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El sistema de levantamiento artificial por bombeo neumático (Gas Lift) está considerado uno de los sistemas más flexibles y de mayor capacidad extractiva en la industria de la explotación de hidrocarburos. En este sistema se utiliza gas a una presión relativamente alta (250 PSI como mínima) para poder aligerar la columna de fluido y de este modo permitir al pozo fluir hacia la superficie (alivianar y arrastrar).
Tipo: Apuntes
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INTRODUCIÓN
En el primer apartado se hará principal enfoque a los distintos elementos y/o partes del cabezal, básicamente, el árbol de navidad del G.L gas Lift con cada una de sus secciones. Posteriormente, abordaremos el tema de la instalación superficial, para finalmente abordar lo que hay en el subsuelo y, a su vez, el funcionamiento propio de la inyección del gas tanto continúo como intermitente.
El método de producción ideal para la industria petrolera es el flujo natural pero como su tiempo de vida es corto, se requiere de un mecanismo que contribuya al recobro del mismo teniendo en cuenta la viabilidad económica y eficiencia productiva que este pueda generar. Para ello, se utilizan los sistemas de levantamiento artificial que tienen como finalidad maximizar la producción del pozo cuando éste presenta diferencial de presión muy baja entre el yacimiento y el pozo, y la energía propia de la formación no es suficiente para levantar el fluido. La selección óptima del tipo de sistema de levantamiento depende de las características del yacimiento, la disponibilidad de equipos y de las propiedades que presenta el fluido.
Con frecuencia, el Gas Lift es uno de los sistemas de levantamiento artificial más empleado en la industria debido a su facilidad de uso y a su similitud con el proceso de producción por flujo natural. Además, provee beneficios ambientales considerables y un porcentaje de recobro del 58-60%.
EQUIPO SUPERFICIAL
Gas Lift continuo e intermitente (presentación)
El Bombeo Neumático, tanto el Continuo como el Intermitente requiere de un equipo superficial para poder ejecutar y controlar la inyección del gas. Este equipo se compone principalmente de:
Control de inyeccion: 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 controlador de ciclos de inyección en la superficie.
Planta compresora: Comprime el gas proveniente de las estaciones de recolección o de las plantas de gas, donde previamente a sufrido el proceso de absorción. El gas que se envía al sistema de gas Lift por cada compresor, debe ser medido para llevar un buen control y observar la eficiencia del equipo.
Red de distribución de gas a alta presión: Sistema de tuberías y válvulas, por las que se distribuye el gas entre los pozos que poseen dicho sistema a través de la red de distribución que tenga el campo.
Red de recolección de gas a baja presión: Conjunto de tuberías y accesorios que se encargan de llevar el gas de los separadores de las estaciones de recolección, hasta la planta compresora. Esta red recoge el gas utilizado en el levantamiento más el gas que proviene del yacimiento y debe ser medido.
Equipo de medición y control: Conformado por los reguladores de flujo o de gas y los registradores de presión y flujo.
Registrador de presión y flujo: Equipos encargados de registrar datos de presión del tubing, casing y presión de la línea de gas Lift, mediante unos elementos de presión helicoidales tipo bourdon que se encargan de medir la presión de flujo. Este registrador de flujo posee además una cámara diferencial que mide la caída de presión o diferencial de presión a través de una platina de orificio colocada entre las bridas donde se instala el registrador. Ambos equipados con mecanismos de relojería que hacen girar (24hs, 7 días) una carta graduada a escala donde se registran las presiones y diferencial de presiones medidos.
Línea de descarga : conducto encargado de llevar la mezcla (fluidos del yacimiento Mas la corriente de gas inyectado) a las instalaciones de proceso para su separación y distribución. Debe mantenerse libre de depósitos y otros compuestos, no es recomendable tener una línea de flujo para muchos pozos.
Se muestran en la Figura N° 6, en donde se detallan los componentes:
Armadura de Surgencia para 5000 Psi. Válvulas de Seguridad Line Break en línea de producción e Inyección, con pilotos de Alta y Baja Presión. Válvula de Orificio Regulable GVS-20 de Gas Lift, graduada en 1/64” para poder calcular el gas inyectado en forma permanente. Línea de Inyección de Gas de 3”. Línea de Producción de 4” o 6”, el diámetro depende de la distancia a la estación de producción.
1. Válvula sobremaestra: toma la presión de la TP, sirve para diferentes operaciones sin interrumpir el flujo del pozo. 2. Distribuidor de flujo: distribuye los fluidos hacia uno u otro ramal de la TP, hacia la línea de recolección. 3. Válvulas laterales de la TP: pueden ser abiertas o cerradas para permitir o impedir el paso del fluido hacia la línea de recolección. 4. Porta estrangulador: para instalar un estrangulador fijo, y en caso de tener una válvula en la tapa, tomar la presión de la TP. 5. Válvula maestra: total control del pozo. 6. Combinación o adaptador: permite acoplar 2 medias bridas de diferentes medidas, la de la válvula maestra y la del cabezal de distribución de la TR de 6”. En el interior se aloja la bola colgadora que suspende la TP. 7. Opresores de la bola colgadora: centran y fijan la bola colgadora. 8. Asiento de la bola colgadora: donde se aloja la bola colgadora. 9. Válvulas laterales de la TR de 6”: toman la presión de la TR y permitir o impedir el flujo de los fluidos en caso de que los hubiera. Se toman registros de ecómetro (sistema integrado para la adquisición y diagnostico de datos en levantamiento artificial. Básicamente, evalúa la productividad de un pozo (registro de cartas dinamométricas).
A continuación veremos un cabezal típico del Gas Lift con cada una de sus secciones.-
Se compone en orden numérico de:
posterior por medio de otra válvula que se encuentra debajo del bache. La válvula que se encuentra debajo actúa como válvula de operación.
Ilustración 2. 5- Componentes de la válvula de inyección de gas.
Las válvulas de BN operan de acuerdo a ciertos principios básicos, que son similares a los reguladores de presión. La válvula operante por su lado se diseña específicamente para la circulación continua de gas, es decir inyección continua. Las instalaciones para flujo continuo, requieren una inyección controlada de gas en la columna que se mueve dentro de la tubería de producción, a fin de “aligerarla” y conservar el movimiento de éste al grado deseado. El grado deseado será aquel que presente la aportación mayor de aceite, con una relación gas inyectado-aceite menor.
Las válvulas de inyección además pueden ser convencionales o no recuperables, y recuperables con línea de acero. Las válvulas convencionales en caso de ser necesario su remplazo o reparación, debe de ser extraída toda la TP, operación que es en exceso costosa debido a la necesidad de equipo de reparación y producción diferida. Por su parte las válvulas recuperables, son alojadas en los llamados mandriles de “bolsillo lateral” de diámetros generalmente grandes (lo cual puede generar problemas por tamaño de TR), lo cual permite extraer la válvula, o inclusive operarla desde la superficie con línea de acero.
Mandriles
Son tuberías con diseños especiales. En sus extremos poseen roscas para conectarse a la sarta de producción formando, de este modo, parte integrada de ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o inyección a la profundidad que se necesite.
TIPOS DE MANDRILES:
Existen tres tipos de mandriles: convencional, concéntrico y de bolsillo.
MANDRIL CONVENCIONAL: Es el primer tipo usado en la industria. Consta de un tubo con una conexión externa, en la cual se enrosca la válvula, con protector por encima de la válvula y otro por debajo. Para cambiar la válvula, se debe sacar la tubería.
MANDRIL CONCÉNTRICO: la válvula se coloca en el centro del mandril y toda la producción del pozo tiene que pasar a través de ella. No es posible correr bombas de presión ni herramientas por debajo del primer mandril colocado, debido a la limitación del área (1 3/8 pulgadas de diámetro). MANDRIL RECUPERABLE : Son los que tienen unos soportes externo donde se instala la válvula de levantamiento. Este mandril se enrosca en la tubería de producción.
MANDRIL DE BOLSILLO: la válvula se encuentra instalada en el interior del mandril, en un receptáculo llamado bolsillo. Puede ser fijada y recuperada con una guaya fina, sin necesidad de sacar la tubería.
Existen dos métodos de bombeo neumático:
Flujo continuo: el gas es inyectado dentro de la tubería de producción del fluido con el objeto de reducir la densidad de la columna lo necesario para permitir a la presión de formación el levantamiento de dicha columna a la superficie.
Flujo intermitente: el fluido dentro de la tubería de producción es levantado en forma de columna o pistones inyectando gas. La expansión adicional del gas obliga al fluido a moverse hacia la superficie, por lo que requiere operación cíclica.
Elevación neumática
Es un método de producción artificial de fluidos en que se usa gas a presión como medio transportador. El gas Lift, puede ser instalado. Durante la fase de completacion del pozo o posteriormente, cuando la presión de la formación es insuficiente para elevar los fluidos hasta la superficie. Las instalaciones del gas Lift son bastante versátiles, pudiendo ser aplicadas para pozos de cualquier profundidad, presión de reservorio y para volúmenes de flujo de pocos barriles por día.
Método de gas Lift
El gas Lift es inyectado en la columna liquida a profundidad y el liquido queda encima del punto de inyección y viene a la superficie porque es desplazado por el gas inyectado o porque se gasifica, tornándose más liviano y pudiendo entonces ser producido como si fuera Surgencia natural.
Cuando el gas es inyectado controladamente y continuamente, siendo utilizado para gasificar la columna liquida encima del punto de inyección, tornándose más liviana la producción se realiza por la acción de las fuerzas del reservorio (como Surgencia natural) el gas Lift se llama de continuo.
Gas Lift continúo
El gas que es inyectado en el espacio anular del pozo e introducido en el tubing (columna) a través de la válvula operadora, gasificando y tornando más leve la columna de fluido de tal manera que la presión de fondo dinámica (pf) con la ayuda de la expansión del gas inyectado y suficiente para levantar los fluidos hasta la superficie, dando cierta presión en la cabeza del pozo (ptj).
El principio de operación del Bombeo Neumático Continuo:
A. El pozo se encuentra lleno de fluido de control tanto en tubería de producción como en la tubería de revestimiento. Al iniciar la inyección de gas, todas las válvulas están abiertas debido al principio de Arquímedes o de flotación circulando de esta manera el fluido de control del espacio anular a través de ellas hacia la tubería de producción; cabe señalar que el fluido de control está descargando en "U”, ya que dado el nivel tan alto en el espacio anular, impide que haya flujo del gas de inyección a través de la válvula hacia la tubería de producción.
B. El nivel de fluido está justamente arriba de la primera válvula y continúa circulando a través de las válvulas hacia la tubería de producción.
C. El nivel del fluido está por debajo de la primera válvula, dejándola al descubierto eliminando el fenómeno de flotación y permitiendo que el mecanismo actúe cerrando la
válvula, hasta que la presión de gas comprimido en el espacio anular, venza la presión de calibración de la válvula permitiendo el paso de gas a través de ella a la TP, impulsando de esta manera la columna de fluidos que se encuentran arriba de ella.
D. La primera válvula ha vencido su presión de calibración y se encuentra operando. El resto de las válvulas por debajo de la segunda continúan abiertas al estar aún sumergidas en fluido de control, pasando éste a través de las válvulas a la TP.
E. El nivel de fluido de control está por debajo de la segunda válvula, dejándola al descubierto y por lo tanto se encuentra cerrada hasta vencer su presión de calibración. Las válvulas por debajo de la segunda continúan aún abiertas, permitiendo seguir desalojando el fluido de control a través de ellas.
F. La tercera válvula ha quedado descubierta, permitiendo accionarse para permanecer cerrada hasta que la presión del gas en el espacio anular venza su presión de calibración. El gas continúa desplazando el fluido de control a través de la cuarta válvula.
G. La aportación de fluidos del pozo va siendo mayor y los volúmenes de gas inyectado se incrementan al incrementar la profundidad de operación de la válvula operante. La cuarta válvula ha quedado descubierta y la presión ejercida por el gas de inyección ha vencido la presión de calibración de la válvula.
H. La quinta válvula finalmente se encuentra operando, todas las válvulas por encima de ésta y que sirvieron para desalojar el fluido de control se encuentran cerradas, por tal motivo a la última válvula del aparejo se le denomina válvula operante. El pozo está aportando volumen de fluido de acuerdo con su capacidad productiva.
