Definición El levantamiento artificial por gas, es un método que utiliza ga s a presión como medio dio de levantamiento, a través de un proceso mecánico o un orificio en la tubería de de produc ducción. E l s i s t e m a de g as li ft c ons iste en i nye cta r gas pa ra le van tar e l líqu ido 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. producción.
Levantamiento artificial por gas | Uno de los métodos de levantamiento artificial más utilizado en la industria petrolera es la inyección de gas, también conocido como LAG (levantamiento artificial por gas). Este consiste como su nombre lo indica en inyectar gas a alta presión en la tubería del pozo, ya sea de manera continua para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo), o a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente).
¿Cómo actúa el LAG? Funcionamiento. El gas inyectado hace que el fluido llegue a la superficie debido a la acción de alguno de los siguientes mecanismos o a la combinación de los mismos: a) Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería de producción frente a la formación, mediante la disminución de su densidad. b) Expansión del gas inyectado. c) Desplazamiento del fluido por alta presión del gas. ¿Qué objetivos se persiguen mediante la aplicación de este método? a) Arrancar los pozos que producen por flujo natural. b) Incrementar la producción de los pozos que declinan naturalmente, pero que aún producen sin necesidad de utilizar métodos artificiales. c) Descargar los fluidos de los pozos de gas. d) Realizar contra flujo de pozos de agua.
¿Existen distintos tipos de LAG? Principalmente existen dos tipos de LAG: por flujo de gas continuo y por flujo de gas intermitente
Continuo El flujo de gas continuo consiste en inyectar en inyectar constantemente gas hacia la columna de fluidos producido por el pozo. Este gas inyectado se une al producido por la formación, reduciendo la densidad de la columna para levantar el fluido hasta la superficie. Es preciso mencionar que este método de levantamiento es el que más se aproxima al comportamiento de un pozo en flujo natural, la diferencia radica en poder controlar la relación gas-líquido en la tubería de producción.
Intermitente El flujo de gas intermitente consiste en inyectar gas a la tubería de producción, a intervalos regulares para desplazar los fluidos a la superficie en forma de tapones de líquido. La frecuencia de la inyección de gas depende del tiempo que tarda un tapón de líquido en acumularse en la tubería, y el tiempo que dura la inyección de gas depende del tiempo requerido para que dicho tapón alcance la superficie. 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 para que la baja presión hidrostática en la zona 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 profundidad posible en función de la p r e s i ó n d e i n y e c c i ó n c o n q u e s e disponga y la presión de fluencia de la capa o reservorio. La válvula deberá funcionar como un orificio variable, compensador de los cambios de p r e s i ó n efectuados en la supe rficie, o por los de la propia columna, p a r a proporcionar el régimen de producción más eficiente. En in ye cció n contin ua, en superficie se mantiene una estable presión de gas por entre columnas, mientras que las válvulas, según su calibrado
y censando la presiónde tubing, son las encargadas del aporte de gas de inyección.Este sistema prevee una válvula o más, que permiten el ingreso permanente del gasaltubing mientras entra simultáneamente el petróleo del pozo, por lo tanto lo queocurre es que el gas mantiene una columna más «liviana» facilitando las condicionesde producción.Este método, se utiliza en pozos con un índice de productividad alto y con unapresión de fondo alta. Las tasas de producción que se encuentran en este tipo depozo, también son por lo general altas, dependiendo del diámetro de la tubería.Se utiliza en pozos con producción de arena y relativamente profundos. Este métodode levantamiento artificial, es el que más se aproxima al comportamiento de un pozoen flujo natural, radicando la diferencia en que se puede controlar la relación gas-liquido de la columna de fluido.
Flujo Intermitente de Gas El principio de operación del régimen intermitente es el de la expansión del gasinyectado 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 lainyección del gas. Hay que inyectar un volumen de gas bajo una presión suficientepara 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 líneade inyección del gas.Las instalaciones de sub-superficie son similares para los dos casos, sólo que en elintermitente se utiliza la válvula de pié como retención de la carga de inyección degas.Es recomendable la inyección intermitente en el caso de los pozos de producciónrelativamente baja, y en los casos de bajo índice de producción, o de baja presión deformación. Se pueden encontrar dos métodos de control de inyección del gas: a)El de controlador, el cual consiste en una válvula motriz accionada por unTemporizador. Inyecta el gas en el espacio anular en intervalos periódicosselectivos. Se regulan los ciclos de inyección en función de la acumulación delos fluidos en el pozo con el fin de proporcionar el régimen de producción máseficaz. b) E n e l o t r o m é t o d o , l a v á l v u l a g a s l i f t m i s m a c o n t r o l a l a i n y e c c i ó n y lainstalación de superficie incluye un estrangulador o la combinación d e estrangular y regulador. En inyección intermitente, un controlador en superficie o por intermedio dev á l v u l a s q u e c e n s a n l a p r e s i ó n d e e n t r e c o l u m n a s ,
s e i n y e c t a a lt ern at iva me nt e u na de te rm in ad a c an tid ad de ga s a l t ub in g, qu e contribuyecon el empuje hacia la superficie de una determinada cantidad de líquido, y con el efecto de alivianar la columna.
SISTEMA DE GAS LIFT Ventajas El costo inicial, es menor que el de otros métodos de levantamientoartificial. Es más flexible que otros métodos, permite operar a varias tasas deproducción, sin necesidad de cambiar el equipo de subsuelo. Se utiliza en pozos de hasta 13.000 pies de profundidad, dependiendo dela 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 deinyección. Al no restringirse el diámetro interno de la tubería, permite que se corranregistros 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 degas a alta presión. Si el gas de inyección es corrosivo, puede dañar las instalaciones. El revestimiento de producción del pozo debe estar en buenas condicionespara soportar la presión de inyección del gas, con el fin de que no haya escapes del mismo. Generalidades del LAG
2.1 Concepto Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie. 2.2 Tipos de LAG Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas: LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantarla bajo condiciones de flujo continuo. LAG Intermitente: donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido
para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de líquido.
TIPOS DE GAS LIFT Hay dos sistemas básicos de gas lift utilizados. Levantamiento artificial por gas continuo Es donde el gas es inyectado en el pozo para gasificar el flujo de líquido, con el objetivo de aligerar la columna de líquido y por lo tanto aumenta el drawdown en el yacimiento. Esto tiene como resultado el aumento del GLR. Este método sólo es aplicable a los pozos que tiene un GLR bajo y una presión de yacimiento lo suficientemente alta como para mantener el caudal deseado cuando GLR es la mayor. Dado que las presiones de inyección de gas son normalmente mucho más bajas que la presión del yacimiento estático, las válvulas en el sistema gas lift están instaladas en el string para que el pozo pueda ser descargado progresivamente, lo que establece que la inyección de funcionamiento de profundidad es lo más profundo posible. El diseño del string en el sistema gas lift, está fundamentada en la posición correcta y el funcionamiento de las válvulas seleccionadas, teniendo en cuenta condiciones previas de funcionamiento.
El Levantamiento artificial por gas continuo ha sido ampliamente utilizado, aproximadamente el 95% de los sistemas de gas lift se hacen por este método. Levantamiento artificial por gas intermitente. Es donde el gas se inyecta debajo de una columna de líquido (por lo general por encima de una válvula fija) para desplazar la mezcla de fluidos hasta superficie. Esta operación se repite tan pronto como una columna de líquido lo suficientemente grande sea acumulada de nuevo. Las limitaciones Levantamiento artificial por gas intermitente están relacionados principalmente con "el tiempo de ciclo, que se puede lograr entre la producción de columnas sucesivas, y el volumen de líquido que puede ser levantó junto con pequeñas bolsas de gas, el gas aumenta su volumen, y parte del líquido no puede ser arrastrado hasta superficie. El control de parámetros son las condiciones de de entrada, la longitud y el diámetro del conducto, la presión del gas, el caudal de inyección de gas, y la longitud, peso y la viscosidad del fluido. La introducción de un sólido interfaz (plunger) entre el gas y el líquido es un paso lógico para disminuir la caída de líquido en el pozo. Esta alternativa se conoce como plunger lift y también como PAIL (plunger assisted entermittent lift). El plunger lift puede ser una alternativa atractiva en el levantamiento artificial de pozos que no muestran resultados eficientes con Levantamiento artificial por gas intermitente.
Las principales ventajas y desventajas se resumen a continuación: VENTAJAS • El sistema de gas lift puede operar en un amplio rango de condiciones de producción.
• Trabaja normalmente con cantidades significativas de material extraño (por ejemplo, arena).
• El gas lift tiene una capacidad inherente en la manipulación de gas, un inconveniente grave con
muchas otras formas de levantamiento artificial. Los sistemas pueden ser diseñados para pocas producciones y en instalaciones costa afuera es relativamente común. •
• La accesibilidad es excelente (por lo general paso total de acceso) y en la vigilancia como en
trabajos de reparación (PLT, BHP, re-perforación y otros). • El sistema gas lift puede ser aplicado en cualquier configuración del pozo (ya sea: desviado,
horizontal, o doble). • Con un sistema gas lift la fuente de energía se encuentra en la superficie. Las instalaciones del
subsuelo componentes son de fáciles de instalar, y muy barato sustituye el uso de wireline (con excepción en los pozos offshore). • Los costos de operación son generalmente bajos.
DESVENTAJAS costos de compresión, pero puede reducirse instalando una planta de distribución central que seria necesaria en el caso de reinyección o venta de gas. • La inversión de capital puede ser intensiva debido a los
• Hay una capacidad limitada en el drawdown debido a que muchos pozos profundos no se
pueden poner a producir bajo estas condiciones. • El sistema gas lift no siempre es fácilmente disponible.
• El sistema gas lift puede provocar emulsiones, además cuando hay de crudo viscoso es difícil de
producir de manera eficiente. • Hay que tener medidas de seguridad para las líneas de alta presión de distribución de gas.
• El sistema gas lift puede agravar la congelación de gas, y por lo tanto generar problemas de
hidratos de gas o problemas de ceras. • Un casing int egrado adicional es necesario.
• Un enfoque en el diseño del sistema es esencial. Con otros sistemas de levantamiento artificial
es menos importantes.
• En plataformas costa afuera se requiere herramientas adicionales de sub -superficie
haciendo
más costosa la operación • El sistema gas lift puede ser muy ineficientes sin buenas prácticas de vigilancia (es decir no "No
de la misma manera obvia que se maneja en los sistemas de ESP o la bombeo mecánico).
TIPOS DE INSTALACION Existen diferentes tipos de instalaciones para este método, los cuales se clasifican dependiendo de sí el pozo se encuentra equipado o no, con empaque y/o válvula fija. Instalaciones abiertas: en este tipo de instalación la sarta de tubería está suspendida dentro del pozo sin empaque. Instalaciones semicerradas: es similar a la abierta con la diferencia de que se instala un empaque que sella la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular. Instalaciones cerradas: la instalación es similar a la semicerrada, 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.
COMPONENTES DEL EQUIPO UTILIZADO PARA EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS. La mayoría de los sistemas de levantamiento artificial por inyección de gas están diseñados para recircular el gas de levantamiento. Cuando en un campo existen varios pozos que producen por este método, se deben considerar que forman parte de un sistema de superficie y subsuelo del cual es imprescindible conocer su función y los elementos que lo conforman. EQUIPOS DE SUPERFICIE. El equipo de superficie se encuentra constituido por la planta compresora, el sistema de distribución del gas de alta presión y el sistema de recolección de fluidos.
Planta compresora: Es donde se realiza el proceso de comprimir el gas de baja a alta presión. Puede ser Centrífuga (turbina) o Reciprocante. Recibe el gas de baja, el cual puede provenir de los pozos, lo comprime a su capacidad, lo envía como gas de alta presión a las redes de distribución y, de allí, a cada pozo. Sistema de distribución de gas: La red de distribución, la cual puede ser del tipo ramificado o poseer un múltiple de distribución, es la encargada de transportar el gas y distribuirlo a cada pozo. La presión y el volumen de gas que llega al pozo dependerá de la presión y el volumen disponibles en la planta compresora, menos la pérdida que se origina en el sistema de distribución. El equipo utilizado para la medición y el control está conformado por el registrador de dos plumas, a través del cual se miden las presiones de inyección y producción; el estrangulador ajustable, la placa orificio donde se regula y controla el gas de inyección, las válvulas de bloqueo mediante las cuales se controla el contraflujo que se pueda generar. Sistema de recolección de fluidos: Está formado por las líneas de flujo, encargadas de transportar el fluido hacía el separador, donde se separan la fase líquida, la cual es transportada a los tanques, y la fase gaseosa, que es enviada a la planta compresora.
EQUIPO DE SUBSUELO. Los componentes del equipo de subsuelo, en este tipo de levantamiento, son los mandriles y las válvulas de inyección. La cantidad o número de mandriles y válvulas requeridas dependerá fuertemente de la presión de inyección disponible. Mandriles: Son tuberías con diseños especiales. En sus extremos poseen roscas para conectarse a la sarta de producción formando, de este modo, parte integrada de ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o inyección a la profundidad que se necesite. La siguiente fugura la intalacion del equipo de subsuelo para el sistema de gas lift intermitente [pic]
TIPOS DE MANDRILES Existen tres tipos de mandriles: convencional, concéntrico y de bolsillo. Mandril convencional: es el primer tipo usado en la industria. Consta de un tubo con una conexión externa, en la cual se enrosca la válvula, con protector por encima de la válvula y otro por debajo. Para cambiar la válvula, se debe sacar la tubería. Mandril concéntrico: la válvula se coloca en el centro del mandril y toda la producción del pozo tiene que pasar a través de ella. No es posible correr bombas de presión ni herramientas por debajo del primer mandril colocado, debido a la limitación del área (1 3/8 pulgadas de diámetro) Mandril de bolsillo: la válvula se encuentra instalada en el interior del mandril, en un receptáculo llamado bolsillo. Puede ser fijada y recuperada con una guaya fina, sin necesidad de sacar la tubería. La siguiente figura muestra el mandril convencional y el mandril tipo bolsillo. [pic] TAMAÑO DE LOS MANDRILES El tamaño de los mandriles por utilizar dependerá del diámetro de la tubería de producción. Los tamaños más utilizados son los de 2 3/8", 2 7/8" y 3 ½". Al definir el tamaño se define la serie. Entre los tipos de serie se encuentran los mandriles tipo K para válvulas de una pulgada y los mandriles tipo M para válvulas de 1 ½ pulgada. VÁLVULAS 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. CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS.
De acuerdo con la presión que predominantemente abre la válvula, se clasifican en: Válvulas Operadas por Presión de Gas: Ésta actúa sobre el área del fuelle (mayor área), por lo que esas válvulas abren principalmente por esa presión (presión de gas). Las válvulas estén cerradas (y se mantiene cerradas) mediante la reducción de los gases de inyección del gas lift. Esto permite que el válvula permanezca cerrada, aunque la presión de la producción se incremente. [pic] Válvulas Operadas por Presión de Fluido: En este tipo de válvula de la fuerza de apertura principal es generado por la presión del líquido en el conducto en la profundidad de la válvula. Cuando la válvula está cerrada, la presión del gas P, actúa bajo el tallo de la zona portuaria Ap, y el líquido de la presión P, actúa sobre el fuelle en el área del vástago. Cuando la válvula está en posición abierta, el estrangulador (y el efecto de limitación de la bola en el puerto) induce una pérdida de presión, y la presión actuando de conformidad con el fuelle y vástago zona está cerca de Pf.EscucharLeer fonéticament • Válvulas de Respuesta Proporcional.
• Válvulas Combinadas
Donde la presión del fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle, por lo que esa presión gobierna su apertura. Válvula piloto: este tipo de válvulas opera por los incrementos de la pi. Cuando la presión en los fuelles se supera, la porción del "piloto" de la válvula permite que la presión ene el anular en la sección de potencia y actué sobre el pistón, para que la sección de la válvula se mueva. Un gran volumen de gas de los puertos más grandes en el potencia sección ahora puede fluir dentro del pozo. La válvula se mantiene abierta por la presión diferencial entre Pi y Pf. La sección de potencia está cerrada por un resorte y como Pi se reduce, y la sección de piloto se cierra de manera normal.
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.
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 Completamiento. Si se dispone de suficiente presión para transferir el fluido de completamiento 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 del empaque (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.
Rangos de aplicación cont.
LAG Continuo LAG Intermitente Se utiliza en pozos con alta a mediana energía (presiones estáticas mayores a 150 lpc/1000 pies) y de alta a mediana productividad (preferentemente índices de productividad mayores a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas tasas de producción (mayores de 200 bpd). La profundidad de inyección dependerá de la presión de gas disponible a nivel de pozo. LAG Intermitente Se aplica en pozos de mediana a baja energía (presiones estáticas menores a 150 lpc/1000 pies) y de mediana a baja productividad
(índices de productividad menores a 0,3 bpd/lpc) que no son capaces de aportar altas tasas de producción (menores de 100 bpd).
2.3 El Sistema de LAG El sistema de LAG está formado por un sistema de compresión, una red de distribución de gas a alta presión, equipos de medición y control del gas comprimido, los pozos conjuntamente con sus mandriles, válvulas de descarga y válvula operadora, y la red de recolección del gas a baja presión.
Recorrido del gas El gas a alta presión proviene del sistema de compresión de donde se envía a los pozos a través de una red de distribución, luego el gas de levantamiento conjuntamente con los fluidos producidos a través de los pozos, es recolectado por las estaciones de flujo donde el gas separado es enviado al sistema de compresión a través de un sistema de recolección de gas a baja presión. ilustración En la siguiente figura se presenta un sistema típico de LAG, las flechas indican el recorrido del gas en el sistema.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT Ventajas del Método de Levantamiento Artificial por Gas Lift: Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo Bajo costo de operación Flexibilidad: Se ajusta prácticamente a cualquier profundidad y tasa de producción Materiales abrasivos como la arena ofrecen pocos problemas. Se adapta a pozos desviados. Puede ser usado en pozos de baja productividad con alta relación gas-aceite. El diseño puede ser cambiado con unidad de cable sin sacar la tubería. Las válvulas pueden ser remplazadas sin necesidad de matar el pozo o de sacar el tubing
Desventajas del Método de Levantamiento Artificial por Gas Lift Se requiere una fuente de gas de alta presión
No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de
pequeño diámetro El gas de inyección debe ser tratado No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso Su diseño es laborioso Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies La escasez de gas natural puede limitar su uso. Formación de hidratos en la línea de inyección de gas puede causar demasiadas paradas. Difícil recuperación de las válvulas en pozos altamente desviados. Se dificulta en pozos de muy baja presión de fondo y baja producción
GAS LIFT El sistema Gas lift complementa el proceso de flujo natural al añadir gas al fluido deproducción, reduciendo la densidad del fluido, y por lo tanto la cabeza hidrostática dela columna a levantar. Normalmente se emplea un sistema cíclico cerrado en el que elgas del separador es secado, recomprimido y regresado al pozo. Equipo de superficie:
Ensamblaje de la cabeza del pozo. Choke (para flujo continuo). Choke con control en el ciclo de tiempo (para flujo intermitente). Compresores.
Separador. Equipo de subsuelo:
M andriles de gas lift.
V álvulas de gas lift.
Empaque de subsuelo.
