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U. A .G .R . M. - F IC H

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.

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

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.

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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

P

Presión de Arranque

R Presión de Trabajo E S I

TIEMPO

O

Presión de Arranque. N

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.

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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. DISEÑO

DE

UNA

INSTALACIÓN

INTERMITENTE

DE

GAS

BASADO EN UN 40 Y 70% DE ESTACIONAMIENTO Y 50 % DE CARGA  DATOS: Longitud de la tubería o profundidad = 8000 pies Máxima prof. de válvula = 7970 pies BHT 200ºF a 8000 pies Gradiente del fluido (Gf) = 0.465 psi/pie Temperatura de cabeza = 80ºF Presión de cabeza (Pwh) = 60 psig Presión fluyente de cabeza = 60 psig Presión de inyección Kick-off en superficie (Pko) = 850 psig Presión de inyección en superficie = 850 psig Presión de inyección a 8000 pies (Piod*) = 1006 psig Presión de operación de inyección y diseño (Pio)= 800 psig Espaciamiento de la válvula en superficie = 40% Espaciamiento de la válvula en profundidad a 8000 pies = 70% Carga del fluido = 50% Área de la válvula gas lift =0.77 plg2 (1/2” OD válvula) Válvula de gas lift con asiento = 7/16” Temperatura de prueba de la válvula = 60ºF Calculo de la línea de diseño de inyección:

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LIFT

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 Presión de diseño de inyección en superficie Pio = 800 psig (dato)  Presión de diseño de inyección en profundidad (8000 pies) Piod =Presión de iny, prof (Piod*) – 50 psig Piod = 1006 psig – 50 psig Piod = 956 psig Calculo de línea de espaciamiento para válvulas:  Presión de producción en espaciamiento de la válvula en superficie (Ppts) Ppts = Pio * espaciamiento de válvula en superf. Ppts = 800 * 0.4 = 320 psig  Presión de producción en espaciamiento de la válvula en el fondo (Pptf) Pptf = Piod * espaciamiento de válvula en el fondo Pptf = 956 * 0.7 = 669 psig Calculo de la Línea de Carga:  Presión de carga en superficie Pcs = Pio * carga de fluido (%) Pcs = 800* 0.5 = 400 psig  Presión de carga en el fondo Pcf = Piod * carga de fluido (%) Pcf = 956 * 0.5 = 478 psig Calculo la profundidad de la 1era válvula (D ) 1 D = (Pko – Pwh)/Gf 1 D = (850 - 60)psig /0.465 psig/pie 1 D = 1699 pies 1

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Donde: Ap/Ab =Área de punto de cal./ área efectiva total = 0.195 Ft = Factor de temperatura (de tabla)

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Número Profundidad Presion de Presión

válvulas de válvula

linea diseño

Presión

Temperatura Pbvd Pb

Pvd

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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