El levantamiento artificial por gas (LAG) es un método que consiste en inyectar gas a una presión determinada en la parte inferior de la columna de fluido de la tubería del pozo, a diferentes profundidades, con el fin de disminuir el peso de la misma, y de esta forma ayudar a subir los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie. Así, en los pozos explotados por el método de LAG de flujo continuo, el gas es inyectado continuamente al pozo a fin de que se mezcle con los fluidos del mismo y se reduzca la densidad de la columna de fluidos, disminuyéndose la diferencia de presiones entre el fondo del pozo y la superficie. Desde el cabezal del pozo, una línea línea de flujo conduce los fluidos (formación (formación gas de levantamiento) a estaciones de flujo o múltiples de producción con separación, en los cuales se separa el gas del líquido. El gas es enviado a plantas de compresión, en donde es tratado y comprimido para su venta y/o reutilización en levantamiento artificial. El líquido es enviado a patios de tanques, donde se separa el agua del petróleo para su comercialización. El modelo del comportamiento de un pozo produciendo a través del método de inyección de gas, indica que a medida que la tasa de inyección de gas aumenta, la producción también aumenta hasta alcanzar su máximo valor (región estable); tal que incrementos adicionales en la inyección causarán una disminución en la producción
. En tal sentido, para la implantación en campo de este método LAG se requiere de un arreglo de instrumentación y control, para obtener la tasa de producción estimada por el ¡modelo del pozo. Para tal fin se requiere la medición y control de las siguientes variables, Flujo de Gas de Levantamiento (FGL), Taza de Producción (Qprod), Presión del Gas Inyectado (GLP), Presión Diferencial del Gas Inyectado (GLDP), Presión del Revestidor (CHP), Presión Manométrica de la Tubería de Producción (THP). La medición del flujo inyectado de gas se realiza usando las variables GLP y la caída de presión GLDP. La medición de la presión del revestidor (CHP) permite conocer la presión que ejerce el gas en el revestidor del pozo, de igual manera que la presión ejercida por el crudo en la tubería (THP) y en la línea de producción (PLP). Además, existen otras variables que podrían considerarse para enriquecer más la caracterización del proceso, como las temperaturas temperaturas y los grados API que existen en el proceso, proceso, entre otros.
Proceso de producción de un pozo El proceso de producción en un pozo de petróleo o gas comienza desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completación, Pozo y Línea de Flujo Superficial. Existe una presión de partida de los fluidos en dicho proceso, que es la presión estática del yacimiento, Pws, y una presión final o de entrega, que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep. El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia “re” del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presión es Pwfs. En este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h ), presenta restricciones en las cercanías del hoyo (daño, S ) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (μ o ). Mientras mas grande sea el hoyo mayor será el área de comunicación entre el yacimiento y el pozo, aumentando el índice de productividad del pozo.
Al atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf. En el interior del pozo, los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción en las paredes internas de la tubería. En el cabezal, la presión resultante se identifica como Pwh.
La perdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos, y especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta la superficie.
Levantamiento por inyección continua de gas La inyección de gas en forma continua tiene como objetivo aligerar la columna de fluido inyectando gas a través de un punto en la tubería. Al realizar la inyección de gas, la relación gas-petróleo aumenta causando que la curva TPR se mueva hacia abajo y a la derecha, y así puede interceptar la curva IPR. Cuando se inyecta gas desde el fondo de la tubería, el peso de la columna de fluidos disminuye, pero aumenta las caídas de presión por fricción. Controlando la cantidad de gas que se inyecta, un pozo puede producir entre su tasa por flujo natural y su tasa máxima. El flujo continuo es utilizado en pozos con un índice de productividad alto y con presión de fondo alta. Para la inyección del gas se utiliza el espacio anular que existe entre el revestidor y la tubería de producción. Las válvulas de LAG son instaladas en la tubería de producción y permiten el paso del gas desde el espacio anular hacia la tubería de producción.
Consideraciones para el diseño y optimización en sistemas de LAG continuo Para el óptimo funcionamiento y diseño de un sistema de levantamiento por inyección continua de gas se deben seleccionar diversos valores de presión de inyección de superficie, presión del separador, diámetro de tubería, diámetro de la línea de flujo, para luego optimizar cada uno de los parámetros a partir de análisis de sensibilidades de producción. Algunos sistemas gráficos que relacionen la tasa de producción con los parámetros de inyección pueden ser necesarios para realizar una decisión lógica y así obtener el óptimo funcionamiento del sistema. Con la finalidad de analizar eficientemente la dinámica de sistemas asociados a LAG continuo, uno de los principales parámetros de inyección que se relaciona con la tasa de producción es la relación gas inyectado-líquido, permitiendo obtener la tasa de inyección de gas asociada a la máxima producción de fluido. Como el gas, después de inyectado, y el fluido del yacimiento alcanzan la superficie, se debe contar con suficiente presión en el cabezal del pozo para mover los fluidos hasta el separador. Una cantidad de gas adicional podría causar un incremento en la presión y por lo tanto reducir la producción del fluido del yacimiento. Líneas de flujo de diámetro suficientemente grande podrían permitir alcanzar el mínimo gradiente de presión en la tubería de producción.
La presión del separador es muy importante en el estudio del comportamiento de las instalaciones de levantamiento artificial por inyección continua de gas. Dependiendo de las condiciones del sistema, una disminución en la presión del separador puede o no afectar la tasa de flujo del pozo. La presión en el revestidor también afecta la tasa de producción del pozo. Hay dos efectos del incremento del corte de agua sobre el comportamiento de un sistema de levantamiento artificial por inyección continua de gas. Uno es la alta densidad del agua comparada con la del petróleo. El otro, y principal, es el efecto causado por la baja relación gas líquido por debajo del punto de inyección de gas debido a la producción de agua, lo cual causa un incremento en la densidad del fluido del pozo, y por lo tanto se requerirá mayor presión para levantar los fluidos hasta la superficie. El efecto del corte de agua sobre sistemas de levantamiento por inyección continua de gas dependerá del tipo de yacimiento que se está explotando mediante el pozo productor.
Levantamiento por inyección intermitente de gas En el levantamiento artificial por gas en Flujo Intermitente (LAGI), se realiza la inyección de gas por un período de tiempo para luego detener dicha inyección. Este ciclo se repite cuantas veces sea necesario para optimizar la producción de petróleo. En este tipo de levantamiento artificial por gas no se aligera la columna de fluidos, sino que se utiliza la energía del gas para realizar el levantamiento. El levantamiento artificial por gas en flujo intermitente es aplicable generalmente para pozos que presentan un bajo índice de productividad, ya que un pozo con estas características es sinónimo de tasas de producción bajas. El levantamiento artificial por gas en flujo intermitente es capaz de poner a producir pozos con estas características, levantando su producción a los objetivos trazados.
Ventajas y Desventajas de cada uno de los métodos de levantamiento por inyección de gas Flujo continuo Ventajas: •
Maximiza el uso del gas disponible en el reservorio.
•
Maneja grandes volúmenes de producción fácilmente.
•
Puede centralizarse el equipo.
•
Pueden manejarse fácilmente el agua y el sedimento.
•
Pueden recuperarse las válvulas usando guaya o tubería
Desventajas: •
Se debe disponer de una fuente de gas.
Flujo intermiten Ventajas: •
Puede obtenerse menor presión de fondo que en flujo continuo y con menor relación de gas de
inyección.
•
Puede centralizarse el equipo.
•
Pueden recuperarse las válvulas, usando guaya o tubería.
Desventajas: •
La tasa de producción máxima es limitada.
•
Causa intermitencias en el equipo de superficie.
•
Debe disponerse de una fuente de gas.
SISTEMA DE LAG Los componentes del sistema de LAG consisten en: una fuente de alta presión de gas, líneas de distribución para llevar el gas al pozo, equipos de control superficial, equipo de LAG desuelo, líneas de flujo y equipos de separación y almacenamiento. La eficiencia de este sistema depende del equipo mencionado y del buen manejo del mismo.El equipo que mayormente influye en el sistema son lasválvulas y mandriles de LAG.
EL MANDRIL : Forma parte integral de la tubería de producción y solamente es recuperado al sacar la tubería del pozo. Los tipos básicos de madriles utilizados para LAG son: •Convencional •Concéntrico •De bolsillo inferior
LAS VÁLVULAS DE LAG: La función de la válvula de LAG es la de regular el caudal de presión de gas que entra al ducto, desde el espacio anular del revestidor, las válvulasposeen una válvula de retención que impiden el paso del fluido del reductor al revestidor.
TIPO DE INSTALACION DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIALPOR GAS El tipo de instalación que debe utilizarse en un pozo enparticular, depende principalmente, de si producirá por flujo continuo o por flujo intermitente y de las condiciones propias del pozo comolo son: tipo de completación, posible producción de arena yconificación de agua gas, hay que consi derar el futurocomportamiento del pozo, incluyendo la declinación en la presión de fondo y el decaimiento del índice de productividad.
INSTALACION ABIERTA En este tipo de instalación la sarta de la tubería estasuspendida dentro del pozo sin empacadura. El gas se inyecta por el espacio anular tubería-revestidor y los fluidos son producidos por la tubería reductora. La ausencia de empacadura deja que haya comunicación entre la tubería y el espacio anular, lo que limita este tipo de instalaciones a pozos que exhiben un buen sello de fluido. Normalmente esto
significaría únicamente pozos que producirán por flujo continuo, pero también es posible utilizarlas en pozos que producen por flujo intermitente. Cuando por alguna razón no puede instalar una empacadura.
INSTALACIÓN SEMICERRADA
La instalación es similar a la abierta solo que se le adicionauna empacadura que sella la comunicación entre la tuberíaproductora y el espacio anular. Este tipo de instalación se utilizatanto para levantamiento por flujo continuo como intermitente.Ofrece varias ventajas sobre las instalaciones abiertas. •Una vez que el pozo ha sido descargado no hay forma de que regrese al espacio anular, ya que las válvulas de gas-lift están equipadas con check que impiden el pas o del fluido a través de ellas en tal sentido. •No puede haber circulación de fluido que s alga del fondo de la tubería pase al revestidor.
INSTALACIÓN CERRADA Este tipo de instalación es similar a la semicerrada, exceptoque se instala una válvula fija en la sarta de producción. Estaválvula generalmente se coloca en el fondo del pozo, aunquetambién puede ir directamente debajo de la válvula de gas-lift mas profunda. La función de la válvula fija es prevenir la presión del gas(cuando se inyecta en la tubería) actúe contra la formación
CONDICIONES DE APLICACIÓN FLUJO CONTINUO Las condiciones que favorecen la aplicación del flujo continuo son las siguientes: • Baja densidad del petróleo. • Alta tasa de producción. • Alta presión de fondo. • Alta relación gas -liquido del yacimiento. • Se puede aplicar en pozos c on alta producción de arena. • Diámetro pequeño de la tubería.
FLUJO INTERMITENTE
Las condiciones que lo favorecen son las siguientes: • Alta densidad del petróleo. • Baja tasa de producción. • Baja relación gas -petróleo del yacimiento. • Pozos sin producción de arena. • Baja presión de fondo con bajo índice de productividad. • Baja presión de fondo con alto índice de productividad. • Pozos moderadamente profundos con bajo nivel de fluido.
INSTALACIONES CONVENCIONALES INSTALACIONES ABIERTAS La sarta de tuberías está suspendida dentro del pozo, sin válvulas es tacionarias ni empacaduras. El gas es inyectado por el espacio anular y los fluidos se producen por la tubería eductora. Muy pocas veces se recomienda su uso al menos que una empacadura no pueda ser usada debido a problemas de arenas u
otras dificultades.
INSTALACIÓN SEMI-CERRADA Es similar a la descrita anteriormente, con la diferencia sólo que se instala una empacadura que sella la comunicación entre la tubería productora y el espacio anular. Se utiliza tanto para flujo continuo, como
intermitente.
INSTALACIÓN CERRADA
Este tipo de instalación es parecida a la semi-cerrada, excepto que se instala una válvula fija en la sarta de producción. La función de la válvula fija es prevenir que la función del gas actué contra la formación.
INSTALACIONES NO CONVENCIONALES INSTALACIÓN CON CÁMARA DE ACUMULACIÓN DE LÍQUIDO Son ideales para pozos con baja presión de f ondo y alto índice de productividad. Las cámaras permiten
las menores presiones de fondo fluyente.
INSTALACIÓN CON PISTÓN VIAJERO El pistón tiene una válvula de retención, que abre cuando golpea en superficie y cierra cuando golpea en el fondo. Durante el tiempo que el pistón esta en el fondo, el líquido sube por encima de él. Al abrir la
válvula de LAG, el gas levanta el pistón y éste el líquido, hasta la superficie.
SISTEMA DE GAS LIFT
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 200psi 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.
SISTEMA DE GAS LIFT 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 200psi 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. 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.
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
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:
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.
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, e l 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 las 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 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
ose 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
hace a determinar los volúmenes de gas que se utilizan individualmente y las inyección.
lo presiones
que de
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.
