6 GAS LIFT
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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA CARRERA DE INGENIERÍA DEL GAS Y PETRÓLEO NOMBRE DEL TEMA: “GAS LIFT” INTEGRANTES : - JAIME FRIAS SAUCEDO - ARIEL CONTRERAS MARTINEZ - KAREN PATRICK ALBARADO CASTEDO DOCENTE : ING. CELESTINO ARENAS SANTA CRUZ-BOLIVIA 2014
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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA CARRERA DE INGENIERÍA DEL GAS Y PETRÓLEO
NOMBRE DEL TEMA:
“GAS LIFT”
INTEGRANTES : - JAIME FRIAS SAUCEDO - ARIEL CONTRERAS MARTINEZ - KAREN PATRICK ALBARADO CASTEDO
DOCENTE : ING. CELESTINO ARENAS
SANTA CRUZ-BOLIVIA
2014
2
INDICE DE CONTENIDO
0. Índice…………………………………………........................................................2.
1. Introducción…………………………………………………………………………...5
2. Objetivo………………………………………………………………………………...5
3. Historia…………………………………………………………………………………5
4. Sistema de Producción…………………………...................................................5
4.1. Sistema de Producción y el Proceso de Producción…………………….5
4.2. Capacidad de Producción…………………………………………………..7
4.3. Métodos de Producción: Flujo Natural y Levantamiento Artificial………9
4.4. Análisis Nodal: Optimización del Sistema………………………………...9
5. Generalidades del LAG…………………………………………………………….10
5.1. Concepto……………………………………………………...…………….10
5.2. Tipos de LAG…………………………………………………………….…11
5.2.1. Levantamiento Artificial Continuo……………………………….14
5.2.2. Levantamiento Artificial Intermitente…………………………….17
5.3. Cuando utilizar cada tipo de LAG………………………………………..21.
5.4. El sistema de LAG………………………..............................................22.
5.5. Balance de Gas……………………….……..…………………………….23
6. Consideraciones previas al diseño del LAG…................................................24
6.1. Comportamiento de formaciones…………………………………...…… 24
6.2. Gradiente de Gas…………………………………………………………..27
6.2.1. Propiedades del Gas Natural……………………….…………….27
6.2.2. Gradiente de Presión del Gas……………………..………………28
6.3. Mecanismo de Válvulas…………………………………..………………..28
6.3.1. Fuerzas que actúan sobre las válvulas de LAG…………….…..29
6.3.2. Calibración……………………………………………..……………30
7. Proceso de descarga del pozo de LAG…………………………………………..31
8. Diseño de instalaciones de LAG continuo………………………………….……31
8.1. Procedimiento de diseño de las instalaciones de LAG…………….31
3
9. Eficiencia y optimización de LAG…………………………………………………35
9.1. Introducción………………………………………………………………35
9.2. Eficiencia del LAG………………………………………………………35
9.3. Optimización del sistema de LAG………………………………………37
10. Recolección de información del pozo con LAG………………………………37
10.1. Información requerida para el análisis……………………………………37
10.2. Datos de producción……………………………………………………….38
10.3. Datos de Infraestructura instalada…………………………………….….44
10.4. Datos del Yacimiento y sus fluidos……………………………………….44
10.5. Presión de producción……………………………………………………..45
10.6. Registro de Presión y Temperatura………………………………………46
10.7. Procedimiento para corregir un registro de Presión y Temperatura….47
11. Ventajas y Desventajas del LAG………………………………………………….53
12. Problemas más comunes del LAG………………………………………………..54
13. Conclusiones…………………………………………………………………………54
14. Recomendaciones………………………………………………………………..…55
.
4
INDICE DE FIGURAS
Fig. 1: Proceso de Producción…………………………………………………………..6
Fig. 2:Tipos de LAG…………………………………………………….……………….12
Fig. 3:Tipos de LAG Continuo………………………………………………………….16
Fig. 4:Tipos de LAG Intermitente……………………………………………………...18
Fig. 5:Subtipo de LAG Intermitente………………..................................................21
Fig. 6:Sistema LAG…………………………………………………….…………….…23
Fig. 7: Registrador de Flujo de gas en la estación de flujo………..……………..…42
Fig. 8: Registrador de flujo de gas en múltiple de LAG…………….………….……43
Fig. 9: Instalación típica del medidor de dos presiones……………………..………49
Fig. 10:Aspecto interno del registrador de flujo………………………………………50
Fig. 11: Discos de comportamiento normal de las dos presiones...…………….…51
Fig. 12: Registro Sonolog……………………………………………...…………….…52
5
GAS LIFT
1. INTRODUCCIÓN.-
El término levantamiento artificial se refiere al uso de medios artificiales para
producir o incrementar el flujo de los fluidos de hidrocarburos, desde pozos
de producción hacia la superficie y así lograr conciliar la oferta con la
demanda. 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).
2. OBJETIVO.-
El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los
requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de
maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de
esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de
producción: migración de finos, arenamiento, conificación de agua ó gas, etc.
3. HISTORIA.-
Al principio de siglo XVIII en Alemania, se usaba el aire comprimido para
levantar agua de los pozos.
En 1846 en los Estados Unidos De Norte América, se usaba el aire
comprimido para levantar pequeñas cantidades de petróleo.
Debido al riesgo que implicaba extraer petróleo con aire comprimido y al
deterioro rápido de las válvulas; a partir de la mitad del año 1920, se inició
el uso del gas aprovechando su uso por ser más ligero que el aire y
menos corrosivo.
4. SISTEMA DE PRODUCCIÓN.-
4.1. Sistema de producción y el proceso de producción.-
El sistema de producción está formado por el yacimiento, la
completación, el pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento es
una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas
por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó
cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura
construida por el hombre para la extracción, control, medición,
tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los
yacimientos.
6
- Proceso de producción.- el proceso de producción en un pozo de
petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo
de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la
estación de flujo. En la figura 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.
Fig. 1 Proceso de Producción
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico",
Dictado por: RICARDO MAGGIOLO PETROLEUM ENGINEER
- Recorrido de los fluidos en el sistema
o Transporte en el yacimiento: 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
7
este módulo el fluido pierde energía en la medida que el medio
sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presente restricciones en la
cercanías del hoyo (daño, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo
(µo). Mientras más grande sea el hoyo mayor será el área de
comunicación entre el yacimiento y el pozo mejorando el índice de
productividad del pozo. La perforación de pozos horizontales
aumenta sustancialmente el índice de productividad del pozo.
o Transporte en las perforaciones: Los fluidos aportados por el
yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor
de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en
formaciones consolidadas, o un empaque con grava, normalmente
utilizado en formaciones poco consolidadas para el control de arena.
En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre-
compactación o trituración de la zona alrededor del túnel perforado
y a la longitud de penetración de la perforación; en el segundo caso
la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo. Al
atravesar la completación los fluidos entran al fondo del pozo con
una presión Pwf.
o Transporte en el pozo: Ya dentro del pozo los fluidos ascienden
a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de
gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería.
Llegan al cabezal del pozo con una presión Pwh.
o Transporte en la línea de flujo superficial: Al salir del pozo si
existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de
presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del
reductor, a la descarga del reductor la presión es la presión de la
línea de flujo, Plf, luego atraviesa la línea de flujo superficial llegando
al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la
presión del separador Psep, donde se separa la mayor parte del gas
del petróleo. El resto del gas se termina de separar en el tanque de
almacenamiento.
4.2. Capacidad de producción del sistema.-
La pérdida 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
8
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.
La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada
componente es igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la
presión de partida, Pws,y la presión final, Psep:
Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl
Donde:
∆Py = Pws –
Pwfs
= Caída de presión en el yacimiento, (IPR). ∆Pc = Pwfs- Pwf = Caída de presión en la completación, (Jones, Blount &
Glaze). ∆Pp = Pwf-Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical). ∆Pl = Pwh –
Psep
= Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)
Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del
pozo, pero la disponibilidad actual de simuladores del proceso de
producción permite establecer dicho balance en otros puntos (nodos)
de la trayectoria del proceso de producción: cabezal del pozo,
separador, etc.
Para realizar el balance de energía en el nodo se asumen
convenientemente varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se
determina la presión con la cual el yacimiento entrega dicho caudal de
flujo al nodo, y la presión requerida en la salida del nodo para
transportar y entregar dicho caudal en el separador con una presión
remanente igual a Psep.
Por ejemplo, sí el nodo está en el fondo del pozo:
Presión de llegada al nodo: Pwf (oferta) = Pws - ∆Py – ∆Pc
Presión de salida del nodo: Pwf (demanda)= Psep + ∆PI + ∆Pp
En cambio, si el nodo está en el cabezal del pozo:
Presión de llegada al nodo: Pwh (oferta) = Pws – ∆py – ∆pc - ∆Pp
9
Presión de salida del nodo: Pwh (demanda) = Psep + ∆Pl
- Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo:
Curvas VLP / IPR.-
(VLP: Vertical Lift Performance e IPR: Inflow Performance Relationships)
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo
en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de
Oferta de energía o de fluidos del yacimiento (Inflow Curve), y la
representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en
función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda
de energía o de fluidos de la instalación (Outflow Curve). Si se elige el
fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR y la de
demanda es la VLP.
4.3. Métodos de producción: Flujo natural y Levantamiento artificial.-
Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el
yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía
demandada por la instalación (separador y conjunto de tuberías: línea
y eductor), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por
FLUJO NATURAL. Cuando la demanda de energía de la instalación,
En el nodo, es siempre mayor que la oferta del yacimiento para
cualquier tasa de flujo, entonces se requiere el uso de una fuente
externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda; la
utilización de esta fuente externa de energía con fines de levantar los
fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se
denomina método de LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Entre los
métodos de Levantamiento Artificial de mayor aplicación en la Industria
Petrolera se encuentran: el Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G),
Bombeo Mecánico (B.M.C)por cabillas de succión, Bombeo Electro-
Centrifugo Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P)
y Bombeo Hidráulico Reciprocante (BH.R) y el Bombeo Hidráulico
tipo Jet ( B.H.J).
4.4. Análisis Nodal: Optimización del Sistema.-
Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de
producción es optimizar el sistema lo cual consiste en eliminar o
minimizar las restricciones al flujo tanto en la oferta como en la
demanda, para ello es necesario la realización de múltiples
balances con diferentes valores de las variables más importantes que
10
intervienen en el proceso, para luego, cuantificar el impacto que dicha
variable tiene sobre la capacidad de producción del sistema. La
técnica puede usarse para optimizar la completación de pozo que aun
no ha sido perforados, o en pozos que actualmente producen quizás
en forma ineficiente.
Para este análisis de sensibilidad la selección de la posición del nodo
es importante ya que a pesar de que la misma no modifica,
obviamente, la capacidad de producción del sistema, si interviene
tanto en el tiempo de ejecución del simulador como en la
visualización gráfica de los resultados. El nodo debe colocarse
justamente antes (extremo aguas arriba) o después (extremo aguas
abajo) del componente donde se modifica la variable. Por ejemplo, si
se desea estudiar el efecto que tiene el diámetro de la línea de flujo
sobre la producción del pozo, es más conveniente colocar el nodo en el
cabezal o en el separador que en el fondo del pozo. La técnica puede
usarse para optimizar pozos que producen por flujo natural o por
Levantamiento Artificial.
En la siguiente sección se presenta, a través de un ejemplo, la
descripción del uso de uno de los simuladores mas completos del
proceso de producción: el “Wellflow” el cual nos permite determinar la
capacidad de producción del sistema y optimizarlo mediante la técnica
del Análisis Nodal.
5. GENERALIDADES DEL LAG.-
5.1. Concepto.-
El Levantamiento Artificial por Gas, 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. Además que 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
11
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.
Adicionalmente para optimar la distribución de gas entre los pozos
asociados al sistema es necesario utilizar algoritmos que permitan
levantar la mayor cantidad de petróleo posible, ya que la presencia de
agua atenta contra la rentabilidad del método puesto que esta es
normalmente más pesada que el petróleo y no posee gas en solución
para asistir al levantamiento de los fluidos.
5.2. Tipos de LAG.-
Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas:
- LAG Continuo: En este método un volumen continuo de gas a alta
presión es inyectado dentro de la tubería de producción para
aligerar la columna de fluidos hasta obtener una diferencial de
presión suficiente a través de la cara de la formación y de este
modo permitir fluir al pozo a un gasto deseado. Esto se logra
mediante una válvula de flujo, la cual permite un posible punto de
inyección profundo de presión disponible y una válvula para regular
el gas inyectado desde la superficie.
- LAG Intermitente: En este método consiste en inyectar un volumen de
gas, a alta presión por el espacio anular hacia la T.P. en forma cíclica,
es decir, periódicamente inyectar un determinado volumen de gas por
medio de un regulador, un interruptor o ambos. De igual manera, en
este sistema se emplea una válvula insertada en la T.P. a través de la
cual, el gas de inyección pasará del espacio anular a la T.P. para
levantar los fluidos a la superficie y un controlador superficial cíclico
de tiempo en la superficie. Después de que la válvula cierra, la
formación continua aportando fluido al pozo, hasta alcanzar un
determinado volumen de aceite con el que se inicie otro ciclo; dicho
ciclo es regulado para que coincida con el gasto de llenado del fluido
de formación al pozo. Este sistema se recomienda para pozos con las
características siguientes:
a) Alto índice de productividad ( > 0.5 bl/d!a/lb/pg2) y bajas
presiones de fondo (columna hidrostática ≤ 30% profundidad del
12
pozo).
b) Bajo índice de productividad ( < 0.5 bl/d!a/lb/pg2) con bajas
presiones de fondo.
Ilustración:
En la siguiente figura los dos tipos básicos de LAG:
Fig. 2 Tipos de LAG
F
i
g
.
2
T
i
p
o
s
d
e
L
A
G
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico", Dictado por: RICARDO MAGGIOLO PETROLEUM ENGINEER
Rangos de Aplicación.-
El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos
que producen crudo liviano - mediano. En la siguiente tabla se
muestran los rangos de aplicación en el método de levantamiento
artificial por gas continuo e intermitente.
CONTINUO INTERMITENTE
13
Rangos de aplicación continuo e intermitente.-
Deslizamiento y fricción.-
La tabla que se muestra a continuación fue presentada por K. Brown
para establecer las tasas máximas y mínimas que bajo condiciones
de flujo continuo vertical pueden ser transportadas eficientemente en
diferentes tamaños tuberías de producción, los cálculos fueron
realizados considerando una RGL de 2000 pcn/bn.
Para tasas mayores a la máxima se perderá mucha energía por
fricción y menores a la mínima se desestabilizará el flujo continuo
por deslizamiento de la fase líquida.
¿LAG Continuo ó Intermitente?
En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones
de flujo continuo en la tubería ya que la baja velocidad de ascenso
de la fase líquida favorece la aparición del fenómeno de
deslizamiento. Este fenómeno desestabilizaría el comportamiento
del pozo y para minimizarlo ó eliminarlo se requiere aumentar
Diámetro nominal qmax, bpd qmin,bpd
2 2,500 200-250
2
½
3,000 350-500
3 4,000 500-750
14
sustancialmente la tasa de inyección de gas, por ejemplo, inyectar
entre 500 a 800 Mpcnd para levantar solamente de 50 a 100 bpd.
Una manera de reducir el consumo de gas de levantamiento es
detener la inyección de gas para darle chance al yacimiento de
aportar un tapón de líquido por encima de la válvula operadora y
luego inyectar rápidamente solo el gas requerido para desplazar el
tapón hasta la superficie, la frecuencia de los ciclos de inyección
dependerá del tiempo requerido para que la formación aporte un
nuevo tapón de líquido a la tubería de producción.
Este tipo de LAG reduciría sustancialmente el consumo diario de
gas de levantamiento, por lo general, se reduce a la mitad o a las
dos terceras partes de lo que se consumiría diariamente
en un levantamiento continuo ineficiente. Obviamente si el aporte
de gas de la formación es alto, probablemente sea mejor producir en
forma continua ya que el gas de levantamiento requerido será bajo.
En los pozos donde ambos tipos de LAG produzcan
aproximadamente la misma tasa con similar consumo de gas se
recomienda el uso del LAG- Continuo ya que requiere de menor
supervisión, control y seguimiento.
5.2.1. Levantamiento artificial por gas continuo.-
Descripción.-
En este tipo de levantamiento artificial se inyecta una tasa diaria de
gas en forma continua lo más 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.
Mecanismos de levantamiento.-
En el levantamiento artificial por gas continuo 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.
15
- Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase líquida.
- Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de
gas
Eficiencia del LAG 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.
Máxima 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. Cuando se dispone de suficiente
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.
Qiny para pozos con IPR conocida.-
Cuando se conoce el comportamiento de afluencia de la formación
productora se debe utilizar un simulador de análisis nodal que
permita cuantificar el impacto de la tasa de inyección de gas sobre
la tasa de producción del pozo. La representación gráfica de la tasa
de producción en función de la tasa de inyección de gas recibe el
nombre de Curva de Rendimiento del pozo de LAG continuo.
Control de la inyección.-
Para el LAG continuo la tasa de inyección diaria de gas se controla
con una válvula ajustable en la superficie, la presión aguas arriba
será la presión del sistema ó múltiple, mientras que la presión
aguas abajo dependerá del tipo de válvulas utilizadas como
16
operadora en el pozo y de la tasa de inyección de gas suministrada
Subtipos de LAG continuo.-
Existen dos subtipos de LAG continuo: tubular y anular:
- LAG continuo 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.
- LAG continuo 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.
F ig . 3 T i po s d e L AG Co nt i nuo
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico"
Uso de tuberías enrolladas (“Coiled tubing”).-
Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde se
17
inyecta el gas por una tubería enrollable introducida en la
tubería de producción y se produce por el espacio anular
existente entre la tubería de producción y el “Coiled tubing”.
Esta variante se utiliza cuando se desea reducir el área
expuesta a flujo y producir en forma continua sin deslizamiento,
o cuando por una razón operacional no se pueden usar las
válvulas de levantamiento instaladas en la tubería de
producción.
5.2.2. Levantamiento artificial por gas intermitente.-
Descripción.-
El 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.
Mecanismos de levantamiento.-
En el levantamiento artificial por gas intermitente 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
En el levantamiento artificial por gas intermitente.
Ilustración.-
La siguiente figura ilustra el ciclo de levantamiento con gas en
flujo intermitente:
18
Fig. 4 Tipos de LAG Intermitente
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico", Dictado por: RICARDO MAGGIOLO PETROLEUM ENGINEER
Ciclo de levantamiento intermitente.-
a) Influjo.- Es el lapso de tiempo transcurrido entre dos arribos
consecutivos del tapón de líquido a la superficie. 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.
b) 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
19
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.
c) 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.
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.
Máxima 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.
Control de la inyección.-
Para el LAG intermitente la tasa de inyección diaria de gas se
controla con una válvula ajustable en la superficie conjuntamente
con una válvula especial (piloto) en el subsuelo o con un
20
controlador de ciclos de inyección en la superficie.
Subtipos de LAG intermitente.-
Existen tres 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 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.- 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.- 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 interfase 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.
21
Fig. 5 Subtipos de LAG Intermitente
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico", Dictado por: RICARDO MAGGIOLO PETROLEUM ENGINEER
5.3. Cuándo utilizar cada tipo de LAG Lift.-
Las condiciones que favorecen la eficiencia del flujo continuo son las
siguientes:
Alta tasa de producción.
Baja densidad del petróleo.
Alta presión de fondo.
22
Alta relación gas-líquido del yacimiento.
Se puede aplicar en pozo con alta producción de arena.
Diámetro pequeño de la tubería.
Las condiciones que favorecen la eficiencia del flujo intermitente son
las siguientes:
Baja tasa de producción.
Baja relación gas-líquido del yacimiento.
Alta densidad del petróleo.
Pozo sin producción de arena.
Pozos moderadamente profundos con bajo nivel de fluido.
Baja presión de fondo con bajo índice de productividad.
Baja presión de fondo con alto índice de productividad.
5.4. 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.
Usos del gas comprimido.-
Una fracción del gas comprimido es utilizado nuevamente con fines
de levantamiento mientras que el resto es destinado a otros usos:
compromisos con terceros, combustible, inyección en los yacimientos,
transferencia a otros sistemas, etc.
Ilustración.-
En la siguiente figura se presenta un sistema típico de LAG, las
flechas indican el recorrido del gas en el sistema
23
Fig. 6 Sistema LAG
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico", Dictado por: RICARDO MAGGIOLO PETROLEUM ENGINEER
5.5. Balance de gas.-
El volumen diario de gas utilizado con fines de levantamiento utiliza
parcialmente la capacidad del sistema de compresión. La
capacidad de compresión restante es utilizada por el gas proveniente
de los yacimientos y recolectado a través del sistema de baja presión.
Para mantener controlado el uso eficiente de la capacidad de
compresión de gas es necesario realizar balances de los volúmenes
de gas utilizado tanto a nivel de pozo como a nivel de sistema.
En el pozo: La tasa de gas de levantamiento medido en el registrador
de flujo de cada pozo, debe ser aproximadamente igual al la tasa de
gas que deja pasar la válvula operadora de subsuelo bajo condiciones
24
dinámicas de operación, es decir, bajo
el diferencial de presión existente entre la presión del gas de
inyección y la presión en la columna de fluido frente a la válvula.
El gas aportado por la formación no se puede medir pero se
determina por la diferencia entre el total medido en la estación
durante la prueba del pozo y el gas de levantamiento inyectado
simultáneamente al pozo. En los próximos capítulos se detallará el
uso del medidor de orificio para calcular la tasa diaria de gas.
En el sistema: El volumen diario de gas recolectado de las estaciones
menos el quemado ó venteado, menos el extraído del sistema de baja
presión para otros usos, debe ser igual al que entra al sistema
de compresión. El volumen diario de gas que entra al sistema de
compresión menos el extraído inter-etapas debe ser igual al
descargado por el sistema, y este a su vez debe ser igual a la suma
del volumen diario enviado a los diferentes usos: Transferencia a otros
sistemas, inyectado al yacimiento, combustible, levantamiento artificial
por gas, entregado a terceros, recirculación, etc.
Finalmente el volumen diario enviado a los múltiples de LAG o
Sistema de “Gas-lift” debe ser igual a la sumatoria de los caudales
diarios de gas inyectado a los pozos asociados al sistema. Para el
control y seguimiento de estos balances se colocan facilidades de
medición en puntos estratégicos del sistema de gas con
registradores de flujo debidamente codificados y reportados en
sistemas corporativos de información y control.
La calibración periódica de los instrumentos de medición y el
mantenimiento operacional de las condiciones exigidas por la
normativa de medición de gas, son claves para minimizar los errores
obtenidos en estos balances.
6. CONSIDERACIONES TEÓRICAS PREVIAS AL DISEÑO DEL LAG.-
6.1. Comportamiento de afluencia de formaciones productoras.-
Flujo de petróleo en el yacimiento.-
El movimiento del petróleo hacia el pozo se origina cuando se
establece un gradiente de presión en el área de drenaje y el caudal
o tasa de flujo dependerá no solo de dicho gradiente, sino también
25
de la capacidad de flujo de la formación productora, representada por
el producto de la permeabilidad efectiva al petróleo por el espesor de
arena neta petrolífera (Ko.h) y de la resistencia a fluir del fluido
representada a través de su viscosidad o). Dado que la distribución
de presión cambia a través del tiempo es necesario establecer los
distintos estados de flujo que pueden presentarse en el área de
drenaje al abrir a producción un pozo, y en cada uno de ellos describir
la ecuación que regirá la relación entre la presión fluyente Pwfs y la
tasa de producción qo que será capaz de aportar el yacimiento hacia el
pozo.
Estados de flujo.-
Existen tres estados de flujo dependiendo de cómo es la variación
de la presión con tiempo:
1. Flujo No- Continuo o Transitorio (Unsteady State Flow).-
Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del
área de drenaje cambia con tiempo, (dP/dt ≠ 0). Este es el tipo
de flujo que inicialmente se presenta cuando se abre a
producción un pozo que se encontraba cerrado ó viceversa. La
medición de la presión fluyente en el fondo del pozo (Pwf)
durante este período es de particular importancia para las
pruebas de declinación y de restauración de presión, cuya
interpretación a través de soluciones de la ecuación de
difusividad, permite conocer parámetros básicos del medio
poroso, como por ejemplo: la capacidad efectiva de flujo (Ko.h),
el factor de daño a la formación (S), etc. La duración de este
período normalmente puede ser de horas ó días, dependiendo
fundamentalmente de la permeabilidad de la formación
productora. Dado que el diferencial de presión no se estabiliza
no se considerarán ecuaciones para estimar la tasa de
producción en este estado de flujo.
- Transición entre estados de flujo: Después del flujo
transitorio este período ocurre una transición hasta alcanzarse
una estabilización ó pseudo-estabilización de la distribución
1. Flujo No Continuo: dP/dt ≠ 0
2. Flujo Continuo: dP/dt = 0
3. Flujo Semicontinuo: dP/dt = constante
26
de presión dependiendo de las condiciones existentes en el
borde exterior del área de drenaje.
2. Flujo Continuo o Estacionario (Steady State Flow).-
Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo
del área de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0). Se
presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el
área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo
suficientemente grande, ó asociado a un gran acuífero, de tal
forma que en el borde exterior de dicha área existe flujo para
mantener constante la presión (Pws). En este período de flujo el
diferencial de presión a través del área de drenaje es constante y
está representado por la diferencia entre la presión en el radio
externo de drenaje, Pws a una distancia re del centro del pozo,
y la presión fluyente en la cara de la arena, Pwfs a una distancia
rw ó radio del pozo; ambas presiones deben ser referidas a la
misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de
las perforaciones ó cañoneo. Para cada valor de este diferencial
(Pws- Pwfs), tradicionalmente conocido como “Draw-down”, se
establecerá un caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo.
- Ecuaciones de flujo para estado continuo: se presenta la
ecuación de Darcy para flujo radial que permite estimar la tasa
de producción de petróleo que será capaz de aportar un área
de drenaje de forma circular hacia el pozo productor bajo
condiciones de flujo continuo.
- Simplificaciones de la ecuación de Darcy: La integral de la
ecuación de Darcy puede simplificarse para yacimientos sub-
saturados con presiones fluyentes en el fondo del pozo, Pwfs,
mayores que la presión de burbuja, Pb. Primeramente para
presiones mayores a la presión de burbuja el producto αo.Bo
es aproximadamente constante y por lo tanto puede salir de
la integral. En segundo lugar, dado que no existe gas libre en
el área de drenaje, toda la capacidad de flujo del medio
poroso estará disponible para el flujo de petróleo en presencia
del agua irreductible Swi, es decir, el valor de Kro debe ser
tomado de la curva de permeabilidades relativas agua-
petróleo a la Swi, este valor es constante y también puede
salir de la integral. Normalmente el término de turbulencia a’qo
27
solo se considera en pozos de gas donde las velocidades de
flujo en las cercanías de pozo son mucho mayores que las
obtenidas en pozos de petróleo. Bajo estas consideraciones la
ecuación de darcy, después de resolver la integral y evaluar el
resultado entre los límites de integración, quedará simplificada
de la siguiente manera:
0,00708 Ko. h (Pws− Pwfs) qo =
αo.Bo (Ln(re / rw ) + S )
La misma ecuación puede obtenerse con la solución P(r,t) de
la ecuación de difusividad bajo ciertas condiciones iniciales y
de contorno, y evaluándola para r=rw. En términos de la
presión promedia en el área de drenaje Pws, la ecuación
quedaría después de utilizar el teorema del valor medio:
0,00708 Ko. h (Pws− Pwfs) qo =
αo.Bo (Ln(re / rw ) 0,5 + S )
- Propiedades del petróleo αo, Bo.-
Las propiedades del petróleo o y Bo se deben calcular con
base al análisis PVT, en caso de no estar disponible el PVT, se
deben utilizar correlaciones empíricas apropiadas.
6.2. Gradiente de gas en el anular.-
Normalmente el gas se inyecta por el espacio anular entre la tubería de
revestimiento y la tubería de producción, por tratarse de un área lo
suficientemente grande para las tasas típicas de inyección (0,3 a 0,8
MMpcnd) el efecto de la fricción no se considera. En caso de inyección
De gas a través de tuberías flexibles de 1.25 pulgadas será necesario
considerar los efectos de fricción. A continuación se presenta la fórmula
de gradiente estático de gas que se debe utilizar para determinar la
presión de inyección de gas frente a la válvula conocida la presión de
inyección en superficie.
6.2.1. Propiedades del gas natural.-
- Gravedad especifica del gas: La gravedad especifica del gas es
la relación que existe entre la densidad del gas y la densidad del
28
aire a condiciones normales. (14.7 psi y 60 oF).
- Densidad del gas: La densidad del gas a condiciones de P y T
distintas a las normales puede obtenerse a partir de la ecuación de los
gases reales:
P.V = n.R.Z.T
6.2.2. Gradiente de presión de gas (Gg).-
Representa el incremento de la presión por unidad de longitud de
una columna de gas. Por lo general su valor no se considera
debido a su baja densidad pero cuando se encuentra
comprimido se debe tomar en consideración. El gradiente de
presión de gas en una columna de gas comprimido en un pozo
varia con profundidad debido al incremento de presión y
temperatura. Por lo general se expresa en (lb/pulg2
)/pie.
6.3. Mecánica de válvulas.-
La válvula de Levantamiento Artificial por Gas es básicamente un regulador
de presión. En la válvula el elemento de cierre es un fuelle cargado
con gas a presión (aunque algunas utilizan un resorte al igual que el
regulador); las fuerzas de apertura provienen de la acción de la presión
del gas (corriente arriba) y de la presión del fluido ó presión de producción
(corriente abajo) sobre el área del fuelle y el área del asiento
respectivamente o viceversa dependiendo del tipo de válvula.
Clasificación de las Válvulas para
Levantamiento artificial por gas.-
De acuerdo a la presión que predominantemente abre a la
válvula estas se clasifican en:
o Válvulas Operadas por Presión de Gas: son aquellas donde
la presión de gas actúa sobre el área del fuelle por lo que abren predominantemente por dicha presión.
o Válvulas Operadas por Presión de Fluido: son aquellas
donde la presión del fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle por lo que abre predominantemente por dicha presión.
29
6.3.1. Fuerzas que actúan sobre las Válvulas de
Levantamiento artificial por gas.-
Para una válvula operada por presión de gas en posición
cerrada, se puede establecer el siguiente balance de
fuerzas en un instante antes de que abra:
Fuerza de Cierre = Fuerzas de Apertura (1)
Con:
Fuerza de cierre = Pb . Ab (2)
Fuerzas de apertura = Pg (Ab - Ap) + Ppd . Ap (3)
Donde:
Pb = Presión del N2 en el fuelle o sencillamente
presión de fuelle
Ppd = Presión del fluido o presión de producción
Ab = Area efectiva del fuelle, en pulg2.
(Aprox. 0.77 y 0.31 pulg2 para válvulas de 1 1/2"
y 1" respectivamente.)
Ap = Area de la puerta (port) o asiento, en pulg2
Sustituyendo (2) y (3) en (1) se obtiene:
Pb Ab = Pg (Ab - Ap) + Ppd Ap (4)
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 (4) puede escribirse:
Pb = Pg (1 - R) + Ppd R (5)
Donde:
R = Ap/Ab se denomina relación de áreas entre la puerta o
asiento y el fuelle, su valor debe ser suministrado por el
fabricante de las válvulas. La presión de gas requerida para abrir
la válvula (Pod) bajo condiciones de operación se obtiene
resolviendo la ecuación (5) para Pg, es decir:
30
Pod = Pg = (Pb - Ppd R) / (1 - R) (6)
Cuando la válvula está en posición abierta, 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 (7)
El valor de Pg para que la válvula cierre (Pvcd) se obtiene
resolviendo
la ecuación (7) para Pg, es decir:
Pvcd = Pg = Pb (8)
Luego para que la válvula cierre es necesario que la presión del
gas disminuya hasta la presión del nitrógeno en el fuelle. Para el
caso de válvulas operadas por fluido se puede realizar un
balance similar obteniéndose las siguientes ecuaciones:
Pod = Presión de apertura
Pod = Pp = (Pb - Pg R) / (1 - R)
(9)
Pvcd = Presión de cierre
Pvcd = Pp = Pb
(10)
En la mayoría de los casos se recomienda utilizar válvulas
operadas por presión de gas ya que ayudan a mantener estable la
presión de inyección en el pozo y además, conociendo dicha presión
en la superficie es relativamente fácil diagnosticar cuál de las
válvulas está operando.
6.3.2. Calibración:
En la fase de diseño se fija la presión de gas (Pg) con la que debe
abrir la válvula de acuerdo a la presión de inyección disponible, de
tal manera que con la presión del fluido en la tubería (Ppd) se
puede calcular la presión del fuelle (Pb) aplicando la ecuación
(5).
Para lograr obtener la presión de Nitrógeno (Pb) a la temperatura
de operación de la válvula (Tv) es necesario cargar el fuelle en el
31
taller, donde por lo general se realiza a una temperatura de 60
grados F, de allí que se requiere corregir por temperatura la
presión Pb, la corrección se obtiene aplicando la ley de los gases
reales.
7. PROCESO DE DESCARGA DEL POZO DE LAG.-
Para comprender el diseño de las instalaciones es necesario conocer el
proceso de descarga el cual consiste en desalojar el líquido alojado
en el anular para poder descubrir las válvulas y permitir la inyección
de gas a través de ellas. Durante el proceso ocurrirá después de
comenzar a inyectar el gas, un cierre consecutivo de válvulas de arriba
hacia abajo y se debe quedar abierta solo una que será llamada la
operadora por donde se quedará la inyección de gas una vez que el pozo
haya estabilizado su producción. Cada válvula debe cerrarse después que
descubra a la siguiente válvula inferior, esto ocurre debido a la reducción
de presión en el anular cuando simultáneamente están descubiertas dos
válvulas. Para lograr que esto ocurra es necesario fijar presiones de
apertura en superficie que vayan disminuyendo cada vez que se
requiera una válvula adicional en el espaciamiento de mandriles
durante el diseño.
8. DISEÑO DE INSTALACIONES DE LAG-CONTINUO.-
8.1. Procedimiento de diseño de instalaciones de Levantamiento
Artificial por Gas Contínuo.-
El procedimiento se presentará en dos etapas:
a) Espaciamiento de mandriles
b) Selección y calibración de válvulas.
Previamente es necesario establecer la tasa de diseño y esto será
función de la Curva de Comportamiento o Rendimiento y de la
disponibilidad de gas de levantamiento para el pozo en particular.
En los casos donde no se disponga de la curva de rendimiento por no
conocer el comportamiento de afluencia del yacimiento, se debe
establecer un caudal de producción con base al comportamiento de los
pozos vecinos y la tasa de inyección con base a la RGL
correspondiente a gradiente mínimo.A continuación se presenta el
procedimiento de diseño, paso a paso:
32
a) Espaciamiento de mandriles.-
1. Determine en un gráfico de Presión vs. Profundidad el área
disponible para el espaciamiento de mandriles. Para ello dibuje,
inicialmente, la curva de gradiente dinámico del fluido en el pozo
para las condiciones de producción esperadas (Pwh, ql de diseño,
RGLtotal, %AyS, etc....) , luego, la profundidad de la empacadura
superior menos 60' (Dpack-60) y, finalmente, la curva de gradiente
de gas en el anular correspondiente a 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 el pozo (Dato de campo), recuerde que
será necesario determinar previamente el gradiente de gas
correspondiente a dicha presión Gg@ Pko.
2. Determine la profundidad de la válvula superior o tope,.(Dv1).-
Con el balance indicado en la figura anexa se obtiene la siguiente
fórmula para calcular analíticamente a Dv1;
Dv1= (Pko - Pwhdesc - ∆P) / ( Gfm - Gg@Pko)
Donde:
Pwhdesc: representa la presión en el cabezal durante la primera
etapa de la descarga y por lo general se toma ligeramente mayor a
la Psep (Psep + 10) ó cero si se descarga a la fosa (en tierra) los
fluidos del pozo hasta descubrir la primera válvula; si se usa la Pwh
correspondiente a la ql de diseño, la válvula tope quedará a menor
profundidad lo cual constituye un margen de seguridad adicional
(recomendado).
∆P: representa el diferencial de presión (Pg- Pp) que se deja como
margen de seguridad para garantizar que la válvula sea descubierta
y se usa entre 20 y 50 lpc.
Gfm: es el gradiente del fluido muerto que se encuentra en el
pozo, por lo general es agua salada, valores típicos de gradiente
para esta agua es de aproximadamente 0.45 a 0.465 lpc/pie
Gráficamente, también se puede determinar la profundidad de la
válvula tope, para ello es necesario trazar a partir de Pwhdesc la
recta que representa el gradiente del fluido muerto presente en el
pozo y marcar la profundidad donde se intercepta con la paralela a
la recta del gradiente de gas separada una cantidad igual a ∆P
33
Nota importante: la presión de apertura de la válvula tope en
superficie podrá establecerse como:
Po1= Pko - ∆P
El diferencia (∆P) asegura disponer de la presión necesaria para
abrir la válvula lo suficiente para dejar pasar la qiny requerida
para descubrir la siguiente válvula inmediata mas profunda
3. Determine la presión de apertura del resto de las válvulas.-
Para fijar la presión de apertura del resto de las válvulas se debe disminuir
en un diferencial de presión que garantice el cierre de la válvula
superior después que se tengan dos válvulas dejando pasar gas
simultáneamente
Poi+1 = Poi - ∆Po
Para el diferencial ∆Po es recomendable usar entre 20 y 30 lpc,
sin embargo pudiera ser mayor o menor dependiendo de la
disponibilidad de presión de gas en el sistema para descubrir la
válvula mas profunda, la cual, desde el punto de vista operacional
puede estar 2 o 3 tubos por encima de la empacadura (Dpack-60
pies).
4. Grafique la recta de gradiente de gas en el anular
correspondiente a la presión de apertura de las válvulas y
determine la profundidad de la segunda válvula.-
Determine el gradiente de gas correspondiente a dicha presión,
Gg@Po1. Dibuje en un gráfico de Presión vs. Profundidad la curva
de gradiente de gas (en el anular) con una presión Po1 en
superficie. La gráfica del espaciamiento quedará de la siguiente
manera:
- 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:
Pod1 = Po1 + Gg@ Po1 . Dv1
34
Recuerde que:
Po2 = Po1 - ∆Po
Po3 = Po2 - ∆Po
Po4 = Po3 - ∆Po
y que el ∆Po representa la caída de presión por válvula
para asegurar el cierre secuencial de válvulas.
Obtenga para cada una de las Po el gradiente de gas
correspondiente y dibuje sus respectivas rectas de gradiente en
el gráfico anterior (no se comete mucho error si traza rectas
paralelas).
5. Determine la profundidad del resto de las válvulas.-
6. Ajuste el espaciamiento primario de mandriles. Si se pasa la
última válvula espaciada de la profundidad Dpack-60' en una
distancia mayor de un espaciamiento mínimo preestablecido
(∆Dvmin, por lo general 200 a 500 pies) coloque la última válvula
espaciada a la profundidad Dpack-60' y suba todas las
válvulas espaciadas a una profundidad ajustada por un factor que
represente la proporción en que subió la última válvula, es decir:
Dvai = Dvi . [(Dpack-60) / Dv última] ,
Dvai es la Dvi ajustada o definitiva.
En caso de que no se pase por una distancia mayor que el
espaciamiento mínimo se coloca la última válvula espaciada a
Dpack-60, pero no se reajusta el espaciamiento primario del resto de
las válvulas.
En aquellos sistemas donde no existe suficiente presión
(diferencial Pgas-Pp menor de 200 a 300 lpc a nivel de la
empacadura utilizando la Pko), probablemente se agote el
diferencial antes de alcanzar la profundidad "Dpack-60"; en
35
estos casos se debe chequear la distancia remanente entre la
última válvula espaciada (antes de alcanzar Dvmin) y la profundidad
"Dpack-60", si es mayor que la ∆Dvmin se debe colocar N
mandriles por debajo del operador espaciados una distancia
aproximadamente igual al ∆Dvmin, es decir:
N = Parte entera {(Dpack-60-Dv última)/ ∆Dvmin}
∆Dv mandriles adic. = (Dpack-60-Dv última) / N
En estos mandriles se deben colocar válvulas ciegas (dummies)
y en el futuro, cuando exista diferencial, se instalaran válvulas
calibradas
7. Determine y registre la presión del gas en el anular y del fluido del
pozo a nivel de cada mandril espaciado.
9. EFICIENCIA Y OPTIMIZACIÓN DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR
GAS.-
9.1. Introducción.-
La presión y capacidad de compresión de las plantas compresoras
utilizadas en los sistemas de levantamiento artificial por gas son
originalmente diseñadas para un número estimado de pozos
productores pertenecientes a yacimientos de características definidas. A
través del tiempo, la naturaleza dinámica del comportamiento de los
yacimientos inicialmente asociados al sistema y las características de los
pozos de los nuevos yacimientos incorporados, exige un control y
seguimiento continuo de la distribución del volumen de gas disponible
para el levantamiento artificial de los pozos con el fin de maximizar la
producción total de petróleo del sistema, o de maximizar el beneficio
económico de los recursos involucrados: yacimientos, pozos, sistema
de recolección y distribución de fluidos, facilidades de compresión
existentes, etc.
Los algoritmos y criterios utilizados en la optimización exigen que
cadapozo se encuentre preparado para competir con el resto para tomar
mas volumen de inyección de gas, es decir, que la instalación se
encuentre trabajando “eficientemente” a nivel de pozo.
9.2. Eficiencia del Levantamiento Artificial por Gas.-
36
En el Levantamiento Artificial por Gas la eficiencia se mide por los
Barriles diarios de petróleo que se producen por cada Mpcn diarios de
Gas inyectado con fines de levantamiento, otra manera de cuantificar la
eficiencia es con el inverso del número anterior, es decir, midiendo los
Mpcn de gas de levantamiento utilizados para levantar un barril de
petróleo, el valor promedio para el sistema de este último número es
utilizado como “Indicador de la Eficiencia del Sistema”, un valor de
referencia utilizado frecuentemente para estimar si un pozo consume
“mucho gas” es 2000 pcn/LAG, sin embargo, los costos de compresión
del gas, el beneficio neto obtenido por la venta del petróleo, la cantidad
de agua producida, etc., son parámetros que permiten establecer mas
acertadamente cual es el volumen óptimo de gas que debe inyectarse
por barril de petróleo producido.
La máxima eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se alcanza
cuando se inyecta a la máxima profundidad posible el volumen
adecuado de gas de levantamiento. Para una determinada presión de
inyección disponible a cabeza de pozo, la máxima profundidad de
inyección se obtiene cuando se realiza un diseño eficiente de la
instalación: óptimo espaciamiento de mandriles y adecuada selección,
calibración y operación de las válvulas.
En cuanto a la tasa de inyección adecuada, la asignación de un
determinado volumen de inyección de gas de levantamiento para un
determinado pozo no debe realizarse en forma aislada y mucho menos
arbitraria, sino que debe tomarse en consideración tanto su
comportamiento individual como el del resto de los pozos asociados al
sistema.
El comportamiento actual de cada pozo debe cotejarse para luego,
mediante análisis nodal, detectar las restricciones al flujo de petróleo
mediante la predicción del comportamiento ante distintos escenarios
mediante análisis de sensibilidad: intervalo, densidad y penetración del
cañoneo, remoción del daño a la formación, cambio de línea de flujo,
presión de separación, etc. Uno de los análisis de sensibilidad más
utilizados lo constituye cuantificar el impacto que tiene sobre la
producción, la inyección de distintos volúmenes diarios de gas. La
representación gráfica de la tasa de producción de petróleo en
función de la tasa de inyección de gas se conoce con el nombre de
“Curva de Rendimiento” y constituye la base fundamental para aplicar
37
algunos algoritmos de optimización a nivel de sistema.
9.3. Optimización de Sistemas de Levantamiento Artificial por Gas.-
Optimizar el uso del gas de levantamiento a través de la distribución
óptima del gas, es imposible si no se considera el sistema completo. En el
presente curso se presenta una metodología para optimizar sistemas de
levantamiento artificial por gas bajo condiciones de volumen limitado o
ilimitado de gas de levantamiento considerando todos los pozos
asociados al Sistema de “Gas Lift”. Especial atención se debe prestar a
los pozos que producen por flujo intermitente, una vez que se precisa
cual es el tiempo de ciclo requerido para máxima producción, se
debe calcular el consumo óptimo de gas por ciclo para luego prorratearlo
a 24 horas. El consumo de gas óptimo de los pozos que producen en
forma intermitente debe ser sustraído del volumen diario total disponible
para el levantamiento de los pozos, adicionalmente se sustrae el de
aquellos pozos que producen en forma continua pero que no serán
ranqueados ya que son pozos que deben consumir un volumen fijo ya
que de lo contrario podría aumentar su producción de agua o de arena.
Antes de entrar al siguiente capítulo es conveniente recordar el
procedimiento de diseño de las instalaciones de Levantamiento Artificial
por Gas en flujo continuo. En el anexo 1 se presentan dos ejemplos de
diseño de instalaciones en el primero se realiza: 1) La construcción de la
Curva de Rendimiento. 2) Espaciamiento de mandriles y 3) Selección y
calibración de válvulas. En el segundo ejemplo se presenta el diseño
con mandriles ya instalados, donde solamente se realiza la selección
de los mandriles donde se justifica asentar válvulas a las cuales se les
determina el asiento y su respectiva calibración, mientras al resto de los
mandriles se les instala una válvula ciega o “dummy” aumentando la
disponibilidad de presión remanente para bajar el punto de inyección en
caso de que este no se haya alcanzado previamente.
10. RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN DEL POZO CON LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR GAS.-
10.1. INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL ANÁLISIS Y
DIAGNÓSTICO DEL POZO DE GAS LIFT.-
La confiabilidad de los resultados del diagnóstico dependerá de la calidad
y cantidad de información disponible, el diagnóstico no será mejor que la
información recopilada. A continuación se describe la información
requerida para realizar un análisis completo del funcionamiento de la
38
instalación que conlleve a un diagnóstico más confiable.
10.2. Datos de Producción.-
Los datos de producción se obtienen de la prueba de producción. La
prueba completa de medición de los fluidos producidos deberá
incluir:
Disco de gas total en la estación de flujo: para obtener:
qgas-total,
qgas-total = Form . Pts est. Pts dif
Form: Factor del orificio-medidor (Se obtiene del programa “ORIF”
o de las Tablas Nº 1, 2, y3)
Pts est: Puntos estáticos, trazado en tinta de color azul.
Pts dif: Puntos diferenciales, trazado en tinta de color rojo.
El disco de gas total se obtiene del registrador de flujo situado en
la estación, Fig. 7. Disco de gas de levantamiento: para obtener
qgas-inyectado,
qgas-inyec = Form . Pts est . Pts dif
Form: Factor del orificio-medidor (Se obtiene del programa “ORIF”
o de las Tablas Nº 1, 2 y 3). Pts est: Puntos estáticos, trazado en
tinta de color azul.
Pts dif: Puntos diferenciales, trazado en tinta de color rojo.
El disco de gas de levantamiento se obtiene del registrador de flujo
situado en el múltiple de gas o a cabeza de pozo, Fig.8.
Medidas de producción de petróleo y agua: para obtener ql, bpd.
Resultados de la muestra: para obtener % de AyS.
Con las medidas anteriores se obtiene:
Fracción de agua, Producción neta.
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Fig. 7 Registrador de flujo de gas en la estación de flujo.
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico", Dictado por: RICARDO MAGGIOLO PETROLEUM ENGINEER
Fig. 8 Registrador de flujo de gas en múltiple de LAG.
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico",
Dictado por: RICARDO MAGGIOLO PETROLEUM ENGINEER
10.3. Datos de Infraestructura instalada.-
Esta información consiste de: Tubería de producción y revestidor de
producción, línea de flujo superficial, equipo de LAG instalado en el pozo
(mandriles y válvulas) y en la superficie (plato orificio, gamma del
registrador de flujo, resortes del disco de dos presiones, etc.)
Se debe obtener del archivo del pozo el último diagrama de
completación indicando en cada uno de ellos las profundidades de
los mandriles, niples, mangas de producción y circulación,
intervalo(s) abiertos a producción, diámetros de las distintas
secciones de la tubería de producción y tubería de revestimiento
de producción (ID, OD, peso por pie, etc.), botellas, elevación de
la mesa rotaria, tamaño de mandriles (KBM o MMA).
Igualmente se requiere del diámetro y longitud de las distintas
tuberías que conforman la línea de flujo superficial que lleva los
fluidos producidos hasta la estación de flujo. Se debe considerar
las irregularidades del terreno si el pozo está en tierra.
Es de primordial importancia disponer del último diseño de LAG
instalado en el pozo donde se pueda obtener tipo de válvula,
fabricante, asiento y calibración de las mismas. Con esta
información y las condiciones de producción del pozo se
determinará cual es la válvula de levantamiento que se encuentra
operando en el pozo.
10.4. Datos del Yacimiento y sus fluidos.-
Para aplicar la técnica del Análisis Nodal es necesario conocer
como mínimo la temperatura y la presión estática promedio del
yacimiento para la fecha de la prueba y referida al punto medio de
las perforaciones. Esta información permitirá calcular el
comportamiento de afluencia que exhibe el pozo actualmente, y
con ello se podría cuantificar el impacto sobre la producción del
cambio de algunos de los parámetros que afectan la curva de
“Demanda de energía” (Outflow) del sistema Pozo - Línea de flujo
- Separador de la estación.
Para determinar el comportamiento de afluencia que debería
exhibir el pozo si no presentase daño a la formación, se requeriría
de mas información, por ejemplo: permeabilidad efectiva al líquido,
datos PVT o en su defecto correlaciones que permitan estimar
aceptablemente las propiedades de los fluidos (viscosidad, factor
volumétrico de formación, densidad, solubilidad del gas en el
petróleo, etc.), radio de drenaje, radio del hoyo, densidad y
penetración del cañoneo, calibre de cañón, espesor de arena neta
asociada al cañoneo, intervalo cañoneado, etc. Con esta
información se podría estimar el daño a la formación que debería
existir para que se logre obtener un cotejo de la tasa actual de
producción de fluidos de la formación, de esta manera se
seleccionarían algunos pozos para realizarles pruebas de
restauración de presión que nos permita caracterizar el daño para
luego seleccionar la manera mas efectiva de minimizarlo o
removerlo.
10.5. Presiones de producción/inyección (THP/CHP).-
Las presiones THP y CHP se obtiene con el medidor de dos
plumas. Este equipo utiliza dos elementos (resortes tipo
“Bourdon”) que se mueven por acción de la presión del fluido en el
cabezal del pozo (Pwh o THP), y la presión del gas inyectado en
el cabezal del revestidor de producción (Pcasing o CHP). Este
movimiento es registrado, a través de unas plumillas, en una carta
o disco el cual se mueve por un mecanismo de relojería de tal
forma que en dicho disco queda dibujado en forma continua el
comportamiento de la presión del fluido en la tubería de
producción aguas arriba de la caja del reductor, y la presión del
gas en el revestidor aguas abajo del regulador o “choke”
ajustable. Dependiendo del reloj, el disco dará una vuelta
completa en 2 horas, 24 horas o una semana, y para
diferenciar los trazados del registro se utiliza, por lo general,
tinta roja para la Pcasing y tinta azul para la Pwh.
La Fig. 8 muestra una instalación típica del registrador de dos
plumas en el cabezal del pozo y la Fig. 9 presenta el aspecto
interno del registrador de flujo el cual es similar al de dos
presiones con la diferencia de que este posee un resorte y una
cámara diferencial. Dependiendo de la magnitud de las presiones
a medir se escoge el rango de los resortes o elementos de
presión, por ejemplo, una combinación muy utilizada es la gamma
1000x1500, el resorte de 1000 para registrar la Pwh y el de 1500
para la Pcasing. El registrador debe ser calibrado periódicamente
para obtener lecturas confiables. Las presiones registradas son
utilizadas en conjunto con los parámetros de producción del pozo
y los tipos de válvula de Bombeo Neumático para estimar la
válvula operadora en el pozo.
Dada la alta presión de los fluidos (inyectado y producidos)
y los diversos equipos asociados al sistema de Bombeo
Neumático, los cambios de presión que ocurren aguas abajo o
aguas arriba del punto de conexión con el revestidor y del punto
de conexión con el cabezal de la tubería de producción, quedará
registrado en el disco, de allí que, una adecuada interpretación
permite localizar problemas en la superficie y en el fondo del pozo.
Para un pozo que produce normalmente mediante Bombeo
Neumático continuo, el disco de dos presiones debe registrar una
Pcasing constante y alta, cerca de la presión de operación en
superficie de la válvula concebida como operadora en el diseño, y
una Pwh constante y baja, pero lo suficientemente alta para
vencer la fricción en la línea de flujo y la contrapresión del
separador. La Fig. 10 muestra un disco de un pozo normal
produciendo en LAG continuo y otro en LAG intermitente.
10.6. Registros de presión y temperatura fluyentes.-
Este tipo de registro es la forma más exacta de determinar el
comportamiento de presión y temperatura fluyente en función de
la profundidad para un pozo de Levantamiento Artificial por Gas,
los sensores o elementos registradores de la presión y
temperatura son bajados con el pozo abierto a producción,
realizando paradas encima y debajo de cada válvula de
Levantamiento Artificial por Gas y en otras profundidades de
acuerdo al criterio del programador del registro. Con este registro
puede determinarse la siguiente información:
1. Profundidad del punto o puntos de inyección de gas.
2. Presión fluyente en el fondo, frente a las perforaciones.
3. Índice de productividad del pozo, si se dispone de una presión
estática y de los resultados de la prueba de flujo del pozo
tomada durante la corrida del registro.
4. Localizar fuga en la tubería dentro del rango de paradas.
5. Tener una base de referencia del comportamiento normal
del pozo para identificar problemas futuros.
6. Provee información valiosa de temperatura para considerarla en
futuros rediseños de la instalación de Bombeo Neumático,
especialmente cuando se utilizan válvulas operadas por presión
de inyección.
10.7. Procedimiento para corregir un registro de P y T fluyente.-
A continuación se presenta algunas recomendaciones del API
para correr los registros de P y T fluyentes:
1. Antes de bajar las herramientas, coloque el pozo en prueba
y asegúrese que se encuentre produciendo al separador de
prueba a una tasa estabilizada.
2. La prueba completa deberá incluir: disco de gas de la
estación y disco de gas de levantamiento, registro de dos
presiones THP/CHP, medidas de producción de petróleo y
agua, porcentaje de AyS, etc.
3. Bajar los elementos r egistradores de presión y
temperatura con una o, preferiblemente, dos barras de
peso.
4. Registre la presión en el cabezal por 15 minutos. Baje los
instrumentos haciendo paradas de 15 minutos de duración, 15
pies por encima y 15 pies debajo de cada una de las válvulas
de Bombeo Neumático.
5. Deje los instrumentos registrando la P y T en el fondo del
pozo, por lo menos 30 minutos.
6. Si se desea una presión estática, cierre el gas y una vez
muerto el pozo, ciérrelo y deje los instrumentos en el fondo
hasta que la presión estabilice.
Nota: Si la tubería tiene fugas, realice una o más paradas entre
válvulas de tal forma que pueda localizarse la fuga.
Existen otras fuentes de información que no son comúnmente
utilizadas en el análisis y diagnóstico de las instalaciones, pero
que algunos ingenieros las utilizan para confirmar los resultados
preliminares de algunos diagnósticos, como por ejemplo los
Registros Acústicos. El registro acústico se obtiene con un
aparato denominado “sonolog“ el cual es un instrumento que
registra en superficie las perturbaciones que sufre una onda
sonora al viajar en el espacio anular; las perturbaciones son
provocadas por los cuellos de la tubería de producción, por los
mandriles y por el nivel de fluido en el anular. La onda sonora es
provocada por un disparo en el cabezal del revestidor. De
acuerdo al número de cuellos registrados se puede cuantificar
la profundidad del nivel del fluido en el anular y con ello
determinar cuales mandriles están sumergidos y cuales
descubiertos, esto indica hasta donde se descargó el pozo, sin
embargo, no necesariamente la válvula descubierta más profunda
es la operadora.
Estos registros sónicos dan la siguiente información:
1. Nivel de fluido en espacio anular tubería-revestidor.
2. Estimar la válvula operadora.
3. Estimar la presión estática de fondo.
4. Localizar una fuga en la tubería de producción.
5. Localizar la profundidad de los mandriles de Bombeo Neumático.
La Fig. 12 presenta un registro producido por el sonolog.
Otros sondeos de tipo mecánico pueden realizarse con equipo de
guaya fina o cable para obtener información valiosa de un pozo.
Entre los problemas que se pueden detectar se encuentran:
1. Taponamiento u obstrucción en la tubería de producción.
2. Obstrucción por depósitos de parafinas, asfaltenos, escamas, arena y
otros.
3. Relleno sobre las perforaciones.
4. Nivel de fluido estático anormalmente bajo y/o debajo
de las válvulas de levantamiento, pueden indicar
declinación de presión o un daño de formación.
5. Nivel de fluido anormalmente alto por encima de la válvula de
operación, puede indicar fugas en la tubería o mal
funcionamiento de las válvulas de Bombeo Neumático.
Fig. 9. Instalación típica del medidor de dos presiones.
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico",
Fig. 10 Aspecto interno del registrador de flujo.
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico", Dictado por: RICARDO MAGGIOLO PETROLEUM ENGINEER
Fig. 11 Discos de comportamiento normal de las dos presiones.
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico", Dictado por: RICARDO MAGGIOLO PETROLEUM ENGINEER
Fig. 12. Registro Sonolog.
Fuente: CURSO TALLER: " Gas Lift Básico",
Dictado por: RICARDO MAGGIOLO PETROLEUM ENGINEER
11. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL LAG.-
- VENTAJAS:
Bajo costo operacional.
Gran Flexibilidad.
Cambio de caudales mediante ajustes a las tasas de inyección y/o
presiones.
Fácil de cambiar las válvulas sin sacar la tubería.
Método de levantamiento de alto volumen 35000 Bpd.
Bueno para posos con arena/desviados.
Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales
Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena
El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo
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.
- DESVENTAJAS:
Necesita una fuente de suministro de gas de alta presión.
Si el gas es corrosivo, requiere tratamiento.
Posibles altos costos de instalación.
Modificaciones a las plataformas existentes.
Mantenimientos e instalaciones de compresores.
Limitada por la presión de yacimiento.
No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y
líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro.
No es aplicable en pozos de crudo viscoso
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
12. PROBLEMAS MAS COMUNES QUE AFECTAN A LOS SISTEMAS DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.-
Cada uno de los sistemas que son más usados actualmente para la elevación
artificial del petróleo, está sujeto a ciertas limitaciones y problemas que afectan su
rendimiento. La tecnología moderna ha desarrollado serie de mejoras y artificios
para superar estas limitaciones y lograr elevar el rendimiento de cada uno de los
sistemas.
Tipo de Problema
Gas Lift
Bombeo mecánico
Arena Rendimiento pobre Rendimiento pobre
Corrosión Genera fallas Rendimiento normal
Alto Caudal Rendimiento bueno Rendimiento normal
Profundidad Operación normal Genera fallas
Diseño Simple No es aplicable Es aplicable
Dimensión de la cañería Genera fallas Operación normal
Flexibilidad del arreglo Operación normal Alto rendimiento
13. CONCLUSIONES.-
El sistema de levantamiento artificial de gas intermitente, necesita
cambios continuos para incrementar su eficiencia por lo que se ha
preparado un cronograma de trabajo para optimizar la producción.
Excesiva fuga de gas.
La presión del sistema es de 450 psi.
Con un GOR calculado de 1000 cada pozo incrementaría el gas
necesario para su operación.
Hay problemas de corrosión, debido a que no hay protección de
quimicos.
Las tasas de producción han registrado un notable incremento en
la producción,
El costo de rehabilitar un pozo con material nuevo es de
aproximadamente 6,500 dólares, lo cual es bajo comparando con
otros sistemas de levantamiento artificial.
14. RECOMENDACIONES.-
Remodelación del cabezal.
Mejorar y aprovechar la captación de gas.
Realizar la conexión del anular a la línea de flujo a través de una
válvula de retención “Check”, de los pozos de gas lift que no están.
Conectar los pozos no fluyentes o abandonados y que tengan gas
al sistema de gas, la conexión realizarla a través de la línea de
producción y el anular o cerrar los pozos.
Instalar únicamente los pozos más cercanos a los compresores al
sistema de inyección de gas, esto nos permitirá tener también un
mejor control de los pozos, para aumentar la eficiencia de la línea
de alta presión, disminuyendo las perdidas de presión por
transporte.
Es necesario instalar controladores de presión y medidores de flujo
en las estaciones que no disponen para efectuar un mejor control
del sistema en las subsecciones que existen actualmente y que
salen de cada estación. Estas subsecciones abarcan más de un
pozo.
