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DESCRIPCIÓN DEL ESTADO DEL ARTE DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR MEDIO DE INYECCIÓN DE GAS

ARDILA ZIPA CÉSAR AUGUSTO CARTAGENA CÁCERES RUBBER

MUÑOZ RAMOS FABIAN SENIOR GARCÍA RUBÉN ANTONIO

UNIVERSIDAD DE AMERICA FACULTAD DE INGENIERÍAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTA D.C

2014

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DESCRIPCIÓN DEL ESTADO DEL ARTE DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR MEDIO DE INYECCIÓN DE GAS

ARDILA ZIPA CÉSAR AUGUSTO CARTAGENA CÁCERES RUBBER

MUÑOZ RAMOS FABIAN SENIOR GARCÍA RUBÉN ANTONIO

EDER ORDOÑEZ Ingeniero de petróleos

UNIVERSIDAD DE AMERICA FACULTAD DE INGENIERÍAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTA D.C

2014

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LISTA DE ABREVIATURAS

Ab: Área efectiva del fuelle, pulg2

Ap: Área de la puerta o asiento, pulg2

BSW: Basic sediment and water, % (porcentaje)

Cotgh(x)= Cotangente hiperbólica de x, equivalente a (e2x+1)/(e2x-1)

Dv: Profundidad del punto de inyección (profundidad de la válvula), ft

GE: gravedad específica del fluido, adimensional

Gfm: gradiente del fluido muerto, adimensional

Gg: gradiente del gas, adimensional

ID: Diámetro Interno de la tubería de producción, pulg

Pb: Presión del N2 en el fuelle o simplemente presión de fuelle, psi

Pg: Presión de Gas, psi

Pko: presión de arranque, lpc

Pod: presión del gas en el anular, lpc

Pp: Presión del fluido o presión de producción, psi

Pvc: Presión del gas para que la válvula cierre, lpc

Pvo: presión de gas requerida para abrir la válvula, lpc

Pvos: presión de apertura en superficie de la válvula

Pwh: presión de cabezal de pozo, lpc

Qiny: Tasa de inyección requerida de gas, Mpcn/d

Ql: Tasa de producción de fluido, bpd

R: Ap/Ab se denomina relación de áreas entre la puerta y el fuelle

RGLgrad.min: RGL cercana a gradiente mínimo, pcn/bn

RGLf: Relación Gas-Líquido de formación, pcn/bn

RGLt: Relación Gas-Líquido total, pcn/bn

W: Fracción de agua y sedimento, adimensional

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LISTA DE ECUACIONES

Ecuación 1……………………………………………………………………… 17

Ecuación 2……………………………………………………………………… 17

Ecuación 3……………………………………………………………………… 17

Ecuación 4……………………………………………………………………… 18

Ecuación 5……………………………………………………………………… 18

Ecuación 6……………………………………………………………………… 18

Ecuación 7……………………………………………………………………… 22

Ecuación 8……………………………………………………………………… 23

Ecuación 9……………………………………………………………………… 23

Ecuación 10…………………………………………………………………… 25

Ecuación 11…………………………………………………………………… 25

Ecuación 12…………………………………………………………………… 25

Ecuación 13…………………………………………………………………… 25

Ecuación 14…………………………………………………………………… 25

Ecuación 15…………………………………………………………………… 26

Ecuación 16…………………………………………………………………… 26

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TABLA DE CONTENIDO Introducción ............................................................................................................. 6

Justificación ............................................................................................................. 7

Objetivos .................................................................................................................. 8 General ................................................................................................................. 8 Específicos ........................................................................................................... 8

Marco teórico ........................................................................................................... 9 Tipos de sistemas de levantamiento artificial…………………………….…….9 Levantamiento artificial por inyección de gas………………………………..10 Partes del equipo…………...…..…...…………………………………………..15 Diseño del mecanismo de levantamiento artificial por inyección de gas….19 Criterios de diseño y aplicación………………………………………………..20 Cálculos para el diseño del sistema de levantamiento artificial tipo Gas Lift…………………………………………………………..……………….………22 Espaciamiento de mandriles…………………………………………..………22 Selección y calibración de válvulas…………………………………………...25

Conclusiones ....................................................................................................... 277

Bibliografía ........................................................................................................... 288

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INTRODUCCIÓN

El sistema de levantamiento artificial por inyección de gas es un sistema de levantamiento artificial que aprovecha el gas producido para levantar una columna de fluido desde un nivel determinado hasta la superficie, descargándolo a una determinada presión. Este es uno de los métodos de levantamiento artificial más eficientes, adaptables y económicos para la producción de crudos livianos y medianos; sin embargo, se ve limitado en sus funciones si se aplica en pozos con crudos pesados. Este método de levantamiento ha probado ser producción eficaz y económica, puesto que no requiere gran inversión inicial y el costo de mantenimiento no es alto.

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JUSTIFICACIÓN El sistema de levantamiento artificial por inyección de gas, más conocido como Gas Lift, es aplicado para desplazar volúmenes de crudos con alta eficiencia y economía, en yacimientos potencialmente rentables (o en su defecto con grandes prospectivas) y en pozos profundos (mayores a 10000 pies), con el objeto de manejar altas tasas de flujo. Este método es aplicado en diferentes componentes: alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación agua petróleo, alta producción de arenas, entre otros. Su estudio y comprensión es de gran importancia para los ingenieros de petróleos debido a que por medio del conocimiento teórico de su funcionamiento y del comportamiento del sistema en la práctica, se tendrán las herramientas necesarias para tomar decisiones adecuadas y prontas en el momento en que surja un incidente en campo.

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OBJETIVOS General Describir el estado del arte del levantamiento artificial por medio de inyección de gas, que dé cuenta del contenido general teórico y la aplicación en campo de este mecanismo. Específicos

definir las generalidades de los sistemas de levantamiento artificial.

Describir las características del sistema de levantamiento artificial por inyección de gas.

Describir las generalidades de los tipos de levantamiento por inyección de gas.

Detallar los componentes mecánicos del sistema de inyección de gas.

Listar las ventajas y limitaciones que posee el sistema de levantamiento por inyección de gas.

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MARCO TEÓRICO

1. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Cualquier sistema que agrega energía a la columna de fluido con el objetivo de iniciar y mejorar la producción por el uso de medios artificiales para incrementar el flujo de fluidos, desde pozos de producción hacia la superficie. Los sistemas de levantamiento artificial utilizan una diversidad de principios de operación, incluidos el bombeo mecánico, el levantamiento artificial por gas y las bombas electrosumergibles. El levantamiento artificial se necesita en aquellos pozos donde la presión del yacimiento no es suficiente para llevar los fluidos hasta la superficie y las facilidades de producción. El fluido producido puede ser petróleo, agua o una mezcla de ambos, típicamente incluyendo una cierta cantidad de gas. 1.1. TIPOS DE SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 1.1.1. Bombeo electrosumergible; Es un medio efectivo y económico para

lograr recuperar considerables volúmenes de fluidos a grandes profundidades. Su aplicación es mayor en yacimientos con altos volúmenes de fluido, porcentajes de agua y una baja relación gas – petróleo (GOR), sin embargo en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos con fluidos abrasivos, altas temperaturas y que disponen de un diámetro reducido.

1.1.2. Bombeo mecánico; El bombeo mecánico es el método de

levantamiento artificial más usado a nivel mundial. Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que se abastece con energía producida a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, el cual moviliza a una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas

1.1.3. Bombeo hidráulico: Una bomba hidráulica es un dispositivo tal, que recibiendo energía mecánica de una fuente exterior, la transforma en una energía de presión transmisible de un lugar a otro de un sistema hidráulico a través de un líquido cuyas moléculas estén sometidas precisamente a esa presión. Los sistemas de bombeo hidráulico proporcionan una flexibilidad extraordinaria en la instalación y

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capacidad de funcionamiento para cumplir una amplia gama de requerimientos de extracción artificial.

1.1.4. Bombeo por cavidades progresivas: Su operación está basada en la acción continua de una bomba de cavidades progresivas estilo tornillo sin fin, cuyos requerimientos de potencia son suministrados por un motor eléctrico de superficie o subsuelo. Cuando el motor está ubicado en la superficie la transmisión de energía a la bomba se da a través de un eje y/o varillas que comunican el motor y la bomba desde la superficie hasta el subsuelo. Pero cuando el motor está en el fondo, se lleva un cable desde superficie el cual les proporcionara la energía al motor para que opere y mueva la bomba de forma adecuada.

1.2. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR INYECCIÓN DE GAS

1.2.1. Definición El sistema de levantamiento de gas consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular, dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, con el propósito de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie. Al inyectar gas la presión ejercida por la columna se reduce y el pozo es capaz de fluir debido a: • Reducción del gradiente del fluido (La presión de fondo fluyente disminuye). • Expansión del gas inyectado. • Arrastre de los fluidos por la expansión del gas comprimido.

Fuente: http://s255.photobucket.com/user/nogososro/media/gaslift-1.jpg.html

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VENTAJAS DESVENTAJAS

o Posee buen margen de confiablidad para sistemas de compresión bien diseñados y con buen mantenimiento.

o Generalmente la eficiencia es de 20% pero contempla un rango entre de 5 a 30 %.

o Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero altos en el compresor.

o El sistema de gas lift no siempre está disponible si no existe alta producción de gas para ser reinyectado en el campo.

o Se debe tener medidas de seguridad para las líneas de alta presión del gas

o En presencia de crudo viscoso es difícil producir eficientemente

Es un método de levantamiento en el que se inyecta gas comprimido a alta presión en la tubería de producción para reducir la presión hidrostática de la columna de fluido. La reducción resultante de la presión de fondo de pozo permite que los fluidos del yacimiento ingresen en el pozo con una tasa de flujo más alta. El gas de inyección es transportado generalmente a través del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción e ingresa en el tren de producción a través de una serie de válvulas de levantamiento artificial por gas. La posición de la válvula de levantamiento artificial por gas, las presiones de operación y la tasa de inyección de gas son determinadas por las condiciones específicas del pozo. 1.2.2. Historia y antecedentes: A comienzos del siglo XVIII en Alemania se empezó a inyectar aire por medio de bombas para levantar el agua de los pozos; de igual forma en el año 1846 se documentó en Norteamérica el uso de aire comprimido para levantar la producción de petróleo. Esta tecnología siguió empleándose hasta que en la década de los años 1920 se tuvo en cuenta el peligro que representaba el uso de aire y que además este causaba gran daño a los equipos de fondo (válvulas), por tal razón decidió emplearse el uso de gas, debido a su carácter menos corrosivo y más ligero. Es de destacar que el LAG tiene un amplio margen de uso sobre los otros sistemas de levantamiento artificial, esto puede comprobarse con los datos provistos por la compañía Exxon Mobil que reflejan que el 49% de pozos productores están asistidos por sistemas de levantamiento y que de estos el 31% corresponde a la implementación el sistema por inyección de gas; al igual que en Shell, donde el 39% de los pozos productores emplean sistemas de levantamiento artificial y de estos el 25% se asiste con LAG. En Colombia se conoce un desarrollo de la implementación de los sistemas LAG desde la segunda mitad del siglo XX, sin embargo su utilización en

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campos sobresalientes del país se puede notar desde los años noventa en el siguiente orden cronológico:

Campos La Gloria y La Gloria ubicados norte desde el año 1994, con rediseño en el año 19988, actualmente sigue implementándose. Operados por Perenco.

Campo trinidad desde el año 1994, hasta el día presente.

Campo orito se ha utilizado Plunger lift desde el año 2001.

Campo Guandó desde el año 2006 hasta la actualidad. Operado por Petrobrás.

Campos Recetor y Cupiagua desde el año 2008.

Campo Lisama desde el año 2012 hasta el presente. 1.2.3. Levantamiento artificial por gas continuo: Se considera una extensión del método de producción por flujo natural, lo que consiste en suplir el gas de formación mediante la inyección continua de gas en la columna de fluidos con la finalidad de aligerar su peso.

La eficiencia de levantamiento se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de petróleo, la máxima eficiencia se obtiene inyectando por el punto más profundo posible (60 a 120 pies por encima del empaque superior) la tasa de inyección adecuada. La tasa de inyección de gas dependerá de la tasa de producción y del aporte de gas de la formación. Se pueden observar dos clases diferentes de inyección continua.

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.

Anular: En 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.

1.2.4. Levantamiento artificial por gas intermitente: Este método de levantamiento artificial, es utilizado en pozos de productividad relativamente baja, en el que el sistema de levantamiento artificial por gas es operado en forma intermitente para permitir la acumulación de fluidos en el pozo, a las siguientes condiciones:

Mediana a baja energía.

Presiones estáticas menores a 150Ipc/1000pie.

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Mediana a baja producción(menor a 0,3 bpd/lpc)

Incapaces de aportar altas taza de producción menores a 100bpd. Cuando la presión estática del yacimiento es tan baja de tal forma que no se puede obtener suficiente diferencial de presión en la arena productora para producir mediante LAG continuo, se debe utilizar el LAG Intermitente. El LAG 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, la columna de tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección. Etapas:

Eficiencia: 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.

Ciclo de levantamiento intermitente: Es el lapso de tiempo transcurrido entre dos arribos consecutivos del tapón de líquido a la superficie.

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 el tapón llega a la superficie, la alta velocidad del mismo provoca un aumento brusco de la Pwh.

Estabilización: 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.

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A su vez se puede subdividir en los siguientes mecanismos de LAG intermitente:

Intermitente convencional: 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 al tapón de líquido en contra de la gravedad. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento y/o el índice de productividad alcanza valores bajos (aproximadamente Pws menores de las 150 lpc por cada 1000 pies e índices menores de 0.3 bpd/lpc).

LAG intermitente con cámara de acumulación (chamber lift): En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio anular 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 de líquido inicialmente a favor de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza. Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento alcanza valores muy bajos, de tal magnitud (aproximadamente menores de las 100 lpc 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): 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 sólida entre el gas inyectado y el tapón de líquido a levantar. Se utiliza para minimizar el resbalamiento de líquido durante el levantamiento del tapón.

1.2.5. 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 uno de los tipos de 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. La ausencia de empacaduras 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. 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

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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.

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.

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 gas lift 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.

1.3. PARTES DEL EQUIPO Se divide entre equipos de superficie y equipos de subsuelo. 1.3.1. 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 (moto compresor). 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 la red 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.

Sistema de recolección de fluidos: está formado por las líneas de flujo, encargadas de transportar el fluido hacía el separador, donde se separan

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la fase líquida, la cual es transportada a los tanques, y la fase gaseosa, que es enviada a la planta compresora.

Equipo de medición y control: registradores y reguladores de flujo, válvulas de bloqueo, etc. 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.

Directores de superficie: estos se diseñan para operar pozos bajo varias condiciones. Estas unidades contienen software de tiempo real con formatos menú-manejados asegurar funcionamiento a tiempo, fuera de tiempo y tiempo de las ventas. Esta serie también incluye sensores de voltaje de batería y obligatorio cierre en rasgos.

1.3.2. Equipos 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: en el pozo las válvulas van instaladas en tuberías que poseen diseños especiales entre sus conexiones para sujetarlas a la profundidad deseada mandriles.

o 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.

o 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).

o 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.

Tamaño de los mandriles: El tamaño de los mandriles por utilizar dependerá del diámetro de la tubería de producción. Los tamaños más utilizados son:

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o 2 3/8", o 2 7/8" o 3 ½"

Dependiendo del tamaño de la válvula que cada mandril es capaz de alojar, estos se clasifican en mandriles de: o “serie k” para válvulas de 1” o “serie m” para válvulas de 1.5”

Válvulas: La válvulas 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.

El propósito de una válvula LAG es permitir la descarga de los fluidos del pozo para lograr inyectar el gas a la profundidad determinada en el diseño, para evitar que el fluido se regrese de la tubería al espacio anular, las válvulas poseen una válvula de retención en su parte inferior. Se pueden apreciar los siguientes tipos de válvulas: o Válvula operada 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)

o 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.

o 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.

Fuerzas de apertura y cierre de una válvula en el pozo: Para una válvula operada por presión de gas en posición cerrada, tal como se muestra en la figura anterior, se puede establecer el siguiente balance de fuerzas en un instante antes de que abra.

Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura……………..Ecuación 1

Con:

Fuerza de cierre = Pb*Ab……………….Ecuación 2

Fuerzas de apertura = Pg*(Ab-Ap) + Pp*Ap…………….Ecuación 3

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Dónde: Pb: Presión del N2 en el fuelle o simplemente presión de fuelle, psi Pg: Presión de Gas, psi Pp: Presión del fluido o presión de producción, psi Ab: Área efectiva del fuelle, pulg2 (aprx: 0.77 para válvulas de 1 ½” y 0.31 para válvulas de 1”). Ap: Área de la puerta o asiento, pulg2 Fuerzas de apertura y cierre de una válvula en el pozo: Entonces, si:

Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura

En vista de que los valores de Ap y Ab son pequeños se ha simplificado la expresión anterior dividiéndola entre Ab, por lo que la expresión quedaría:

Pb*Ab = Pg*(Ab-Ap) + Pp*Ap

Pb = Pg*(1-R) + Pp*R…………….…….Ecuación 4 Dónde: R: Ap/Ab y se denomina relación de áreas entre la puerta y el fuelle, su valor debe ser suministrado por el fabricante de válvulas. La presión de gas requerida para abrir la válvula (Pvo) bajo condiciones de operación se obtiene resolviendo la ecuación anterior para Pg, es decir:

Pvo = Pg = (Pb – Pp*R) / (1 – R)………………Ecuación 5 Asumiendo que la presión por debajo del vástago es la presión Pg, se puede establecer el siguiente balance un instante antes de que cierre:

Pb*Ab = Pg*(Ab-Ap) + Pg*Ap El valor de Pg para que la válvula cierre (Pvc) se obtiene resolviendo la ecuación anterior, es decir:

Pg = Pb……………..…………Ecuación 6

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1.4. DISEÑO DEL MECANISMO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR INYECCIÓN DE GAS

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. Se deben tener en cuenta los siguientes criterios al momento de realizar un diseño de LAG: 1.4.1. Proceso de descarga: 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 completamiento podría erosionar el asiento de las válvulas, por alta velocidad con la que circula a través de los mismos.

1.4.2. Presión de operación del sistema: 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.

1.4.3. Reducción de presión: la reducción de presión en la tubería,

producida por el gas que entra a través de la válvula tope, permite que

la descarga del pozo continúe hasta descubrir la segunda válvula. Al

descubrirse esta, la tasa de gas que sale del anular hacia la tubería de

producción es mayor a la que entra por la superficie, originando una

reducción de presión del gas en el anular, que trae como consecuencia

el cierre de la válvula tope, siempre y cuando su presión de cierre en la

superficie sea mayor que la presión de cierre de la segunda. El gas

continúa pasando por medio de la segunda válvula hasta que se

descubre la tercera y, así, sucesivamente, hasta llegar a la que

quedará como operadora.

En este proceso es importante destacar que las presiones de

apertura y cierre de las válvulas deben ir disminuyendo a medida que

van colocadas más profundas en la sarta de producción. Por otro lado,

el asiento de cada válvula debe permitir el paso del gas requerido para

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reducir la presión en la tubería, lo suficiente para lograr descubrir

la válvula más profunda.

En el diseño de este tipo de instalaciones para flujo continuo, la caída

de presión entre dos válvulas consecutivas pozo abajo debe ser lo

suficientemente alta para evitar la interferencia entre ellas.

1.5. CRITERIOS DE SELECCIÓN Y APLICACIÓN

Consideraciones a tener en cuenta para aplicar sistemas de LAG:

Profundidad: Rango típico: 500 ft - >1000 ft Rango máximo: 15000 ft

Volumen de flujo continuo:

Rango típico: (100 - 10000) BFPD Rango Máximo: 3000 BFPD

Volumen de flujo intermitente.

Rango típico: (3 - 300) BFPD Rango máximo: 400 BFPD

Temperatura de operación:

Rango típico: 100 F – 250 F Rango máximo: 400 F

Desviación del pozo:

Rango típico: 0°- 50 ° Rango máximo: 70°

Manejo de gas:

Rango: Excelente

Manejo de corrosión:

Rango: bueno/ excelente

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Manejo de solidos:

Rango: bueno

Gravedad del fluido: Rango: >15° API

Servicio: Wire line y/o equipo de workover

Tipo de energía: Gas de alta presión

Aplicación en offshore:

Rango: excelente

Dentro de los requerimientos debe recordarse que es de preferencia emplearse en yacimientos con alto GOR y con buena disponibilidad de gas a inyectar, el cual puede provenir del mismo yacimiento.

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2. CÁLCULOS PARA EL DISEÑO DE UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL TIPO GAS LIFT

Diseñe una instalación de Levantamiento Artificial por Gas para flujo continuo con válvulas operadas por presión de gas para el siguiente pozo:

Prof.yac.=10000 pies

%BSW =50

Pko =1500 lpc

Gfm = 0.45 lpc/pie

Dpack.=9960 pies

RGLf.= 245 pcn/bn

ΔPk =50 lpc

Qdesc = 200 bpd

O.D tub. = 3 ½”

Pwh = 100 lpc

ΔPs =50 lpc

Mandril = MMA

Tyac.=236 °F

Qdiseño= 975 bpd

ΔPvos =30 lpc

Fabric.= Camco

Pws = 3000 lpc

γginy =0.7

Dvmín.= 500 pies

RGLtotal = 1300 pcn/bn El procedimiento se presentará en dos etapas: • Espaciamiento de mandriles • Selección y calibración de válvulas.

Es necesario establecer para cuantos bpd se va a realizar el diseño, y esto está en función de la Curva de Comportamiento o Rendimiento y la disponibilidad de gas de levantamiento para el pozo en particular. 2.1. ESPACIAMIENTO DE MANDRILES Fije la presión de diseño de la instalación, también conocida como la presión de arranque (Pko), esta presión es la máxima presión del gas disponible en el cabezal del pozo antes de arrancar la instalación (Dato de campo).

Pko = 1500 lpc (Dato)

Con el valor de la Pko determine el gradiente de gas correspondiente a dicha presión: Pg@Pko. Se tiene que: Con GE del Gas =0,7 y Pko = 1500 lpc Gradiente de Gas = 40 lpc/1000 ft Determine la profundidad de la válvula superior o tope, Dv1

…….Ec. 7

23

Dv1 = (1500 lpc – 100lpc – 50 lpc) / (0,45 lpc/ft – 0,04 lpc /ft) = 3293 ft Fije la presión de apertura en superficie de la válvula 1 (Pvos1), sustrayéndole un diferencial de presión a la Pko

Pvos1 = Pko - ∆Pk……………………. Ecuación 8 Pvos1 = 1500 lpc – 50 lpc => Pvos 1 = 1450 lpc

Determine el gradiente de gas correspondiente a dicha presión “Gg@Pvos1”.

Gg @ Pvos1 = 0,039 lpc /ft

Dibuje un gráfico presión vs profundidad: la curva de gradiente de gas (en el anular) con Pvos1 en superficie, la curva de gradiente dinámico del fluido en el pozo para las condiciones de producción esperadas ( Pwh, ql, RGLtotal, %BSW, etc.), la profundidad de la empacadura superior menos 60 pies, y la profundidad Dv1.

Determine y registre la presión del gas en el anular (Pod) y del fluido del pozo (Ppd) a nivel de la válvula a Dv1. La Ppd1 es necesario leerla del gráfico mientras que para obtener la Pod1 es mejor usar la ecuación:

Pvo = Pvos1 + Gg@ Pvos1 * Dv1................ Ecuación 9 Pvo = 1450 lpc + 0,039 lpc/ft * 3293 ft

Pvo 1 = 1578 lpc

Fije las presiones de apertura del resto de las válvulas en superficie:

• Pvos2 = Pvos1 - ∆Pvos Pvos2 = 1450 – 30 lpc = 1420 lpc • Pvos3 = Pvos2 - ∆Pvos Pvos2 = 1420 – 30 lpc = 1390 lpc • Pvos4 = Pvos3 - ∆Pvos Pvos2 = 1390 – 30 lpc = 1360 lpc

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Determine el gradiente de gas correspondiente a dicha presión “Gg@Pvos1”.

Gg @ Pvos2 = 0,038 lpc /ft P @9900 = P sup + Gg * 9900 lpc = 1826 lpc

Gg @ Pvos3 = 0,037 lpc /ft P @9900 = P sup + Gg * 9900 lpc = 1756 lpc

Gg @ Pvos4 = 0,036 lpc /ft P @9900 = P sup + Gg * 9900 lpc = 1716 lpc

Determine la profundidad del resto de las válvulas. Por ejemplo, para la válvula 2, Dv2, trace una recta a partir de Pp1 con gradiente igual a Gfm y extiéndala hasta cortar la curva de gradiente de gas correspondiente a Pvos2 (Pvos1- ∆Ps) y repita el procedimiento con el resto de las válvulas hasta alcanzar la profundidad de la empacadura menos 60 pies, obsérvese que para la válvula 3 se debe extender la recta de Gfm hasta Pvos3 y así sucesivamente.

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Determine y registre la presión del gas en el anular y del fluido del pozo a nivel de cada mandril espaciado:

• Ppd1 = 430 lpc Pvo1 = Pvos1 + Gg@ Pvos1. Dv1 = 1631 lpc • Ppd2 = 700 lpc Pvo2 = Pvos2 + Gg@ Pvos2 . Dv2 = 1648 lpc • Ppd3 = 1020 lpc Pvo3 = Pvos3 + Gg@ Pvos3 . Dv3 = 1693 lpc • Ppd4 = 1300 lpc Pvo4 = Pvos4 + Gg@ Pvos4. Dv4 = 1716 lpc

2.2. SELECCIÓN Y CALIBRACIÓN DE VÁLVULAS

( ) ( )

…………….. Ecuación10

A continuación se detalla paso a paso la selección y calibración de válvulas. Determine para cada válvula la presión que se genera en el fondo del pozo (Pf) y establezca si el yacimiento aporta o no aporta fluido, es decir, si Pf<Pws o Pf> o igual a Pws. Para ello es necesario extender las rectas paralelas de Gfm hasta la profundidad del punto medio de las perforaciones y registrar las Pfi y compararlas con la Pws del yacimiento. En la figura anexa se observa que a partir de válvula 3 comienza el yacimiento a aportar fluidos.

Calcule a cada profundidad Dvi la RGL correspondiente al gradiente mínimo utilizando la tasa de producción de descarga (100-200 bpd) más la del yacimiento según la Pf (ql=qdesc+qyac). Utilice un %BSW ponderado por volumen entre el fluido de descarga y el que aporta el yacimiento.

………. Ecuación 11

………………………..………Ecuación 12

………………………. Ecuación 13

Ec. 14.

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a = 25,53 c1 = 0,795 c3 = 0,832 b = 81,10 c2 = 0,816 c4 = 0,845

Rgl grad min 1 = 494 pcn /bn

Rgl grad min 2 = 988 pcn /bn

Rgl grad min 3 = 1547 pcn /bn

Rgl grad min 4 = 2333 pcn/bn Calcule los requerimientos de gas para cada válvula. Para las válvulas de descarga se utiliza la siguiente formula:

………………… Ecuación 15

Qiny1 = (494 x 1175) / 1000 = 580 Mpcn

Qiny2 = (988 x 1175) / 1000 = 1160 Mpcn

Qiny3 = (1547 x 1175) / 1000 = 1817 Mpcn

( )

…… Ecuación 16

Qiny operadora= (1300 - 245) x 975) / 1000 = 1028 Mpcn

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CONCLUSIONES El gas lift puede ser utilizado para manejar grandes volúmenes de líquido y supera técnica y económicamente a otros a otros métodos de levantamiento artificial cuando se reúnen condiciones como alta productividad del pozo, baja presión de fondo, alta relación agua-petróleo, alta relación gas-líquido y no se toma en cuenta la producción de arenas. Genera costos bajos para levantar grandes volúmenes. Lo cual es deseable por parte de las compañías operadoras aumentando así el atractivo de este sistema de levantamiento y haciendo que se convierta en uno de los preferidos a utilizar cuando las condiciones de campo lo permitan, es decir en campos donde hay alta producción de gas y no se estima su comercialización.

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BIBLIOGRAFÍA

Brown, k. E. and Begs, H. D. the technology of artificial lift.

Chacin, Nelvy. Bombeo de cavidades progresivas, capitulo 6, descripción de los equipos

FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA guía metodológica para la elaboración de trabajos de grado, 2011

INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TECNICAS Y CERTIFICACION, trabajos escritos: presentaciones y referencias bibliográficas.