SISTEMAS DE ELEVACION ARTIFICIAL GAS LIFT

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1 SISTEMAS DE ELEVACION ARTIFICIAL GAS LIFT

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3 INTRODUCCION

4 Cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer que un pozo fluya a superficie en volúmenes suficientes, la energía natural deberá ser suplementada por medios artificiales. Este suplemento a la energía natural se conoce como Levantamiento Artificial “Artificial Lift” El objetivo de cualquier programa de Levantamiento Artificial debe consistir en desarrollar un proceso de producción que permita el aprovechamiento máximo, bajo las condiciones existentes, de la energía natural del yacimiento y de las artificiales.

5 ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO MEDIANTE LAS CONDICIONES DEL CAMPO

6 PRINCIPIO DEL GAS LIFT 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. 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.

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9 CARACTERISTICAS DEL GAS LIFT
Una gran seguridad de compresión requiere de 95% o más de tiempo de corrida. El gas debe estar deshidratado y dulce. 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. Posee una excelente confiabilidad para sistemas de compresión bien diseñados y con buen mantenimiento Buen mercado para un buen compresor usado y algunos se dan como pago por su valor como mandriles y válvulas 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%. Excelente flexibilidad. Variadas tasas de inyección de gas para diferentes tasas de producción. Necesidades de tuberías para diferentes tamaños. 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. 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. 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. Las limitaciones de profundidad están controlado por el sistema de inyección de presión y las tasas de fluido. Típicamente, para Bpd con eductor 2,5 pulgadas. 1440lpc de presión de levantamiento y RGL de 1000 PC/Bls, tendrá una profundidad de inyección de pies.

10 CARACTERISTICAS DEL GAS LIFT
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 pies puede ser > 1000lpc. Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero alto en el compresor 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. Los motores, turbinas y maquinas pueden ser usadas para la compresión, siendo buenas fuentes de energía La presión de fondo y el perfil de producción son fáciles de obtener. Se puede considerar optimización y automatización con procesadores. 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. Es excelente para hoyos desviados. Presenta pocos problemas con la guaya fina para desviaciones superiores a 70º con válvulas retraibles Es excelente su habilidad para el manejo de gas, ya que reduce la necesidad de inyección de gas Posee una excelente capacidad para manejar parafinas, pero la inyección de gas puede agravarse; ya que muchas veces se requiere de cortadores metálicos.

11 CARACTERISTICAS DEL GAS LIFT
Puede ser posible que se utilice en completación de hoyos reducidos, pero resultaría problemático el diseño e ineficiente. 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 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. 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. 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. 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.

12 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.

13 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.

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15 PRINCIPIO DEL GAS LIFT Este es el criterio básico del Gas Lift, un flujo continuo crea la “Presión de Fondo Fluyente ” necesaria para permitir que el pozo produzca el caudal deseado.

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17 Levantamiento artificial por gas continuo
Se inyecta una tasa diaria de gas en forma continua lo mas profundo posible en la columna de fluido a través de una válvula en el subsuelo, con el propósito de disminuir la presión fluyente en el fondo del pozo aumentando el diferencial de presión a través del área de drenaje para que la formación productora aumente la tasa de producción que entrega al pozo. Los mecanismos de levantamiento involucrados son: Reducción de la densidad del fluido y del peso de la columna lo que aumenta el diferencial de presión aplicado al área de drenaje del yacimiento. Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase líquida. Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas

18 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.

19 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.

20 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. 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.

21 EFICIENCIA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CONTINUO
La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de petróleo, la eficiencia aumenta en la medida que se inyecta por el punto más profundo posible la tasa de gas adecuada, de acuerdo al comportamiento de producción del pozo. MAXIMA PROFUNDIDAD DE INYECCION.- La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente posible, la cual está a dos ó tres tubos por encima del packer superior. Cuando se dispone de suficiente presión en el sistema para vencer el peso de la columna estática de presión 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 descarguen previamente el líquido utilizado para controlar al pozo. En caso contrario se deben utilizar varias válvulas por encima de la operadora conocidas con el nombre de válvulas de descarga, ya que ellas descargaran 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 permitirán descubrir la válvula operadora para inyectar así el gas por el punto más profundo posible.

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24 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

25 Ciclo de levantamiento intermitente
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 de tapón adecuado depende fuertemente del índice de productividad del pozo, de la energía de la formación productora y del diámetro de la tubería. LEVANTAMIENTO.- Una vez restaurado el tapón de líquido, la presión del gas en el anular debe alcanzar a nivel de la válvula operadora, el valor de la presión de apertura (Pod) iniciándose el ciclo de inyección de gas en la tubería de producción para desplazar al tapón de líquido en contra de la gravedad, parte del líquido se queda rezagado en las paredes de la tubería (“liquid fallback”) y cuando eltapón llega a la superficie, la alta velocidad del mismo provoca un aumento brusco de la Pwh ESTABILIZACION.- Al cerrar la válvula operadora por la disminución de Presión en el anular el gas remanente en la tubería se descomprime progresivamente permitiendo la entrada de los fluidos del yacimiento hacia el pozo nuevamente

26 Levantamiento artificial por gas intermitente
Consiste en inyectar cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción con el propósito de desplazar, hasta la superficie, el tapón de líquido que aporta el yacimiento por encima del punto de inyección. Una vez levantado dicho tapón cesa la inyección para permitir la reducción de la presión en el fondo del pozo y con ello el aporte de un nuevo tapón de líquido para luego repetirse el ciclo de Inyección. Los mecanismos de levantamiento involucrados son: Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido. Expansión del gas inyectado la cual empuja al tapón de líquido

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29 Eficiencia del LAG intermitente
La eficiencia de levantamiento intermitente al igual que en el continuo se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal 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. Maxima profundidad de inyección.- La válvula operadora se debe colocar a la máxima profundidad operacionalmente posible la cual está a dos ó tres tubos por encima de la empacadura superior. Por lo general en este tipo de LAG no se requieren válvulas 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 período 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 día. Las restricciones en la superficie juegan un papel muy importante en el volumen de gas requerido por ciclo.

30 Subtipos 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 pies que con el intermitente convencional el tapón formado sería muy pequeño y por lo tanto la producción seria casi nula.

31 Subtipos de LAG intermitente
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.

32 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.

33 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

34 TIPOS DE INSTALACIONES CON GAS LIFT
Básicamente existen tres tipos de instalaciones con gas lift, a saber: INSTALACIONES ABIERTAS: En este tipo de instalación la sarta de tubería está suspendida dentro del pozo sin empacadura

35 TIPOS DE INSTALACIONES CON GAS LIFT
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.

36 TIPOS DE INSTALACIONES CON GAS LIFT
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.

37 CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE

38 CICLO DE LEVANTAMIENTO EN LAG INTERMITENTE

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41 SISTEMA DE LAG-ANÁLISIS INTEGRAL

42 SISTEMA DE LAG-ANÁLISIS INTEGRAL

43 COMPLETACIÓN TÍPICA DE UN POZO DE GAS LIFT