GAS LIFT

U.A.G .R.M. - F ICH

SISTEMA DE GAS LIFT

[DISEÑO Y CALCULOS]

PRODUCCIÓN III INGENIERIA DEL GAS Y PETROLEO

Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La extracción de petróleo en su fase de "recuperación primaria", es decir, aquella que se efectúa en función de la energía existente en el yacimiento, acudiendo en algunos casos a métodos artificiales.

http://www.monografias.com/trabajos7/mafu/mafu.shtml

Materia: Producción III (PET-430) Docente: Ing. Celestino Arenas _________________________________________________________________________________

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DISEÑO Y CÁLCULOS DEL SISTEMA DE GAS LIFT

1.- Introducción.

El gas lift es un medio para producción de fluidos después que cesa el flujo por

surgencia natural o completado por flujo natural, por medio del cual las altas

presiones de gas natural son usadas para desplazar el fluido aireado o alivianado

desde el punto de inyección delgas hasta la superficie. Los flujos continuos o

intermitentes son empleados dependiendo de las características de producción

del pozo. Algunos de los factores que afectan la selección a partir de la forma para

ser empleados en operaciones de gas lift son:

Caudal o rata de producción.

Presión de fondo del agujero (BHP).

Índice de productividad (IP).

Profundidad del levantamiento.

Presión de inyección del gas.

Pozos con un alto IP y alto BHP son generalmente levantados con flujo continuo y

aquellos con una baja IP y baja BHP son generalmente producidos por

levantamiento intermitente.

La mayoría de los pozos en los que se usa el sistema de bombeo neumático se

pueden clasificar como pozos de Bombeo Continuo o pozos de Bombeo

intermitente.

2.- Objetivos.

El objetivo del sistema de elevación artificial es el de recuperar los fluidos que

aporta una formación a bajas presiones o yacimiento que se encuentra en la etapa

de agotamiento, adicionándole energía suficiente para que este petróleo llegue a

la superficie (batería).

3.- Clasificación de Gas Lift.


3

Actualmente el levantamiento de gas por inyección de gas, representa unos de los

métodos más usados, más utilizados a nivel mundial, para el levantamiento en

producción de pozos de petróleo.

Su clasificación es de la siguiente manera:

a) Gas Lift Continuo

b) Gas Lift Intermitente

a) Gas Lift Continuo.

El levantamiento artificial de Gas Lift Continuo, es similar al método de producción

por flujo natural con la diferencia que la relación gas – líquido en la columna de

fluido es alterada mediante la inyección de gas comprimido. El gas desminuye el

peso de la columna de tal forma, que la energía del yacimiento resultara suficiente

para levantar la producción hasta la superficie.

Es necesario inyectar establemente el gas lo mas profundo posible para reducir

suficientemente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas adecuada para

que la fricción de la corriente multifasica no anule la reducción del peso.

Adicionalmente para optimizar la distribución de gas entre los pozos asociado a

este sistema, es necesario utilizar algoritmos que permita levantar la mayor

cantidad de petróleo posible, ya que la presencia de agua disminuirá la

rentabilidad del método.

Los problemas de los pozos que producen a través del levantamiento artificial con

gas continuo, están localizado principalmente en tres áreas:

En el sistema de suministro de gas de levantamiento (regulador de

inyección de gas demasiado abierto o casi cerrado, presión de inyección

baja o alta)

En el sistema de recolección de fluidos producidos (restricciones en las

válvulas, altas contrapresion en el cabezal),


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En el pozo mismo (hueco en la tubería, descalibracion de válvulas,

circulación de gas seco, etc.).

Este método de levantamiento artificial poseen válvulas, las cuales representan

unos de los componentes más importante en el levantamiento artificial por gas, a

trabes de estas se realizan la inyección continua de gas, desde el espacio anular

hasta el eductor.

b) Gas Lift Intermitente.

El Sistema de Gas Lift Intermitente, es el sistema mas utilizado en un campo de

baja presión, pero que cuenta con gas propio del campo, y se utiliza gas

comprimido como recurso para la elevación artificial.

A medida que se va realizando la producción de un pozo petrolífero, la energía del

propio yacimiento también va agotándose, llega un momento en que ya no puede

hacer surgir, el petróleo a superficie, se sigue entonces la recuperación

secundaria, por gas lift de acuerdos las características que tenga el campo, y asi

poder recuperar grandes cantidades de petróleo.

El sistema de elevación artificial, es controlado por medio, de controladores

automáticos en cabeza de pozo, y también es controlado manualmente por el

operador de campo teniendo en cuenta el comportamiento del pozo en

producción.

Los controladores automáticos cumplen función de acuerdo a su programación de

cierre y apertura, antes el operador de campo tiene que estudiar el

comportamiento de cada pozo, optimizar el tiempo de apertura y cierre para una

buena producción.

La gran ventaja que se tiene es que cuando se inyecta este gas, no se mueve

nada. La desventaja es que necesitamos tener gas comprimido, y se sabe que las

compresoras, nos llegaría a costar demasiado.


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En la recuperación secundaria por medio de Gas Lift se tiene dos presiones que

son muy importantes:

Presión de Arranque

Presión de Trabajo

Presión de Arranque.

Para que el pozo surja se necesita inyectar cierta cantidad de gas. Cuando se

bombea el gas, la presión en boca de cañería de inyección sube a su máximo,

llamándose a esta presión de arranque.

Presión de Trabajo.

Es la presión que se mantiene antes o después de la inyección del gas lift, es una

presión constante de trabajo.

4.- Circuito de la Instalación de un Sistema de Gas Lift.

Los componentes de una instalación típica de gas litf o bombeo neumático una

instalación adecuada para el sistema de gas litf deberá tener un circuito cerrado

`para el gas de levantamiento en el que el gas deberá estar disponible en

volumen y presión adecuado para la inyección dentro del pozo este volumen

de gas deberá ser tomada en cuenta para el diseño de las instalaciones del

circuito.

Equipos de superficie para el control de inyección.

P

R

E

S

I

O

N

Presión de Arranque

Presión de Trabajo

TIEMPO


6

El control de la inyección de gas en superficie se realiza mediante un equipo

compuesto por un controlador de válvula motor de cierre instantáneo automático,

el volumen de gas podemos registrarlo en un gasómetro, medido en una porta

orificio.

El controlador como su nombre lo indica controla la frecuencia y el tiempo de

inyección de gas al espacio anular el pozo mediante una válvula motor. La

frecuencia y el tiempo pueden ser ajustados en un dial según el ciclaje que se

requiera.

Se han fabricado diferentes tipos de controladores que son accionados eléctrica

o mecánicamente. Entre ellos podemos citar los siguientes:

Los B -29, que son aplicados con válvula motor B -8, accionados

mecánicamente con reloj de 24 horas, cuerda y 2 horas de rotación provistas de

una volando donde puede programarse el tiempo de inyección.

Equipos Subsuperficial.

Por la forma de asentamiento de las válvulas gas lift. En los mandriles, estos

pueden ser:

Los Mandriles Convencionales. En estos las válvulas gas lift. es montada

en la parte exterior del mismo antes de la bajada de la sarta de tubería, las

válvulas no son recuperables con wireline.

Los mandriles con bolsillo lateral interno. Llevan instaladas las válvulas,

gas lift. En unos bolsillos internos, las válvulas son instaladas y recuperadas

por medio de wireline.

El espaciamiento de las válvulas en la sarta de tubería, la selección del tipo de

válvula y la presión de asentamiento de cada válvula instalada en el pozo son muy

importante y tienen que ser planeados cuidadosamente

5.- Tipos de instalaciones con Gas Lift.

Básicamente existen tres tipos de instalaciones con gas lift, a saber:


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Instalación abierta Instalación semi-cerrado Instalación cerrada.

1. Instalación abierta: La instalación abierta se emplea exclusivamente en los pozos de flujo continuos por las cañerías de revestimiento y en los pozos de flujo por las tuberías de producción cuando las condiciones del pozo (arena, sólido, etc.) no permiten instalar un packer. En ese caso, el bombeo continuo resulta más eficiente que el bombeo intermitente. Este tipo de arreglo es raramente recomendado.

2. Instalación semi-cerrada: Se recomienda instalar un obturador en todos los pozos con producción por el espacio anular. El uso de un obturador da una instalación semi-cerrada, la cual está diseñada para los pozos con bombeo continuo. Un packer es recomendado primariamente para prevenir flujo alrededor de la parte baja del tubing, si un pozo tiene un bajo BHP fluyente para estabilizar el nivel de fluido en el casing para el control mejorado de la inyección de gas, y para prevenir descargas en instalaciones después de cada cierre.

3. Instalación cerrada: Si el pozo es explotado por medio del bombeo intermitente, hay que instalar una válvula fija de retención o válvula de pie. La válvula fija impide que la oleada de presión del gas accione contra la zona productora durante los ciclos de bombeo. De otra manera, el fluido podría entrar en la zona productora durante cada ciclo de inyección.

Otros tipos especiales de bombeo neumático.

Son las siguientes:

Bombeo neumático con cámara: Hay dos tipos de instalaciones con cámara: a) la cámara insertada y b) la instalación con dos obturadores. Las instalaciones con cámara están diseñadas para el bombeo

intermitente en Yacimientos con IP alto y presión de fondo baja o

mediana.

Instalaciones tipo PACK-OFF: La instalación PACK-OFF no requiere que se saquen las tuberías del pozo para poder instalar las válvulas de bombeo neumático. Hacen agujeros en las tuberías en las profundidades predeterminadas, e instalan las válvulas de bombeo neumático en la sarta de tubería frente a los agujeros. Todos los trabajos se llevan a cabo con cable de acero, obteniendo así un método muy económico en el caso de pozos que están ubicados en regiones relativamente inaccesibles donde sería necesario gastar mucho dinero para transportar el equipo de workover para sacar las tuberías. Estas instalaciones se usan en bombeo continuo o intermitente.


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Instalaciones con tubería Macaroni: Estas instalaciones aceptan el bombeo continuo o intermitente. El diámetro interior de la sarta de tubería determino el tamaño máximo de las tuberías macaroni. En este caso hay que considerar la producción máxima que sea posible por las tuberías macaroni. Con tuberías macaroni es posible explotar eficientemente una o las dos sartas del pozo.

6.- Consideraciones a tomar en cuenta para un diseño.

El Gas Lift utiliza el factor de expansión del gas. Es una función de la

presión de inyección en superficie.

Un factor limitante de este sistema es la viscosidad, se puede producir

pozos hasta con 13 ºAPI, además de 9-10 ºAPI con tratamiento térmico.

El porcentaje estimado de la caída del liquido esta entre el 5 al 7 % / 1000

pies levantados. Por ejemplo, la caída del liquido en un pozo con una

válvula de operación a 5000 pies no debería exceder de 25 a 30 % si la

presión de eyección de gas y al volumen son adecuados y la instalación

esta diseñada y operada de forma apropiada.

Ciclaje del gas de inyección, en una instalación intermitente la producción

máxima de producción se limita por el número máximo de ciclo de inyección

de gas por día y el volumen de líquido producido por ciclo. El número

máximo de ciclo de inyección de gas por día disminuye con la profundidad,

mientras más profundo el pozo; menores los ciclos. Mientras la presión de

inyección de gas sea menor y mas pequeños los tubos, el slug liquido por

ciclo será más pequeño.

La frecuencia máxima del ciclo de inyección de gas puede ser estimada

para varios pozos, como sigue:

Tiempo para completar un ciclo = 3 minuto / 1000 pies levantados

Si la válvula de operación se encuentra a una profundidad de 5000 pies, el tiempo

estimado que se requiere para completar un ciclo será de 15 minutos y la

frecuencia máxima del ciclo de inyección de gas será de 96 ciclos por día (1440

minuto / día divididos entre 15 minuto / ciclo). El tiempo real requerido para

completar un ciclo pude variar de acuerdo a la instalación, pero la mayoría de las


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instalaciones intermitentes requerirán aproximadamente 3 minutos por 1000 pies

de levantamiento.

Efecto de la presión en la cabeza de pozo; La presión del separador no

afecta muchos las operaciones intermitentes, a menos que el gas sea

altamente relativa a la presión de operación de gas o el BHP del pozo.

DDIISSEEÑÑOO DDEE UUNNAA IINNSSTTAALLAACCIIÓÓNN IINNTTEERRMMIITTEENNTTEE DDEE GGAASS LLIIFFTT

BBAASSAADDOO EENN UUNN 4400 YY 7700%% DDEE EESSTTAACCIIOONNAAMMIIEENNTTOO YY 5500 %% DDEE CCAARRGGAA

DDAATTOOSS::

LLoonnggiittuudd ddee llaa ttuubbeerrííaa oo pprrooffuunnddiiddaadd == 88000000 ppiieess

MMááxxiimmaa pprrooff.. ddee vváállvvuullaa == 77997700 ppiieess

BBHHTT 220000ººFF aa 88000000 ppiieess

GGrraaddiieennttee ddeell fflluuiiddoo ((GGff)) == 00..446655 ppssii//ppiiee

TTeemmppeerraattuurraa ddee ccaabbeezzaa == 8800ººFF

PPrreessiióónn ddee ccaabbeezzaa ((PPwwhh)) == 6600 ppssiigg

PPrreessiióónn fflluuyyeennttee ddee ccaabbeezzaa == 6600 ppssiigg

PPrreessiióónn ddee iinnyyeecccciióónn KKiicckk--ooffff eenn ssuuppeerrffiicciiee ((PPkkoo)) == 885500 ppssiigg

PPrreessiióónn ddee iinnyyeecccciióónn eenn ssuuppeerrffiicciiee == 885500 ppssiigg

PPrreessiióónn ddee iinnyyeecccciióónn aa 88000000 ppiieess ((PPiioodd**)) == 11000066 ppssiigg

PPrreessiióónn ddee ooppeerraacciióónn ddee iinnyyeecccciióónn yy ddiisseeññoo ((PPiioo))== 880000 ppssiigg

EEssppaacciiaammiieennttoo ddee llaa vváállvvuullaa eenn ssuuppeerrffiicciiee == 4400%%

EEssppaacciiaammiieennttoo ddee llaa vváállvvuullaa eenn pprrooffuunnddiiddaadd aa 88000000 ppiieess == 7700%%

CCaarrggaa ddeell fflluuiiddoo == 5500%%

ÁÁrreeaa ddee llaa vváállvvuullaa ggaass lliifftt ==00..7777 ppllgg22 ((11//22”” OODD vváállvvuullaa))

VVáállvvuullaa ddee ggaass lliifftt ccoonn aassiieennttoo == 77//1166””

TTeemmppeerraattuurraa ddee pprruueebbaa ddee llaa vváállvvuullaa == 6600ººFF

CCaallccuulloo ddee llaa llíínneeaa ddee ddiisseeññoo ddee iinnyyeecccciióónn::


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PPrreessiióónn ddee ddiisseeññoo ddee iinnyyeecccciióónn eenn ssuuppeerrffiicciiee

PPiioo == 880000 ppssiigg ((ddaattoo))

PPrreessiióónn ddee ddiisseeññoo ddee iinnyyeecccciióónn eenn pprrooffuunnddiiddaadd ((88000000 ppiieess))

PPiioodd ==PPrreessiióónn ddee iinnyy,, pprrooff ((PPiioodd**)) –– 5500 ppssiigg

PPiioodd == 11000066 ppssiigg –– 5500 ppssiigg

PPiioodd == 995566 ppssiigg

CCaallccuulloo ddee llíínneeaa ddee eessppaacciiaammiieennttoo ppaarraa vváállvvuullaass::

PPrreessiióónn ddee pprroodduucccciióónn eenn eessppaacciiaammiieennttoo ddee llaa vváállvvuullaa eenn ssuuppeerrffiicciiee ((PPppttss))

PPppttss == PPiioo ** eessppaacciiaammiieennttoo ddee vváállvvuullaa eenn ssuuppeerrff..

PPppttss == 880000 ** 00..44 == 332200 ppssiigg

PPrreessiióónn ddee pprroodduucccciióónn eenn eessppaacciiaammiieennttoo ddee llaa vváállvvuullaa eenn eell ffoonnddoo ((PPppttff))

PPppttff == PPiioodd ** eessppaacciiaammiieennttoo ddee vváállvvuullaa eenn eell ffoonnddoo

PPppttff == 995566 ** 00..77 == 666699 ppssiigg

CCaallccuulloo ddee llaa LLíínneeaa ddee CCaarrggaa::

PPrreessiióónn ddee ccaarrggaa eenn ssuuppeerrffiicciiee

PPccss == PPiioo ** ccaarrggaa ddee fflluuiiddoo ((%%))

PPccss == 880000** 00..55 == 440000 ppssiigg

PPrreessiióónn ddee ccaarrggaa eenn eell ffoonnddoo

PPccff == PPiioodd ** ccaarrggaa ddee fflluuiiddoo ((%%))

PPccff == 995566 ** 00..55 == 447788 ppssiigg

CCaallccuulloo llaa pprrooffuunnddiiddaadd ddee llaa 11eerraa vváállvvuullaa ((DD1

))

DD11

== ((PPkkoo –– PPwwhh))//GGff

DD11

== ((885500 -- 6600))ppssiigg //00..446655 ppssiigg//ppiiee

DD11

== 11669999 ppiieess


11

Donde:

AApp//AAbb ==ÁÁrreeaa ddee ppuunnttoo ddee ccaall..// áárreeaa eeffeeccttiivvaa ttoottaall == 00..119955

FFtt == FFaaccttoorr ddee tteemmppeerraattuurraa ((ddee ttaabbllaa))


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Número Profundidad Presion de Presión Presión Temperatura

Pbvd Pb Pvd

válvulas de válvula

linea

diseño de válvula de carga T (ºF) Ft (tabla)

1 1699 833 394 417 105 0,912 752 686 852

2 2707 853 438 426 121 0,884 770 680 845

3 3659 871 480 436 135 0,861 786 677 841

4 4558 889 519 445 148 0,841 802 675 838

5 5407 905 556 453 161 0,822 817 672 834

6 6209 921 591 461 173 0,805 831 669 831

7 6967 936 624 468 184 0,79 845 667 829

8 7683 950 655 475 195 0,775 857 664 825

Conclusión y Recomendación.

Para trabajar con este sistema de recuperación es necesario tomar en

cuenta todos los parámetros que se tienen a disposición para tal efecto;

pero lo principal es tener criterio técnico para poder hacer que el pozo

aporte el mayor volumen de líquido posible.

La optimización del uso de la energía natural disponible de un depósito es

crucial para cualquier instalación de la producción. La elevación de gas es

un proceso artificial de la elevación que se asemeja de cerca al proceso de

flujo natural y funciona básicamente como un realce o extensión de ese

proceso. El único requisito principal es una fuente disponible y económica

de gas a presión.

RECOMENDACION.-

El trabajar con este sistema lleva a tomar en cuenta otros aspectos que

también son importantes como es el caso del caudal del gas de la línea


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matriz puesto que esta es la que da la energía para que los pozos fluyan y

es importante mantener la presión de la misma teniendo un control

periódico de los compresores que es este el corazón mismo del campo que

trabaja con el sistema Gas Lift.

VENTAJAS.

Alto grado de flexibilidad y del diseño

Cable metálico recuperable

Manejo excelente en condiciones arenosas.

Mínimos Requisitos en instalaciones superficiales.

Control superficial de los caudales de producción.

Múltiples pozos en producción desde un solo compresor

Piezas móviles mínimas

Operable en pozos desviados

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