

petrolero como 12 un elemento de ayuda para llevar el petróleo del fondo del

pozo a la superficie. Un pozo en el cual se reduce su tasa de producción

debido al agotamiento de la presión esto hace que se incremente la

producción de gas y en vez de alivianar el gradiente de presión fluyente lo

incrementa, esto debido a la fricción por el flujo de gas.

Se mantiene generalmente alta presión de fondo cuando un yacimiento tiene

empuje activo de agua durante su vida productiva, el GOR se mantendrá

constante pero no así su GLR ya que el agua no aporta gas de formación.

Un pozo que produce 50% de agua tendrá la mitad del valor del GLR que la de

un pozo que no tiene agua. Hasta un punto en el que la presión hidrostática

resulta mayor que la presión fluyente del yacimiento en ese instante el pozo

dejará de fluir y se necesitará instalar el sistema de levantamiento por gas.

Este Método de Levantamiento Artificial LAG, opera mediante la inyección

continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción

(Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y

reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose así



un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo

fluya adecuadamente.1

El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos

hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente). Como

variantes de estos métodos, también se han desarrollado otros como la

Cámara de Acumulación, el Pistón Metálico y el Flujo Pistón.

Consiste en inyectar gas a presión, el mismo que sale de un separador luego

que se le ha dado el proceso de separación, petróleo, agua y gas

posteriormente este gas ingresa con presiones de 26 psi a 30 psi a los

compresores los cuales descargan con presiones altas (1200 psi – 1400 psi) para

ser inyectadas en pozos que producen por gas lift.



COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN LAG

Una instalación de LAG consta básicamente de: 4

• La sarta de producción y el equipo asociado

• La línea de flujo, el separador

• Los equipos de medición y control

• La planta compresora o fuente de gas de levantamiento de alta presión y

• Las líneas de distribución del gas.

El equipo de producción consiste en una o varias piezas tubulares

denominadas mandriles, los cuales se insertan o enroscan a una válvula de

levantamiento, a través de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido de

producción



El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y está

constituido principalmente por las válvulas de LAG y los mandriles.

FUNCIÓN DE LAS VÁLVULAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL A GAS

Tienen como función permitir la inyección, a alta presión del gas que se

encuentra en el espacio anular. De acuerdo a su mecanismo de operación

existen distintos tipos de válvulas tales como: las cargadas con nitrógeno, las

accionadas por resorte, aquellas operadas por la presión del gas inyectado, las

operadas por la presión de los fluidos de producción, las balanceadas y las no

balanceadas.

Este método de levantamiento artificial tiene como objetivo usar la energía del

gas comprimido, el cual se inyecta directamente en el pozo para obtener una

producción mayor de petróleo con alta presión bajo el nivel de fluido. En este

caso la presión de inyección del gas debe ser alta.

Se basa en la disminución de la densidad del aceite que se encuentra en la

tubería de producción al disolver gas en el fluido, es decir, se fundamenta en el

aumento de la relación gas-líquido.



Las características de un pozo productor con bombeo neumático (gas Lift), es

el resultado al combinar las del pozo y los del equipo.

CARACTERÍSTICAS RESPECTO AL POZO:

• Presión de fondo.

• Índice de productividad.

• Relación gas – oíl

• Por ciento de agua producida

• Profundidad del pozo

• Diámetros de la tubería de revestimiento y producción.

• Mecanismo de empuje en el yacimiento.

CARACTERÍSTICAS RESPECTO AL EQUIPO:

• Determinar los tipos de válvulas.

• Calcular el espaciamiento entre válvulas.

• Estimar los requerimientos del gas.

• Precisar la potencia que se necesitará para tener la suficiente presión de

inyección de gas.

El otro método de producción de gran aplicación es el levantamiento artificial

por gas, el cual requiere de la disponibilidad de gas comprimido a altas

presiones, para la producción de crudos pesados, medianos y livianos con

eficiencias altamente positivas en CUBA no disponemos de yacimientos de gas

con altas presiones

Comprende la inyección de gas, a alta presión, por el espacio anular existente

entre la tubería de producción y el revestidor (ver Figura Nº 2.6). En función

intrínseca de las características del pozo, este método puede ser aplicado, en

modalidad continua o intermitente.



INYECCIÓN CONTINUA

Como su nombre lo indica el flujo continuo consiste en inyectar continuamente

gas de levantamiento hacia la columna de fluido. El levantamiento artificial por

gas de flujo continuo se asemeja a mucho al proceso de flujo natural en el

sentido de que la energía de la formación es suplida por la inyección de gas

adicional en la superficie. Este levantamiento es muy flexible y se puede usar en

pozos con caudales de flujo desde menos de 100 barriles diarios hasta varios

miles de barriles diarios.

En este tipo de levantamiento el gas se inyecta a la corriente de fluido por una

válvula de levantamiento artificial por gas y levanta los líquidos a la superficie

por los mecanismos siguientes:

El peso de la columna de fluido se reduce al ser desplazados los líquidos

por el gas mucho más liviano.

A medida que el gas se desplaza rápidamente hacia la superficie,

encuentra menos presión en su camino, y por lo tanto, sigue

expandiéndose y reduciendo aún más la densidad fluyente del fluido.



A medida que el gas sigue expandiéndose, se junta con otras burbujas

de gas creando bolsillos cada vez más grandes de gas, hasta que al

llegar a la superficie, es posible que el gas y el petróleo estén fluyentes en

tapones separados.

Los pozos a producirse mediante gas lift de flujo continuo dependen:

• Presión de inyección del gas.

• Volumen de gas inyectado.

• Tamaño de tubería de producción y flujo.

• Características de producción del pozo.

APLICACIÓN DEL LAG CONTINUO

• Altas tasas de producción.

• Bajas o altas RGL de yacimiento.

• Alta producción de agua.

• Alta presión de fondo.

VENTAJAS

• Aplicable en pozos con alta presión de fondo.

• Altas tasas de producción.

• Pozos desviados.

• Maneja bien la producción de arena.

• Utiliza también el gas del yacimiento.

DESVENTAJAS

• La principal desventaja del LAG continuo radica en la necesidad de tener

una presión de yacimiento y de gas de inyección altas en el fondo del pozo.

• El LAG continuo se adapta más a los yacimientos con empuje hidráulico.

• No aplicable en pozos de baja presión de fondo.

• Bajas tasas de producción.



EFICIENCIA DEL LAG continuo.- la eficiencia del levantamiento a nivel de pozo

se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de

petróleo, la eficiencia aumenta a medida que se inyecta por el punto más

profundo posible la tasa de gas adecuada de acuerdo al comportamiento de

la producción del pozo.

MAXIMA PRODUNDIDAD DE INYECCION.- la válvula operadora se debe colocar

a la máxima profundidad operacionalmente posible, la cual está a dos o tres

tubos por encima de la empaquetadura superior.

Cuando se dispone de suficiente presion en el sistema para vencer el peso de

la columna estática de líquido que se encuentra inicialmente sobre la válvula

operadora se coloca una válvula a la mencionada profundidad, sin necesidad

de utilizar válvulas que descargue previamente el líquido utilizado para

controlar el pozo.

En caso contrario se debe utilizar varias válvulas por encima de la operadora

conocidas con el nombre de válvulas de descarga, ya que ellas descargan por

etapas el líquido que se encuentra por encima de la válvula operadora. Un

espaciamiento correcto de estas válvulas y adecuada selección de las mismas

permitirían descubrir la válvula operadora para inyectar así el gas por el punto

más profundo posible.

Tasas de inyección de gas adecuada. La tasa de inyección de gas dependerá

de la tasa de producción, del aporte de gas de la formación y de la RGL total

requerida por encima del punto de inyección. Estimar la RGL total adecuada

dependerá de si se conoce o no el comportamiento de afluencia de la

formación productora.

𝑄𝑖𝑛𝑦 = 𝑅𝐺𝐿 𝑡 − 𝑅𝐺𝐿 𝑓 ∗ 𝑄𝑙

1000

Donde:

Qiny= Tasa de inyección de gas requerida MPCN/D

RGLt = relación gas – liquido total PCN/BN

RGL f = Relación gas – liquido de formación PCN/BN

Ql = Tasa de producción de líquido (bruta) BPD



Caudal de inyección para pozos con IPR desconocida. La RGL total será la

correspondiente a gradiente mínimo para aquellos pozos donde no se conoce

el comportamiento de afluencia de la formación productora. La ecuación de

W. Zimmerman presenta a continuación estimar los valores conservadores de la

RGL correspondientes a gradiente mínimo.

𝑹𝑮𝑳 𝒈𝒓𝒂𝒅. 𝒎𝒊𝒏 = 𝒂 + 𝒃 ∗𝑫𝒗

𝟏𝟎𝟎𝟎∗ 𝑪𝒐𝒕𝒈𝒉 𝒄 ∗

𝑸𝒍

𝟏𝟎𝟎𝟎

𝑎 = 25.81 + 13.92𝑤 ∗ 𝐼𝐷2 − 145

𝑏 = 139.2 − 2.7766 + 7.4257𝑤 ∗ 𝐼𝐷2

𝑐 = 1 − 0.3𝑤 ∗ (3 − 0.7 ∗ 𝐼𝐷) + 0.06 − 0.015𝑤 − 0.3𝑤 ∗ 𝐼𝐷 ∗𝐷𝑣

1000

Con:

W= fracción de agua y sedimento adimensional con rango de w<0.65

ID= diámetro interno de la tubería de producción, pulg. Rango de 2, 2.5 y 3”

Dv= profundidad del punto de inyección, pies. Rango de 2000 a 10000

Ql= tasa de producción de líquido, BPD. Rango mayor a 50

RGL grad.min= relación gas líquido cercana al gradiente mínimo. PCN/BN

Cotgh(x)= cotangente de X= (e2x+1)/e2x-1)

Caudal de inyección para pozos con IPR conocida. Cuando se conoce el

comportamiento de afluencia de formación se debe utilizar un simulador de

análisis nodal que permita cuantificar el impacto de la tasa de inyección de

gas sobre la tasa de producción del pozo.



La representación gráfica de la tasa de producción en función de la tasa de

inyección de gas recibe el nombre de curva de rendimiento del pozo de LAG

continuo.

Control de la inyección. Para el LAG continuo la tasa de inyección diaria de

gas se controla con una válvula ajustable en la superficie, la presion aguas

arriba será la presion del sistema múltiple, mientras que la presion aguas abajo

dependerá del tipo de válvulas utilizadas como operadora en el pozo y de la

tasa de inyección de gas suministrada al pozo.

Subtipos de LAG continuo. Existen dos tipos de LAG continuo:

LAG continuo Tubular. En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el

espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de

revestimiento, y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por

el yacimiento a través de la tubería de producción.

LAG continúo anular. Este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la

tubería de producción y se levanta conjuntamente con los fluidos

aportados por el yacimiento a través del espacio anular antes

mencionado.



Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde se inyecta el gas

por una tubería enrollable introducida en la tubería de producción y se

produce por el espacio anular existente entre la tubería de producción y

el coiled tubing. Esta variante se utiliza cuando se desea reducir el área

expuesta a flujo y producir en forma continua sin producir deslizamiento,

o cuando por una razón operacional no se puede usar las válvulas de

levantamiento instaladas en la tubería de producción.

INYECCIÓN INTERMITENTE

El flujo intermitente consiste en inyectar gas de alta presión a la tubería, en un

período de tiempo corto y de una manera más rápida que la usada en

inyección continua.



Posteriormente, tras un tiempo de reposo sin inyección, se repite el ciclo. El

tiempo de reposo, permite que se acumule suficiente crudo por encima de la

válvula de inyección. Este método se utiliza generalmente para pozos con

poco aporte del yacimiento, pues está diseñado para pozos de bajo caudal

que produzcan menos de 100 barriles diarios.

En el levantamiento artificial por gas de flujo intermitente, la válvula operadora

de levantamiento artificial por gas permanece cerrada hasta que la presión

alcanza la presión de operación de la válvula. En el momento en que se

alcanza la presión de operación, la válvula de levantamiento artificial por gas

se abre rápidamente, permitiendo que el gas entre al hoyo a una tasa de flujo

muy alta. Este tapón de gas que entra al pozo a alta velocidad, comienza

inmediatamente a empujar a los líquidos que se encuentran por delante, y los

expulsa rápidamente de la tubería de producción. Esta técnica puede

compararse con el disparo de un proyectil causado por la expansión de los

gases en la cápsula y en la cámara del detonador.



Como resultado de la inyección del gas por cualquiera de los sistemas se

levanta el petróleo a la superficie por una o por la combinación de los

siguientes procesos:

• Reducción de las gradientes de fluido

• Expansión del gas inyectado,

• Desplazamiento del fluido por compresión del gas.

Se aplica en pozos de mediana a baja temperatura (presiones estáticas

menores a 150 psi/1000 pies) y de mediana a baja productividad (índice de

productividad menores a 0.3 bpd/psi) que son capaces de soportar altas tasas

de producción menores a 100bpd.

Mecanismos de levantamiento. En el levantamiento artificial por gas lift

intermitente los mecanismos de levantamientos son:

Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de

grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido.

Expansión de gas inyectado la cual empuja al tapo de líquido hacia el

cabezal del pozo y de alii a la instalación de flujo.



Ciclo de levantamiento intermitente. Es el lapso de tiempo transcurrido entre

dos arribos consecutivos del tapón de líquido a la superficie.

a. Influjo: inicialmente la válvula operadora está cerrada, la válvula de

retención en el fondo del pozo se encuentra abierta permitiendo al

yacimiento aportar fluido hacia la tubería de producción. El tiempo

requerido para que se restaure en la tubería de producción el tamaño

del tapón adecuado depende fuertemente del índice de productividad

del pozo, de la energía de la formación productora y de diámetro de la

tubería.

b. Levantamiento: Una vez restaurado el tapón líquido, la presion del gas en

el anular debe alcanzar a nivel de la válvula operadora, el valor de la

presion de apertura iniciándose el ciclo de inyección de gas en la tubería

de producción para desplazar el tapón de líquido en contra de la

gravedad, parte del líquido se queda rezagado en las paredes de la

tubería “liquid fallback” y cuando el tapón llega a la superficie, la alta

velocidad del mismo provoca un aumento brusco de la Pwh.

c. Estabilización: Al cerrar la válvula operadora por la disminución de

presion en el anular el gas remanente en la tubería se descomprime

progresivamente permitiendo la entrada de los fluidos del yacimiento

hacia el pozo nuevamente.

Eficiencia del LAG intermitente. La eficiencia del levantamiento intermitente al

igual que en el continuo se mide por el consumo de gas requerido para

producir cada barril nominal de petróleo, la eficiencia aumenta en la medida

que se elige una frecuencia de ciclos que maximice la producción diaria de

petróleo y se utilice la cantidad de gas por ciclo necesaria para un

levantamiento eficiente del tapón de líquido.

Máxima profundidad de inyección. La válvula operadora se debe colocar a la

máxima profundidad operacionalmente posible la cual está a dos o tres tubos

por encima de la empaquetadura superior. Por lo general en este tipo de LAG

no se requiere de válvula de descarga ya que la energía del yacimiento es

baja y el nivel estático se encuentra cerca del fondo del pozo.

Tasa de inyección de gas adecuada. El volumen de gas de levantamiento que

se suministra a la tubería de producción durante el periodo de inyección es

aproximadamente el requerido para llenar dicha tubería con el gas



comprimido proveniente del anular. El consumo diario será el volumen anterior

multiplicado por el número de tapones que serán levantados al dia. Las

restricciones en la superficie juegan un papel importante en el volumen de gas

requerido por ciclo.

Control de inyección. Para el LAG intermitente la tasa de inyección diaria de

gas se controla con una válvula ajustable en la superficie conjuntamente con

una válvula especial “piloto” en el subsuelo o con un controlador de ciclos de

inyección en la superficie.

Subtipos de LAG intermitente. Existen tres tipos de LAG intermitente:

LAG intermitente convencional. En este tipo de LAG intermitente

se utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el

almacenamiento de os fluidos aportados por la formación y el gas

desplaza directamente al tapón del líquido en contra de la

gravedad. Normalmente se utiliza cuando la presion del

yacimiento y/o el índice de productividad alcanza valores bajos

aproximadamente 150psi por cada 1000 pies e índices de

productividad menores a los 0.3 bpd/psi.

LAG intermitente con cámara de acumulación “clamber lift”. En

este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio entre el

revestidor de producción y la tubería de producción para el

almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el

gas desplaza directamente al tapón del líquido inicialmente a

favor de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza.

Normalmente se utiliza cuando la presion estática del yacimiento

alcanza valores muy bajos aproximadamente 100psi por cada

1000 pies que con el intermitente convencional el tapón formado

sería muy pequeño y por lo tanto la producción seria casi nula.

LAG intermitente con pistón metálico “plunger lift”. En este tipo de

LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubería de

producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por

la formación y el gas desplaza directamente un pistón metálico

que sirve de interface solidad entre el gas inyectado y el tapón de

líquido a levantar. Se utiliza para minimizar el resbalamiento de

líquido durante el levantamiento del tapón.



APLICACIÓN DEL LAG INTERMITENTE

• Bajas tasas de producción.

• Baja RGL de yacimiento.

• Baja presión de ya cimiento.

• Bajo índice de productividad.

• Pozo sin producción de arena

VENTAJAS

• Es aplicable en pozos de baja productividad.

• El LAG intermitente no utiliza la energía del yacimiento.



DESVENTAJAS

• El pozo de LAG intermitente ubicado cerca de la estación de flujo necesita

un separador de alto caudal.

• Se aplica en pozos sin producción de arena.

EQUIPO EN SUPERFICIE

Ensamblaje de la cabeza del pozo

Choke (para flujo continuo )

Choke con control en el ciclo de tiempo (para flujo intermitente)

Compresores

Separador



Planta Compresora: Se encarga de comprimir el gas proveniente de las

estaciones de recolección o de las Plantas de Gas, donde previamente

ha sufrido el proceso de absorción. El gas que se envía al sistema de gas lift

por cada compresor, debe ser medido para llevar un buen control y

observar la eficiencia del equipo.

EJEMPLO. compresores de baja (LP), marca INGERSOLL que en dos etapas

toman el gas de la succión de baja aproximadamente a 50psi y

comprimen el gas hasta 330psi, el cual es enviado a dos compresores de alta

(HP) de marca, WORTINTONG los cuales también en dos etapas comprimen

el gas hasta 1300 psi, y a esta presión el gas es enviado por la línea de alta

al sistema de gas lift.

Red de distribución de gas a alta presión: Es el sistema de tuberías y

válvulas, por las que se distribuye el gas hacia los diferentes usos del gas

comprimido. En el caso del uso para el sistema de Gas Lift, este gas se

reparte entre los pozos que poseen dicho sistema a través de la red de

distribución que tenga el campo.



Red de recolección de gas a baja presión: Es el conjunto de tuberías y

accesorios que se encargan de llevar el gas de los separadores de las

estaciones de recolección, hasta la planta compresora. Esta red recoge el gas

utilizado en el levantamiento más el gas que proviene del yacimiento y

debe ser medido.

Equipo de medición y control: Está conformado por los reguladores de flujo

o de gas y los registradores de presión y flujo.

Regulador de flujo: Son válvulas normalmente de vástago y asiento que se

usan para inyectar la cantidad de gas necesario en cada pozo son

comúnmente llamados choques.

Registrador de Presión y flujo: Estos equipos están encargados de registrar

los datos de presión del tubing, del casing y la presión de la línea de gas lift,

mediante unos elementos de presión helicoidales tipo “bourdon” que se

encargan de medir la presión de flujo. El registrador de flujo posee además de

los anteriores una cámara diferencial que mide la caída de presión o

diferencial de presión a través de una platina de orificio colocada entre las

bridas donde se instala el registrador. Ambos registradores están

equipados con mecanismos de relojería que hacen girar (24 hrs-7 días) una

carta graduada a escala, donde se registran las presiones y diferencial de

presión medidos.



EQUIPO DE SUBSUELO

Mandriles de gas lift

Válvulas de gas lift

Empaque de subsuelo

6

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 producción, son determinados durante la realización del diseño del pozo

y dependerán en gran medida de la presión de inyección disponible, de

la profundidad del yacimiento y de la cantidad de barriles a producir.

En los llamados mandriles convencionales (obsoletos), la válvula de gas lift va

enroscada fuera del mandril, desde la década del 50, se empezó a utilizar el

mandril de bolsillo, el cual posee en su interior un receptáculo para alojar la

válvula de tal manera que no obstaculice o entorpezca el paso de los fluidos

ni de las herramientas que se bajen en el pozo a través de la tubería.

Las válvulas pueden ser extraídas y luego sentadas en el pozo con “guaya” o

“slick line” o wire line, la distancia mínima entre mandriles es 500 pies.



El tamaño de los mandriles a utilizar, dependerá del diámetro de la sarta de

producción que se vaya a bajar en el pozo. Los tamaños comúnmente usados

en los pozos son de 2-3/8”, 2-7/8” y 3-1/2”.

Dependiendo del tamaño de la válvula de gas lift que van a llevar los

mandriles, estos se clasifican en mandriles de la “Serie K” para alojar válvulas

de 1” y de la “serie M” para válvulas de 1-1/2”.



Tipos de Mandriles

Existen dos tipos básicos de Mandriles para válvulas de levantamiento artificial

por gas: Los Recuperables y los de Bolsillo.

Recuperables: Son los que tienen unos soportes externos donde se instalan la

válvula de levantamiento. Este mandril se enroscaba en la tubería de

producción.

Bolsillo: Estos son los mandriles recuperados por cables, contienen bolsillos

internos donde la válvula de levantamiento artificial por gas puede asentarse y

recuperarse por medio de herramientas de cable.

Rango de aplicación

Crudos pesados y extra pesados, con el uso del dilugas (de 8.5º a 13º

API), medianos (22,0º a 29,9º API) y livianos (30,0º a 41,9º API).

La relación gas-petróleo no constituye una limitante, pero puede afectar

desde el punto de vista económico, debido a que el volumen de

inyección depende de la cantidad de gas que produzca el pozo.

Profundidades moderadas hasta 10.000 pies y aplicación a altas

temperaturas.

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Planes del ovalado-cuerpo

Redondo-cuerpo, Alto-presión y Planes del Especial-despacho de

aduanas

Sólido-cuerpo redondo, Plan Alto rendimiento,

B. Mandriles de Alzamiento de Gas tubería-recobrarles

Mandriles convencionales

Slimhole Coil-Tubing los Mandriles

Instalaciones de levantamiento artificial por gas:

Existen tres maneras de completar un pozo para levantamiento artificial por gas

Estas formas se llaman instalaciones abiertas, cerradas o semicerradas. La

instalación abierta se recomienda únicamente para levantamiento artificial por

gas con flujo anular. La instalación cerrada contiene una empaquetadura y

una válvula fija y se recomienda para el levantamiento artificial por gas de flujo

intermitente. La instalación semicerradas contiene una empaquetadura pero

no tienen una válvula fija y es el tipo de instalación que se recomienda para el

levantamiento artificial por gas de flujo continuo.

Válvulas de Gas lift: Las válvulas de gas lift constituyen la parte del equipo

cuyo funcionamiento es el más importante comprender para realizar el diseño

y análisis de una instalación tipo Gas Lift. En el pozo, las válvulas van instaladas

en los mandriles, las válvulas de gas lift, son reguladoras de presión en el fondo

del pozo y actúan en forma similar a una “válvula motriz, o motor valve”,

su propósito es permitir la descarga de los fluidos que se encuentran en el

espacio anular del pozo para lograr inyectar el gas a la profundidad deseada.



Para evitar que el fluido se regrese de la tubería hacia el espacio anular, las

válvulas poseen una válvula de retención (“check valve”) en su parte inferior,

las válvulas ubicadas por encima de la válvula operadora reciben el nombre

de válvulas de descarga.

En el sistema de gas lift continuo la válvula de operación (aquella por

donde queda pasando el gas al tubing) permanece y debe permanecer

siempre abierta.

Los elementos principales de las válvulas de levantamiento a gas son:

Un domo o cámara de carga, un resorte o fuelle o diafragma, un stem o

vástago y una silla o port.

En la válvula el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas a presión

(aunque algunas utilizan un resorte al igual que el regulador); 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

dependiendo del tipo de válvula.



Clasificación de las Válvulas para Levantamiento artificial por gas

De acuerdo a la presión que predominantemente abre a la válvula estas

se clasifican en:

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 del pozo actúa sobre el área del fuelle por lo que

abre predominantemente por dicha presión.



EQUIPOS PARA GAS LIFT INTERMITENTE

Los equipos utilizados en el sistema de Gas Lift Intermitente son básicamente

los mismos para Gas Lift Continuo, la diferencia es que en superficie vamos a

tener una válvula motora la cual me va a regular el flujo de gas de

inyección y un intermitor o controlador de tiempos (Timer) que nos va a

controlar la inyección de gas por ciclos y en subsuelo es modificar o cambiar

la válvula operadora por una de mayor capacidad debido al caudal de gas

que se va a inyectar en cada ciclo.

Controlador de tiempos (Timer). Está diseñado para accionar la válvula

motora y de esta forma controlar la inyección de gas por ciclo, el timer

posee una pantalla LCD en la cual se ajusta los tiempos de cada ciclo en

horas, minutos y segundos. La fuente de alimentación es una batería de 6 V

que se recarga por medio de un panel solar que trae el dispositivo

incorporado.



Válvula motora (Motor valve): Es una válvula de descarga de accionamiento

neumático, la cual al recibir la señal del controlador de tiempos (Timer) en

cada ciclo esta se acciona, permitiendo la inyección del gas hacia el pozo.



FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA

INTRODUCCIÓN

Para todo proyecto de instalación de gas lift, es necesario contar con suficiente

volumen o cantidad de gas de alta presión. El gas se obtiene de pozos

gasíferos o mediante la instalación de estaciones de compresión, las cuáles

comprimen el gas que produce los mismos pozos para luego ser inyectados a

éstos.

El sistema de gas lift es un ciclo cerrado y se puede describir así: El gas

mezclado con el petróleo que se extrae de los pozos, es conducido a las

centrales mediante tubería, llegando a un manifold que se encuentra en la

estación. Del manifold salen dos líneas la general y las de prueba y estas llegan

con sus fluidos a los separadores respectivos donde se separan las dos fases, el

gas atiende a la parte superior el petróleo solo por la parte cercana al fondo

del separador y se dirige hacia unos volúmetros tanto de la línea general como

la de prueba.

Los volúmetros son los encargados de medir la cantidad de petróleo existente,

que tiene un sistema de flotador y desde donde pasa al tanque general.

El gas que sale del separador ( general o prueba ) entra a otro separador ya

que puede tener partículas todavía líquidas, luego pasa a la primera etapa de

compresión que cambia los 0 Psi a una presión de 30 – 40 Psi, el gas sale

caliente y pasa a un intercambiador de calor; luego viene la segunda etapa

de compresión en donde entra con 30 -40 Psi y descarga a 140 – 150 Psi y

seguidamente pasa a la torre de absorción en la que se extrae los

hidrocarburos existentes, sale a una presión de 110- 120 Psi, parte es gas

doméstico porque sufre una caída de presión y el petróleo enriquecido es

llevado al fraccionador. El gas pasa de la tercera etapa de compresión y sale a

500 Psi, este gas seco va a un manifold conectado a pozos de gas lift y así

obtener un nuevo ciclo.



INFORMACIÓN PARA LA SELECCIÓN DE UN EQUIPO CON GAS LIFT

• Profundidad total del pozo

• Tamaño y peso de la tubería de revestimiento

• Tamaño de la tubería de producción

• Tipo de terminación del pozo perforaciones, revestimiento granulado, pozo sin

revestimiento, asiento del revestimiento, etc.

• Presión estática del yacimiento

• Gradiente estática del fluido

• Índice de producción

• Producción total de fluido por día

• Porcentaje del Petróleo y agua que se han de producir

• Gravedad API del Petróleo producido

• Volumen, presión y gravedad del gas disponible.

• Restricciones en la superficie (presión del funcionamiento del separador,

Obturadores, etc.).

• Tamaño y longitud de la línea de flujo

• Arena, cantidad de parafina o corrosión potencial

• Temperatura del yacimiento.

Es poco común que todos estos datos estén disponibles a usarse, sin embargo

estos factores deben tomarse en cuenta ante de instalarse el equipo para

extracción por gas.

Con estos datos es posible clasificar rápidamente y decidir el tipo de operación

Instalación que se ha de usar.

Con datos insuficientes se hacen necesario asumir o calcular factores que

generalmente resultan al diseñar una instalación para poder satisfacer

requisitos muy necesarios.



CLASIFICACIÓN DEL POZO

Para clasificar un pozo adecuado para una operación de flujo continuo o

intermitente, es necesario usar la siguiente tabla:

LUGAR DONDE DEBE INYECTARSE EL GAS DENTRO DE LA TUBERÍA

La inyección de gas para una operación continua después de la descarga

original de fluido de pozo a través del revestimiento, se ejecuta por una válvula

de extracción por gas instalado en un punto determinado. Esta es la válvula

más cercana al fondo de la Sarta de tubería de producción. La Idealización

adecuada de esta válvula debe calcularse a base de cierto número de

factores importantes.



PELIGROS EN LOS POZOS DE EXTRACCIÓN POR GAS

Todo personal que tenga trabajos cerca de los pozos donde se estén

realizando extracción por gas debe saber los peligros que existe, y accionar de

modo conveniente el sistema.

El peligro de incendio está siempre presente por ende se debe evitar fumar, las

chispas y fuego de cualquier clase.

Hay peligro de alta presión en las instalaciones como la resistencia de las

válvula, tubería y conexiones debe verificarse varias veces, si hay alguna duda

al respecto a la resistencia del equipo para el servicio de extracción por gas de

alta presión no debe instalarse.

Antes de desconectar una línea verificar la presión y esté seguro de que se ha

reducido la misma. Téngase cuidado especialmente con las líneas obstruidas

temporalmente por materia extraña que puede ceder bajo presión.

PORQUE EL USO DE ESTE MÉTODO

• Porque el pozo tiene un GOR alto.

• Porque las condiciones de presión y temperatura son ideales en un pozo para

el uso de este método.

• Porque aprovechamos el gas que sale del pozo

• Porque nos permite aumentar o regular la explotación de un pozo de

acuerdo a nuestras conveniencias.

• Porque es menos corrosivo (es primordial la utilización de gas seco).

• Porque se utiliza en pozos que tengan un cambio de sus condiciones de

producción (aumenta o reducir la producción).

• Porque es más económica la completación de fondo de pozo y la parte

operacional en comparación de los otros sistemas.

RELACIÓN DEL GAS LIFT CON LOS DEMÁS MÉTODOS DE EXTRACCIÓN ARTIFICIAL

El sistema de levantamiento por LAG. puede ser comparado con los demás

sistemas con el propósito de definir cuál método es más adecuado para un

pozo de acuerdo a sus condiciones y con el fin de diferenciar un sistema del

otro obteniendo sus ventajas o desventajas, tomando en cuenta el

presupuesto, y encontrar soluciones de satisfagan cada uno de estos para un

aprovechamiento óptimo del yacimiento.



RELACIÓN ENTRE SISTEMAS

• Gas Lift

• Bombeo Mecánico

• Bombeo Eléctrico

• Bombeo Hidráulico

GAS LIFT

Opera mediante válvulas,

Usa la energía del gas comprimido para obtener una producción mayor de

petróleo.

El Gas inyectado por el anular hace producir por el tubing.

Es útil para pozos que producen más de 2000 barriles por día.

BOMBEO MECÁNICO

Opera mediante varillas.

Aflora el petróleo residual hacia la superficie mediante una instalación

mecánica.

BOMBEO ELÉCTRICO

Opera mediante bombas tipo pistón o jet.

Inyecta por el tubing y produce por el anular.

Utiliza un fluido hidráulico para mover un motor y bomba instalados en el fondo.

Se usa en pozos cuya producción es de 100 a 1000 b/d.

BOMBEO HIDRÁULICO

Opera a través de bombas electros sumergibles instalados en el fondo del

pozo.

Utiliza energía eléctrica para su funcionamiento.

No se puede utilizar BES en pozos que producen menos de 100 barriles por día.

Debido a su rentabilidad.

Se usa BES en pozos que producen de 100 barriles por día en adelante



ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE

LEVANTAMIENTO MEDIANTE LAS CONDICIONES DEL CAMPO



ADVERTENCIAS GENERALES REFERENTES AL GAS LIFT.

Cuando el petróleo es pesado, de 12 a 160 API se puede producir si el nivel

estático está cerca de la superficie y la presión del LAG es baja, efectuar un

diseño intermitente con solo dos o tres válvulas pilotos. Utilizar un regulador de

ciclaje en la superficie.


estático está cerca de la superficie y la presión del LAG es muy alta de 2000 a

3000 Psi y el yacimiento es profundo, se podrá inyectar de forma continua

cerca de la empacadura. Más aún si el gas del LAG es humado, el pozo podrá

producir a una tasa superior a su tasa inicial cuando producía a flujo natural. En

pozos profundos y con buenas tasas de líquido, la temperatura de flujo se

mantiene alta, conservando baja la viscosidad, lo que favorece al LAG.15


estático es poco profundo, instalar diseño intermitente. Si se instalan válvulas de

asiento pequeñas, el pozo solo circulará gas del LAG.

Cuando el petróleo es pesado, de 12 a 160 API se puede producir, si el nivel

estático está por debajo de los 3000’. Será muy difícil obtener producción

comercial del pozo.

En muchos diseños del LAG, el ingeniero ha tomado muy poco en cuenta el

caudal del gas que pueda pasar a través de las válvulas, por lo que conduce

generalmente a la instalación de asientos demasiados grandes. Esto trae como

consecuencia que a pesar de inyectar la tasa óptima de gas, la válvula de

operación cierra en forma alterna y el pozo produce con mucha intermitencia,

perdiendo así producción de petróleo.

Para LAG intermitente es imprescindible la instalación de la empacadura de

fondo para ahorra gas del LAG. Sin empacadura, la RGL de inyección

aumenta de unos 250 PC/B/1000’ a más de 1000 PC/B/1000’.

Para el LAG continuo, una instalación sin empacadura necesita

aproximadamente un 20% de exceso de gas para eliminar de esta manera la

inestabilidad del flujo.



Cuando el Petróleo es liviano y el yacimiento es de baja de presión, el LAG

intermitente puede ser aplicado eficientemente para pozos someros. Si el pozo

es profundo, mayor de 6000fts, el diseño deberá ser continuo con válvulas de

asiento pequeños, ya que se obtendrá mayor producción inyectando en forma

continua por debajo de los 6000fts que en forma intermitente a los 6000 fts.

VISITA RUTINARIA A UN POZO

Todos los días, y en algunos pozos dos veces por día, los pozos deben ser

visitados por los operadores de gas, para un chequeo del buen funcionamiento

del sistema. Durante esta visita se debe realizar lo siguiente:

Chequeo de la calibración del Barton.

Eliminación de los líquidos existente en el Barton.

Toma de datos de la carta de Barton, registrando en el formato G-455 las

lecturas de la diferencial y la estática.

Con los datos de la carta, se debe calcular el volumen que se está inyectando

y compararlo con la receta sugerida de la inyección que el operador siempre

al tiene a mano.

PROBLEMAS OPERACIONALES

• Baja presión del Sistema.

• Aumento de la Temperatura del Medio Ambiente.

• Bloqueo del Flujo de Gas.

• Presencia de CO2 en el Gas de Inyección.

• Rotura de la Línea de Gas.

BAJA PRESIÓN DEL SISTEMA

Se produce por varias razones como:

- Fallas o paradas de los compresores

- Baja temperatura del medio ambiente

- Pérdidas por exceso de gas de inyección en pozos con válvulas descalibradas

- Sopleteo del pozo

- Cuando se presenta este problema, el operador debe tomar la decisión de

cerrar ciertos pozos de baja productividad o permitirá poner equipo de reserva

o para que un equipo entre a mantenimiento preventivo o correctivo; pero

antes hay que analizar a que se debe este incremento de presión.



AUMENTO DE LA TEMPERATURA DEL MEDIO AMBIENTE

Como es lógico el incremento de la temperatura es proporcional a la presión, y

obviamente si existe un aumento de temperatura medio ambiental, afectará al

sistema en el sentido de un aumento de presión de todo el sistema.

BLOQUEO DEL FLUJO DE GAS

Este problema se presenta por la presencia de una gran cantidad de

condensados en la línea principal o en los pozos. Como el agua no es

comprensible y al no poder ser arrastrada se produce un bloqueo es decir no

hay transferencia de gas produciéndose un incremento de la presión en las

estaciones de compresión. Ante esta situación el operador normalmente

ordena se apague una de las máquinas pero al hacer esto la presión en el

sistema cae bruscamente ya que no es el caso anterior en que había

aumentado el volumen por lo que la solución es drenar la línea principal o

sopletear los pozos.

PRESENCIA DE CO2 EN EL GAS DE INYECCIÓN

Existen pozos que tienen la presencia de CO2 en el gas de inyección, esto es un

inconveniente si el contenido es alto, si este estuviera seco no habría ningún

problema, pero en presencia de agua y altas presiones se forma el ácido

carbónico, que es altamente corrosivo.

El ácido carbónico es un producto indeseable, no se lo puede eliminar pero si

controlar con químicos inhibidores de corrosión, inyectados en la succión de los

compresores, en la descarga de estos y en los mismos pozos vía gas. Cabe

recalcar que ocurre lo mismo con los carbonatos de la formación

ROTURA DE UNA LÍNEA DE GAS

Se puede presentar:

- Problemas de Corrosión

- Falla en una pega de soldadura

- Fatiga del material

- Otras causas

Para solucionar el primer problema continuamente se corren registros eléctricos

de espesores con una compañía contratista que identifica problemas

potenciales e inmediatamente se procede al cambio de tubería



Las fallas en las pegas de suelda si no se detectaron en la prueba hidrostática

pueden ocasionar problemas graves especialmente si están localizados cerca

de viviendas por el peligro de explosión e incendios.

Las roturas se han producido generalmente en las instalaciones con

calentadores de gas, por dilatación y compresión de la línea de ingreso al

calentador, por lo que es necesario un chequeo periódico de estas

instalaciones.

REPARACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE POZOS

Las reparaciones de las instalaciones de los pozos de gas lift se realiza igual que

un sistema BES contando con la torre para realizar el levantamiento de la

tubería para su respectiva recuperación.

Los daños más comunes de estas instalaciones son:

1) Dentro del pozo la parte afectada es el Standing Valve, muchas veces se

introduce arena del pozo por ella, la misma que mezclada con el aceite puede

tapar el orificio del standing valve e impedir su funcionamiento.

2) Otro daño en el standing valve es por el excesivo porcentaje de óxido en la

tubería y se puede taponar.

3) La parafina es otro factor de daño, pues debido a su acción puede tapar el

anca, el tubo perforado, etc.

4) Las válvulas pueden sufrir daños por mucho óxido en el asiento, en este caso

se raya la bola y no realiza un sello perfecto; el resorte se daña y tiende hacer

trabajar el vástago solo a un lado.

5) Por efecto del gas inyectado en la válvula (nitrógeno), puede sufrir la válvula

la rotura del fuelle

6) Otros daños pueden en la cabeza del pozo estas pueden ser en los controles

de inyección del ciclo.

Para aquello se realiza el siguiente trabajo

Con un rig de work over colocado en el pozo se desconecta el equipo de

superficie con la previa despresurización del pozo a continuación se alza el

primer tubo para poder desenroscar el packer de la tubería.

Al sacar algunos tubos aparece la primera válvula luego de un intervalo de

tubos sale la segunda válvula en el interior del tubing sale la tubería colgante

de 1” esta penetra hasta el interior de la botella y finalmente sale el packer, la

botella, el standing valve, el zapato perforado y el ancla.



La reparación consiste en el cambio de válvulas y vaciar el ancla que contiene

lodo y parafina también se procede a limpiar la tubería para luego proceder a

bajar la tubería conectar el equipo de superficie para que luego siga

trabajando.

PROBLEMAS DETECTADOS EN LAS CARTAS DE INYECCIÓN

A continuación, se procederá a detallar los diferentes problemas encontrados

en los pozos, con diferentes ejemplos.

HUECO EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)

Se mantiene el pozo, ello ocasionaría dos problemas:

• Desperdicio de gas.

• Exceso de presión en el separador de producción.

Para solucionar en forma definitiva el problema del pozo debe entrar a W.O.

(reacondicionamiento). Mientras tanto, lo que se puede hacer es chocar la

inyección en las válvulas wing, para inyectar el volumen de gas que el pozo

tenía antes de la rotura, y realizar pruebas de producción, como si se estuviera

optimizando el pozo, para obtener una inyección adecuada y no desperdiciar

el gas.

CAÑERÍAS CONGELADAS

La solución será drenar la línea y ponerla nuevamente en operación, El

problema que podría ocasionarse son lecturas erradas que se registran en las

cartas del Bartón.

HUECO DE LA VÁLVULA OPERADORA

Si se trata de este problema la solución será cambiar de válvula operadora con

una unidad de wire line.

POZO ESPORÁDICO POR ALTO BSW

En este caso no queda más remedio que correr nuevas curvas de optimización

ya que la columna que se tiene que levantar es más pesada y es necesario

incrementar la energía del levantamiento.



POZO ESPORÁDICO

En este problema se tiene que correr "gas lift survey" (registro de trabajo de las

válvulas en mal estado) para detectar el sitio del problema.

VÁLVULAS DESCALIBRADAS

Para solucionar este problema se deberá corre un "gas lift survey" (registro de

trabajo de la válvulas en mal estado) y proceder a su cambio presión y

temperatura.

AGUA EN LAS LÍNEAS

Solo se tiene que drenar la línea

OPERACIÓN NORMAL

Este sería el tipo de registro ideal en un operación de gas lift.



TIPOS DE INSTALACIONES CON GAS LIFT.-

Básicamente existen tres tipos de instalaciones con gas lift, a saber:

FLUJO CONTINUO

Existen diferentes tipos de instalaciones para este método, los cuales se

clasifican dependiendo de si el pozo se encuentra equipado o no, con

empacadura y/o válvula fija.

INSTALACIONES ABIERTAS: En este tipo de instalación la sarta de tubería está

suspendida dentro del pozo sin empacadura.

INSTALACIONES SEMICERRADAS: Es similar a la abierta con la diferencia de que

se instala una empaquetadura que sella la comunicación entre la tubería de

producción y el espacio anular.



INSTALACIONES CERRADAS: La instalación es similar a la semicerradas,

excepto que se coloca una válvula fija en la sarta de producción,

generalmente en el fondo del pozo. Este es el tipo ideal para flujo

intermitente.

ARREGLOS ESPECIALES DE GAS LIFT.-

A) GAS LIFT CON CAMARA.- Las instalaciones con cámara están diseñadas

para el bombeo intermitente en yacimientos con Ip alto y presión de

fondo baja o mediana.



B) INSTALACION TIPO PACKER-OFF.- Este tipo de instalación no requiere que

saquen las tuberías del pozo para instalar las válvulas de gas lift. Se hacen

agujeros en la tubería e instalan las válvulas frente a los agujeros.

Todo el trabajo se lleva a cabo con cable de acero, obteniendo así un

método muy económico en el caso de pozos que están ubicados en

regiones donde sería necesario gastar mucho dinero para transportar el

equipo de workover para sacar las tuberías

.

Estas instalaciones se usan en bombeo continuo o intermitente.



C) INSTALACION CON TUBERIA –MACARRON.-

Estas instalaciones aceptan el bombeo continuo o intermitente. El

diámetro interior de la sarta de tuberías determina el tamaño máximo de

las tuberías macaroni. En este caso hay que considerar la producción

máxima que sea posible por las tuberías macaroni.

Con tuberías macaroni es posible explotar eficientemente una o las dos

sartas del pozo.

D) PRODUCCION POR EL ESPACIO ANULAR.- Por el espacio anular. La

producción por el espacio anular con bombeo continuo es una

instalación que produce volúmenes enormes de líquido. Pero las cañerías

Revestidores quedan expuestas a la acción de los fluidos y del gas. Esto

podrá producir corrosión erosión y depósitos de parafina, escamas y

arena en el espacio anular.



E) INSTALACION CON SARTAS MULTIPLES.- El uso de gas lift en pozos con

sartas dobles es cada vez mas común.

SELECCIÓN DEL METODO CONTINUO O INTERMITENTE.-

Los principios en que se basan estos dos tipos de operaciones, son

separados y distintos y raramente se combinan. Sin embargo ambos tipos

tienen un lugar definido en las operaciones de bombeo neumático y si las

características de bombeos individuales del pozo se analizan y se hacen la

ejecución eficiente y satisfactoria.

Por ejemplo, el gas de la formación puede ofrecer poca o ninguna ayuda

en las operaciones de flujo intermitente, en cambio es útil en el flujo

continuo.

Una base arbitraria para clasificar las presiones del yacimiento y los índices

de productividad como altos, intermedios y bajos es la siguiente:



PRESIONES DEL YACIMIENTO

- ALTA: si es suficiente para sostener una columna de fluido del 70% o más

de la profundidad total del pozo.

- Intermedia: Si es suficiente para sostener una columna de fluido entre el

40 y 70% de la profundidad total del pozo.

- Baja: Si es suficiente para sostener una columna de fluido menor al 40%.

INDICE DE PRODUCTIVIDAD

- Alto: Cuando el IP es mayor a 1

- Intermedio: Cuando el IP esta entre 0.3 y 1

- Bajo cuando el IP es menor a 0.3

PRESION DEL

YACIMIENTO

IP METODO

ALTA Bajo Intermitente

ALTA Intermedio Continuo/

Intermitente

ALTA ALTA Continuo

Intermedia Bajo Intermitente

Intermedia Intermedio Continuo/

Intermitente

Intermedia ALTA Continuo

Baja Bajo Intermitente

Baja Intermedio Intermitente

Baja ALTA Intermitente

CONSIDERACIONES PARA DISEÑO

Existen diversos factores que deben considerarse en el diseño de una

instalación de BN con el fin de igualar el rendimiento del yacimiento

(capacidad de aportación) con la capacidad de producción del pozo

utilizando BN. Es por ello que el encargado de su diseño debe tener bien

definidos los diferentes procesos físicos implicados en el sistema y cómo

interactúan.



COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO

Mecanismos de Empuje y Propiedades de los Fluidos

El comportamiento del yacimiento (mecanismos de empuje, Índice de

productividad y propiedades de los fluidos), usualmente presenta una gran

incertidumbre asociada con el diseño de un sistema artificial. Estos parámetros

cambian con el tiempo por lo tanto una caracterización adecuada del

yacimiento y de los fluidos que están contenidos en él, son elementos necesarios

para evaluar el rendimiento del sistema y el efecto que tendrá este al momento

de su instalación.

Para disminuir esta incertidumbre los sistemas son diseñados para una amplia

gama de condiciones de operación, con una evidente holgura económica, lo

anterior pone en evidencia la necesidad que se tiene para hacer una

recolección de datos confiables y en el tiempo que estos sean requeridos. En

algunos campos la implementación de sistemas artificiales requiere de algunos

años más para su desarrollo.

Retrasos en la instalación no solo limitan los gastos de capital, sino que también

que se realice un mejor diseño de los sistemas y que se tomen mejores decisiones

debido a que se tiene una mayor cantidad de datos disponibles, esto es porque

se tiene un mayor historia de producción. Una ventaja del BN es que el equipo

subsuperficial puede ser instalado con la terminación original del pozo a un costo

relativamente pequeño, aunque posteriormente se tenga que hacer un

reacondicionamiento.

El comportamiento de los yacimientos está regido por los diversos factores, entre

ellos se encuentra los mecanismos de empuje. La producción primaria está

fuertemente influenciada por el o la combinación de empujes presentes en el

yacimiento a la hora de su explotación, es por ello que al momento de

seleccionar el sistema artificial a implementar es necesario conocer el

mecanismo de empuje presente y la variación en el comportamiento del

yacimiento. A continuación se mencionan algunos.



Empuje por gas disuelto

En este tipo de empuje puede presentarse en yacimientos saturados o en

yacimientos bajo saturados. Cuando un yacimiento presenta este tipo de

empuje es considerado como yacimiento cerrado y el volumen del yacimiento

es considerado constante. Para yacimientos bajo saturados el flujo dentro del

yacimiento será de una sola fase debido a que la presión del yacimiento se

encuentra por encima de la presión de saturación, la liberación del gas disuelto

se llevara a cabo en un punto del recorrido en la tubería vertical (en el pozo)

donde se alcance dicha presión de saturación. Un yacimiento de este tipo está

caracterizado por la rápida disminución de la presión ya que el único

mecanismo de producción es por la expansión del aceite (liberación del gas

disuelto). El IP es poco confiable para presiones de fondo extremadamente

bajas, el gasto de producción no aumenta linealmente con un incremento en la

caída de presión. Después de la presión de saturación la RGL comienza a

aumentar, alcanzando un punto máximo para luego disminuir hasta la fase final

de producción.

Este es el mecanismo de empuje menos eficiente y la recuperación máxima que

puede alcanzarse con él oscila entre 20 y 40 por ciento del aceite total original

en el yacimiento hablando de la recuperación primaria, sin incluir a los YNF

(Yacimientos Naturalmente Fracturados), donde entran los sistemas artificiales de

producción.

El bombeo neumático es un método adecuado para implementarse en pozos

cuyo yacimiento presenta empuje por gas disuelto. Una instalación de bombeo

neumático tiene mucha flexibilidad operativa y puede ser diseñada para elevar

fluidos desde una profundidad cercana a la superficie hasta la profundidad

total, otra ventaja es que el bombeo neumático no es afectado por los cambios

en la RGL, en muchos casos esto es benevolente con el sistema disminuyendo el

requerimiento de gas de inyección.

Empuje por casquete de gas

En yacimientos saturados donde se tiene una capa superior de gas (casquete

de gas), debido a que el aceite contenido en él ya no puede disolver más gas.

Este casquete de gas es una fuente de energía adicional para la producción de

aceite.



El gasto de producción en yacimientos con este tipo de empuje debe ser

controlado cuidadosamente para evitar la conificación de la capa de gas

debido a una excesiva caída de presión entre el yacimiento y el pozo. Entre el

30 y el 75 por ciento del aceite total que originalmente estaba en el yacimiento

puede recuperarse con este mecanismo de empuje en la etapa de

recuperación primaria, sin incluir a los YNF.

Empuje por entrada de agua

En yacimientos con empuje por entrada de agua la presión se mantiene casi

constante por el desplazamiento del aceite que se produce por una cantidad

equivalente de agua proveniente del acuífero que empuja el frente de aceite,

siempre y cuando el acuífero asociado al yacimiento tenga un tamaño

considerable y exista una buena comunicación entre ellos, manteniendo poca

perdida en la presión de fondo durante la vida productiva del pozo. Debido a lo

anterior se considera que el volumen del yacimiento disminuye por dicho

proceso.

La recuperación primaria en yacimientos con empuje por entrada de agua

puede llegar a ser hasta del 85 por ciento del aceite original en el yacimiento y

representa el mecanismo más eficiente en el proceso de producción, sin incluir

a los YNF. Generalmente en este tipo de yacimientos se tienen grandes

volúmenes de producción y el bombeo neumático precisamente es uno de los

mejores sistemas artificiales para manejar altos gastos, por lo que es altamente

recomendable para implementarlo en dichos yacimientos.

Empujes combinados

Como sabemos los yacimientos presentan una combinación de empujes

durante su vida productiva, esto es por la propia naturaleza del sistema, aunque

no necesariamente se presenten todos los mecanismos de empuje como tal. Se

puede hacer más eficiente a un mecanismo de empuje con una adecuada

ubicación de los pozos, por ejemplo un yacimiento con empuje por casquete de

gas, es recomendable colocar los pozos alejados del contacto gas-aceite para

prevenir la conificación.

Cuando los mecanismos de empuje naturales se vuelven ineficientes, tomando

en cuenta el factor económico que es imprescindible, puede implementarse un



mecanismo artificial para obtener aceite adicional, que es el caso de la

recuperación secundaria para mantener o mejorar las condiciones de

producción.

Producción de Gas Asociado

La producción de gas asociado en el pozo es una función de diversos factores

(Caída de presión, punto de burbuja y de la relación gas líquido natural), además

de que es un parámetro importante en el diseño del BN. La determinación de la

cantidad de gas libre probable que se produce es crucial para determinar el

gradiente de presión de flujo, que está directamente relacionado con el

volumen óptimo de inyección.

Como se ha mencionado anteriormente, el BN ofrece una gran flexibilidad

operativa, un sistema artificial de producción puede emplearse durante toda la

vida de un campo, independientemente de mecanismo de empuje y de la

composición cambiante del fluido. Sin embargo en algunos casos es poco

probable que un sistema artificial, incluso el BN pueda aprovechar el potencial

de producción temprana y aun así funcionar de manera eficiente después de la

rápida declinación de la presión y de la irrupción del gas. Bajo estas

circunstancias una combinación de sistemas artificiales combinados puede ser

considerada, a su vez para casos donde se tenga duda sobre el desempeño y

flexibilidad del BN, este debe ser un criterio que no debe pasarse por alto.

Comportamiento del Pozo

Afluencia

En pozos de alto índice de productividad (IP), donde pequeños cambios en la

caída de presión tienen un gran efecto sobre la producción, se pueden obtener

ingresos significativos maximizando la profundidad de inyección del gas, El

deterioro natural del flujo con el tiempo es algo que se debe considerar en el

diseño inicial del sistema, especialmente en zonas donde el costo de la inversión

es alto. En función de la disminución prevista de la presión (o el inicio de la

producción de agua), el aparejo de BN debe estar diseñado para satisfacer una

amplia gama de condiciones de funcionamiento. Cuando existe una gran

incertidumbre, una sucesión de mandriles puede ser considerada.



Deben evitarse escenarios pesimistas o diseños comprometidos, ya que ello

podría dar lugar a diseños innecesariamente complicados y poco óptimos. Al

momento de diseñar un aparejo de BN se debe hacer un esfuerzo significativo

para determinar la afluencia del yacimiento al pozo (flujo de entrada) antes de

instalar el BN para reducir la incertidumbre.

Comportamiento del flujo vertical

El tamaño de la tubería es muy importante en el diseño del BN con el fin de

operar al máximo gasto estable. Una tubería demasiado pequeña dará lugar a

excesivas pérdidas de presión por fricción, sin embargo una tubería demasiado

grande dará lugar a un flujo inestable o cabeceo debido al colgamiento del

líquido, especialmente si la productividad del pozo comienza a declinar. Esto sólo

se puede corregir (en parte) por el aumento del volumen del gas inyectado. Para

ayudar a optimizar el diseño de la tubería, nos apoyaríamos en correlaciones de

flujo multifásico vertical, junto con datos de calidad de las propiedades PVT del

fluido.

Un incremento en el corte de agua puede resultar en una reducción del IP

debido a la permeabilidad relativa al agua. Esto también aumentara la

densidad del fluido producido, y simultáneamente una reducción de la Relación-

Gas-Liquido en detrimento de la elevación vertical, a su vez pudiendo formar

emulsiones problemáticas disminuyendo así la eficiencia del levantamiento.

Debe hacerse un estudio que integre el cambio de las condiciones del pozo con

respecto al tiempo, por ejemplo al presentarse la irrupción del agua o la

disminución del IP, esto debe planearse para que la terminación del pozo sea la

adecuada para dichas condiciones. La contrapresión que se tendrá en la boca

del pozo es otro parámetro primordial para determinar la caída de presión y

mejorar la eficiencia del sistema de BN que culminara con un incremento en la

recuperación de hidrocarburos. Una mayor contrapresión también resulta en un

espaciamiento menor en las válvulas y una profundidad menor en la inyección.



Emulsiones

Las emulsiones son comunes en las operaciones de BN, y pueden resultar en un

aumento significativo de la viscosidad del fluido producido con efectos adversos

en el rendimiento del sistema de levantamiento artificial. Las emulsiones se

forman en el punto de inyección de gas. El comportamiento de la emulsión y su

efecto sobre la productividad del pozo puede variar mucho de pozo a pozo,

como resultado de la variación del corte de agua y patrón de flujo en el pozo.

Las emulsiones pueden ser eliminadas con éxito o reducidas significativamente,

mediante la adición de desemulsificantes a la corriente de gas de inyección, de

igual forma la recolección de datos es esencial para verificar que se ha reducido

o eliminado tal efecto.

OTRAS CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DEL POZO

Hay muchos aspectos importantes en el BN que tienen influencia directa en el

diseño del pozo:

El tamaño del revestimiento de producción, se seleccionará de acuerdo

con el potencial deseado del pozo y con el tamaño del equipo

subsuperficial (mandriles de BN y de la válvula de seguridad

subsuperficial). El revestimiento de producción debe ser lo

suficientemente grande para alojar la terminación prevista.

El pozo y la terminación deben estar configurados para facilitar las

operaciones a través de la tubería. Herramientas operadas con líneas de

acero son utilizadas para mantener la producción y monitorear el

comportamiento del pozo (por ejemplo, un registro de producción).

Hay una serie de condiciones de operación en el BN que pueden resultar

en represionamientos en el revestimiento de producción (como resultado

de una intervención humana, una fuga o un fallo en el equipo de

superficie), la resistencia al colapso y a la presión interna de la tubería de

producción, y el diseño de la cementación primaria, se deben considerar

cuidadosamente durante la fase del diseño.



Hay que señalar que durante la puesta en marcha de las operaciones de

producción, el revestimiento puede estar expuesto a la presión total del

gas inyectado en la parte superior de una columna llena de fluido de

terminación, por lo tanto el revestimiento de producción y la tubería de

producción deben tener consecuentemente un cuidadoso diseño.

La calidad del revestimiento está relacionada directamente con la

producción deseada. No es recomendable utilizar el BN para gastos de

producción extremadamente altos cuando se tenga un revestimiento de

mala calidad, ya que en algunos casos seria incosteable reparar el

revestimiento. Una alternativa seria revestir con una tubería de menor

diámetro (una especie de forro) y aún permitir el funcionamiento

eficiente del BN.

13.1. Consideraciones sobre las instalaciones superficiales

Es importante tener una mínima contrapresión en el pozo para conservar la

energía del sistema. Las tuberías de producción de DI pequeños,

estranguladores de producción y altas presiones de separación, pueden dar

lugar a importantes “cuellos de botella” de la producción, y por lo tanto deben

evitarse.

El volumen de gas de inyección y la presión son dos consideraciones muy

importantes (en relación con el diseño de la sarta de BN y de la selección del

compresor) que desempeñan un papel importante en el diseño del sistema de

BN, además de las instalaciones que controlan el flujo y ayudan a su medición.

Cabezal del Pozo

Esta parte es fundamental para el bombeo neumático ya que ahí es donde el

gas inicia su recorrido dentro del pozo, es importante que la boca del pozo

deba estar ajustada para impedir un avance excesivo del gas de inyección

cuando la velocidad de avance del bache es poca, esto es para operaciones

de bombeo neumático intermitente. En operaciones de bombeo continuo,

cuando existen grandes requerimientos de gas en tuberías de alta presión y un



alto gasto de producción. Se recomienda también que todos los accesorios

innecesarios en el cabezal o cercanos a él, sean eliminados, sin embargo si en

algún caso una instalación de bombeo intermitente necesita ser estrangulada

para controlar la inyección de gas, es preferible que se coloque dicho

estrangulador los más lejano posible de la cabeza del pozo, preferentemente

que este sea operado desde la batería o estación de compresión.

Línea de descarga

Este conducto es el encargado de llevar la mezcla (fluidos del yacimiento más

la corriente de gas inyectado) a las instalaciones de proceso para su

separación y distribución. Este conducto debe mantenerse libre de depósitos

de parafina y otros compuestos, para mantener el área adecuada de flujo y la

producción adecuada. No es recomendable tener una línea de flujo para

muchos pozos, si existen algunos pozos de flujo intermitente o pozos de muy alta

presión, esto nos provocaría excesiva contrapresión en el sistema.

Volumen de gas de inyección

Es el volumen total de gas requerido para el campo o grupo de pozos,

determinado mediante la suma de las necesidades individuales de cada pozo.

Es posible inyectar una gran cantidad de gas en un solo pozo. La producción

aumentará como una función del volumen inyectado, hasta que se alcanza un

punto de producción máxima (el óptimo técnico). La inyección de cantidades

adicionales de gas más allá de ese punto ocasionara una reducción en la

productividad del pozo debido a las pérdidas de presión por fricción. Esto es más

evidente en sartas muy largas de producción. La determinación de la forma de

la curva de rendimiento del BN, es un factor importante, donde se estima la

capacidad de compresión, o en los campos existentes donde está limitada la

disponibilidad de gas. El comportamiento de la curva del BN también es

importante a lo hora de optimizar la distribución del BN. El suministro del gas debe

ser el adecuado, este volumen de inyección debe ser el que proporcione la RGL



óptima para obtener una mínima presión de fondo y con ello la máxima

recuperación posible.

Presión del separador

También es un parámetro fundamental para el diseño del sistema de BN. Tiene

un gran impacto en el diseño del aparejo (número de válvulas), el desempeño

del pozo (profundidad de inyección), la presión de operación del sistema

(presión de descarga del compresor), y obviamente el material y las

especificaciones del equipo, todo ello tendrá un impacto directo en los costos.

La selección de una presión de operación alta del BN puede ocasionar gastos

innecesarios en la compresión, mientras que las presiones demasiado bajas,

pueden causar perdida del potencial de producción y producción diferida.

Registradores de presión

Estos aparatos son imprescindibles en cualquier instalación dentro de la industria

petrolera, incluyendo las operaciones de bombeo neumático. Mediante ellos

podemos observar el comportamiento de la presión en la descarga del pozo

durante en todo momento de la operación. Para los ingenieros es de suma

importancia un registro continuo de la presión en el espacio anular y en la boca

del pozo, con un análisis del comportamiento de la presión podemos darnos

cuenta de que es lo que está ocurriendo en el pozo, si hay algún problema o si

todo está operando de manera correcta. Nos puede ayudar a detectar

problemas de congelamiento en la línea, cierre o mal funcionamiento de una

válvula, baja presión en la línea de inyección, etc.

Calidad del gas de bombeo neumático

Una operación exitosa de BN depende de una fuente fiable de gas de BN a alta

presión. Al evaluar la viabilidad de las instalaciones de BN es necesaria revisar

una serie de importantes características.

Un gas rico (denso) proporciona una mayor caída de presión y por lo

tanto permite una profundidad mayor de inyección para una



determinada presión de inyección en superficie en comparación con un

gas más pobre (menos denso).

El agua en un sistema de BN puede dar lugar a problemas de corrosión,

golpes de líquido e hidratos. Si la formación de hidratos se espera en el

sistema de distribución de BN o las tasas de corrosión esperadas salen del

rango, entonces será necesario hacer una deshidratación del gas.

Además de ser peligroso, el gas con ácido sulfhídrico (H2S) puede causar

grandes problemas de funcionamiento ya que ocasiona corrosión

dañando los equipos, por ejemplo causando una excesiva corrosión en

el compresor y la contaminación del combustible.

El suministro de gas también debe estar libre de sólidos. El gas a lo largo

de su trayectoria puede pasar por áreas muy pequeñas en las válvulas

las cuales pueden ser fácilmente obstruidas.

Selección de compresor

La selección del compresor depende de muchos factores tales como: la presión

de descarga requerida para la inyección del BN, la capacidad, el entorno en el

cual puede operar, dimensiones y por supuesto de los costos. Una discusión más

profunda sobre la selección del compresor puede encontrarse en el manual de

BN Camco. Se considera únicamente un análisis de los criterios básicos para la

selección del compresor.

Válvulas de Bombeo Neumático

Uno de los componentes principales del bombeo neumático son las válvulas

subsuperficiales de inyección de gas a presión.



Acondicionamiento del pozo antes de la descarga

El acondicionamiento del pozo es necesario para tener un correcto

funcionamiento del aparejo de bombeo neumático, cuando un pozo se

encuentra lleno con fluido de control, este debe ser previamente limpiado para

eliminar los residuos de arcilla que pueden alojarse en el asiento de la válvula e

impedir el libre funcionamiento de esta durante la operación de descarga. Si se

tienen válvulas operadas por presión en la tubería de revestimiento y se tiene el

espacio anular lleno de lodo, entonces no es recomendable circular en inverso

porque el flujo será a través de las válvulas.

Precauciones que deben tomarse en operaciones de descarga

Al arrancar una instalación de bombeo neumático, se deben tener todos los

demás componentes del sistema previamente instalados y probados. Cuando

se hace una línea nueva para la inyección de gas, esta debe ser probada

previamente con presión para verificar que no tenga fugas y que pueda resistir

la presión de operación para evitar futuros problemas. Al momento de realizar la

prueba se debe de remover todo residuo de soldadura para evitar la obstrucción

de alguna válvula u otro elemento con escoria antes de conectar la línea al

pozo.

Descarga y operación de las válvulas de bombeo neumático

Las válvulas superiores que se instalan a lo largo de la tubería de producción

hasta el punto de inyección deseado se llaman válvulas de descarga. La válvula

operante es la válvula más profunda que se abre en cada ciclo en una

instalación intermitente o que se mantiene continuamente inyectando gas al

interior de la tubería de producción en una instalación de bombeo neumático

continuo. Las válvulas de descarga no se utilizan después de que el casing se

llena de gas a menos que la presión de la tubería a la profundidad de la válvula

operante se vuelva mayor que la presión en el casing. En ocasiones la mayoría

de los pozos se vuelven a cargar si se suspende la inyección de gas o disminuye

el volumen de gas de inyección. Cuando el pozo se carga, las válvulas de

descarga se emplean nuevamente para desplazar este líquido que se encuentra

en el interior de la tubería por encima de cada una de estas válvulas,

permitiendo levantar todo el líquido desde la profundidad de la válvula operante

hasta la superficie.



OPERACIÓN DE UNA VALVULA DE INYECCION DE 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 bombeo neumático operan de acuerdo ciertos principios

básicos, que son similares a los reguladores de presión.

Las partes que componen una válvula de bombeo neumático 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).

Inicialmente todas las válvulas (operadas por presión de gas) están abiertas y

cubiertas de fluido de carga. La inyección del gas se comienza en forma lenta

para transferir gradualmente la presión del sistema en el nivel del pozo (presión

de arranque) hacia el anular. De lo contrario, la acción abrasiva del fluido de

completación podría erosionar el asiento de las válvulas, por alta velocidad con

la que circula a través de los mismos.

En la medida en que se incrementa la presión en el anular, el nivel de fluido en

él va descendiendo hasta descubrir la válvula tope. Esta regulará la presión en

el anular a un valor ligeramente menor que la presión de operación del sistema.

VALVULAS DE INYECCION DE GAS

La válvula de Levantamiento Artificial por Gas son básicamente, reguladores de

presión. Deben ser diseñadas para operar en condiciones de fondo y ser

capaces de inyectar el gas a la presión y volumen requeridos.

Son reguladores de presión de fondo, su función primordialmente es regular el

paso del gas, generalmente la entrada desde el anular hacia el reductor.



Prácticamente todas las válvulas de bombeo neumático utilizan el efecto de

presión actuando sobre el área de un elemento de la válvula (fuelle, punta del

vástago) para provocar la acción deseada.

Estas válvulas tienen dos propósitos principales:

1) Descargar el pozo a una profundidad de inyección requerida (punto de

inyección) para arrancar el pozo con la presión disponible de gas.

2) Levantar el gasto de producción a partir de la profundidad del punto de

inyección con la presión disponible de operación.

Ventajas

Las válvulas están diseñadas para una inyección controlada del gas,

además de proporcionar la flexibilidad necesaria permitiendo cambiar la

profundidad del punto de inyección y un aumento en el gasto de

producción dejando pasar mayor cantidad de gas hacia la tubería de

producción.

Cierto tipo de válvulas de bombeo neumático están diseñadas para la

inyección controlada en una operación de bombeo continuo o

intermitente. Esto se requiere para terminaciones duales cuando las dos

zonas necesitan ser elevadas simultáneamente con una fuente única de

gas de inyección. Cada válvula dosifica la cantidad de gas que

necesita respectivamente cada intervalo productor.



La implementación de las válvulas de inyección de gas evitan un

descenso excesivo de la presión en la tubería de producción entre cada

ciclo de inyección, cuando se trata de una instalación de bombeo

intermitente, si esto no se cumpliera, entonces habría una reducción

excesiva en la presión y nos afectarían los efectos de la contrapresión.

En operaciones de bombeo neumático intermitente, un volumen del gas

de inyección que se queda almacenado en el espacio anular sirve para

la amplitud (diferencia entre la presión de apertura y cierre de la válvula)

Las válvulas nos ayudan a descargar un pozo (desplazamiento del fluido

te terminación o fluido de control). Cuando un pozo ha sido reparado

usualmente se tiene en su interior un fluido de limpieza o fluido de control,

entonces las válvulas son accionadas para inyectar gas a presión e ir

descargando gradualmente el fluido del pozo y remplazarlo por gas y

aumentar la caída de presión entre el fondo del pozo y la cara de la

formación.

Las válvulas de inyección, mandriles están diseñados para evitar agujeros

en el tubo y proporcionar un sello hermético para evitar fugas o entrada

de fluidos en lugares no deseados, además de evitar un efecto de choro

en la entrada del gas por entrar en un agujero en el que no se puede

controlar el flujo.

CLASIFICACION DE VALVULAS DE INYECCION DE GAS

De acuerdo con la presión que predominantemente abre la válvula, se clasifican

en:

- Válvulas Operadas por Presión de Gas.

- Válvulas Operadas por Presión de Fluido.

- Válvulas de Respuesta Proporcional.

- Válvulas Combinadas



Las más utilizadas en la industria petrolera son las:

- VÁLVULA OPERADAS POR PRESIÓN DE GAS (Pg):

Ésta actúa sobre el área del fuelle (mayor área), por lo que esas válvulas abren

principalmente por esa presión (presión de gas).

Cuando la válvula está cerrada la fuerza de apertura es la presión del gas de

inyección que viene del espacio anular actuando contra la superficie inferior del

fuelle, además de la presión de la tubería que actúa contra el extremo del

vástago o pistan de la válvula.

Clasificación de las válvulas de acuerdo a la presión de abrirlas:

Válvula balanceada accionada por la presión del gas de inyección

válvula balanceada accionada por la presión del fluido de producción

del pozo.

válvula balanceada combinada accionada por ambas presiones (gas de

inyección y fluido de producción). 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.

válvula desbalanceada accionada por la presión del gas de inyección.

válvula desbalanceada accionada por la presión del fluido de

producción del pozo.

válvula desbalanceada combinada accionada por ambas presiones (gas

de inyección y fluido de producción).

- VÁLVULAS OPERADAS POR PRESIÓN DE FLUIDO (Pp):

Donde la presión del fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle, por lo que esa

presión gobierna su apertura.

En ambos tipos de válvulas, el gas más utilizado para cargar el fuelle es el

nitrógeno, ya que es económico, abundante, no corrosivo y de propiedades

predecibles.



Estas válvulas son las que normalmente están abiertas, la presión diferencial entre

la tubería y el espacio anular la cierran. Estas válvulas no se abren ni se cierran a

ninguna presión determinada, es decir, no dependen de la presión de la tubería

ni del espacio anular.

El resorte es el que mantiene fuera de su asiento al vástago (pistón)

generalmente tiene una fuerza de entre (100 a 150) psi, siempre que la presión

diferencial entre la tubería y el espacio anular sea menor de ( 100 a 150 )psi las

válvulas se abren e inyectan el gas al interior de la tubería.

El objetivo que se persigue con el diseño de una instalación de Levantamiento

Artificial por Inyección de Gas es inyectar gas lo más profundo posible, con el

volumen y la presión de gas disponibles en la superficie y en las condiciones de

producción en el pozo.

La situación más desfavorable se tiene cuando el pozo se encuentra lleno de

fluido de completación. Si se dispone de suficiente presión para transferir el fluido

de completación del anular hacia la tubería de producción, en forma de vaso

comunicante (descarga del pozo), a través de un hueco imaginario situado a 60

pies por encima de la empacadura (Demp-60"), solo se requerirá la instalación

de un mandril con su válvula a la mencionada profundidad, para lograr inyectar

el gas lo más profundo posible. Si esto no es posible, se deben usar válvulas

adicionales (válvulas de descarga) por encima de la operadora.



GLOSARIO DE TÉRMINOS

°API = Determinación de la viscosidad de un fluido.

°F = Grados Fahrenheit.

Amps. = Amperios.

BAPD = Barriles de agua por día.

BES = Bombeo electro sumergible.

BFPD = Barriles de fluido por día.

BPD = Barriles por día.

Dummy = Válvula que se instala en los bolsillos localizados en el interior de los

mandriles.

FLUJO CONTINUO: Es la inyección permanente del gas en un pozo a través del

anulo en cantidades controladas.

FLUJO INTERMITENTE: Es la inyección del gas por períodos o ciclos.

Fts ( ‘) = Pies

GAS LIFT: Sistema de Levantamiento artificial a base de gas a presiones

establecidas.

GL = Gas Lift

Hz = Unidad de frecuencia (hertzio)

In ( “) = Pulgadas

INSTALACIÓN DE CÁMARA: Se usa para índices de producción altos o

intermedios.

INSTALACIÓN PACKER: Aísla la zona de producción del pozo y canaliza la

energía para que la cantidad de gas inyectado abra la válvula operadora.

INTERCAMBIADOR DE CALOR: Consiste en hacer pasar una línea de gas por el

interior de la línea de flujo para evitar el congelamiento del gas.

Lb = Libras

LÍNEA DE TRANSFERENCIA DE GAS: Es el conducto por el cual se transmite el gas.

Mandril = Es una herramienta que se adapta para proveer el flujo por el tubing

o el casing

MEDIDOR DE GAS: Es la medida de la cantidad de gas que se inyecta en el

pozo.

PI = Índice de Productividad

PRESIÓN DE YACIMIENTO: Es la energía que tiene un yacimiento para fluir o no

naturalmente.

PSI = Libras por pulgada cuadrada

Pwf = Presión de fondo fluyente



Pws = Presión de fondo estático

RPM = Revoluciones por minuto

VÁLVULA CHECK: Es la que permite el paso pero no el retorno de un gas o

fluido.

VÁLVULA DAFT: Es un estrangulador de regulación automática definido por un

previo rango de presión.

VÁLVULA DE SEGURIDAD: Son aquellas que se cierran debido al cambio brusco

de presiones.

VÁLVULA DEL BOQUEO: Es la que permite o evita el paso del gas al pozo.

VÁLVULA OPERADORA DE GL: Es aquella que se abre o cierra permitiendo la

inyección del gas.

Volts. = Voltios

BIBLIOGRAFÍA

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CEPE

• Ing. MIRNDA, Bolívar, 1996 “Manual de Inyección de gas” , Quito, CEPE.

Engineering

Presentacion gas lift