SISTEMA DE GAS LIFT
SISTEMA DE GAS LIFT Definición El levantamiento artificial por gas, es un método que utiliza gas a presión como medio de levantamiento, a través de un proceso mecánico o un orificio en la tubería de producción. El sistema de gas lift consiste en inyectar gas para levantar el líquido que se encuentra en el pozo, puede ser de manera continua o intermitente, reduciendo la densidad de la columna hidrostática dentro del tubing de producción.
Tipos de Levantamiento artificial por gas
Inyección continua de gas o flujo continuo Flujo intermitente de gas.
Inyección Continua de Gas o Flujo Continuo
En este régimen, el gas se inyecta continuamente bajo alta presión en el casing para gasificar la columna del fluido y aligerarla. Esto disminuye la presión de la columna hidrostática hidrostática para que la baja presión hidrostática hidrostática en la zona productora, productora, permita que el pozo fluya con el régimen deseado. De esta forma, el pozo proporcionará un flujo continuo igual que un pozo surgente. Para que el pozo surja eficientemente, es necesario instalar una válvula gas lift en la mayor mayor profu profund ndida idad d posibl posible e en func función ión de la presi presión ón de inyecc inyecció ión n con que que se disponga y la presión de fluencia de la capa o reservorio. La válvula deberá funcionar como un orificio variable, compensador de los cambios de pres presió ión n efec efectu tuad ados os en la supe superf rfic icie ie,, o por por los los de la prop propia ia colu colum mna, na, para para proporcionar el régimen de producción más eficiente. En inyección contínua, en superficie se mantiene una estable presión de gas por entre columnas, mientras que las válvulas, según su calibrado y censando la presión de tubing, son las encargadas del aporte de gas de inyección. Este sistema prevee una válvula o más, que permiten el ingreso permanente del gas al tubing mientras entra simultáneamente el petróleo del pozo, por lo tanto lo que ocurre es que el gas mantiene una columna más «liviana» facilitando las condiciones de producción. Este método, se utiliza en pozos con un índice de productividad alto y con una presión de fondo alta. Las tasas de producción que se encuentran en este tipo de pozo, también son por lo general altas, dependiendo del diámetro de la tubería. Se utiliza en pozos con producción de arena y relativamente profundos. Este método de levantamiento artificial, es el que más se aproxima al comportamiento de un pozo en flujo natural, radicando la diferencia en que se puede controlar la relación gasliquido de la columna de fluido. 22
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Flujo Intermitente de Gas
El principio de operación del régimen intermitente es el de la expansión del gas inyectado bajo alta presión, a medida que asciende hacia una salida de baja presión. Se utiliza una válvula de orificio grande, que permite un control completo de la inyección del gas. Hay que inyectar un volumen de gas bajo una presión suficiente para elevar el fluido a la superficie con la pérdida mínima. La válvula deberá inyectar sólo el volumen de gas requerido para elevar el fluido eficazmente. El tipo de válvula instalada determina si se usa en la superficie un controlador (Temporizador) con válvula motriz o un estrangulador de orificio instalado en la línea de inyección del gas. Las instalaciones de sub-superficie son similares para los dos casos, sólo que en el intermitente se utiliza la válvula de pié como retención de la carga de inyección de gas. Es recomendable la inyección intermitente en el caso de los pozos de producción relativamente baja, y en los casos de bajo índice de producción, o de baja presión de formación. Se pueden encontrar dos métodos de control de inyección del gas: a) El de controlador, controlador, el cual consiste consiste en en una válvula válvula motriz motriz accionada accionada por un Temporizador. Inyecta el gas en el espacio anular en intervalos periódicos selectivos. Se regulan los ciclos de inyección en función de la acumulación de los fluidos en el pozo con el fin de proporcionar el régimen de producción más eficaz. otro méto método do,, la válv válvul ula a gas gas lift lift mism misma a cont contro rola la la inye inyecc cció ión n y la b) En el otro insta instalac lación ión de supe superfi rficie cie inclu incluye ye un estra estrang ngula ulado dorr o la comb combina inació ción n de estrangular y regulador. En inyección intermitente, un controlador en superficie o por intermedio de válv álvulas ulas que censa nsan la pres presiión de entr ntre columna umnas s, se inyect ecta alternativamente una determinada cantidad de gas al tubing, que contribuye con el empuje hacia la superficie de una determinada cantidad de líquido, y con el efecto de alivianar la columna. En la figura se esquematiza una instalación para producir por el sistema intermitente y muestra en el corte A, la válvula inferior de operaciones cerrada cerrada al completarse un ciclo, por lo tanto se observa el líquido ya en la línea de conducción. En B, el petróleo de la formación está ingresando en el tubing porque se han dado las condiciones de presión para que ello ocurra. En el corte C, abre la válvula de operaciones, porque el control de intermitencia en superficie permite la entrada de gas, y éste al entrar al tubing se ubica en la parte inferior del líquido e inicia su elevación.
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Por las condiciones descritas anteriormente, éste estado se mantiene en D, mientras el liquido viaja hacia arriba por el tubing, y hasta que llegue aproximadamente a la superficie, el próximo paso será el reinicio del ciclo como en A. Generalmente, se usa junto con un controlador de tiempo de ciclo en superficie y en pozos con volúmenes de fluido relativamente bajos o que tienen las siguientes características:
Alto índice de productividad con baja presión de fondo.
Bajo índice de productividad con baja presión de fondo.
En el levantamiento por flujo intermitente, el gas se inyecta a intervalos regulares que coinciden con la tasa de llene del pozo, por la formación productora y también se realiza inyectando gas por más de una válvula. En este caso, la instalación debe estar diseñada de forma que las válvulas abran justo cuando el fondo del tapón de fluido las pasa.
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Ventajas
El costo inicial, es menor que el de otros métodos de levantamiento artificial. Es más flexible que otros métodos, permite operar a varias tasas de producción, sin necesidad de cambiar el equipo de subsuelo. Se utiliza en pozos de hasta 13.000 pies de profundidad, dependiendo de la presión de inyección disponible. Se puede utilizar en pozos desviados. En las instalaciones con mandriles de tipo recuperable, se pueden cambiar las válvulas con guaya en caso de mal funcionamiento. Requiere de poco espacio en superficie para el cabezal y los controles de inyección. Al no restringirse el diámetro interno de la tubería, permite que se corran registros a través de ésta. Permite el uso del gas natural que producen los pozos. Requieren de poco mantenimiento los equipos que se utilizan.
Desventajas
Hay que disponer de una fuente de gas de alta presión. En pozos apartados se tienen problemas con el sistema de distribución de gas a alta presión. Si el gas de inyección es corrosivo, puede dañar las instalaciones. El revestimiento de producción del pozo debe estar en buenas condiciones para soportar la presión de inyección del gas, con el fin de que no haya escapes del mismo.
Instalaciones de Superficie No quedan dudas de que el elemento motor de la producción será en éste caso el gas, el que si es producido por pozos de alta presión, irá a un separador de líquidos, eventualmente a un tratamiento para deshidratarlo, y luego al sistema de distribución. Sin analizar la conveniencia de los diferentes sistemas, se adoptará el más generalizado para éste trabajo y consiste en líneas troncales que alimentan los conjuntos distribuidores, encargados de abastecer cada uno de los pozos de su zona. El conjunto se compone de válvulas, orificios o reguladoras de caudal y puentes de medición para permitir el adecuado control de la inyección en cada pozo. Según las condiciones de la calidad del gas a inyectar, se instalarán calentadores antes de los distribuidores, (también se pueden instalar después), y de aquí, el gas llegará al pozo por la línea individual de inyección.
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Es sabido que todo el conjunto, debe ser construido con los materiales adecuados a la presión, normalmente alta, que se usará y tanto en los montajes como en las reparaciones se tendrá en cuenta la calidad del diseño hidráulico (en este caso neumático), porque las pérdidas de carga por fricción, turbulencias o cambios de régimen de flujo, pueden requerir mayor presión en las cabeceras, para llegar al pozo con el caudal y presión necesarios. Conexiones como codos de 90º , tipo «boca de pescado», diámetros muy pequeños etc., deben ser evitadas. En el caso en que el gas disponible está en baja presión, las instalaciones diferirán solo en que el separador será de baja presión y previo tratamiento se incorpora a los compresores, encargados de elevar la presión, en una, dos o tres etapas según las necesidades.
Instalaciones de sub-superficie El objetivo de las instalaciones dentro del pozo, será el de crear las condiciones de acuerdo a lo revisado al inicio de éste tema, y se diseñan utilizando información del pozo y las condiciones físicas de los líquidos y gases que se manejan, además de las presiones y caudales de gas disponible. Usualmente se utilizan tablas preestablecidas porque son pocas las variables en un yacimiento ya que la generalidad de las condiciones es la misma, por lo tanto el cálculo individual estará orientado a la posición de las válvulas para el arranque del pozo que es el punto crítico del sistemas, aplicable tanto a la forma continua como la intermitente. Donde las condiciones del pozo lo permiten y se elige la inyección continua, ésta puede ser por inyección tipo «jet» o bien con válvula piloto y/o convencional. El jet responderá a la simple mezcla a alta velocidad del gas inyectado, con el petróleo del pozo para su elevación. La válvula piloto operará normalmente abierta y cerrará cuando las condiciones de la presión diferencial así lo requieran. La válvula convencional, pre-calibrada, también responde a las variaciones de presión tanto en la inyección como en el pozo. Normalmente las capas deben ser protegidas de las altas presiones para obtener mejor rendimiento y para no introducir gas en ellas, por lo tanto se utiliza un packer, que se ocupará de aislar totalmente el espacio anular del tubing de producción. De tal manera que equipando el fondo de la cañería con una válvula de pie, el flujo de gas inyectado pasará del casing al tubing sin contacto ni incidencia sobre las capas productoras, creando un circuito obligado de circulación hacia la superficie.
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EJEMPLOS DE INSTALACIONES PARA UNA ZONA PRODUCTORA 1. Pozo abierto – inyección continua (figura A) 2. Pozo semiabierto – inyección continua (figura B) 3. Pozo cerrado – inyección intermitente (figura C)
A
B
C
Tipos de Instalaciones El tipo de instalación de levantamiento artificial que debe utilizarse en un pozo en particular, depende principalmente, de sí producirá por flujo continuo o intermitente y de las condiciones propias del pozo, tales como: Tipo de completación, posible producción de arena y conificación de agua y/o gas. A continuación se describen cada una de las instalaciones:
Instalación Abierta
En este tipo de instalación, la sarta de tubería está suspendida dentro del pozo sin empacaduras. El gas se inyecta por el espacio anular tubería-revestidor y los fluidos son producidos por la tubería eductora. La ausencia de empacaduras deja que haya comunicación entre la tubería y el espacio anular, lo que limita este tipo de 27
SISTEMA DE GAS LIFT instalaciones a pozos que exhiben un buen sello de fluido. Esto se aplica únicamente a pozos que producirán por flujo continuo, sin embargo, es posible utilizarlas en pozos que producirán por flujo intermitente, cuando por alguna razón no se puede instalar una empacadura. Bajo ninguna circunstancia, se debe emplear una instalación abierta cuando exista la posibilidad de que el gas alcance el fondo de la tubería, a menos que ésta se posicione para flujo óptimo. En este caso, el gas se inyecta por el fondo de la sarta de tubería, pero se presenta el inconveniente de requerir de una presión de inyección muy alta para iniciar la producción. Aunque este método se puede utilizar en flujo continuo, es muy difícil encontrar el punto correcto de inyección, por lo que en la mayoría de las instalaciones, el gas se inyecta por encima del fondo de la sarta a través de una válvula o por otro conducto. Las variaciones de las presiones en las líneas superficiales, causan que el nivel de fluido en el anular suba y baje, exponiendo las válvulas de gas-lift localizadas por debajo del punto de inyección, a una severa corrosión. Una desventaja más, es que el pozo debe ser descargado cada vez que se arranca, pues al no haber empacadura, el fluido sube de nivel durante los periodos de cierre. A pesar de las desventajas citadas, cuando no puede ser colocada una empacadura, las instalaciones abiertas se utilizan satisfactoriamente en pozos que producen por flujo continuo.
Instalación Semicerrada
Esta instalación es similar a la descrita anteriormente, sólo que se le adiciona una empacadura que sella la comunicación entre la tubería productora y el espacio anular. Se utiliza tanto para levantamiento por flujo continuo como intermitente.
Ventajas
Una vez que el pozo ha sido descargado, no hay forma de que el fluido regrese al espacio anular, ya que las válvulas de gas- lift están equipadas con válvulas de retención que impiden el paso del fluido a través de ellas.
No puede haber circulación de fluido de la tubería al espacio anular, debido a que la empacadura impide que el fluido que sale por el fondo de la tubería, pase al revestidor (ver Fig. 1.7).
Instalación Cerrada
Este tipo de instalación, es similar a la semicerrada, excepto que se instala una válvula fija en la sarta de producción. Esta válvula generalmente se coloca en el fondo del pozo, aunque también puede ir directamente debajo de la válvula de gaslift más profunda. La función de la válvula fija, es prevenir que la presión del gas, cuando se inyecta en la tubería, actúe contra la formación. Cuando se va a producir con flujo intermitente, debería utilizarse una válvula fija.
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Mandriles de bolsillo El objeto de los mandriles de bolsillo es el de alojar la válvulas recuperables de gas lift. Con la válvula instalada, el mandril proporciona un diámetro interior igual al del tubing. En el momento de la terminación del pozo, se puede instalar estos mandriles con válvulas falsas en anticipación de aprovecharse de la tecnología gas lift a futuro. Los mandriles son parte integrante de la sarta de tubing y no presentan ningún peligro de escapes. Al llegar el momento de iniciar el régimen gas lift, con el cable de acero se sacan las válvulas falsas (o ciegas) y se instalan las válvulas operacionales. Se puede sacar e instalar las válvulas gas lift selectivamente.
Válvulas La necesidad de grandes presiones para iniciar (kickoff) la inyección del gas, resultó en la invención de las válvulas de gas lift. En los años veinte se desarrollaron muchos tipos, cuyo objeto fue el de disminuir dicha presión para permitir su instalación a mayores profundidades. El uso de una serie de dichas válvulas permite la inyección del gas en niveles sucesivamente más profundos. Cuando las válvulas superiores quedan despresurizadas debido a la caída del volumen de líquido en el tubing, se cierran porque la presión diferencial en la válvula o la velocidad del gas de inyección (según el diseño), exceden la regulación del resorte o del fuelle de la válvula. Existe actualmente una gran gama de diseños de válvulas. Estas válvulas pueden instalarse en los mandriles convencionales recuperables con el tubing (llamadas convencionales) o en los mandriles excéntricos (llamadas recuperables).
Clasificación de las válvulas de LAG En el pozo, la válvula está expuesta a dos presiones que controlan su operación. Una fuente de presión está localizada en la tubería y la otra en el revestidor. De acuerdo con la modalidad de sistema LAG, es posible tener válvulas para LAG Continuo y LAG Intermitente. En LAG Continuo, dependiendo de la construcción interna, se tienen
dos tipos:
Válvula operada por presión (VOP): Cuando la presión del gas inyectado está en contacto con el fuelle, la válvula se denomina "operada por presión de inyección".
Válvula operada por fluido (VOF): Cuando el fluido de producción está en contacto con el fuelle, se denomina "operada por presión de producción".
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En LAG Intermitente se tienen:
Válvula piloto: C onsta de una sección principal y una sección piloto. Las válvulas piloto de LAGI están diseñadas para inyectar grandes cantidades de gas durante un corto período.
Esquema de una válvula de LAG y un regulador de presión
Válvulas operadas por presión (VOP) Este tipo de válvula es predominantemente sensible a la presión de inyección de gas. La fuerza dominante requerida para abrir o cerrar la válvula es dada por la presión de inyección de gas. Bajo condiciones de operación, actúan tres presiones sobre el fuelle de la válvula: presión de inyección, presión de producción y la presión ejercida por el elemento de carga la cual mantiene la bola en contacto con el asiento. El elemento de carga puede ser un fuelle cargado de nitrógeno, un resorte ajustable o una combinación de ambos. Un diagrama esquemático de una válvula de presión con un fuelle como elemento de carga.
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Válvula operada por presión de inyección
Válvulas operadas por fluido (VOF) Las válvulas de fluido o válvulas operadas por presión de tubería son aquellas donde la presión de tubería se ejerce sobre el área del fuelle. Los mandriles de estas válvulas son diferentes. Un mandril de una válvula operada por fluido y una válvula de retención se emplean en operaciones con presión de tubería. Cuando una VOF abre, la presión del revestidor es generalmente 150 a 200 psi mayor que la presión de tubería a la profundidad de la válvula, ver Fig.. De esta forma, la tasa y el aumento total en presión opuesto al fuelle después de que la válvula abre son mucho mayores que los de una válvula operada por presión de revestidor.
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SISTEMA DE GAS LIFT Dado que la aplicación de la válvula difiere entre sí, es operada por presión de tubería o revestidor, existen diferentes ecuaciones para calcular la presión de apertura en el pozo.
Esquema de una válvula operada por presión de tubería
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Diferentes tipos de válvulas pueden trabajar según la presión de la columna (tubing), la del casing, o combinadas. Un ejemplo puede verse en la siguiente figura:
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Empaquetaduras Las válvulas de gas lift son fundamentalmente válvulas reguladoras de presión, que se introducen entre el tubing y el casing, para controlar la inyección de gas, cuidando que el mismo se inyecte en el volumen, presión y profundidad deseados. En el esquema superior se aprecia cómo la presión de entre columnas, vence a la presión de calibración de la válvula (nitrógeno), abriendo la misma y permitiendo el paso del gas de inyección, del casing al tubing.
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VALVULA CONVENCIONAL PARA ELEVACION NEUMATICA Hay válvulas como la del tipo spreadmaster que se adaptan a la inyección continua o intermitente. De los dos modelos disponibles, uno se recupera con cable de acero, y el otro se recupera con el tubing. Los dos modelos se adaptan a los equipos de gas lift ya instalados en el pozo. Las válvulas falsas se instalan en los mandriles de bolsillo con cable de acero para cubrir los orificios de inyección de los mandriles. Se las puede instalar antes de la terminación del pozo o después, para probar a presión el tubing, el packer y otros equipos. En el caso de los nuevos pozos, las válvulas falsas (ciegas) pueden permanecer instaladas en los mandriles durante años hasta la instalación eventual de la válvulas de gas lift. Las válvulas falsas se sacan y las válvulas operativas se instalan con cable de acero. A medida que el pozo se explote, se puede reemplazar las válvulas que no sean necesarias con válvulas falsas. Para esto las válvulas disponen de anclajes y puntos de pesca, montados en su conjunto, como muestra la figura:
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Mediciones El desempeño del Operador en el campo, tiene fundamental importancia en el manejo de la información de las mediciones para el seguimiento de la operación de gas lift. Un pozo puede recircular gas sin producir petróleo y hasta que no se mide o se controla en algún registro, no se detecta. Por otra parte las mediciones fundamentalmente de gas, para que sean confiables tienen que concretarse con instrumental calibrado y una adecuada verificación de la calidad de las lecturas. Teniendo en cuenta el circuito de gas de inyección y el asociado, se seguirá la dirección del flujo partiendo del punto de alta presión, como puede ser la salida de los compresores. Aquí el primer punto de medición debe controlar el volumen total de gas enviado al sistema general de inyección, luego en los distribuidores, cada línea de conducción a los pozos debe estar equipada con un puente de medición, cualquiera sea el método adoptado, que permita medir permanentemente o si las instalaciones no lo permiten, hacer registros muy frecuentes de cada pozo, en lo que hace a determinar los volúmenes de gas que se utilizan individualmente y las presiones de inyección.
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SISTEMA DE GAS LIFT Los registradores de presión diferencial son los medidores más usados y pueden leer también, la presión estática. Continuando el circuito se llega a la cabeza de pozo donde la mejor información se obtendrá, del registro simultáneo de la presión de inyección y la de fluencia en la salida de la cañería de producción. Esto se logra con un registrador de presión de doble pluma y es sumamente útil para determinar el funcionamiento del pozo con la interpretación de las cartas, pues se puede identificar el funcionamiento de las válvulas, tiempos de inyección, de surgencia, de recuperación etc. El próximo paso y el más importante será en la batería donde un separador de control medirá la cantidad de gas, de petróleo y de agua de cada pozo y luego todo el trabajo estadístico y de mejoramiento o corrección de problemas que sea necesario para que el sistema funcione adecuadamente. No hay dudas que el pozo nunca puede producir menos gas del que se inyecta, la relación gas petróleo de la producción es un dato importante y considerando todo el sistema siempre debe existir un excedente casi constante solo afectado por la declinación natural de los pozos, por lo que un control del gas no utilizado en el sistema indicará permanentemente el funcionamiento del mismo. Depende de las instalaciones de cada operación la calidad de los controles, pero sin dudas el Operador de producción, tiene la responsabilidad de adecuar lo necesario para mediciones que en definitiva serán las que darán las pautas a los programas operativos.
DISEÑO DE GAS LIFT DATOS Profundidad de los baleos = 8554 Ft Profundidad del PK = 8442 Ft Profundidad final = 8685 Ft Gravedad especifica del gas = 0.67 °API = 45 Caudal de liquido (Ql) = 77 BPD RGL inicial = 650 PC/BF Grad. Fluido Estático o de terminación = 0.44 psi/Ft Presión de reservorio = 2100 psi Presión de tubería = 80 psi Presión de Kick off o Max. Presión de inyección = 800 psi Presión de operación en superficie = 750 psi Presión de fondo fluyente = 1700 psi
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SISTEMA DE GAS LIFT Presión de separador = 50 psi Temperatura de reservorio = 185 °F Temperatura de superficie = 60 °F Gradiente de temperatura = 3 °F/100 Ft Válvula 1 ½” x ¼”; Ab = 0.765 pulg²
CALCULO DE LA PROFUNDIDAD DE LAS VALVULAS
PROFUNDIDAD 1° VALVULAS
PROFUNDIDAD 2 VALVULA
El gradiente de neblina es igual al factor de espaciamiento (SF) SF = [0.04 – 0.08]
Asumo SF = [0.04] El no se toma en cuenta para el cálculo de la profundidad de las válvulas. Solo se toma en cuenta para el cálculo de las presiones de inyección en las válvulas.
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PROFUNDIDAD DE LA 3° VALVULA
PROFUNDIDAD 4° VALVULA
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PROFUNDIDAD 5° VALVULA
PROFUNDIDAD 6° VALVULA
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CALIBRACION DE LAS VALVULAS
CALCULO DE LA TEMPERATURA DE CADA VALVULA
CALCULO DE LA RELACION DE AREA
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CALCULO DE LA PRESIÓN DE APERTURA A PROFUNDIDAD DE LA VALVULA ( )
CALCULO DE LA PRESIÓN DE APERTURA EN SUPERFICIE (
)
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CALCULO DE LA PRESIÓN DE CIERRE @ 60°F (
)
Ct = f (Temp. Valvula)
CALCULO DE PRESIÓN DE APERTURA DE VALVULA EN TALLER (
)
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