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GAS LIFT

1. Definicin de gas lift

El Levantamiento Artificial por Gas es uno de los mtodos mas utilizados a nivel mundial para el levantamiento de la produccin en pozos petroleros. Conceptualmente es muy sencillo ya que en su versin de flujo continuo es similar al mtodo de produccin por flujo natural con la diferencia que la relacin gas-lquido en la columna de fluidos es alterada mediante la inyeccin de gas comprimido. El gas disminuye el peso de la columna de tal forma que la energa del yacimiento resultar suficiente para levantar la produccin hasta la superficie. Es necesario inyectar el gas lo ms profundo posible para reducir sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas adecuada para que la friccin de la corriente multifsica no anule la reduccin de peso. Adicionalmente para optimar la distribucin de gas entre los pozos asociados al sistema es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor cantidad de petrleo posible, ya que la presencia de agua atenta contra la rentabilidad del mtodo puesto que esta es normalmente ms pesada que el petrleo y no posee gas en solucin para asistir al levantamiento de los fluidos. 2. Resea histrica

El trmino de extraccin de gas es un concepto muy general que bsicamente es el uso de gas bajo presin para aumentar la produccin de un pozo o para restaurar la produccin cuando el pozo ha muerto. El equipo para este mtodo puede incluir mecanismos tan sencillos como los collares a chorro y tan complicados como las vlvulas de extraccin por gas. La prctica de usar fuerza neumtica para elevar lquidos se utiliza desde pocas remotas. Fue en el siglo II o en el III de la era cristiana que un matemtico griego que viva en Alejandra us un chorro de aire para elevar el agua en una fuente. Este hombre fue Hern y su fuente se convirti en todo un suceso para sus contemporneos. Por ms de un siglo se ha producido agua extrayndola de pozos en que se eleva el lquido por la fuerza del aire comprimido. Se sabe que desde antes del fin del siglo XIX se us gas bajo presin para hacer producir un pozo petrolero. En la dcada de los aos 20 ya era muy utilizado el hecho de bajar una pequea lnea de aire o gas dentro de la tubera de revestimiento o de produccin para inyectar suficiente gas cerca del fondo de un pozo poco profundo para obtener volmenes sustanciales de petrleo.

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Durante aos recientes se han desarrollado dos tendencias cuyos efectos han cambiado el aspecto entero de las operaciones de extraccin por gas: Primera, un gran porcentaje del petrleo se extrae de pozos en los cuales la energa natural del yacimiento se ha agotado hasta el punto en que se necesita un medio artificial de obtener la produccin. Segundo, el promedio del valor comercial del gas en muchos lugares se ha multiplicado. Debido al aumento de su costo y a su gran demanda, el gas usado para obtener produccin de petrleo se ha reconocido como un hidrocarburo de gran valor. Este cambio de condiciones resulta en la falta de produccin de petrleo en el pozo. Para hacer que el pozo vuelva a producir una vez ms, se necesita un medio artificial de extraccin.

3. Sistemas de gas lift

3.1. Flujo continuo Generalmente se prefiere el flujo continuo siempre y cuando el pozo tenga la capacidad productora para aguantarlo. En este sistema se inyecta gas sin cesar dentro del anular, hacindolo fluir dentro de la tubera de produccin a travs de una vlvula especial de flujo continuo. El gas airea el fluido en la tubera de produccin y este se descarga continuamente en la superficie. El flujo continuo utiliza una inyeccin continua de energa en forma de gas comprimido para suplir la energa del yacimiento en la extraccin del fluido hasta la superficie del pozo. Cuando un pozo cesa de fluir naturalmente, la energa en el yacimiento no puede ejecutar el trabajo necesario para elevar el fluido hasta la superficie. La introduccin de gas de una fuente externa al flujo dentro del pozo, con la aireacin resultante, reduce el peso de la columna de fluido, elimina parte de la carga del trabajo del yacimiento y permite que la produccin del fluido continu. El diseo de un sistema de extraccin continua eficiente toma en cuenta la energa del yacimiento y usa slo gas inyectado que sea necesario para restablecer y suplir el flujo natural. Los factores que deben evaluarse antes de que se llegue a cualquier conclusin para determinar si el flujo continuo es aplicable a un pozo determinado:

Volumen del fluido que se ha de producir

Elevacin de la columna de fluido necesario para hacer producir este volumen

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Presin del gas disponible para ejecutar el trabajo

Presin en la superficie contra la que el trabajo debe ejecutarse

Tamao de la sarta de tubera a travs de la cual el fluido debe producirse

Profundidad del pozo y cantidad de energa del yacimiento que puede utilizarse.

Para que el diseo de extraccin por flujo continuo de gas sea lo ms eficiente posible este debe estar basado en un solo punto de inyeccin de gas dentro de la columna de fluido movible, a una altura en la sarta de la tubera que permita la produccin del volumen deseado de fluido, inyectando el volumen mnimo de gas posible.

Para lograr la presin de inyeccin ms alta posible, es siempre una necesidad tener una vlvulas de extraccin por gas sensible a la presin de la tubera. 3.1.1. Subtipos de LAG continuo

a. LAG continuo tubular En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el espacio anular existente entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento, y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a travs de la tubera de produccin.

b. LAG continuo anular En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la tubera de produccin y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a travs del espacio anular antes mencionado.

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3.2. Flujo intermitente Cuando las caractersticas productivas del pozo no permiten el flujo continuo se instala un sistema intermitente de extraccin por gas. Los fluidos producidos suben a travs de la tubera de produccin hasta un nivel predeterminado. Se admite el gas dentro de la tubera de produccin en un punto cerca del fondo del pozo. La vlvula inyecta la mayor cantidad posible de gas de la manera ms rpida posible. La columna de fluido arriba del punto de inyeccin se mueve hacia la superficie y all se descarga. Mientras tanto, se est acumulando otra columna de fluido en el pozo. Mientras que esto ocurre, la vlvula de extraccin por gas est cerrada. Despus de esto se repite el ciclo.

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La extraccin intermitente es un ciclo de produccin por lotes, que requiere vlvulas de resorte para la extraccin por gas para su buen funcionamiento. La extraccin por lotes, requiere una fuente exterior de energa en forma de gas inyectado para elevar el fluido desde la profundidad de la operacin. La energa de la formacin es necesaria para elevar el fluido hasta cierta altura, despus de lo cual, la energa inyectada ejecuta el resto del trabajo elevando el fluido hasta la superficie. El gas producido tiene poco efecto en los requisitos de la energa inyectada en una instalacin intermitente. Se usan tres mtodos bsicos de hacer funcionar una vlvula intermitente para la extraccin por gas:

Funcionamiento controlado nicamente por la presin del revestimiento (vlvula balanceada que funciona a presin)

Funcionamiento controlado por una combinacin de la presin del revestimiento y la presin de la tubera de produccin (vlvula standard del tipo intermitente)

Funcionamiento controlado por el fluido de la formacin elevado ms arriba de la vlvula (vlvula balanceada que funciona por fluido)

Para entender la operacin de flujo intermitente despus de que se ha establecido un ciclo de produccin, deben tomarse en cuenta una variedad de factores. El ms importante es que el mismo volumen de fluido producido que entra al hueco del pozo desde el yacimiento durante el ciclo, se obtiene en la superficie durante el ciclo de produccin por lo tanto, para aumentar la produccin, la velocidad de entrada del fluido en el hueco debe aumentarse. El mejor ciclo para el funcionamiento de una vlvula de flujo intermitente es uno que logre tener una velocidad inicial alta y un mnimo de velocidad al llegar a la superficie. El tiempo total del ciclo ser dominado por las caractersticas del pozo y la presin disponible, pero para un sistema de condiciones dado, el control en la superficie de las cantidades de gas inyectado y el control del tiempo, darn el ptimo de las eficiencias de operacin. 3.2.1. Ciclo de levantamiento intermitente Es el lapso de tiempo transcurrido entre dos arribos consecutivos del tapn de lquido a la superficie.

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a. Influjo Inicialmente la vlvula operadora est cerrada, la vlvula de retencin en el fondo del pozo se encuentra abierta permitiendo al yacimiento aportar fluido hacia la tubera de produccin. El tiempo requerido para que se restaure en la tubera de produccin el tamao de tapn adecuado depende fuertemente del ndice de productividad del pozo, de la energa de la formacin productora y del dimetro de la tubera.

b. Levantamiento Es el lapso de tiempo transcurrido entre dos arribos consecutivos del tapn de lquido a la superficie. Inicialmente la vlvula operadora est cerrada, la vlvula de retencin en el fondo del pozo se encuentra abierta permitiendo al yacimiento aportar fluido hacia la tubera de produccin. El tiempo requerido para que se restaure en la tubera de produccin el tamao de tapn adecuado depende fuertemente del ndice de productividad del pozo, de la energa de la formacin productora y del dimetro de la tubera. Una vez restaurado el tapn de lquido, la presin del gas en el anular debe alcanzar a nivel de la vlvula operadora, el valor de la presin de apertura (Pod) inicindose el ciclo de inyeccin de gas en la tubera de produccin para desplazar al tapn de lquido en contrade la gravedad, parte del lquido se queda rezagado en las paredes de la tubera (liquid fallback) y cuando el tapn llega a la superficie, la alta velocidad del mismo provoca un aumento brusco de la Pwh

c. Estabilizacin Al cerrar la vlvula operadora por la disminucin de presin en el anular el gas remanente en la tubera se descomprime progresivamente permitiendo la entrada de los fluidos del yacimiento hacia el pozo nuevamente.

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3.2.2. Subtipos de LAG intermitente Existen tres subtipos de LAG intermitente:

LAG intermitente convencional.

LAG intermitente con cmara de acumulacin.

LAG intermitente con pistn metlico.

a. LAG intermitente convencional En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubera de produccin para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formacin y el gas desplaza directamente al tapn de lquido en contra de la gravedad. Normalmente se utiliza cuando la presin esttica del yacimiento y/o el ndice de productividad alcanza valores bajos (aproximadamente Pws menores de las 150 lpc por cada 1000 pies e ndices menores de 0.3 bpd/lpc).

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b. LAG intermitente con cmara de acumulacin (Chamber lift) En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio anular entre el revestidor de produccin y la tubera de produccin para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formacin y el gas desplaza directamente al tapn de lquido inicialmente a favor de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza. Normalmente se utiliza cuando la presin esttica 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 tapn formado sera muy pequeo y por lo tanto la produccin seria casi nula.

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c. LAG intermitente con pistn metlico (Plunger lift) En este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubera de produccin para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formacin y el gas desplaza directamente un pistn metlico que sirve de interfase slida entre el gas inyectado y el tapn de lquido a levantar. Se utiliza para minimizar el resbalamiento de lquido durante el levantamiento del tapn.

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4. Rango de Aplicacin El levantamiento artificial por gas se aplica preferentemente en pozos que producen crudo liviano - mediano. En la siguiente tabla se muestran los rangos de aplicacin en el mtodo de levantamiento artificial por gas continuo e intermitente.

LAG Continuo LAG Intermitente

Se utiliza en pozos con alta a mediana energa (presiones estticas mayores a 150 lpc/1000 pies) y de alta a mediana productividad (preferentemente ndices de productividad mayores a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas tasas de produccin (mayores de 200 bpd). La profundidad de inyeccin depender de la presin de gas disponible a nivel de pozo.

Se aplica en pozos de mediana a baja energa (presiones estticas menores a 150 lpc/1000 pies) y de mediana a baja productividad (ndices de productividad menores a 0,3 bpd/lpc) que no son capaces de aportar altas tasas de produccin (menores de 100 bpd).

5. Diseo de gas lift

5.1. Instalacin Abierta No se usan ni empaque ni la vlvula fija. Esto hace que a presin del revestimiento acte contra la formacin. Es posible obtener una descarga rpida pues el fluido pasa alrededor del fondo de la tubera. Cada vez que el pozo se cierre, el fluido de la formacin se aumentar en el anular, necesitando un procedimiento de descarga cuando el pozo se vuelva a hacer producir. El gas es inyectado en medio del espacio anular y los fluidos son removidos fuera del tubing al entrar a este por unas vlvulas que van conectadas al dimetro interno de la sarta. Esta instalacin permite una comunicacin entre el casing y el tubing, por lo tanto es limitada este tipo de instalacin para pozos que presenten un fluido sello(que limite el ascenso de la columna hidrosttica por el anular). Normalmente esto significar que los pozos estn produciendo por flujo continuo. Aunque tambin puede ser corrido en pozos con flujo intermitente, esto no es aconsejable por muchas razones. A cualquier rata de flujo, una instalacin abierta no debe ser corrida donde existe la posibilidad de acumulacin de gas al fondo de la sarta de tubing, esto es una desventaja ya que se necesitara una alta presin en grandes para una produccin inicial. Otro problema con esta instalacin es la variacin en la presin de la lnea de superficie debido al nivel variable de fluido que se puede presentar en el anular, sometiendo adems a las vlvulas debajo del punto de inyeccin, a una posible erosin por arenas o por el mismo fluido.

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5.1.1. Instalacin Semi-Cerrada Se instala un empaque pero sin vlvula fija. El empaque elimina un nivel de trabajo del fluido variable en el revestimiento y el peligro de que se dae el equipo. Como la presin de la tubera se ejerce contra la formacin, se agrega una contrapresin adicional contra la formacin cuando se inyecta el gas. Las caractersticas del pozo para las que este tipo de instalacin es aceptable son presin esttica al fondo del pozo alto, medio y bajo IP, indicando que existe una formacin firme de permeabilidad baja. Pueden usarse vlvulas que accionen con el fluido o a presin. El empaque ubicado justo arriba del fondo de la sarta (30-70 pies) mantiene el fluido en el revestimiento estabilizado y evita que el gas de la inyeccin reviente el fondo de la tubera. Una vez que se descarga el anular, la altura de la columna de fluido permanece estable, eliminando cualquier efecto en las condiciones del flujo y permitiendo un segundo comienzo de la produccin ms rpido despus de un cierre temporal de un pozo. Las vlvulas son conectadas a la sarta por medio de un mandril que desva diagonalmente a esta y son bajadas por cable. Aconsejable tanto para flujo intermitente como para continuo. Ofrece muchas ventajas con respecto a la anterior instalacin. Primero, no hay necesidad de descarga despus de un cierre, segundo, estas las vlvulas poseen un mecanismo cheque que impide el flujo en reversa, tercero, ser elimina la variacin en el nivel de fluido por el anular, debido al empaque quien tambin reduce la actuacin de la presin del gas en el casing al interior de la formacin. La exposicin de las vlvulas a la corrosin tambin se reduce en este tipo de instalacin.

5.1.2. instalacin cerrada Se instala un empaque y una vlvula fija. El empaque sella el anular que conecta la tubera con el revestimiento y la vlvula fija permite que el flujo de la tubera vaya nicamente en una direccin, lo cual es una necesidad en pozos de IP alto o medio. Este tipo de caractersticas del pozo puede permitir que el fluido fluya hacia adentro y hacia fuera de la formacin con poca resistencia, y la presin diferencial entre la presin del fluido y la presin del gas inyectado puedan hacer retroceder el fluido hacia la formacin. El fluido regresado disminuye la accin de reduccin en la entrada del anular actuando ms o menos como un amortiguador de golpes y en casos severos absorber enteramente las fuerzas de extraccin.

5.1.3. Instalaciones de Cmara La instalacin del tipo de cmaras de acumulacin se usa en pozos de presin del yacimiento excepcionalmente baja, con ndices de produccin intermedios a altos. La produccin de fluido se acumula en una cmara de tubera o revestimiento. Varios tipos de Instalaciones de cmara se usan. Bsicamente, hay dos tipos ms populares, el tipo de insercin que usa tubera de menor calibre que el revesti-miento del pozo para la cmara y el tipo de dos empacaduras que usa la parte del revestimiento del pozo como cmara.

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Normalmente una instalacin de cmara incrementa la produccin total de aceite. Una cmara es ideal para correr en instalaciones en pozos con baja BHP y alto IP. Estos pozos produciran altos volmenes de fluido si fuera alto el delta de presin en superficie. Una cmara permite usar el BHP ms bajo para el mejor recobro. El principio es almacenar el fluido en una cmara o espacio entre casing y tubing hasta que se obtenga el volumen suficiente para ser levantado con la inyeccin del gas 6. Ventajas y Desventajas

6.1.1. Condiciones de Operacin: Rango Tpico Mximo

Profundidad (pies) 2.000 10.000 15.000 Volumen (BPD) 100 10.000 20.000 Temperatura (F) 100- 250 N/D

6.1.2. Ventajas:

Vlvulas resistente a la corrosin

Manejo de altos volmenes de gas

Recuperable con guaya

Bajo costo de mantenimiento 6.1.3. Desventajas:

Baja eficiencia (10% a 30%)

Eficiencia disminuye con altos volmenes de agua

Poco resistente a slidos y arena