ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA

NDICE

ContenidoNDICE2NDICE de TABLASError! Marcador no definido.2.INTRODUCCIN43.PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA43.1.Identificacin del problema43.2.Planteamiento del problema43.3.Formulacin del problema54.OBJETIVOS y acciones54.1.Objetivo general54.2.Objetivos especficos55.JUSTIFICACIN.55.1.Justificacin tcnica55.2.Justificacin econmica56.FUNDAMENTACIN TERICA66.1.Conceptos bsicos del yacimiento.66.1.1.Porosidad.66.1.2.Permeabilidad.66.1.3.Saturacin de los fluidos.76.1.4.Permeabilidad efectiva y relativa.76.1.5.Temperatura del yacimiento.86.1.6.Propiedades presin, volumen, y temperatura (PVT) para los hidrocarburos.86.1.7.Presin de burbuja (Pb).86.1.8.Factor volumtrico del petrleo (Bo).86.1.9.Relacin del gas disuelto en el petrleo (Rs).86.1.10.Compresibilidad isotrmica (Cot)96.1.11.Viscosidad del petrleo ().96.2.Conceptos bsicos del sistema de produccin.96.2.1.ndice de productividad (IPR).96.2.2.Patrones de flujo o regiones de flujo vertical.106.3.Generalidades del GAS LIFT126.3.1.Concepto.126.3.2.Tipos de GAS LIFT.126.3.3.Eficiencia del levantamiento artificial GAS LIFT.156.3.4.Optimizacin de sistemas de levantamiento artificial GAS LIFT166.4.cararteristicas, mecanismo y clasificacion de las valvulas de Bombeo mecanico.176.4.1.Caractersticas.176.4.2.Mecanismos de las vlvulas sub superficiales de BN.176.4.3.Clasificacin de las instalaciones de Bombeo mecnico.186.5.Descripcion del funcionamiento216.5.1.Bombeo neumtico continuo.216.5.2.Descarga.227.conclusiones.288.Bibliografa29

INTRODUCCINDespus de terminar de perforar del pozo, el pozo est listo para empezar a producirse puede producir por surgencia natural lo que no ocurre en la mayora de las perforaciones por diferentes razones (la profundidad del yacimiento, su presin, la permeabilidad de la roca reservorio, las prdidas de presin, etc.) por eso es necesario tomar en cuenta algn mtodo para extraer la mayor cantidad de petrleo del yacimiento.Uno de los mtodos ms adecuados y utilizados para la recuperacin o levantamiento es a travs del mtodo de GAS LIFT la cual puede ser aplicada a uno o varios pozos para una ptima recuperacin. Se utiliza este mtodo para recuperar la mayor cantidad de petrleo del yacimiento.PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMAIdentificacin del problemaCuando la presin del reservorio va cayendo simultneamente la produccin en Superficie va desmullendo a medida que el tiempo pase y la presin caiga se tendr en superficie menor produccin por eso es necesario utilizar un mtodo de recuperacin o de levantamiento para aumentar la vida til de nuestro yacimiento.

Planteamiento del problemaPara realizar el incremento de la produccin es necesario tomar en cuenta todos los parmetros del reservorio para la utilizacin de algn mtodo artificial o de levantamiento artificial.

Formulacin del problemaConocer mtodo de recuperacin o levantamiento artificial del petrleo a travs de GAS LIFT.OBJETIVOS y accionesObjetivo general Conocer e identificar el procedimiento del mtodo o levantamiento artificial GAS LIFT.

Objetivos especficos Conocer el procedimiento del mtodo de recuperacin artificial GAS LIFT. Identificar las ventajas y desventajas del mtodo de recuperacin artificial GAS LIFT. Identificar los diferentes equipos y herramientas para el mtodo de recuperacin artificial GAS LIFTJUSTIFICACIN.Justificacin tcnicaEs necesario hacer una recuperacin o levantamiento artificial porque solo se llega a producir el 10% del petrleo en el yacimiento por lo cual es necesario la utilizacin de algn mtodo de recuperacin o levantamiento artificial.Justificacin econmicaEs necesario la recuperacin de petrleo para sustentar los gastos que se tuvo en la perforacin del pozo y produccin.FUNDAMENTACIN TERICAConceptos bsicos del yacimiento.Porosidad.Es la medida del volumen de espacios porosos en la roca que tiene la capacidad de almacenar fluidos en cualquier condicin. Se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). La porosidad total es considera como el volumen poroso del total de poros estn o no interconectados

Donde:: Porosidad Vp = Volumen Poroso VT = Volumen Total Vg = Volumen de granosLa porosidad se mide en laboratorio sobre muestras de ncleos de pozos y esta medida se usa para calibrar los clculos de porosidad hechos desde registros elctricos. Sin embargo no todo el espacio poroso est disponible para almacenar fluidos, por esta razn cuando se cuantifica volumen de fluidos mviles se trabaja con porosidad efectiva. (Angelone, 2006)

Permeabilidad.Se refiere a los espacios abiertos (poros) en los diferentes tipos de rocas: En las Rocas Duras: Los espacios corresponden a fracturas, diaclasas, planos de estratificacin y cavidades producto de la disolucin. Estos espacios no tienen una distribucin uniforme y se consideran como fenmenos localizados. Este tipo de porosidad se denomina porosidad secundaria En las Rocas Blandas los poros estn presentes entre los granos individuales y los minerales. La distribucin de stos poros es mucho ms homognea que en las rocas consolidadas. Este tipo de porosidad se denomina Porosidad Primaria o Porosidad Intergranular. (Sanchez., 2010)

Saturacin de los fluidos.Es la relacin del volumen que un fluido ocupa en un espacio poroso. Esta medida esImportante para conocer la cantidad de agua, petrleo y gas existente en la roca. (Cruz, Propiedades de las rocas y de los fluidos., 2006)

Donde:Sx, saturacin del Fluido x, (ya sea Agua, Petrleo, Gas).Vx, volumen del fluido x.Vp, volumen poroso.Permeabilidad efectiva y relativa.Permeabilidad efectiva.Es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o ms fases estn presentes y tambin se mide en Darcy. Cuando dos o ms fases estn fluyendo simultneamente en un medio poroso permeable, la permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es funcin de la saturacin de la fase. (VILORIA., 2004)Permeabilidad absoluta.Es la relacin o razn entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. (VILORIA., 2004)

Temperatura del yacimiento.El gradiente geotrmico es definido como el gradiente de temperatura existente por debajo de la superficie de la tierra, tomando la temperatura en la superficie como la temperatura ambiental promedio. Dado que la temperatura en un yacimiento en particular es controlada por el gradiente geotrmico existente en el rea, esta permanece constante a lo largo de la vida del yacimiento, lo que significa que todos los procesos en el yacimiento son isotrmicos.2 A menos que se implanten procesos trmicos. (Nieto, 2000)Propiedades presin, volumen, y temperatura (PVT) para los hidrocarburos.Para poder reconocer qu tipo de crudo se encuentra en el yacimiento se le deben realizar a este una serie de pruebas en el laboratorio con la finalidad de conocer ciertas propiedades fsicas, tales como: Presin en el punto de burbujeo (Pb), Factor volumtrico del petrleo (Bo), Relacin del gas disuelto en el petrleo (Rs), Coeficiente de compresibilidad isotrmico (Cot) y la viscosidad de crudo (o). Para el agua y el gas se miden propiedades similares. (Pacheco, 2002)Presin de burbuja (Pb).Es la presin a la cual aparece la primera burbuja de gas en el yacimiento. (Perez, 2010)Factor volumtrico del petrleo (Bo).Es definido como la relacin del volumen de petrleo (ms su gas en solucin) a condiciones del yacimiento con respecto al volumen de petrleo a condiciones estndar. Tiene unidades de (BY/BN). (Prez, 2002)Relacin del gas disuelto en el petrleo (Rs).Es el volumen de gas, en pies cbicos estndar (PCN), que se disolver en un barril de petrleo del tanque (BN) a unas condiciones dadas de presin y temperatura. Tiene unidades de (PCN/BN). (Rodrguez, 2007)

Compresibilidad isotrmica (Cot)La compresibilidad isotrmica de una sustancia es dada por la siguiente ecuacin:

Donde:C, compresibilidad isotrmica.V, volumen.P, presin.La ecuacin describe el cambio de volumen a medida que la presin vara, mientras se mantiene la temperatura. (Corage, 2009)Viscosidad del petrleo ().La viscosidad es una propiedad del fluido y sta ofrece resistencia al movimiento relativo de sus molculas. Los principales parmetros que afectan la viscosidad son la temperatura y la presin. (Gonzlez, 2004)Conceptos bsicos del sistema de produccin.ndice de productividad (IPR).La relacin entre la tasa de produccin de un pozo y la cada de presin en la formacin expresa el concepto de ndice de productividad, J. Igualmente, el ndice de productividad es una medida de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos que es comnmente medida.

En algunos pozos el ndice de productividad es directamente proporcional a la presinDiferencial (Pe Pwf) de fondo, por lo tanto ste permanecer constante. En otros pozos, a altas tasas de flujo la proporcionalidad no se mantiene y el ndice de productividad disminuye. La causa de esta disminucin puede ser debida a diversos factores: a) turbulencia a altas tasas de flujo, b) disminucin en la permeabilidad del petrleo debido a la presencia de gas libre resultante de la cada de presin en el pozo, c) aumento de la viscosidad del petrleo con la cada de presin por debajo del punto de burbujeo, d) reduccin de la permeabilidad debido a la compresibilidad de la formacin. En la prctica los valores del ndice de productividad son variados dependiendo de las caractersticas de cada pozo y de la zona donde se encuentre el pozo. En base a una experiencia general se han fijado los siguientes valores como indicativos de ndice de productividad de un pozo. (production, 2000)Patrones de flujo o regiones de flujo vertical.Flujo monofsico.Se refiere al de una sola fase lquida sin gas libre. La presin en la tubera es an mayor que la presin de burbujeo. (caceres, 2000)Flujo tapn.Dicho rgimen de flujo comienza cuando las burbujas de gas aumentan de tamao y se vuelven ms numerosas, por lo que las burbujas ms grandes se deslizan hacia arriba a mayor velocidad que las pequeas, arrastrando a las mismas. Puede llegarse a una etapa en la cual estas burbujas son del dimetro de la tubera de produccin y el rgimen de flujo ha llegado a ser tal, que los tapones de lquido que contiene pequeasBurbujas de gas estn separados entre s por bolsas de gas que ocupan toda la seccinTransversal de la tubera de produccin, excepto por una pelcula de lquido que se mueve relativamente despacio a lo largo de la pared de la tubera. Estas condiciones se conocen como flujo por tapones o baches. La velocidad del gas es siempre mayor que la del lquido. Esta diferencia de velocidades origina no solo prdidas de presin por friccin contra la pared de la tubera, sino tambin una cantidad de lquido retenido en la tubera que afectar notablemente la densidad de la mezcla fluyente. Tanto la fase gaseosa como la lquida influyen significativamente en el gradiente de presin. (caceres, 2000)Flujo burbuja.Este tipo de rgimen de flujo tiene lugar debido al agotamiento de la presin en la tubera de produccin, lo cual causa la formacin de burbujas de gas, las cuales se dispersan en el lquido (fase continua), siendo la distribucin aproximadamente homognea a travs de la seccin transversal de la tubera. La reduccin en la densidad da como resultado un aumento en la velocidad, con la cual la friccin asume ms importancia. La fuerza de flotacin de las burbujas causa una diferencia entre la velocidad del gas (que sube a diferentes velocidades dependiendo del dimetro de la burbuja) y la velocidad del lquido (que sube a una velocidad ms o menos constante), produciendo un aumento en la densidad aparente del fluido, basada en la relacin gas-lquido medida en la superficie. El gas permanece menos tiempo en la tubera que el lquido y excepto por su densidad, tiene muy poco efecto sobre el gradiente de presin. Este rgimen es dividido en flujo burbuja y flujo disperso. El primero ocurre a tasas relativamente bajas de lquido y se caracteriza por desplazamiento entre las fases de gas y lquido mientras que el segundo ocurre a tasas relativamente altas de lquido, logrando esta fase arrastrar burbujas de gas. (caceres, 2000)Flujo anular.Se produce cuando las burbujas de gas se expanden y atraviesan los tapones de lquidos ms viscosos, originando que el gas forme una fase continua cerca del centro de la tubera, llevando hacia arriba pequeas gotas de lquido en ella, y a lo largo de la tubera se produce una pelcula de lquido que se mueve hacia arriba. (caceres, 2000)Flujo espuma.Si el lquido tiene tensin interfacial alta, las burbujas no se unen. En su lugar, el gas y el lquido se combinan para formar una espuma perdurable. Cuando esto ocurre, el fluido es muy ligero, no hay diferencia entre las velocidades del lquido y del gas, pero la friccin es muy grande. Cuando se trata de crudos con menos de 14 API, o emulsiones con ms de 90 % de agua, la espuma que se forma causa problemas de produccin, separacin y medicin. (caceres, 2000)Flujo neblina.Finalmente, a medida que la velocidad del gas contina aumentando (a causa de la reduccin de presin), se produce una inversin en el medio continuo. El gas pasa a ser el medio continuo y el flujo pasa a condicin neblina, es decir, el lquido fluye en forma de pequeas gotas suspendidas en una fase gaseosa continua, por lo que no se considera deslizamiento entre fases. La mezcla es muy liviana, pero existe una diferencia entre el gas y el lquido. La friccin no tiene importancia en este tipo de flujo. En este rgimen se observa una pelcula de lquido que cubre la pared interna de la tubera, por lo que algunos autores lo llaman rgimen anular-neblina. Esta pelcula facilita el avance del gas afectando la rugosidad efectiva de la tubera. El efecto de lquido no se toma en cuenta en los clculos de las prdidas de energa por friccin y en general la fase gaseosa es la que gobierna la cada de presin total a lo largo de la tubera. Es posible encontrar uno o varios regmenes de flujo en un pozo. La secuencia de formacin de los diferentes regmenes de flujo puede variar con respecto a lo discutido anteriormente.

Generalidades del GAS LIFTConcepto.Es un mtodo mediante el cual se inyecta gas a alta presin en la columna de fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie.Tipos de GAS LIFT.Existen dos tipos bsicos de levantamiento artificial por gas: LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantarla bajo condiciones de flujo continuo. LAG Intermitente: donde se inyecta gas en forma cclica en la columna de fluido para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de lquido. (Arteaga, 2006)Levantamiento artificial por el gas contino.En este mtodo se introduce un volumen continuo de gas a alta presin por el espacio anular a la tubera de produccin para airear o aligerar la columna de fluidos, hasta que la reduccin de la presin de fondo permita una diferencial suficiente a travs de la formacin, causando que el pozo produzca al gasto deseado. Para realizar esto se usa una vlvula en el punto de inyeccin ms profundo con la presin disponible del gas de inyeccin, junto con la vlvula reguladora en la superficie. Este mtodo se usa en pozos con alto ndice de productividad (IP >0.5 bl/dia/lb/pg2) y presin de fondo fluyendo relativamente alta, (columna hidrosttica del orden del 50% o ms en relacin con la profundidad del pozo).En pozos de este tipo la produccin de fluidos puede estar dentro de un rango de 200 a 20000 bl/da a travs de tuberas de produccin comunes. Si se explota por el espacio anular, es posible obtener an ms de 80000 bbl/da. El dimetro interior de la TP (tubera de produccin) rige la cantidad de flujo, siempre y cuando el ndice de productividad del pozo, la presin de fondo fluyendo, el volumen y la presin del gas de inyeccin y las condiciones mecnicas sean ideales. (Tirado, 2002) Ventajas del BNC: Pocos problemas al manejar gran volumen de slidos. Manejo de grandes volmenes en pozos con alto IP. Muy flexible para cambiar de continuo a intermitente. Discreto en localizaciones urbanas. Sin dificultad para operar en pozos de alta Relacin Gas-Lquido (RGL). Opera en pozos con terminaciones desviadas. Desventajas del BNC: Disponibilidad del gas de inyeccin. Dificultad para manejar emulsiones. Formacin de hidratos y congelamiento del gas. La T.R debe resistir presiones elevadas. Experiencia del personal mnima. Factores que afectan el BNC: Presin en la T.R y lnea de descarga. Profundidad de inyeccin. Profundidad, presin y temperatura del yacimiento. IP. % de agua. Relacin de Solubilidad (Rs) y gas libre en el fluido del pozo. Presin de separacin. Suministro del gas.

Levantamiento artificial por el gas intermitente.El bombeo neumtico intermitente consiste en producir peridicamente determinado volumen de aceite impulsado por el gas que se inyecta a alta presin, el gas es inyectado en la superficie al espacio anular por medio de un regulador, un interruptor o por la combinacin de ambos; este gas pasa posteriormente del espacio anular a la TP a travs de una vlvula que va insertada en la TP. Cuando la vlvula abre, el fluido proveniente de la formacin que se ha estado acumulando dentro de la TP, es expulsado al exterior en forma de un tapn o bache de aceite a causa de la energa del gas, Sin embargo, debido al fenmeno de resbalamiento del lquido, que ocurre dentro de la tubera de produccin, solo una parte del volumen de aceite inicial se recupera en superficie, mientras que el resto cae al fondo del pozo integrndose al bache de aceite en formacin. Despus de que la vlvula cierra, transcurre un periodo de inactividad aparente, en el cual la formacin productora continua aportando fluido al pozo, hasta formar un determinado volumen de aceite con el que se inicia otro ciclo. En el bombeo neumtico intermitente el gas es inyectado a intervalos regulares, de tal manera que el ciclo es regulado para que coincida con la relacin de fluidos que est produciendo la formacin hacia el pozo. (Tirado, 2002)El bombeo neumtico intermitente es usado en pozos las siguientes caractersticas: Bajo ndice de productividad Baja RGL de yacimiento Baja presin de yacimiento Bajas tasas de produccin Pozos sin produccin de arena, en pozos con baja presin de fondo Eficiencia del levantamiento artificial GAS LIFT.En el Levantamiento Artificial por Gas la eficiencia se mide por los barriles diarios de petrleo que se producen por cada Mpcn diarios de gas inyectado con fines de levantamiento, otra manera de cuantificar la eficiencia es con el inverso del nmero anterior, es decir, midiendo los Mpcn de gas de levantamiento utilizados para levantar un barril de petrleo, el valor promedio para el sistema de este ltimo nmero es utilizado como Indicador de la Eficiencia del Sistema, un valor de referencia utilizado frecuentemente para estimar si un pozo consume mucho gas es 2000 pcn/LAG, sin embargo, los costos de compresin del gas, el beneficio neto obtenido por la venta del petrleo, la cantidad de agua producida, etc., son parmetros que permiten establecer mas acertadamente cual es el volumen ptimo de gas que debe inyectarse por barril de petrleo producido.La mxima eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se alcanza cuando se inyecta a la mxima profundidad posible el volumen adecuado de gas de levantamiento. Para una determinada presin de inyeccin disponible a cabeza de pozo, la mxima profundidad de inyeccin se obtiene cuando se realiza un diseo eficiente de la instalacin: ptimo espaciamiento de mandriles y adecuada seleccin, calibracin y operacin de las vlvulas. En cuanto a la tasa de inyeccin adecuada, la asignacin de un determinado volumen de inyeccin de gas de levantamiento para un determinado pozo no debe realizarse en forma aislada y mucho menos arbitraria, sino que debe tomarse en consideracin tanto su comportamiento individual como el del resto de los pozos asociados al sistema. El comportamiento actual de cada pozo debe cotejarse para luego, mediante anlisis nodal, detectar las restricciones al flujo de petrleo mediante la prediccin del comportamiento ante distintos escenarios mediante anlisis de sensibilidad: intervalo, densidad y penetracin del caoneo, remocin del dao a la formacin, cambio de lnea de flujo, presin de separacin, etc. Uno de los anlisis de sensibilidad ms utilizados lo constituye cuantificar el impacto que tiene sobre la produccin, la inyeccin de distintos volmenes diarios de gas. La representacin grfica de la tasa de produccin de petrleo en funcin de la tasa de inyeccin de gas se conoce con el nombre de Curva de Rendimiento y constituye la base fundamental para aplicar algunos algoritmos de optimizacin a nivel de sistema. (Arteaga, 2006)Optimizacin de sistemas de levantamiento artificial GAS LIFTOptimizar el uso del gas de levantamiento a travs de la distribucin ptima del gas, es imposible si no se considera el sistema completo. En el presente curso se presenta una metodologa para optimizar sistemas de levantamiento artificial por gas bajo condiciones de volumen limitado o ilimitado de gas de levantamiento considerando todos los pozos asociados al Sistema de Gas Lift. Especial atencin se debe prestar a los pozos que producen por flujo intermitente, una vez que se precisa cual es el tiempo de ciclo requerido para mxima produccin, se debe calcular el consumo ptimo de gas por ciclo para luego prorratearlo a 24 horas. El consumo de gas ptimo de los pozos que producen en forma intermitente debe ser sustrado del volumen diario total disponible para el levantamiento de los pozos, adicionalmente se sustrae el de aquellos pozos que producen en forma continua pero que no sern ranqueados ya que son pozos que deben consumir un volumen fijo ya que de lo contrario podra aumentar su produccin de agua o de arena. Antes de entrar al siguiente captulo es conveniente recordar el procedimiento de diseo de las instalaciones de Levantamiento Artificial por Gas en flujo continuo. En el anexo 1 se presentan dos ejemplos de diseo de instalaciones en el primero se realiza: 1) La construccin de la Curva de Rendimiento. 2) Espaciamiento de mandriles y 3) Seleccin y calibracin de vlvulas. En el segundo ejemplo se presenta el diseo con mandriles ya instalados, donde solamente se realiza la seleccin de los mandriles donde se justifica asentar vlvulas a las cuales se les determina el asiento y su respectiva calibracin, mientras al resto de los mandriles se les instala una vlvula ciega o dummy aumentando la disponibilidad de presin remanente para bajar el punto de inyeccin en caso de que este no se haya alcanzado previamente. (Arteaga, 2006)cararteristicas, mecanismo y clasificacion de las valvulas de Bombeo mecanico.Caractersticas.Al establecer el mtodo de bombeo neumtico (BN) se debe seleccionar el tipo de vlvula sub superficial, de acuerdo a las caractersticas propias del diseo de la instalacin, ya que estas pueden operar en forma continua o intermitente. Mecanismos de las vlvulas sub superficiales de BN.Los diversos fabricantes han categorizado a las vlvulas de BN dependiendo de qu tan sensible es una vlvula a una determinada presin actuando en la TP o en la TR. Generalmente son clasificadas por el efecto que la presin tiene sobre la apertura de la vlvula, esta sensibilidad est determinada por la construccin del mecanismo que cierra o abre la entrada del gas. Normalmente la presin a la que se expone una vlvula la determina el rea del asiento de dicha vlvula. Los principales mecanismos de las vlvulas para ambos casos, es decir, en la tubera de revestimiento y en la TP, son los mismos, y solo la nomenclatura cambia.Las vlvulas de BN operan de acuerdo a ciertos principios bsicos, que son similares a los reguladores de presin. Las partes que componen una vlvula de BN son: Cuerpo de la vlvula (fuelle). Elemento de carga (resorte, gas o una combinacin de ambos) Elemento de respuesta a una presin ( fuelle de metal, pistn o diafragma de hule) Elemento de transmisin (diafragma de hule o vstago de metal) Elemento medidor (orificio o asiento). Clasificacin de las instalaciones de Bombeo mecnico.

En general, el tipo de instalacin est condicionada por la decisin de hacer producir un pozo con bombeo neumtico continuo o intermitente. Las caractersticas del pozo, el tipo de completacin, tal como agujero descubierto, as como la posible produccin de arena y la conificacin de agua y/o gas son condiciones de vital importancia que influyen en el diseo de una instalacin. El tipo de instalacin est condicionada por la decisin de hacer producir un pozo con bombeo neumtico continuo o intermitente. Las vlvulas estn diseadas de modo que funcionen como un orificio de apertura variable para el caso de BNC, dependiendo de la presin de la TP; o bien, pueden tener un asiento amplio y suministrar un volumen de gas rpidamente a la TP para desplazar el bache de lquido para el caso de BNI. Existen los siguientes tipos de instalaciones para BN:Instalacin abierta.La tubera de produccin se suspende en el pozo sin obturador. El gas se inyecta hacia abajo por el espacio anular casing/tubing y el fluido se produce a travs del tubing. No es muy recomendada para pozos de BN intermitente.

Instalacin semi-cerrada.Es idntica a la instalacin abierta, excepto que se agrega un obturador para establecer un sello entre el tubing y el casing. Ofrece varias ventajas: Una vez que el pozo se ha descargado, no hay camino por el cual el fluido pueda regresar al espacio anular de la TR, ya que todas las vlvulas tienen un dispositivo de retencin check.Cualquier fluido dentro de la PT no puede abandonar la tubera de produccin y pasar al espacio anular de la TR. El obturador asla a la TR de cualquier fluido proveniente del fondo de la TP. Este tipo de instalacin puede ser usado en BN intermitente.

Instalacin cerrada.Es similar a la instalacin semi cerrada excepto que en el tubing se coloca una vlvula fija. Esta vlvula evita que la presin del gas de inyeccin acte contra la formacin. Este tipo de instalacin es a menudo recomendada para BN intermitente.

Descripcion del funcionamientoBombeo neumtico continuo.El proceso es el siguiente: 1. Reduccin de la densidad de fluido y el peso de la columna de manera que la presin diferencial entre el yacimiento y el dimetro interno del pozo sea incrementada. 2. Expansin del gas inyectado de manera que ste empuje lquido delante de l, que posteriormente reducir el peso de la columna, incrementando de este modo, la diferencial de presin entre el yacimiento y el dimetro interior del pozo. 3. Desplazamiento de baches de lquido mediante burbujas grandes de gas actuando como pistones.

Descarga.Una vez instaladas las vlvulas de BN, el paso siguiente es la descarga de los fluidos del pozo. La finalidad de la operacin es la de permitir que el gasto llegue a la vlvula neumtica de trabajo sin excesivas presiones iniciales, para conseguir la estabilizacin del rgimen de produccin. Cuando en un pozo se instalan vlvulas neumticas por primera vez, el espacio anular se encuentre tal vez lleno de fluido (generalmente lodo) que se ha usado para controlarlo, por lo cual es necesario descargarlo. El mtodo de descarga continua debe ser de operacin ininterrumpida. Las vlvulas se espacian de modo que el pozo se descarga por s mismo, controlndose el gas en la superficie. A continuacin, se describe una operacin de descarga continua. Se observa que el aparejo de produccin tiene cuatro vlvulas de BN y sus correspondientes presiones de operacin son de 625, 600 575 y 550 [psi]. Suponiendo que al empezar el pozo est lleno de fluido de control hasta la superficie, para descargarlo se siguen los pasos que se indican a continuacin.

Paso 1. El gas se inyecta lentamente en el espacio anular a travs de una vlvula de aguja (estrangulador). Inmediatamente el fluido de control empieza a salir por la TP. La prctica comn es descargar el fluido en una presa, hasta que empiece a salir gas a travs de la primera vlvula o hasta que en la corriente aparezca gas. Es importante efectuar la operacin lentamente para que los fluidos que pasen por las vlvulas no las daen. Pas 2. A medida que al espacio anular se le aplica gas continuamente, la presin en la TR debe subir gradualmente para que el fluido siga ascendiendo por la TP.Pas 3. La vlvula nmero 1 (625 [psi]) no tarda en quedar al descubierto, ya que el gas pasa a la TP. Esto se observa en la superficie por el aumento instantneo de la velocidad del flujo que sale por el extremo de la TP.

Pas 4. La descarga del pozo es una mezcla de gas y lquidos, y la presin en la TR se estabiliza a 625 [psi], que es la presin de operacin de la vlvula 1. Para no desperdiciar gas, el flujo puede direccionarse a los separadores. Pas 5. La inyeccin de gas en el espacio anular hace que el nivel de lquido siga bajando hasta que la vlvula 2 (600 [psi]) queda al descubierto debido a que el gradiente es aligerado considerablemente por el gas. Por ejemplo, si el fluido de control tiene un gradiente de 0.5 [psi/pie], con la inyeccin de gas puede bajar a 0.1 [psi/pie] en la TP, con el consecuente cambio en el gradiente de presin, dependiendo a qu profundidad est la vlvula 1.

Si la presin del gas al pasar por la vlvula 1 es de 50 [psi], y suponiendo que est a una profundidad de 1250 [pie], la presin del gas en la superficie es de 50 + (1250*0.1) = 175 [psi]. Quedan entonces 625 175 = 450 [psi] para trabajar el pozo hasta la vlvula 2. As, se determina tambin el espaciamiento de dicha vlvula, el cual es de (450/0.5) = 900 [pie]. Entonces, la vlvula 2 se instala a 1250 + 900 = 2150 [pie]. Pas 6. Tan pronto la vlvula 2 queda descubierta, el gas entra en ella a la profundidad de 1250 [pie]. Adems, la presin en la TR baja a 600 [psi], ya que la vlvula 2 funciona con 25 [psi] menos que la vlvula1. El gradiente de presin en la TP baja a 0.1 [psi/pie] de la vlvula 2 a la superficie; La presin de la TP a la altura de esta vlvula es de 50 + (2150*0.1) = 265 [psi]. Queda as una diferencia de 600 265 = 335 [psi] para llegar hasta la vlvula 3, situada a 2150 + (335/0.5) = 2820 [pie].

Pas 7. El gas se inyecta continuamente hasta llegar a la tercera vlvula y la operacin se repite hasta llegar a la cuarta. Durante la descarga del pozo, la presin de fondo baja al punto en el que los fluidos de la formacin empiezan a entrar en el fondo de la TP. En este momento, la composicin de los fluidos en la TP empieza a cambiar, transformndose en una mezcla de los fluidos que se estn desplazando del espacio anular y los que salen de la formacin. Cuando esto ocurre, la produccin de descarga del pozo tiende a bajar, hasta que se llega a la vlvula de operacin (cuarta vlvula). Pas 8. Tan pronto se llega a la vlvula 4 (a 3306 [pie]), la TR se estabiliza a 550 [psi] de presin de operacin en la superficie y el pozo entra en produccin.

conclusiones.Las conclusiones fueron las siguientes: El procedimiento del mtodo de recuperacin artificial GAS LIFT consiste en una serie de pasos 1. Reduccin de la densidad de fluido y el peso de la columna de manera que la presin diferencial entre el yacimiento y el dimetro interno del pozo sea incrementada. Expansin del gas inyectado de manera que ste empuje lquido delante de l, que posteriormente reducir el peso de la columna, incrementando de este modo, la diferencial de presin entre el yacimiento y el dimetro interior del pozo. 3. Desplazamiento de baches de lquido mediante burbujas grandes de gas actuando como pistones. las ventajas del mtodo de recuperacin artificial GAS LIFT Ventajas del BNC: Pocos problemas al manejar gran volumen de slidos. Manejo de grandes volmenes en pozos con alto IP. Muy flexible para cambiar de continuo a intermitente. Discreto en localizaciones urbanas. Sin dificultad para operar en pozos de alta Relacin Gas-Lquido (RGL). Opera en pozos con terminaciones desviadas. Desventajas del BNC: Disponibilidad del gas de inyeccin. Dificultad para manejar emulsiones. Formacin de hidratos y congelamiento del gas. La T.R debe resistir presiones elevadas. Experiencia del personal mnima.

los equipos y herramientas para el mtodo de recuperacin artificial GAS LIFT Cuerpo de la vlvula (fuelle). Elemento de carga (resorte, gas o una combinacin de ambos) Elemento de respuesta a una presin ( fuelle de metal, pistn o diafragma de hule) Elemento de transmisin (diafragma de hule o vstago de metal) Elemento medidor (orificio o asiento).

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