Universidad de Oriente Ncleo de Monagas Escuela de Ingeniera de Petrleo Maturn-Edo. Monagas* * * * * * * *

Profesora:Ing. Milagros Sucre

Maturn, febrero 2011

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No es afectado severamente por la corrosin. Este mtodo es ms flexible que los otros, porque puede disearse para operar avarias tasas de produccin sin necesidad de cambiar elementos hueco abajo.

Los costos de operacin son significativamente menores, especialmente en

instalaciones de pozos profundos (ms de 10.000 pies).El equipo tiene pocas o ningn parte movible., dando as una ms larga vida deservicio al compararlo con el equipo de otros mtodos de levantamiento.

Permite utilizar el mismo gas natural que se produce en los pozos.

ParaPuede ser que poseen suficiente gas, resulta ser el sistemamltiples. campos utilizado en pozos desviados y en completaciones ms econmico y verstil.

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Necesita una fuente de gas y requiere facilidades No es econmico en pozos distantes. de compresin.

El personal tcnico debe ser calificado. Si el gas de LAG es corrosivo debe ser tratado.

El LAG intermitente no utiliza la energa del Mayor riesgo debido a la alta presin de gas. yacimiento.

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Es indispensable contar con una fuente que suministre el gas.

Se presentan problemas de congelacin y produccin de hidratos.

Problemas de arenamiento en las tuberas.

Se presentan problemas en reas urbanas por manejo de gas a altas presiones.

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LAG ContinuoDonde se inyecta gas en forma columna continua de en la para fluido

levantarla bajo condiciones de flujo continuo.

LAG IntermitenteDonde se inyecta gas en forma cclica en la columna de fluido para levantarla en flujo intermitente, es decir, en

forma de tapones de lquido.

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L.A.G. ContinuoSe utiliza en pozos con alta a mediana energa (presiones estticas mayores a

L.A.G. IntermitenteSe 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).

150 lpc/1000 pies) y de alta a medianaproductividad (preferentemente ndices de productividad mayores a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas tasas de produccin (mayores de 200 bpd).

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Reduccin de la densidad del fluido y del peso de la columna lo queaumenta el diferencial de presin aplicado al rea de drenaje del yacimiento.

Expansin del gas inyectado la cual empuja a la fase lquida.

Desplazamiento de tapones de lquido por grandes burbujas de gas

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La eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se mide por el consumo de gas requerido para

producir

cada

barril

normal

de

petrleo,

la

eficiencia aumenta en la medida que se inyecta por el punto ms profundo posible la tasa de gas

adecuada, de acuerdo al comportamiento deproduccin del pozo.

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La tasa de inyeccin de gas depender de la tasa de produccin, del aporte de gas de la formacin y de la RGL total requerida por encima del punto de inyeccin. Estimar la RGL total adecuada depender de si se conoce o no el comportamiento de afluencia de la formacin productora.

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Para el LAG continuo la tasa de inyeccin diaria de gas se controla con una vlvula ajustable en la superficie, la presin aguas arriba ser la presin del sistema mltiple, mientras del que de la presin aguas abajo como depender tipo vlvulas utilizadas

operadora en el pozo y de la tasa de inyeccin de gas

suministrada al pozo.

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L.A.G. 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 levantaconjuntamente con los fluidos aportados por el yacimiento a travs de la tubera de produccin.

L.A.G. 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 travsdel espacio anular antes mencionado.

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Ventajas Maximiza el uso del gas disponible en el reservorio.

Maneja grandes volmenes de produccin fcilmente. Pueden manejarse fcilmente el agua y el sedimento. Desventajas No se puede obtener presin mnima de fondo al producir el pozo, ya que la misma se incrementa, tanto por la profundidad como por el volumen de gas inyectado. Se debe disponer de una fuente de gas.

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Lquido + Gas

El

levantamientoGas Gas

mediante este tipo de flujo consiste en inyectar gas a la tubera de

Tapn de lquido + gas

produccin, a intervalosregulares, para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de lquido.Contnuo Intermitente

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CERRADA ABRE

ABRE

CIERRA

CIERRA

CERRADA

t i : TIEMPO DE INFLUJO

t v : TIEMPO DE VIAJE

t e : TIEMPO DE ESTABILIZACINN = 1440 / Tc

Tc (min) = TIEMPO DE CICLO = t i + t v + t e

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InflujoInicialmente 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.

LevantamientoUna vez restaurado el tapn de lquido, la presin del gas en el anular debe alcanzar a nivel de la vlvula operadora

EstabilizacinAl 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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Mximaprofundidad de inyeccin Control de la inyeccin

Tasa de inyeccin de gas adecuada

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Baja tasa de produccin.Baja relacin gas-fluido. Alta densidad del petrleo. Baja presin de fondo.

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1 2 3

LAG intermitente convencional.

LAG intermitente con cmara de acumulacin.

LAG intermitente con pistn metlico.

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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 elgas desplaza directamente al tapn de lquido en contra de la gravedad.

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.

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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 interface slida entre el gas inyectado y el tapn de lquido a levantar.

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Flujo Intermitente

Ventajas

Desventajas

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El volumen diario de gas utilizado con fines de levantamiento, utiliza parcialmente la capacidad del sistema de compresin. La capacidad de compresin

restante es utilizada por el gas proveniente de losyacimientos y recolectado a travs del sistema de baja presin

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(El volumen diario de gas recolectado) (El gas venteado) ( El utilizado por el sistema de baja presin)

Gas del sistema de compresin

(Volumen de gas del sistema de compresin) ( El extrado en inter etapas)

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, recirculacin, etc.

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La tasa de gas de levantamiento medido en el registradorde flujo de cada pozo, debe ser aproximadamente igual al la tasa de gas que deja pasar la vlvula operadora de subsuelo bajo condiciones dinmicas de operacin, es decir, bajo el diferencial de presin existente entre la presin del gas de inyeccin y la presin en la columna de fluido frente a la vlvula.

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Su funcin es la de permitir que el gas pase del anular de produccin a la tubera de produccin, mediante un control de la presin de inyeccin.

Un orificio o asiento, que es cerrado o abierto por un elemento de sello ubicado en la punta de un vstago.

Conductos para Un fuelle y/o resorte.la

inyeccin de gas.

Una cmara o sello, formado por tamao del orificio cargada que se encuentra conectado a la Un elemento dedomo, mayor que elel tope del fuelle , o asiento,con un gas a presin (usualmenteseccin inferior del fuelle o resorte mediante un vstago. nitrgeno).

Elementos de sello.

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Vlvulas Operadaspor Presin de Gas

Vlvulas Operadas por Presin de Fluido

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En

una

completacin

los

mandriles

forman parte de la sarta de produccin,

y es en ellos dondelevantamiento mandriles se pueden

las

vlvulas

para

instalan. Estos ser convencionales,

de bolsillo y concntricos.

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La vlvula de levantamiento artificial por gas va enroscada en la parte exterior del mandril,

por

lo

tanto

para

poder

recuperarla es necesario sacar la sarta de produccin. Este tipo de mandril esta en desuso

debido a los costos asociados.

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En el mandril de bolsillo, a diferencia del convencional, la vlvula va instalada en

un bolsillo lateral del mandril y puede seralcanzada con un equipo de guaya fina a travs del interior de la tubera. La seccin receptora de la vlvula, o bolsillo, forma parte del mandril y est ubicado desviado del hueco principal de la tubera.

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La vlvula va instalada en el centro del mandril, los fluidos producidos entre la y vlvula no tienen y el que pasar por el espacio mandril, lo cual es muy limitada permite

correr

herramientas

a

travs de l.

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Mantener la presin del constante y proporcionar gas seco

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Directamente

de

la

descarga

del

compresor, de un pozo suplidor de gas o de un punto de distribucin (mltiple) para cada pozo

Una lnea de distribucin troncal con distribucin individual para cada pozo.

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Compresor Reciprocante Utilizado cuando el gas de baja presin debe ser

descargado a alta presin y la tasa de flujo es k > suficientemente baja para no poder ser manejado por

compresor centrfugo.Compresor Centrfugo Este tipo de compresor es el ms comn cuando se desea

manejar altos volmenes de gas

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Gas

GasProducido

Acumulado

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Flujo No Continuo:

Flujo Continuo:

Flujo Semicontinuo:

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2500

40 000 =5

2000

TH P

=

50 0

Presin, LPC

1500

TPRL RG

1000

1/ 2"

WPR500

ck

no

0 0

SPR200 400 600 800 1000 1200

Como puede observarse en el grfico, la produccin mxima esperada del nuevo pozo ser de unos485 BFPD, con una presin en el cabezal de de 300 lpca, una relacin gas/lquido de 500 PCN/BN y una presin de fondo fluyente del orden de 1500 lpca.

15 00 20 00

3/ 8"

0 00 1

30 0

ck

IPR

qL, BPD

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Existe una relacin gas/lquido

de

produccin para la cual la cada de presin en el sistema es mnima. Esta es la RGL ptima. Por encima de ella el gradiente ocasionado por el mayor flujo de gas sera mayor

que la reduccin del gradiente deenerga potencial causado por la disminucin de la densidad de la mezcla bifsica. Por debajo de ella

ocurrira lo contrario

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Pwf Pwh Gav H v Gbv H f H v

Pwf = presin de fondo fluyente, lpca Pwh = presin en el cabezal, lpca

Gav = gradiente de presin promedio sobre la vlvula, lpc/pieGbv = gradiente de presin promedio por debajo de la vlvula Hv = profundidad del punto de inyeccin, pies Hf = profundidad, pies

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Ptv Pcv Pv

Ptv = Presin del eductor a la profundidad de inyeccin, lpca Pcv= Presin del anular a la profundidad de inyeccin, lpca Pv= Cada de presin en la vlvula (presin diferencial), lpca

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Usualmente, la profundidad del punto de inyeccin es suministrada como informacin bsica para el diseo y debe ser la mxima posible a fin de generar la menor fluyente presin y de de fondo la maximizar

capacidad

produccin

del pozo.

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Pozos activos

199

Produccin actual 52154 BNPD

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Mecanismo de Produccin Bombeo Mecnico (BM)

Pozos 110

BNPD 55% 23287 45%

Bombeo por Cavidad progresiva (BCP)Bombeo Electrosumergible (BES) Levantamiento Artificial por Gas (LAG) Flujo Natural (NF)

505 30 4

25% 14820 28%3% 4194 8% 15% 8826 17% 2% 1027 2%

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Pozos activos

24

Produccin actual

5410 BNPD.

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POZOS BNPDBombeo Mecnico 17 71% 3412 63% Bombeo por Cavidad Progresiva 7 29% 1998 37%

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Pozos Activos

74

Produccin Actual

17527 Bnpd

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Mecanismo de ProduccinBombeo Mecnico Bombeo Electrosumergible Levantamiento Artificial por Gas Flujo Natural

POZOS BNPD5 7% 935 5% 2 3% 935 5% 52 70% 11295 64% 15 20% 4538 26%

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Miembro Jobo

Arena 1-32

1-373 5-52

5-54 Morichal7-5/10 7-15 7-20

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En este Campo se han perforado 146 pozos de los cuales 17 producen actualmente, 33 estn cerrados y 96 est abandonados.

De los pozos activos 11 producen por levantamiento artificial por gas y 6por flujo natural.

POZOS ACTIVOS PRODUCCIN ACTUAL

17 4154 BNPD

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POZOS BNPD Levantamiento Artificial por Gas (LAG) 11 65% 2740 66% Flujo Natural (FN) 6 35% 1414 34%

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