Presentacion gas lift

SISTEMA GAS LIFT “LAG”
DIPLOMADO
TEMA: SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
“LAG”
DIPLOMADO / MODULO II
ERLAN ANDRES FLORERO MALDONADO

DIPLOMADO / MODULO II 1
Introducción.-
En un pozo fluyente hay suficiente energía almacenada en el yacimiento para
que el líquido llegue hasta la estación de flujo. La presión del yacimiento y el
gas de formación generan esta energía de levantamiento. Cuando la energía
es muy baja para que el pozo fluya en forma natural, será necesario la
instalación de un método artificial de levantamiento. El pozo deja de fluir
cuando existe un incremento en el porcentaje del corte de agua o por una
declinación en la presión estática del yacimiento.
Figura Nº 1 TIPOS DE EMPUJES
FUENTE: Mc Murray –Hughes, Manual de Gas Lift
En la figura 1, se muestra el caso de un pozo que produce de un yacimiento
con gas en solución como mecanismo de empuje.

En dicha figura se aprecia el efecto combinado del aumento de la relación
gas-líquido y la declinación de la presión estática del yacimiento.
El efecto neto es la declinación rápida de producción, a medida que se agota
la presión del yacimiento, y a pesar de tener el pozo un gradiente fluyente muy
liviano, el yacimiento no es capaz de soportar esta contrapresión, por lo que
cesa de producir.
En está gráfica (Fig. Nº 1) se muestra el efecto que tiene la relación agua-
petróleo en la tasa de producción de un pozo, cuyo mecanismo de empuje es
generado por la presión hidráulica del yacimiento. Se aprecia igualmente que
a pesar de mantenerse constante la presión del yacimiento a través del tiempo
de producción, la relación agua-petróleo aumenta, haciendo más pesada la
columna de fluido. Debido a esta contrapresión, su tasa disminuye hasta que
cesa de producir, justo en el momento en que la columna vertical resulta más
pesada que la presión fluyente del yacimiento.
El Levantamiento Artificial por Gas es uno de los métodos más utilizados a nivel
mundial para el levantamiento de la producción en pozos petroleros.
Conceptualmente es muy sencillo ya que en su versión de flujo continuo es
similar al método de producción por flujo natural con la diferencia que la
relación gas-líquido en la columna de fluidos es alterada mediante la inyección
de gas comprimido.
El gas disminuye el peso de la columna de tal forma que la energía del
yacimiento resultará suficiente para levantar la producción hasta la superficie.
Es necesario inyectar el gas lo más profundo posible para reducir
sustancialmente el peso de la columna e inyectar la tasa de gas adecuada
para que la fricción de la corriente multifásica no anule la reducción de peso.
Adicionalmente para optimizar la distribución de gas entre los pozos asociados
al sistema es necesario utilizar algoritmos que permitan levantar la mayor
cantidad de petróleo posible, ya que la presencia de agua atenta contra la
rentabilidad del método puesto que esta es normalmente más pesada que el
petróleo y no posee gas en solución para asistir al levantamiento de los fluidos.

Objetivos.-
Objetivo General:
 Ampliar el conocimiento de los equipos que se utilizan en el
levantamiento artificial por Gas.
Objetivos Específico:
 Desarrollar la importancia fundamental del levantamiento artificial por
gas (LAG).
 Describir el funcionamiento de los equipos y sus aplicaciones.
 Determinar las ventajas y desventajas de los equipos del levantamiento
por gas lift
 Determinar la relación gas-liquido óptima y el gas requerido de
inyección.
 Demostrar mediante un diseño de gas lift la ubicación de las válvulas.
Generalidades del LAG
Concepto:
Es un método mediante el cual se inyecta gas a alta presión en la columna de
fluidos para su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie.
Marco Teórico:
El bombeo por Gas-lift o también llamado bombeo neumático es bien
conocido y aplicado, pues resulta ser más económico para drenar yacimientos
de petróleo liviano y que aún mantiene cierta presión estática.

Los otros métodos como el electro sumergible hidráulico, mecánico sólo son
aplicados en casos particulares.
Figura Nº 2 DIAGRAMA LAG
FUENTE: Manual Mc Murray-Hughes
Es importante conocer que no en todos los campos productivos de petróleo se
puede usar el levantamiento por gas, es decir usar el gas que viene asociado al
petrolero como un elemento de ayuda para llevar el petróleo del fondo del
pozo a la superficie.
Un pozo en el cual se reduce su tasa de producción debido al agotamiento de
la presión esto hace que se incremente la producción de gas y en vez de
alivianar el gradiente de presión fluyente lo incrementa, esto debido a la
fricción por el flujo de gas.
Se mantiene generalmente alta presión de fondo cuando un yacimiento tiene
empuje activo de agua durante su vida productiva, el GOR se mantendrá
constante pero no así su GLR ya que el agua no aporta gas de formación.
Un pozo que produce 50% de agua tendrá la mitad del valor del GLR que la de
un pozo que no tiene agua. Hasta un punto en el que la presión hidrostática
resulta mayor que la presión fluyente del yacimiento en ese instante el pozo
dejará de fluir y se necesitará instalar el sistema de levantamiento por gas.

Este Método de Levantamiento Artificial LAG, opera mediante la inyección
continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción
(Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y
reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose así
un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo
fluya adecuadamente.1
El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos
hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente). Como
variantes de estos métodos, también se han desarrollado otros como la
Cámara de Acumulación, el Pistón Metálico y el Flujo Pistón.
Figura Nº 3 LEVANTAMIENTO DE PETRÓLEO POR LAG
FUENTE: Manual de Gas Lift Petroproducción
Consiste en inyectar gas a presión, el mismo que sale de un separador luego
que se le ha dado el proceso de separación, petróleo, agua y gas
posteriormente este gas ingresa con presiones de 26 psi a 30 psi a los
compresores los cuales descargan con presiones altas (1200 psi – 1400 psi) para
ser inyectadas en pozos que producen por gas lift.

Figura Nº 4 VISUALIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ACEITE POR LAG
FUENTE: Manual de Gas Lift Petroproducción
Ventajas y Desventajas del levantamiento artificial por gas (LAG):
A continuación se presenta las ventajas y desventajas del levantamiento por
gas:
VENTAJAS
• Capacidad
• Fase de operación
• Flexibilidad del sistema
• Control en los pozos
GRAN CAPACIDAD
Las grandes capacidades diarias que son posibles con este método
sobrepasan mucho a las que se pueden manejar con el bombeo mecánico o
con otros dispositivos mecánicos pero en pozos donde la producción es
abundante y la presión de formación alta.

FASE DE OPERACIÓN
El levantamiento por gas por flujo continuo opera largos períodos de tiempo sin
interrupción del servicio para la extracción de petróleo en zonas donde la
producción es alta.
FLEXIBILIDAD DEL SISTEMA
En este método no hay partes móviles en el pozo por lo tanto hay poco
desgaste y no es frecuente la interrupción del servicio para reparar el equipo
del pozo. Este método es especialmente útil en pozos profundos y desviados
que hacen difícil el uso del BES
(Bombeo Electro-Sumergible).
CONTROL EN LOS POZOS
El control que se realiza en los pozos de gas lift es la inyección del gas al interior
de la instalación y el cambio de válvulas defectuosas para su reparación
inmediata.
TRABAJO DE LOS COMPRESORES
Los compresores trabajan con cierto número de pozos se tiene economía
porque el gas usado para la operación del pozo proviene del mismo previo el
tratamiento de una planta central, una unidad de relevo asegura la
continuidad de servicio.
DESVENTAJAS
• Inversión inicial alta
• Producción actual de fluidos
• Disponibilidad de gas
• Acumulación de parafina
• Daños de los compresores
INVERSIÓN INICIAL ALTA
Se requiere una inversión inicial alta, porque se requiere compresores, torres de
absorción, líneas de alta y baja presión para la entrada y salida del gas para la
inyección del pozo.

PRODUCCIÓN ACTUAL DE FLUIDOS
Este levantamiento no es adaptable para manejar producciones pequeños de
aceite y con alto corte de agua. El método de gas-lift es apto para
producciones grandes de aceite, pero como la producción es baja, resulta
ineficiente en los momentos actuales.
DISPONIBILIDAD DE GAS
Inciden en el normal trabajo de las válvulas puesto que puede tener presiones
inferiores a las de calibración de las válvulas ya que trabajan en relación
directa con la presión controlada en la superficie.
ACUMULACIÓN DE PARAFINA
Con ciertos tipos de crudos el enfriamiento debido a la expansión del gas en la
corriente ascendente de los fluidos puede ocasionar depósitos cerosos en la
tubería de producción o casing, también debido al rozamiento del fluido
ascendente contra la tubería, la operación de limpieza puede realizarse
mediante el uso de raspadores que se introducen en la tubería.
DAÑOS DE LOS COMPRESORES
La falla continua de uno o más compresores afecta a la producción de varios
pozos ocasionando una baja apreciable en la producción total.

A continuación se presenta las ventajas y desventajas del levantamiento por gas:
En el análisis de la tabla Nº 4 se llega a determinar que la aplicación de LAG
continuo posee más ventajas que la aplicación de LAG intermitente, ya que la
operación consiste en controlar la inyección de gas dentro de la columna de
fluido, para producir un alivianamiento de la columna de líquido desde el
punto de inyección de gas requerido, hasta la superficie, para obtener la rata
de producción deseada.
Características:
1. Una gran seguridad de compresión requiere de 95% o más de tiempo de
corrida. El gas debe estar deshidratado y dulce.

2. Posee un costo bajo por pozo, el costo de compresión dependerá del
costo del combustible y mantenimiento del compresor. La llave es
inyectar lo que más posible sea de RGL.
3. Posee una excelente confiabilidad para sistemas de compresión bien
diseñados y con buen mantenimiento
4. Buen mercado para un buen compresor usado y algunos se dan como
pago por su valor como mandriles y válvulas
5. Buena Eficiencia. Incrementa para pozos que requieren pequeñas RGL
de inyección. Baja eficiencia para pozos con alta RGL de inyección.
Eficiencia típica de 20% pero un rango de 5 a 30%.
6. Excelente flexibilidad. Variadas tasas de inyección de gas para diferentes
tasas de producción. Necesidades de tuberías para diferentes tamaños.
7. Es necesaria una fuente de gas de adecuado volumen, alta presión,
seco, no corrosivo y limpio durante toda la vida del sistema. Necesario un
enfoque del sistema. Es beneficiosa una baja contrapresión. Es necesaria
buena data para el diseño y espaciamiento de las válvulas. Se pueden
seguir las recomendaciones, las prácticas de operaciones, pruebas y
especificaciones API.
8. Su uso es bueno y flexible para altas tasas. Este sistema es utilizado en
pozos con alta presión de fondo. Es el más parecido al flujo natural de los
pozos.
9. Las restricciones de tubería son las siguientes: Revestidores de 4,5 y 5,5
pulgadas con eductor de 2 pulgadas. Limita las tasas < 1000Bpd. Para
tasas > 5000 Bpd se usa Casing > 7 pulg. Y tuberías de producción > 3,5
pulgadas.
10.Las limitaciones de profundidad están controlado por el sistema de
inyección de presión y las tasas de fluido. Típicamente, para 1.000 Bpd

con eductor 2,5 pulgadas. 1440lpc de presión de levantamiento y RGL de
1000 PC/Bls, tendrá una profundidad de inyección de 10000 pies.
11.Tiene una pobre capacidad de admisión, restringida por el gradiente de
gas del fluido levantado. Típicamente las tasas moderadas están
limitadas alrededor de 100lpc/1000 pies de profundidad de inyección.
Así, la contrapresión en pozos de 10000 pies puede ser > 1000lpc.
12.Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero alto en el compresor
13.El espacio físico es bueno, de bajo perfil, pero
los compresores causan problemas. Las medidas de seguridad deben
ser tomadas para las líneas de alta presión.
14.Los motores, turbinas y maquinas pueden ser usadas para la compresión,
siendo buenas fuentes de energía
15.La presión de fondo y el perfil de producción son fáciles de obtener. Se
puede considerar optimización y automatización con procesadores.
16.Posee buena habilidad para manejar corrosión / escamas. Es posible usar
inhibidores en el gas de inyección y/o en baches dentro del eductor,
aumentándolos para evitar la corrosión en las líneas de inyección.
17.Es excelente para hoyos desviados. Presenta pocos problemas con la
guaya fina para desviaciones superiores a 70º con válvulas retraibles
18.Es excelente su habilidad para el manejo de gas, ya que reduce la
necesidad de inyección de gas
19.Posee una excelente capacidad para manejar parafinas, pero la
inyección de gas puede agravarse; ya que muchas veces se requiere de
cortadores metálicos.
20.Puede ser posible que se utilice en completación de hoyos reducidos,
pero resultaría problemático el diseño e ineficiente.
21.Este método posee una excelente habilidad para el manejo de sólidos
en este caso la arena, limitado por el influjo y los problemas de superficie.

Típicamente el límite es de 0.1 % de arena para el influjo y el equipo de
superficie
22.La Temperatura está limitada por un valor máximo alrededor de 350ºF. Es
necesario conocer la temperatura para diseñar por debajo de las
válvulas de descargas.
23.La capacidad de manejo de fluidos altamente viscosos es regular,
presenta pocos problemas para crudos > 16ºAPI o viscosidades menores
de 2cps. Excelente para levantar crudos viscosos con altos cortes
de agua.
24.Tiene una excelente capacidad para levantar Altos Volúmenes,
restringido al tamaño del tubing, tasa de inyección y profundidad.
Depende de la presión del yacimiento y el índice de productividad (IP)
tasas de 500 Bpd a 1000 pies y tubería de 4 pulgadas.
25.Tiene una capacidad regular de manejar bajo volumen, limitado por el
cabeceo y el deslizamiento. Se deben evitar rangos de flujo inestable.
Típicamente limitado a 20 BPD para eductores de 2 pulgadas sin
cabeceo, 400 BPD para 2,5 pulgadas y 700 BPD para 3 pulgadas de
diámetro.
CARACTERÍSTICAS RESPECTO AL POZO:
 Presión de fondo.
 Índice de productividad.
 Relación gas – oíl.
 Por ciento de agua producida.
 Profundidad del pozo.
 Diámetros de la tubería de revestimiento y producción.
 Mecanismo de empuje en el yacimiento.
CARACTERÍSTICAS RESPECTO AL EQUIPO:
 Determinar los tipos de válvulas.

 Calcular el espaciamiento entre válvulas.
 Estimar los requerimientos del gas.
 Precisar la potencia que se necesitará para tener la suficiente presión de
inyección de gas.
Factores para la selección de un equipo LAG.
 Profundidad total del pozo.
 Tamaño y peso de la tubería de revestimiento.
 Tamaño de la tubería de producción.
 Tipo de terminación del pozo perforaciones, revestimiento granulado,
pozo sin revestimiento, asiento del revestimiento, etc.
 Presión estática del yacimiento.
 Gradiente estática del fluido.
 Índice de producción.
 Producción total de fluido por día 61.
 Porcentaje del Petróleo y agua que se han de producir.
 Gravedad API del Petróleo producido.
 Volumen, presión y gravedad del gas disponible.
 Restricciones en la superficie (presión del funcionamiento del separador,
obturadores, etc.).
 Tamaño y longitud de la línea de flujo.
 Arena, cantidad de parafina o corrosión potencial.
 Temperatura del yacimiento.
Es poco común que todos estos datos estén disponibles a usarse, sin embargo
estos factores deben tomarse en cuenta ante de instalarse el equipo para
extracción por gas.
Con estos datos es posible clasificar rápidamente y decidir el tipo de
operación-Instalación que se ha de usar.
Con datos insuficientes se hacen necesario asumir o calcular factores que
generalmente resultan al diseñar una instalación para poder satisfacer
requisitos muy necesarios.

Es importante conocer que no en todos los campos productivos de petróleo se
puede usar el levantamiento por gas, es decir usar el gas que viene asociado al
petrolero como 12 un elemento de ayuda para llevar el petróleo del fondo del
pozo a la superficie. Un pozo en el cual se reduce su tasa de producción
debido al agotamiento de la presión esto hace que se incremente la
producción de gas y en vez de alivianar el gradiente de presión fluyente lo
incrementa, esto debido a la fricción por el flujo de gas.
Se mantiene generalmente alta presión de fondo cuando un yacimiento tiene
empuje activo de agua durante su vida productiva, el GOR se mantendrá
constante pero no así su GLR ya que el agua no aporta gas de formación.
Un pozo que produce 50% de agua tendrá la mitad del valor del GLR que la de
un pozo que no tiene agua. Hasta un punto en el que la presión hidrostática
resulta mayor que la presión fluyente del yacimiento en ese instante el pozo
dejará de fluir y se necesitará instalar el sistema de levantamiento por gas.
Este Método de Levantamiento Artificial LAG, opera mediante la inyección
continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción
(Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y
reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose así

un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo
fluya adecuadamente.1
El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos
hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente). Como
variantes de estos métodos, también se han desarrollado otros como la
Cámara de Acumulación, el Pistón Metálico y el Flujo Pistón.
Consiste en inyectar gas a presión, el mismo que sale de un separador luego
que se le ha dado el proceso de separación, petróleo, agua y gas
posteriormente este gas ingresa con presiones de 26 psi a 30 psi a los
compresores los cuales descargan con presiones altas (1200 psi – 1400 psi) para
ser inyectadas en pozos que producen por gas lift.

COMPONENTES DE UNA INSTALACIÓN LAG
Una instalación de LAG consta básicamente de: 4
• La sarta de producción y el equipo asociado
• La línea de flujo, el separador
• Los equipos de medición y control
• La planta compresora o fuente de gas de levantamiento de alta presión y
• Las líneas de distribución del gas.
El equipo de producción consiste en una o varias piezas tubulares
denominadas mandriles, los cuales se insertan o enroscan a una válvula de
levantamiento, a través de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido de
producción

El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y está
constituido principalmente por las válvulas de LAG y los mandriles.
FUNCIÓN DE LAS VÁLVULAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL A GAS
Tienen como función permitir la inyección, a alta presión del gas que se
encuentra en el espacio anular. De acuerdo a su mecanismo de operación
existen distintos tipos de válvulas tales como: las cargadas con nitrógeno, las
accionadas por resorte, aquellas operadas por la presión del gas inyectado, las
operadas por la presión de los fluidos de producción, las balanceadas y las no
balanceadas.
Este método de levantamiento artificial tiene como objetivo usar la energía del
gas comprimido, el cual se inyecta directamente en el pozo para obtener una
producción mayor de petróleo con alta presión bajo el nivel de fluido. En este
caso la presión de inyección del gas debe ser alta.
Se basa en la disminución de la densidad del aceite que se encuentra en la
tubería de producción al disolver gas en el fluido, es decir, se fundamenta en el
aumento de la relación gas-líquido.

Las características de un pozo productor con bombeo neumático (gas Lift), es
el resultado al combinar las del pozo y los del equipo.
CARACTERÍSTICAS RESPECTO AL POZO:
• Presión de fondo.
• Índice de productividad.
• Relación gas – oíl
• Por ciento de agua producida
• Profundidad del pozo
• Diámetros de la tubería de revestimiento y producción.
• Mecanismo de empuje en el yacimiento.
CARACTERÍSTICAS RESPECTO AL EQUIPO:
• Determinar los tipos de válvulas.
• Calcular el espaciamiento entre válvulas.
• Estimar los requerimientos del gas.
• Precisar la potencia que se necesitará para tener la suficiente presión de
inyección de gas.
El otro método de producción de gran aplicación es el levantamiento artificial
por gas, el cual requiere de la disponibilidad de gas comprimido a altas
presiones, para la producción de crudos pesados, medianos y livianos con
eficiencias altamente positivas en CUBA no disponemos de yacimientos de gas
con altas presiones
Comprende la inyección de gas, a alta presión, por el espacio anular existente
entre la tubería de producción y el revestidor (ver Figura Nº 2.6). En función
intrínseca de las características del pozo, este método puede ser aplicado, en
modalidad continua o intermitente.

INYECCIÓN CONTINUA
Como su nombre lo indica el flujo continuo consiste en inyectar continuamente
gas de levantamiento hacia la columna de fluido. El levantamiento artificial por
gas de flujo continuo se asemeja a mucho al proceso de flujo natural en el
sentido de que la energía de la formación es suplida por la inyección de gas
adicional en la superficie. Este levantamiento es muy flexible y se puede usar en
pozos con caudales de flujo desde menos de 100 barriles diarios hasta varios
miles de barriles diarios.
En este tipo de levantamiento el gas se inyecta a la corriente de fluido por una
válvula de levantamiento artificial por gas y levanta los líquidos a la superficie
por los mecanismos siguientes:
 El peso de la columna de fluido se reduce al ser desplazados los líquidos
por el gas mucho más liviano.
 A medida que el gas se desplaza rápidamente hacia la superficie,
encuentra menos presión en su camino, y por lo tanto, sigue
expandiéndose y reduciendo aún más la densidad fluyente del fluido.

 A medida que el gas sigue expandiéndose, se junta con otras burbujas
de gas creando bolsillos cada vez más grandes de gas, hasta que al
llegar a la superficie, es posible que el gas y el petróleo estén fluyentes en
tapones separados.
Los pozos a producirse mediante gas lift de flujo continuo dependen:
• Presión de inyección del gas.
• Volumen de gas inyectado.
• Tamaño de tubería de producción y flujo.
• Características de producción del pozo.
APLICACIÓN DEL LAG CONTINUO
• Altas tasas de producción.
• Bajas o altas RGL de yacimiento.
• Alta producción de agua.
• Alta presión de fondo.
VENTAJAS
• Aplicable en pozos con alta presión de fondo.
• Altas tasas de producción.
• Pozos desviados.
• Maneja bien la producción de arena.
• Utiliza también el gas del yacimiento.
DESVENTAJAS
• La principal desventaja del LAG continuo radica en la necesidad de tener
una presión de yacimiento y de gas de inyección altas en el fondo del pozo.
• El LAG continuo se adapta más a los yacimientos con empuje hidráulico.
• No aplicable en pozos de baja presión de fondo.
• Bajas tasas de producción.

EFICIENCIA DEL LAG continuo.- la eficiencia del levantamiento a nivel de pozo
se mide por el consumo de gas requerido para producir cada barril normal de
petróleo, la eficiencia aumenta a medida que se inyecta por el punto más
profundo posible la tasa de gas adecuada de acuerdo al comportamiento de
la producción del pozo.
MAXIMA PRODUNDIDAD DE INYECCION.- la válvula operadora se debe colocar
a la máxima profundidad operacionalmente posible, la cual está a dos o tres
tubos por encima de la empaquetadura superior.
Cuando se dispone de suficiente presion en el sistema para vencer el peso de
la columna estática de líquido que se encuentra inicialmente sobre la válvula
operadora se coloca una válvula a la mencionada profundidad, sin necesidad
de utilizar válvulas que descargue previamente el líquido utilizado para
controlar el pozo.
En caso contrario se debe utilizar varias válvulas por encima de la operadora
conocidas con el nombre de válvulas de descarga, ya que ellas descargan por
etapas el líquido que se encuentra por encima de la válvula operadora. Un
espaciamiento correcto de estas válvulas y adecuada selección de las mismas
permitirían descubrir la válvula operadora para inyectar así el gas por el punto
más profundo posible.
Tasas de inyección de gas adecuada. La tasa de inyección de gas dependerá
de la tasa de producción, del aporte de gas de la formación y de la RGL total
requerida por encima del punto de inyección. Estimar la RGL total adecuada
dependerá de si se conoce o no el comportamiento de afluencia de la
formación productora.
𝑄𝑖𝑛𝑦 =
𝑅𝐺𝐿 𝑡 − 𝑅𝐺𝐿 𝑓 ∗ 𝑄𝑙
1000
Donde:
Qiny= Tasa de inyección de gas requerida MPCN/D
RGLt = relación gas – liquido total PCN/BN
RGL f = Relación gas – liquido de formación PCN/BN
Ql = Tasa de producción de líquido (bruta) BPD

Caudal de inyección para pozos con IPR desconocida. La RGL total será la
correspondiente a gradiente mínimo para aquellos pozos donde no se conoce
el comportamiento de afluencia de la formación productora. La ecuación de
W. Zimmerman presenta a continuación estimar los valores conservadores de la
RGL correspondientes a gradiente mínimo.
𝑹𝑮𝑳 𝒈𝒓𝒂𝒅. 𝒎𝒊𝒏 = 𝒂 + 𝒃 ∗
𝑫𝒗
𝟏𝟎𝟎𝟎
∗ 𝑪𝒐𝒕𝒈𝒉 𝒄 ∗
𝑸𝒍
𝟏𝟎𝟎𝟎
𝑎 = 25.81 + 13.92𝑤 ∗ 𝐼𝐷2
− 145
𝑏 = 139.2 − 2.7766 + 7.4257𝑤 ∗ 𝐼𝐷2
𝑐 = 1 − 0.3𝑤 ∗ (3 − 0.7 ∗ 𝐼𝐷) + 0.06 − 0.015𝑤 − 0.3𝑤 ∗ 𝐼𝐷 ∗
𝐷𝑣
1000
Con:
W= fracción de agua y sedimento adimensional con rango de w<0.65
ID= diámetro interno de la tubería de producción, pulg. Rango de 2, 2.5 y 3”
Dv= profundidad del punto de inyección, pies. Rango de 2000 a 10000
Ql= tasa de producción de líquido, BPD. Rango mayor a 50
RGL grad.min= relación gas líquido cercana al gradiente mínimo. PCN/BN
Cotgh(x)= cotangente de X= (e2x+1)/e2x-1)
Caudal de inyección para pozos con IPR conocida. Cuando se conoce el
comportamiento de afluencia de formación se debe utilizar un simulador de
análisis nodal que permita cuantificar el impacto de la tasa de inyección de
gas sobre la tasa de producción del pozo.

La representación gráfica de la tasa de producción en función de la tasa de
inyección de gas recibe el nombre de curva de rendimiento del pozo de LAG
continuo.
Control de la inyección. Para el LAG continuo la tasa de inyección diaria de
gas se controla con una válvula ajustable en la superficie, la presion aguas
arriba será la presion del sistema múltiple, mientras que la presion aguas abajo
dependerá del tipo de válvulas utilizadas como operadora en el pozo y de la
tasa de inyección de gas suministrada al pozo.
Subtipos de LAG continuo. Existen dos tipos de LAG continuo:
 LAG continuo Tubular. En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por el
espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de
revestimiento, y se levanta conjuntamente con los fluidos aportados por
el yacimiento a través de la tubería de producción.
 LAG continúo anular. Este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la
tubería de producción y se levanta conjuntamente con los fluidos
aportados por el yacimiento a través del espacio anular antes
mencionado.

Existe una variante de este tipo de LAG continuo donde se inyecta el gas
por una tubería enrollable introducida en la tubería de producción y se
produce por el espacio anular existente entre la tubería de producción y
el coiled tubing. Esta variante se utiliza cuando se desea reducir el área
expuesta a flujo y producir en forma continua sin producir deslizamiento,
o cuando por una razón operacional no se puede usar las válvulas de
levantamiento instaladas en la tubería de producción.
INYECCIÓN INTERMITENTE
El flujo intermitente consiste en inyectar gas de alta presión a la tubería, en un
período de tiempo corto y de una manera más rápida que la usada en
inyección continua.

Posteriormente, tras un tiempo de reposo sin inyección, se repite el ciclo. El
tiempo de reposo, permite que se acumule suficiente crudo por encima de la
válvula de inyección. Este método se utiliza generalmente para pozos con
poco aporte del yacimiento, pues está diseñado para pozos de bajo caudal
que produzcan menos de 100 barriles diarios.
En el levantamiento artificial por gas de flujo intermitente, la válvula operadora
de levantamiento artificial por gas permanece cerrada hasta que la presión
alcanza la presión de operación de la válvula. En el momento en que se
alcanza la presión de operación, la válvula de levantamiento artificial por gas
se abre rápidamente, permitiendo que el gas entre al hoyo a una tasa de flujo
muy alta. Este tapón de gas que entra al pozo a alta velocidad, comienza
inmediatamente a empujar a los líquidos que se encuentran por delante, y los
expulsa rápidamente de la tubería de producción. Esta técnica puede
compararse con el disparo de un proyectil causado por la expansión de los
gases en la cápsula y en la cámara del detonador.

Como resultado de la inyección del gas por cualquiera de los sistemas se
levanta el petróleo a la superficie por una o por la combinación de los
siguientes procesos:
• Reducción de las gradientes de fluido
• Expansión del gas inyectado,
• Desplazamiento del fluido por compresión del gas.
Se aplica en pozos de mediana a baja temperatura (presiones estáticas
menores a 150 psi/1000 pies) y de mediana a baja productividad (índice de
productividad menores a 0.3 bpd/psi) que son capaces de soportar altas tasas
de producción menores a 100bpd.
Mecanismos de levantamiento. En el levantamiento artificial por gas lift
intermitente los mecanismos de levantamientos son:
 Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de
grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido.
 Expansión de gas inyectado la cual empuja al tapo de líquido hacia el
cabezal del pozo y de alii a la instalación de flujo.

Ciclo de levantamiento intermitente. Es el lapso de tiempo transcurrido entre
dos arribos consecutivos del tapón de líquido a la superficie.
a. Influjo: inicialmente la válvula operadora está cerrada, la válvula de
retención en el fondo del pozo se encuentra abierta permitiendo al
yacimiento aportar fluido hacia la tubería de producción. El tiempo
requerido para que se restaure en la tubería de producción el tamaño
del tapón adecuado depende fuertemente del índice de productividad
del pozo, de la energía de la formación productora y de diámetro de la
tubería.
b. Levantamiento: Una vez restaurado el tapón líquido, la presion del gas en
el anular debe alcanzar a nivel de la válvula operadora, el valor de la
presion de apertura iniciándose el ciclo de inyección de gas en la tubería
de producción para desplazar el tapón de líquido en contra de la
gravedad, parte del líquido se queda rezagado en las paredes de la
tubería “liquid fallback” y cuando el tapón llega a la superficie, la alta
velocidad del mismo provoca un aumento brusco de la Pwh.
c. Estabilización: Al cerrar la válvula operadora por la disminución de
presion en el anular el gas remanente en la tubería se descomprime
progresivamente permitiendo la entrada de los fluidos del yacimiento
hacia el pozo nuevamente.
Eficiencia del LAG intermitente. La eficiencia del levantamiento intermitente al
igual que en el continuo se mide por el consumo de gas requerido para
producir cada barril nominal de petróleo, la eficiencia aumenta en la medida
que se elige una frecuencia de ciclos que maximice la producción diaria de
petróleo y se utilice la cantidad de gas por ciclo necesaria para un
levantamiento eficiente del tapón de líquido.
Máxima profundidad de inyección. La válvula operadora se debe colocar a la
máxima profundidad operacionalmente posible la cual está a dos o tres tubos
por encima de la empaquetadura superior. Por lo general en este tipo de LAG
no se requiere de válvula de descarga ya que la energía del yacimiento es
baja y el nivel estático se encuentra cerca del fondo del pozo.
Tasa de inyección de gas adecuada. El volumen de gas de levantamiento que
se suministra a la tubería de producción durante el periodo de inyección es
aproximadamente el requerido para llenar dicha tubería con el gas

comprimido proveniente del anular. El consumo diario será el volumen anterior
multiplicado por el número de tapones que serán levantados al dia. Las
restricciones en la superficie juegan un papel importante en el volumen de gas
requerido por ciclo.
Control de inyección. 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.
Subtipos de LAG intermitente. Existen tres tipos de LAG intermitente:
 LAG intermitente convencional. En este tipo de LAG intermitente
se utiliza el espacio interno de la tubería de producción para el
almacenamiento de os fluidos aportados por la formación y el gas
desplaza directamente al tapón del líquido en contra de la
gravedad. Normalmente se utiliza cuando la presion del
yacimiento y/o el índice de productividad alcanza valores bajos
aproximadamente 150psi por cada 1000 pies e índices de
productividad menores a los 0.3 bpd/psi.
 LAG intermitente con cámara de acumulación “clamber lift”. En
este tipo de LAG intermitente se utiliza el espacio entre el
revestidor de producción y la tubería de producción para el
almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y el
gas desplaza directamente al tapón del líquido inicialmente a
favor de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza.
Normalmente se utiliza cuando la presion estática del yacimiento
alcanza valores muy bajos aproximadamente 100psi por cada
1000 pies que con el intermitente convencional el tapón formado
sería muy pequeño y por lo tanto la producción seria casi nula.
 LAG intermitente con pistón metálico “plunger lift”. En este tipo de
LAG intermitente se utiliza el espacio interno de la tubería de
producción para el almacenamiento de los fluidos aportados por
la formación y el gas desplaza directamente un pistón metálico
que sirve de interface solidad entre el gas inyectado y el tapón de
líquido a levantar. Se utiliza para minimizar el resbalamiento de
líquido durante el levantamiento del tapón.

APLICACIÓN DEL LAG INTERMITENTE
• Bajas tasas de producción.
• Baja RGL de yacimiento.
• Baja presión de ya cimiento.
• Bajo índice de productividad.
• Pozo sin producción de arena
VENTAJAS
• Es aplicable en pozos de baja productividad.
• El LAG intermitente no utiliza la energía del yacimiento.

DESVENTAJAS
• El pozo de LAG intermitente ubicado cerca de la estación de flujo necesita
un separador de alto caudal.
• Se aplica en pozos sin producción de arena.
EQUIPO EN SUPERFICIE
 Ensamblaje de la cabeza del pozo
 Choke (para flujo continuo )
 Choke con control en el ciclo de tiempo (para flujo intermitente)
 Compresores
 Separador

Planta Compresora: Se encarga de comprimir el gas proveniente de las
estaciones de recolección o de las Plantas de Gas, donde previamente
ha 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.
EJEMPLO. compresores de baja (LP), marca INGERSOLL que en dos etapas
toman el gas de la succión de baja aproximadamente a 50psi y
comprimen el gas hasta 330psi, el cual es enviado a dos compresores de alta
(HP) de marca, WORTINTONG los cuales también en dos etapas comprimen
el gas hasta 1300 psi, y a esta presión el gas es enviado por la línea de alta
al sistema de gas lift.
Red de distribución de gas a alta presión: Es el sistema de tuberías y
válvulas, por las que se distribuye el gas hacia los diferentes usos del gas
comprimido. En el caso del uso para el sistema de Gas Lift, este gas se
reparte 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: Es el 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: Está conformado por los reguladores de flujo
o de gas y los registradores de presión y flujo.
Regulador de flujo: Son válvulas normalmente de vástago y asiento que se
usan para inyectar la cantidad de gas necesario en cada pozo son
comúnmente llamados choques.
Registrador de Presión y flujo: Estos equipos están encargados de registrar
los datos de presión del tubing, del casing y la presión de la línea de gas lift,
mediante unos elementos de presión helicoidales tipo “bourdon” que se
encargan de medir la presión de flujo. El registrador de flujo posee además de
los anteriores 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 registradores están
equipados con mecanismos de relojería que hacen girar (24 hrs-7 días) una
carta graduada a escala, donde se registran las presiones y diferencial de
presión medidos.

EQUIPO DE SUBSUELO
 Mandriles de gas lift
 Válvulas de gas lift
 Empaque de subsuelo
6
Mandriles: Constituyen una parte integrada a la tubería de producción. El
número de mandriles, así como la posición de cada uno de ellos en la “sarta”
de producción, son determinados durante la realización del diseño del pozo
y dependerán en gran medida de la presión de inyección disponible, de
la profundidad del yacimiento y de la cantidad de barriles a producir.
En los llamados mandriles convencionales (obsoletos), la válvula de gas lift va
enroscada fuera del mandril, desde la década del 50, se empezó a utilizar el
mandril de bolsillo, el cual posee en su interior un receptáculo para alojar la
válvula de tal manera que no obstaculice o entorpezca el paso de los fluidos
ni de las herramientas que se bajen en el pozo a través de la tubería.
Las válvulas pueden ser extraídas y luego sentadas en el pozo con “guaya” o
“slick line” o wire line, la distancia mínima entre mandriles es 500 pies.

El tamaño de los mandriles a utilizar, dependerá del diámetro de la sarta de
producción que se vaya a bajar en el pozo. Los tamaños comúnmente usados
en los pozos son de 2-3/8”, 2-7/8” y 3-1/2”.
Dependiendo del tamaño de la válvula de gas lift que van a llevar los
mandriles, estos se clasifican en mandriles de la “Serie K” para alojar válvulas
de 1” y de la “serie M” para válvulas de 1-1/2”.

Tipos de Mandriles
Existen dos tipos básicos de Mandriles para válvulas de levantamiento artificial
por gas: Los Recuperables y los de Bolsillo.
Recuperables: Son los que tienen unos soportes externos donde se instalan la
válvula de levantamiento. Este mandril se enroscaba en la tubería de
producción.
Bolsillo: Estos son los mandriles recuperados por cables, contienen bolsillos
internos donde la válvula de levantamiento artificial por gas puede asentarse y
recuperarse por medio de herramientas de cable.
Rango de aplicación
 Crudos pesados y extra pesados, con el uso del dilugas (de 8.5º a 13º
API), medianos (22,0º a 29,9º API) y livianos (30,0º a 41,9º API).
 La relación gas-petróleo no constituye una limitante, pero puede afectar
desde el punto de vista económico, debido a que el volumen de
inyección depende de la cantidad de gas que produzca el pozo.
 Profundidades moderadas hasta 10.000 pies y aplicación a altas
temperaturas.
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Planes del ovalado-cuerpo
Redondo-cuerpo, Alto-presión y Planes del Especial-despacho de
aduanas
Sólido-cuerpo redondo, Plan Alto rendimiento,
B. Mandriles de Alzamiento de Gas tubería-recobrarles
Mandriles convencionales
Slimhole Coil-Tubing los Mandriles
Instalaciones de levantamiento artificial por gas:
Existen tres maneras de completar un pozo para levantamiento artificial por gas
Estas formas se llaman instalaciones abiertas, cerradas o semicerradas. La
instalación abierta se recomienda únicamente para levantamiento artificial por
gas con flujo anular. La instalación cerrada contiene una empaquetadura y
una válvula fija y se recomienda para el levantamiento artificial por gas de flujo
intermitente. La instalación semicerradas contiene una empaquetadura pero
no tienen una válvula fija y es el tipo de instalación que se recomienda para el
levantamiento artificial por gas de flujo continuo.
Válvulas de Gas lift: Las válvulas de gas lift constituyen la parte del equipo
cuyo funcionamiento es el más importante comprender para realizar el diseño
y análisis de una instalación tipo Gas Lift. En el pozo, las válvulas van instaladas
en los mandriles, las válvulas de gas lift, son reguladoras de presión en el fondo
del pozo y actúan en forma similar a una “válvula motriz, o motor valve”,
su propósito es permitir la descarga de los fluidos que se encuentran en el
espacio anular del pozo para lograr inyectar el gas a la profundidad deseada.

Para evitar que el fluido se regrese de la tubería hacia el espacio anular, las
válvulas poseen una válvula de retención (“check valve”) en su parte inferior,
las válvulas ubicadas por encima de la válvula operadora reciben el nombre
de válvulas de descarga.
En el sistema de gas lift continuo la válvula de operación (aquella por
donde queda pasando el gas al tubing) permanece y debe permanecer
siempre abierta.
Los elementos principales de las válvulas de levantamiento a gas son:
Un domo o cámara de carga, un resorte o fuelle o diafragma, un stem o
vástago y una silla o port.
En la válvula el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas a presión
(aunque algunas utilizan un resorte al igual que el regulador); las fuerzas
de apertura provienen de la acción de la presión del gas (corriente arriba) y
de la presión del fluido ó presión de producción (corriente abajo) sobre el
área del fuelle y el área del asiento respectivamente o viceversa
dependiendo del tipo de válvula.

Clasificación de las Válvulas para Levantamiento artificial por gas
De acuerdo a la presión que predominantemente abre a la válvula estas
se clasifican en:
 Válvulas Operadas por Presión de Gas: son aquellas donde la presión
de gas actúa sobre el área del fuelle por lo que abren
predominantemente por dicha presión.
 Válvulas Operadas por Presión de Fluido: son aquellas donde la
presión del fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle por lo que
abre predominantemente por dicha presión.

EQUIPOS PARA GAS LIFT INTERMITENTE
Los equipos utilizados en el sistema de Gas Lift Intermitente son básicamente
los mismos para Gas Lift Continuo, la diferencia es que en superficie vamos a
tener una válvula motora la cual me va a regular el flujo de gas de
inyección y un intermitor o controlador de tiempos (Timer) que nos va a
controlar la inyección de gas por ciclos y en subsuelo es modificar o cambiar
la válvula operadora por una de mayor capacidad debido al caudal de gas
que se va a inyectar en cada ciclo.
Controlador de tiempos (Timer). Está diseñado para accionar la válvula
motora y de esta forma controlar la inyección de gas por ciclo, el timer
posee una pantalla LCD en la cual se ajusta los tiempos de cada ciclo en
horas, minutos y segundos. La fuente de alimentación es una batería de 6 V
que se recarga por medio de un panel solar que trae el dispositivo
incorporado.

Válvula motora (Motor valve): Es una válvula de descarga de accionamiento
neumático, la cual al recibir la señal del controlador de tiempos (Timer) en
cada ciclo esta se acciona, permitiendo la inyección del gas hacia el pozo.

FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA
INTRODUCCIÓN
Para todo proyecto de instalación de gas lift, es necesario contar con suficiente
volumen o cantidad de gas de alta presión. El gas se obtiene de pozos
gasíferos o mediante la instalación de estaciones de compresión, las cuáles
comprimen el gas que produce los mismos pozos para luego ser inyectados a
éstos.
El sistema de gas lift es un ciclo cerrado y se puede describir así: El gas
mezclado con el petróleo que se extrae de los pozos, es conducido a las
centrales mediante tubería, llegando a un manifold que se encuentra en la
estación. Del manifold salen dos líneas la general y las de prueba y estas llegan
con sus fluidos a los separadores respectivos donde se separan las dos fases, el
gas atiende a la parte superior el petróleo solo por la parte cercana al fondo
del separador y se dirige hacia unos volúmetros tanto de la línea general como
la de prueba.
Los volúmetros son los encargados de medir la cantidad de petróleo existente,
que tiene un sistema de flotador y desde donde pasa al tanque general.
El gas que sale del separador ( general o prueba ) entra a otro separador ya
que puede tener partículas todavía líquidas, luego pasa a la primera etapa de
compresión que cambia los 0 Psi a una presión de 30 – 40 Psi, el gas sale
caliente y pasa a un intercambiador de calor; luego viene la segunda etapa
de compresión en donde entra con 30 -40 Psi y descarga a 140 – 150 Psi y
seguidamente pasa a la torre de absorción en la que se extrae los
hidrocarburos existentes, sale a una presión de 110- 120 Psi, parte es gas
doméstico porque sufre una caída de presión y el petróleo enriquecido es
llevado al fraccionador. El gas pasa de la tercera etapa de compresión y sale a
500 Psi, este gas seco va a un manifold conectado a pozos de gas lift y así
obtener un nuevo ciclo.

INFORMACIÓN PARA LA SELECCIÓN DE UN EQUIPO CON GAS LIFT
• Profundidad total del pozo
• Tamaño y peso de la tubería de revestimiento
• Tamaño de la tubería de producción
• Tipo de terminación del pozo perforaciones, revestimiento granulado, pozo sin
revestimiento, asiento del revestimiento, etc.
• Presión estática del yacimiento
• Gradiente estática del fluido
• Índice de producción
• Producción total de fluido por día
• Porcentaje del Petróleo y agua que se han de producir
• Gravedad API del Petróleo producido
• Volumen, presión y gravedad del gas disponible.
• Restricciones en la superficie (presión del funcionamiento del separador,
Obturadores, etc.).
• Tamaño y longitud de la línea de flujo
• Arena, cantidad de parafina o corrosión potencial
• Temperatura del yacimiento.
Es poco común que todos estos datos estén disponibles a usarse, sin embargo
estos factores deben tomarse en cuenta ante de instalarse el equipo para
extracción por gas.
Con estos datos es posible clasificar rápidamente y decidir el tipo de operación
Instalación que se ha de usar.
Con datos insuficientes se hacen necesario asumir o calcular factores que
generalmente resultan al diseñar una instalación para poder satisfacer
requisitos muy necesarios.

CLASIFICACIÓN DEL POZO
Para clasificar un pozo adecuado para una operación de flujo continuo o
intermitente, es necesario usar la siguiente tabla:
LUGAR DONDE DEBE INYECTARSE EL GAS DENTRO DE LA TUBERÍA
La inyección de gas para una operación continua después de la descarga
original de fluido de pozo a través del revestimiento, se ejecuta por una válvula
de extracción por gas instalado en un punto determinado. Esta es la válvula
más cercana al fondo de la Sarta de tubería de producción. La Idealización
adecuada de esta válvula debe calcularse a base de cierto número de
factores importantes.

PELIGROS EN LOS POZOS DE EXTRACCIÓN POR GAS
Todo personal que tenga trabajos cerca de los pozos donde se estén
realizando extracción por gas debe saber los peligros que existe, y accionar de
modo conveniente el sistema.
El peligro de incendio está siempre presente por ende se debe evitar fumar, las
chispas y fuego de cualquier clase.
Hay peligro de alta presión en las instalaciones como la resistencia de las
válvula, tubería y conexiones debe verificarse varias veces, si hay alguna duda
al respecto a la resistencia del equipo para el servicio de extracción por gas de
alta presión no debe instalarse.
Antes de desconectar una línea verificar la presión y esté seguro de que se ha
reducido la misma. Téngase cuidado especialmente con las líneas obstruidas
temporalmente por materia extraña que puede ceder bajo presión.
PORQUE EL USO DE ESTE MÉTODO
• Porque el pozo tiene un GOR alto.
• Porque las condiciones de presión y temperatura son ideales en un pozo para
el uso de este método.
• Porque aprovechamos el gas que sale del pozo
• Porque nos permite aumentar o regular la explotación de un pozo de
acuerdo a nuestras conveniencias.
• Porque es menos corrosivo (es primordial la utilización de gas seco).
• Porque se utiliza en pozos que tengan un cambio de sus condiciones de
producción (aumenta o reducir la producción).
• Porque es más económica la completación de fondo de pozo y la parte
operacional en comparación de los otros sistemas.
RELACIÓN DEL GAS LIFT CON LOS DEMÁS MÉTODOS DE EXTRACCIÓN ARTIFICIAL
El sistema de levantamiento por LAG. puede ser comparado con los demás
sistemas con el propósito de definir cuál método es más adecuado para un
pozo de acuerdo a sus condiciones y con el fin de diferenciar un sistema del
otro obteniendo sus ventajas o desventajas, tomando en cuenta el
presupuesto, y encontrar soluciones de satisfagan cada uno de estos para un
aprovechamiento óptimo del yacimiento.

RELACIÓN ENTRE SISTEMAS
• Gas Lift
• Bombeo Mecánico
• Bombeo Eléctrico
• Bombeo Hidráulico
GAS LIFT
Opera mediante válvulas,
Usa la energía del gas comprimido para obtener una producción mayor de
petróleo.
El Gas inyectado por el anular hace producir por el tubing.
Es útil para pozos que producen más de 2000 barriles por día.
BOMBEO MECÁNICO
Opera mediante varillas.
Aflora el petróleo residual hacia la superficie mediante una instalación
mecánica.
BOMBEO ELÉCTRICO
Opera mediante bombas tipo pistón o jet.
Inyecta por el tubing y produce por el anular.
Utiliza un fluido hidráulico para mover un motor y bomba instalados en el fondo.
Se usa en pozos cuya producción es de 100 a 1000 b/d.
BOMBEO HIDRÁULICO
Opera a través de bombas electros sumergibles instalados en el fondo del
pozo.
Utiliza energía eléctrica para su funcionamiento.
No se puede utilizar BES en pozos que producen menos de 100 barriles por día.
Debido a su rentabilidad.
Se usa BES en pozos que producen de 100 barriles por día en adelante

ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS SISTEMAS DE
LEVANTAMIENTO MEDIANTE LAS CONDICIONES DEL CAMPO

ADVERTENCIAS GENERALES REFERENTES AL GAS LIFT.
Cuando el petróleo es pesado, de 12 a 160 API se puede producir si el nivel
estático está cerca de la superficie y la presión del LAG es baja, efectuar un
diseño intermitente con solo dos o tres válvulas pilotos. Utilizar un regulador de
ciclaje en la superficie.
estático está cerca de la superficie y la presión del LAG es muy alta de 2000 a
3000 Psi y el yacimiento es profundo, se podrá inyectar de forma continua
cerca de la empacadura. Más aún si el gas del LAG es humado, el pozo podrá
producir a una tasa superior a su tasa inicial cuando producía a flujo natural. En
pozos profundos y con buenas tasas de líquido, la temperatura de flujo se
mantiene alta, conservando baja la viscosidad, lo que favorece al LAG.15
estático es poco profundo, instalar diseño intermitente. Si se instalan válvulas de
asiento pequeñas, el pozo solo circulará gas del LAG.
Cuando el petróleo es pesado, de 12 a 160 API se puede producir, si el nivel
estático está por debajo de los 3000’. Será muy difícil obtener producción
comercial del pozo.
En muchos diseños del LAG, el ingeniero ha tomado muy poco en cuenta el
caudal del gas que pueda pasar a través de las válvulas, por lo que conduce
generalmente a la instalación de asientos demasiados grandes. Esto trae como
consecuencia que a pesar de inyectar la tasa óptima de gas, la válvula de
operación cierra en forma alterna y el pozo produce con mucha intermitencia,
perdiendo así producción de petróleo.
Para LAG intermitente es imprescindible la instalación de la empacadura de
fondo para ahorra gas del LAG. Sin empacadura, la RGL de inyección
aumenta de unos 250 PC/B/1000’ a más de 1000 PC/B/1000’.
Para el LAG continuo, una instalación sin empacadura necesita
aproximadamente un 20% de exceso de gas para eliminar de esta manera la
inestabilidad del flujo.

Cuando el Petróleo es liviano y el yacimiento es de baja de presión, el LAG
intermitente puede ser aplicado eficientemente para pozos someros. Si el pozo
es profundo, mayor de 6000fts, el diseño deberá ser continuo con válvulas de
asiento pequeños, ya que se obtendrá mayor producción inyectando en forma
continua por debajo de los 6000fts que en forma intermitente a los 6000 fts.
VISITA RUTINARIA A UN POZO
Todos los días, y en algunos pozos dos veces por día, los pozos deben ser
visitados por los operadores de gas, para un chequeo del buen funcionamiento
del sistema. Durante esta visita se debe realizar lo siguiente:
Chequeo de la calibración del Barton.
Eliminación de los líquidos existente en el Barton.
Toma de datos de la carta de Barton, registrando en el formato G-455 las
lecturas de la diferencial y la estática.
Con los datos de la carta, se debe calcular el volumen que se está inyectando
y compararlo con la receta sugerida de la inyección que el operador siempre
al tiene a mano.
PROBLEMAS OPERACIONALES
• Baja presión del Sistema.
• Aumento de la Temperatura del Medio Ambiente.
• Bloqueo del Flujo de Gas.
• Presencia de CO2 en el Gas de Inyección.
• Rotura de la Línea de Gas.
BAJA PRESIÓN DEL SISTEMA
Se produce por varias razones como:
- Fallas o paradas de los compresores
- Baja temperatura del medio ambiente
- Pérdidas por exceso de gas de inyección en pozos con válvulas descalibradas
- Sopleteo del pozo
- Cuando se presenta este problema, el operador debe tomar la decisión de
cerrar ciertos pozos de baja productividad o permitirá poner equipo de reserva
o para que un equipo entre a mantenimiento preventivo o correctivo; pero
antes hay que analizar a que se debe este incremento de presión.

AUMENTO DE LA TEMPERATURA DEL MEDIO AMBIENTE
Como es lógico el incremento de la temperatura es proporcional a la presión, y
obviamente si existe un aumento de temperatura medio ambiental, afectará al
sistema en el sentido de un aumento de presión de todo el sistema.
BLOQUEO DEL FLUJO DE GAS
Este problema se presenta por la presencia de una gran cantidad de
condensados en la línea principal o en los pozos. Como el agua no es
comprensible y al no poder ser arrastrada se produce un bloqueo es decir no
hay transferencia de gas produciéndose un incremento de la presión en las
estaciones de compresión. Ante esta situación el operador normalmente
ordena se apague una de las máquinas pero al hacer esto la presión en el
sistema cae bruscamente ya que no es el caso anterior en que había
aumentado el volumen por lo que la solución es drenar la línea principal o
sopletear los pozos.
PRESENCIA DE CO2 EN EL GAS DE INYECCIÓN
Existen pozos que tienen la presencia de CO2 en el gas de inyección, esto es un
inconveniente si el contenido es alto, si este estuviera seco no habría ningún
problema, pero en presencia de agua y altas presiones se forma el ácido
carbónico, que es altamente corrosivo.
El ácido carbónico es un producto indeseable, no se lo puede eliminar pero si
controlar con químicos inhibidores de corrosión, inyectados en la succión de los
compresores, en la descarga de estos y en los mismos pozos vía gas. Cabe
recalcar que ocurre lo mismo con los carbonatos de la formación
ROTURA DE UNA LÍNEA DE GAS
Se puede presentar:
- Problemas de Corrosión
- Falla en una pega de soldadura
- Fatiga del material
- Otras causas
Para solucionar el primer problema continuamente se corren registros eléctricos
de espesores con una compañía contratista que identifica problemas
potenciales e inmediatamente se procede al cambio de tubería

Las fallas en las pegas de suelda si no se detectaron en la prueba hidrostática
pueden ocasionar problemas graves especialmente si están localizados cerca
de viviendas por el peligro de explosión e incendios.
Las roturas se han producido generalmente en las instalaciones con
calentadores de gas, por dilatación y compresión de la línea de ingreso al
calentador, por lo que es necesario un chequeo periódico de estas
instalaciones.
REPARACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE POZOS
Las reparaciones de las instalaciones de los pozos de gas lift se realiza igual que
un sistema BES contando con la torre para realizar el levantamiento de la
tubería para su respectiva recuperación.
Los daños más comunes de estas instalaciones son:
1) Dentro del pozo la parte afectada es el Standing Valve, muchas veces se
introduce arena del pozo por ella, la misma que mezclada con el aceite puede
tapar el orificio del standing valve e impedir su funcionamiento.
2) Otro daño en el standing valve es por el excesivo porcentaje de óxido en la
tubería y se puede taponar.
3) La parafina es otro factor de daño, pues debido a su acción puede tapar el
anca, el tubo perforado, etc.
4) Las válvulas pueden sufrir daños por mucho óxido en el asiento, en este caso
se raya la bola y no realiza un sello perfecto; el resorte se daña y tiende hacer
trabajar el vástago solo a un lado.
5) Por efecto del gas inyectado en la válvula (nitrógeno), puede sufrir la válvula
la rotura del fuelle
6) Otros daños pueden en la cabeza del pozo estas pueden ser en los controles
de inyección del ciclo.
Para aquello se realiza el siguiente trabajo
Con un rig de work over colocado en el pozo se desconecta el equipo de
superficie con la previa despresurización del pozo a continuación se alza el
primer tubo para poder desenroscar el packer de la tubería.
Al sacar algunos tubos aparece la primera válvula luego de un intervalo de
tubos sale la segunda válvula en el interior del tubing sale la tubería colgante
de 1” esta penetra hasta el interior de la botella y finalmente sale el packer, la
botella, el standing valve, el zapato perforado y el ancla.

La reparación consiste en el cambio de válvulas y vaciar el ancla que contiene
lodo y parafina también se procede a limpiar la tubería para luego proceder a
bajar la tubería conectar el equipo de superficie para que luego siga
trabajando.
PROBLEMAS DETECTADOS EN LAS CARTAS DE INYECCIÓN
A continuación, se procederá a detallar los diferentes problemas encontrados
en los pozos, con diferentes ejemplos.
HUECO EN LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)
Se mantiene el pozo, ello ocasionaría dos problemas:
• Desperdicio de gas.
• Exceso de presión en el separador de producción.
Para solucionar en forma definitiva el problema del pozo debe entrar a W.O.
(reacondicionamiento). Mientras tanto, lo que se puede hacer es chocar la
inyección en las válvulas wing, para inyectar el volumen de gas que el pozo
tenía antes de la rotura, y realizar pruebas de producción, como si se estuviera
optimizando el pozo, para obtener una inyección adecuada y no desperdiciar
el gas.
CAÑERÍAS CONGELADAS
La solución será drenar la línea y ponerla nuevamente en operación, El
problema que podría ocasionarse son lecturas erradas que se registran en las
cartas del Bartón.
HUECO DE LA VÁLVULA OPERADORA
Si se trata de este problema la solución será cambiar de válvula operadora con
una unidad de wire line.
POZO ESPORÁDICO POR ALTO BSW
En este caso no queda más remedio que correr nuevas curvas de optimización
ya que la columna que se tiene que levantar es más pesada y es necesario
incrementar la energía del levantamiento.

POZO ESPORÁDICO
En este problema se tiene que correr "gas lift survey" (registro de trabajo de las
válvulas en mal estado) para detectar el sitio del problema.
VÁLVULAS DESCALIBRADAS
Para solucionar este problema se deberá corre un "gas lift survey" (registro de
trabajo de la válvulas en mal estado) y proceder a su cambio presión y
temperatura.
AGUA EN LAS LÍNEAS
Solo se tiene que drenar la línea
OPERACIÓN NORMAL
Este sería el tipo de registro ideal en un operación de gas lift.

TIPOS DE INSTALACIONES CON GAS LIFT.-
Básicamente existen tres tipos de instalaciones con gas lift, a saber:
FLUJO CONTINUO
Existen diferentes tipos de instalaciones para este método, los cuales se
clasifican dependiendo de si el pozo se encuentra equipado o no, con
empacadura y/o válvula fija.
INSTALACIONES ABIERTAS: En este tipo de instalación la sarta de tubería está
suspendida dentro del pozo sin empacadura.
INSTALACIONES SEMICERRADAS: Es similar a la abierta con la diferencia de que
se instala una empaquetadura que sella la comunicación entre la tubería de
producción y el espacio anular.

INSTALACIONES CERRADAS: La instalación es similar a la semicerradas,
excepto que se coloca una válvula fija en la sarta de producción,
generalmente en el fondo del pozo. Este es el tipo ideal para flujo
intermitente.
ARREGLOS ESPECIALES DE GAS LIFT.-
A) GAS LIFT CON CAMARA.- Las instalaciones con cámara están diseñadas
para el bombeo intermitente en yacimientos con Ip alto y presión de
fondo baja o mediana.

B) INSTALACION TIPO PACKER-OFF.- Este tipo de instalación no requiere que
saquen las tuberías del pozo para instalar las válvulas de gas lift. Se hacen
agujeros en la tubería e instalan las válvulas frente a los agujeros.
Todo el trabajo se lleva a cabo con cable de acero, obteniendo así un
método muy económico en el caso de pozos que están ubicados en
regiones 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.

C) INSTALACION CON TUBERIA –MACARRON.-
Estas instalaciones aceptan el bombeo continuo o intermitente. El
diámetro interior de la sarta de tuberías determina 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.
D) PRODUCCION POR EL ESPACIO ANULAR.- Por el espacio anular. La
producción por el espacio anular con bombeo continuo es una
instalación que produce volúmenes enormes de líquido. Pero las cañerías
Revestidores quedan expuestas a la acción de los fluidos y del gas. Esto
podrá producir corrosión erosión y depósitos de parafina, escamas y
arena en el espacio anular.

E) INSTALACION CON SARTAS MULTIPLES.- El uso de gas lift en pozos con
sartas dobles es cada vez mas común.
SELECCIÓN DEL METODO CONTINUO O INTERMITENTE.-
Los principios en que se basan estos dos tipos de operaciones, son
separados y distintos y raramente se combinan. Sin embargo ambos tipos
tienen un lugar definido en las operaciones de bombeo neumático y si las
características de bombeos individuales del pozo se analizan y se hacen la
ejecución eficiente y satisfactoria.
Por ejemplo, el gas de la formación puede ofrecer poca o ninguna ayuda
en las operaciones de flujo intermitente, en cambio es útil en el flujo
continuo.
Una base arbitraria para clasificar las presiones del yacimiento y los índices
de productividad como altos, intermedios y bajos es la siguiente:

PRESIONES DEL YACIMIENTO
- ALTA: si es suficiente para sostener una columna de fluido del 70% o más
de la profundidad total del pozo.
- Intermedia: Si es suficiente para sostener una columna de fluido entre el
40 y 70% de la profundidad total del pozo.
- Baja: Si es suficiente para sostener una columna de fluido menor al 40%.
INDICE DE PRODUCTIVIDAD
- Alto: Cuando el IP es mayor a 1
- Intermedio: Cuando el IP esta entre 0.3 y 1
- Bajo cuando el IP es menor a 0.3
PRESION DEL
YACIMIENTO
IP METODO
ALTA Bajo Intermitente
ALTA Intermedio Continuo/
Intermitente
ALTA ALTA Continuo
Intermedia Bajo Intermitente
Intermedia Intermedio Continuo/
Intermitente
Intermedia ALTA Continuo
Baja Bajo Intermitente
Baja Intermedio Intermitente
Baja ALTA Intermitente
CONSIDERACIONES PARA DISEÑO
Existen diversos factores que deben considerarse en el diseño de una
instalación de BN con el fin de igualar el rendimiento del yacimiento
(capacidad de aportación) con la capacidad de producción del pozo
utilizando BN. Es por ello que el encargado de su diseño debe tener bien
definidos los diferentes procesos físicos implicados en el sistema y cómo
interactúan.

COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO
Mecanismos de Empuje y Propiedades de los Fluidos
El comportamiento del yacimiento (mecanismos de empuje, Índice de
productividad y propiedades de los fluidos), usualmente presenta una gran
incertidumbre asociada con el diseño de un sistema artificial. Estos parámetros
cambian con el tiempo por lo tanto una caracterización adecuada del
yacimiento y de los fluidos que están contenidos en él, son elementos necesarios
para evaluar el rendimiento del sistema y el efecto que tendrá este al momento
de su instalación.
Para disminuir esta incertidumbre los sistemas son diseñados para una amplia
gama de condiciones de operación, con una evidente holgura económica, lo
anterior pone en evidencia la necesidad que se tiene para hacer una
recolección de datos confiables y en el tiempo que estos sean requeridos. En
algunos campos la implementación de sistemas artificiales requiere de algunos
años más para su desarrollo.
Retrasos en la instalación no solo limitan los gastos de capital, sino que también
que se realice un mejor diseño de los sistemas y que se tomen mejores decisiones
debido a que se tiene una mayor cantidad de datos disponibles, esto es porque
se tiene un mayor historia de producción. Una ventaja del BN es que el equipo
subsuperficial puede ser instalado con la terminación original del pozo a un costo
relativamente pequeño, aunque posteriormente se tenga que hacer un
reacondicionamiento.
El comportamiento de los yacimientos está regido por los diversos factores, entre
ellos se encuentra los mecanismos de empuje. La producción primaria está
fuertemente influenciada por el o la combinación de empujes presentes en el
yacimiento a la hora de su explotación, es por ello que al momento de
seleccionar el sistema artificial a implementar es necesario conocer el
mecanismo de empuje presente y la variación en el comportamiento del
yacimiento. A continuación se mencionan algunos.

Empuje por gas disuelto
En este tipo de empuje puede presentarse en yacimientos saturados o en
yacimientos bajo saturados. Cuando un yacimiento presenta este tipo de
empuje es considerado como yacimiento cerrado y el volumen del yacimiento
es considerado constante. Para yacimientos bajo saturados el flujo dentro del
yacimiento será de una sola fase debido a que la presión del yacimiento se
encuentra por encima de la presión de saturación, la liberación del gas disuelto
se llevara a cabo en un punto del recorrido en la tubería vertical (en el pozo)
donde se alcance dicha presión de saturación. Un yacimiento de este tipo está
caracterizado por la rápida disminución de la presión ya que el único
mecanismo de producción es por la expansión del aceite (liberación del gas
disuelto). El IP es poco confiable para presiones de fondo extremadamente
bajas, el gasto de producción no aumenta linealmente con un incremento en la
caída de presión. Después de la presión de saturación la RGL comienza a
aumentar, alcanzando un punto máximo para luego disminuir hasta la fase final
de producción.
Este es el mecanismo de empuje menos eficiente y la recuperación máxima que
puede alcanzarse con él oscila entre 20 y 40 por ciento del aceite total original
en el yacimiento hablando de la recuperación primaria, sin incluir a los YNF
(Yacimientos Naturalmente Fracturados), donde entran los sistemas artificiales de
producción.
El bombeo neumático es un método adecuado para implementarse en pozos
cuyo yacimiento presenta empuje por gas disuelto. Una instalación de bombeo
neumático tiene mucha flexibilidad operativa y puede ser diseñada para elevar
fluidos desde una profundidad cercana a la superficie hasta la profundidad
total, otra ventaja es que el bombeo neumático no es afectado por los cambios
en la RGL, en muchos casos esto es benevolente con el sistema disminuyendo el
requerimiento de gas de inyección.
Empuje por casquete de gas
En yacimientos saturados donde se tiene una capa superior de gas (casquete
de gas), debido a que el aceite contenido en él ya no puede disolver más gas.
Este casquete de gas es una fuente de energía adicional para la producción de
aceite.

El gasto de producción en yacimientos con este tipo de empuje debe ser
controlado cuidadosamente para evitar la conificación de la capa de gas
debido a una excesiva caída de presión entre el yacimiento y el pozo. Entre el
30 y el 75 por ciento del aceite total que originalmente estaba en el yacimiento
puede recuperarse con este mecanismo de empuje en la etapa de
recuperación primaria, sin incluir a los YNF.
Empuje por entrada de agua
En yacimientos con empuje por entrada de agua la presión se mantiene casi
constante por el desplazamiento del aceite que se produce por una cantidad
equivalente de agua proveniente del acuífero que empuja el frente de aceite,
siempre y cuando el acuífero asociado al yacimiento tenga un tamaño
considerable y exista una buena comunicación entre ellos, manteniendo poca
perdida en la presión de fondo durante la vida productiva del pozo. Debido a lo
anterior se considera que el volumen del yacimiento disminuye por dicho
proceso.
La recuperación primaria en yacimientos con empuje por entrada de agua
puede llegar a ser hasta del 85 por ciento del aceite original en el yacimiento y
representa el mecanismo más eficiente en el proceso de producción, sin incluir
a los YNF. Generalmente en este tipo de yacimientos se tienen grandes
volúmenes de producción y el bombeo neumático precisamente es uno de los
mejores sistemas artificiales para manejar altos gastos, por lo que es altamente
recomendable para implementarlo en dichos yacimientos.
Empujes combinados
Como sabemos los yacimientos presentan una combinación de empujes
durante su vida productiva, esto es por la propia naturaleza del sistema, aunque
no necesariamente se presenten todos los mecanismos de empuje como tal. Se
puede hacer más eficiente a un mecanismo de empuje con una adecuada
ubicación de los pozos, por ejemplo un yacimiento con empuje por casquete de
gas, es recomendable colocar los pozos alejados del contacto gas-aceite para
prevenir la conificación.
Cuando los mecanismos de empuje naturales se vuelven ineficientes, tomando
en cuenta el factor económico que es imprescindible, puede implementarse un

mecanismo artificial para obtener aceite adicional, que es el caso de la
recuperación secundaria para mantener o mejorar las condiciones de
producción.
Producción de Gas Asociado
La producción de gas asociado en el pozo es una función de diversos factores
(Caída de presión, punto de burbuja y de la relación gas líquido natural), además
de que es un parámetro importante en el diseño del BN. La determinación de la
cantidad de gas libre probable que se produce es crucial para determinar el
gradiente de presión de flujo, que está directamente relacionado con el
volumen óptimo de inyección.
Como se ha mencionado anteriormente, el BN ofrece una gran flexibilidad
operativa, un sistema artificial de producción puede emplearse durante toda la
vida de un campo, independientemente de mecanismo de empuje y de la
composición cambiante del fluido. Sin embargo en algunos casos es poco
probable que un sistema artificial, incluso el BN pueda aprovechar el potencial
de producción temprana y aun así funcionar de manera eficiente después de la
rápida declinación de la presión y de la irrupción del gas. Bajo estas
circunstancias una combinación de sistemas artificiales combinados puede ser
considerada, a su vez para casos donde se tenga duda sobre el desempeño y
flexibilidad del BN, este debe ser un criterio que no debe pasarse por alto.
Comportamiento del Pozo
Afluencia
En pozos de alto índice de productividad (IP), donde pequeños cambios en la
caída de presión tienen un gran efecto sobre la producción, se pueden obtener
ingresos significativos maximizando la profundidad de inyección del gas, El
deterioro natural del flujo con el tiempo es algo que se debe considerar en el
diseño inicial del sistema, especialmente en zonas donde el costo de la inversión
es alto. En función de la disminución prevista de la presión (o el inicio de la
producción de agua), el aparejo de BN debe estar diseñado para satisfacer una
amplia gama de condiciones de funcionamiento. Cuando existe una gran
incertidumbre, una sucesión de mandriles puede ser considerada.

Deben evitarse escenarios pesimistas o diseños comprometidos, ya que ello
podría dar lugar a diseños innecesariamente complicados y poco óptimos. Al
momento de diseñar un aparejo de BN se debe hacer un esfuerzo significativo
para determinar la afluencia del yacimiento al pozo (flujo de entrada) antes de
instalar el BN para reducir la incertidumbre.
Comportamiento del flujo vertical
El tamaño de la tubería es muy importante en el diseño del BN con el fin de
operar al máximo gasto estable. Una tubería demasiado pequeña dará lugar a
excesivas pérdidas de presión por fricción, sin embargo una tubería demasiado
grande dará lugar a un flujo inestable o cabeceo debido al colgamiento del
líquido, especialmente si la productividad del pozo comienza a declinar. Esto sólo
se puede corregir (en parte) por el aumento del volumen del gas inyectado. Para
ayudar a optimizar el diseño de la tubería, nos apoyaríamos en correlaciones de
flujo multifásico vertical, junto con datos de calidad de las propiedades PVT del
fluido.
Un incremento en el corte de agua puede resultar en una reducción del IP
debido a la permeabilidad relativa al agua. Esto también aumentara la
densidad del fluido producido, y simultáneamente una reducción de la Relación-
Gas-Liquido en detrimento de la elevación vertical, a su vez pudiendo formar
emulsiones problemáticas disminuyendo así la eficiencia del levantamiento.
Debe hacerse un estudio que integre el cambio de las condiciones del pozo con
respecto al tiempo, por ejemplo al presentarse la irrupción del agua o la
disminución del IP, esto debe planearse para que la terminación del pozo sea la
adecuada para dichas condiciones. La contrapresión que se tendrá en la boca
del pozo es otro parámetro primordial para determinar la caída de presión y
mejorar la eficiencia del sistema de BN que culminara con un incremento en la
recuperación de hidrocarburos. Una mayor contrapresión también resulta en un
espaciamiento menor en las válvulas y una profundidad menor en la inyección.

Emulsiones
Las emulsiones son comunes en las operaciones de BN, y pueden resultar en un
aumento significativo de la viscosidad del fluido producido con efectos adversos
en el rendimiento del sistema de levantamiento artificial. Las emulsiones se
forman en el punto de inyección de gas. El comportamiento de la emulsión y su
efecto sobre la productividad del pozo puede variar mucho de pozo a pozo,
como resultado de la variación del corte de agua y patrón de flujo en el pozo.
Las emulsiones pueden ser eliminadas con éxito o reducidas significativamente,
mediante la adición de desemulsificantes a la corriente de gas de inyección, de
igual forma la recolección de datos es esencial para verificar que se ha reducido
o eliminado tal efecto.
OTRAS CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DEL POZO
Hay muchos aspectos importantes en el BN que tienen influencia directa en el
diseño del pozo:
 El tamaño del revestimiento de producción, se seleccionará de acuerdo
con el potencial deseado del pozo y con el tamaño del equipo
subsuperficial (mandriles de BN y de la válvula de seguridad
subsuperficial). El revestimiento de producción debe ser lo
suficientemente grande para alojar la terminación prevista.
 El pozo y la terminación deben estar configurados para facilitar las
operaciones a través de la tubería. Herramientas operadas con líneas de
acero son utilizadas para mantener la producción y monitorear el
comportamiento del pozo (por ejemplo, un registro de producción).
 Hay una serie de condiciones de operación en el BN que pueden resultar
en represionamientos en el revestimiento de producción (como resultado
de una intervención humana, una fuga o un fallo en el equipo de
superficie), la resistencia al colapso y a la presión interna de la tubería de
producción, y el diseño de la cementación primaria, se deben considerar
cuidadosamente durante la fase del diseño.

 Hay que señalar que durante la puesta en marcha de las operaciones de
producción, el revestimiento puede estar expuesto a la presión total del
gas inyectado en la parte superior de una columna llena de fluido de
terminación, por lo tanto el revestimiento de producción y la tubería de
producción deben tener consecuentemente un cuidadoso diseño.
 La calidad del revestimiento está relacionada directamente con la
producción deseada. No es recomendable utilizar el BN para gastos de
producción extremadamente altos cuando se tenga un revestimiento de
mala calidad, ya que en algunos casos seria incosteable reparar el
revestimiento. Una alternativa seria revestir con una tubería de menor
diámetro (una especie de forro) y aún permitir el funcionamiento
eficiente del BN.
13.1. Consideraciones sobre las instalaciones superficiales
Es importante tener una mínima contrapresión en el pozo para conservar la
energía del sistema. Las tuberías de producción de DI pequeños,
estranguladores de producción y altas presiones de separación, pueden dar
lugar a importantes “cuellos de botella” de la producción, y por lo tanto deben
evitarse.
El volumen de gas de inyección y la presión son dos consideraciones muy
importantes (en relación con el diseño de la sarta de BN y de la selección del
compresor) que desempeñan un papel importante en el diseño del sistema de
BN, además de las instalaciones que controlan el flujo y ayudan a su medición.
Cabezal del Pozo
Esta parte es fundamental para el bombeo neumático ya que ahí es donde el
gas inicia su recorrido dentro del pozo, es importante que la boca del pozo
deba estar ajustada para impedir un avance excesivo del gas de inyección
cuando la velocidad de avance del bache es poca, esto es para operaciones
de bombeo neumático intermitente. En operaciones de bombeo continuo,
cuando existen grandes requerimientos de gas en tuberías de alta presión y un

alto gasto de producción. Se recomienda también que todos los accesorios
innecesarios en el cabezal o cercanos a él, sean eliminados, sin embargo si en
algún caso una instalación de bombeo intermitente necesita ser estrangulada
para controlar la inyección de gas, es preferible que se coloque dicho
estrangulador los más lejano posible de la cabeza del pozo, preferentemente
que este sea operado desde la batería o estación de compresión.
Línea de descarga
Este conducto es el encargado de llevar la mezcla (fluidos del yacimiento más
la corriente de gas inyectado) a las instalaciones de proceso para su
separación y distribución. Este conducto debe mantenerse libre de depósitos
de parafina y otros compuestos, para mantener el área adecuada de flujo y la
producción adecuada. No es recomendable tener una línea de flujo para
muchos pozos, si existen algunos pozos de flujo intermitente o pozos de muy alta
presión, esto nos provocaría excesiva contrapresión en el sistema.
Volumen de gas de inyección
Es el volumen total de gas requerido para el campo o grupo de pozos,
determinado mediante la suma de las necesidades individuales de cada pozo.
Es posible inyectar una gran cantidad de gas en un solo pozo. La producción
aumentará como una función del volumen inyectado, hasta que se alcanza un
punto de producción máxima (el óptimo técnico). La inyección de cantidades
adicionales de gas más allá de ese punto ocasionara una reducción en la
productividad del pozo debido a las pérdidas de presión por fricción. Esto es más
evidente en sartas muy largas de producción. La determinación de la forma de
la curva de rendimiento del BN, es un factor importante, donde se estima la
capacidad de compresión, o en los campos existentes donde está limitada la
disponibilidad de gas. El comportamiento de la curva del BN también es
importante a lo hora de optimizar la distribución del BN. El suministro del gas debe
ser el adecuado, este volumen de inyección debe ser el que proporcione la RGL

óptima para obtener una mínima presión de fondo y con ello la máxima
recuperación posible.
Presión del separador
También es un parámetro fundamental para el diseño del sistema de BN. Tiene
un gran impacto en el diseño del aparejo (número de válvulas), el desempeño
del pozo (profundidad de inyección), la presión de operación del sistema
(presión de descarga del compresor), y obviamente el material y las
especificaciones del equipo, todo ello tendrá un impacto directo en los costos.
La selección de una presión de operación alta del BN puede ocasionar gastos
innecesarios en la compresión, mientras que las presiones demasiado bajas,
pueden causar perdida del potencial de producción y producción diferida.
Registradores de presión
Estos aparatos son imprescindibles en cualquier instalación dentro de la industria
petrolera, incluyendo las operaciones de bombeo neumático. Mediante ellos
podemos observar el comportamiento de la presión en la descarga del pozo
durante en todo momento de la operación. Para los ingenieros es de suma
importancia un registro continuo de la presión en el espacio anular y en la boca
del pozo, con un análisis del comportamiento de la presión podemos darnos
cuenta de que es lo que está ocurriendo en el pozo, si hay algún problema o si
todo está operando de manera correcta. Nos puede ayudar a detectar
problemas de congelamiento en la línea, cierre o mal funcionamiento de una
válvula, baja presión en la línea de inyección, etc.
Calidad del gas de bombeo neumático
Una operación exitosa de BN depende de una fuente fiable de gas de BN a alta
presión. Al evaluar la viabilidad de las instalaciones de BN es necesaria revisar
una serie de importantes características.
 Un gas rico (denso) proporciona una mayor caída de presión y por lo
tanto permite una profundidad mayor de inyección para una

determinada presión de inyección en superficie en comparación con un
gas más pobre (menos denso).
 El agua en un sistema de BN puede dar lugar a problemas de corrosión,
golpes de líquido e hidratos. Si la formación de hidratos se espera en el
sistema de distribución de BN o las tasas de corrosión esperadas salen del
rango, entonces será necesario hacer una deshidratación del gas.
 Además de ser peligroso, el gas con ácido sulfhídrico (H2S) puede causar
grandes problemas de funcionamiento ya que ocasiona corrosión
dañando los equipos, por ejemplo causando una excesiva corrosión en
el compresor y la contaminación del combustible.
 El suministro de gas también debe estar libre de sólidos. El gas a lo largo
de su trayectoria puede pasar por áreas muy pequeñas en las válvulas
las cuales pueden ser fácilmente obstruidas.
Selección de compresor
La selección del compresor depende de muchos factores tales como: la presión
de descarga requerida para la inyección del BN, la capacidad, el entorno en el
cual puede operar, dimensiones y por supuesto de los costos. Una discusión más
profunda sobre la selección del compresor puede encontrarse en el manual de
BN Camco. Se considera únicamente un análisis de los criterios básicos para la
selección del compresor.
Válvulas de Bombeo Neumático
Uno de los componentes principales del bombeo neumático son las válvulas
subsuperficiales de inyección de gas a presión.

Acondicionamiento del pozo antes de la descarga
El acondicionamiento del pozo es necesario para tener un correcto
funcionamiento del aparejo de bombeo neumático, cuando un pozo se
encuentra lleno con fluido de control, este debe ser previamente limpiado para
eliminar los residuos de arcilla que pueden alojarse en el asiento de la válvula e
impedir el libre funcionamiento de esta durante la operación de descarga. Si se
tienen válvulas operadas por presión en la tubería de revestimiento y se tiene el
espacio anular lleno de lodo, entonces no es recomendable circular en inverso
porque el flujo será a través de las válvulas.
Precauciones que deben tomarse en operaciones de descarga
Al arrancar una instalación de bombeo neumático, se deben tener todos los
demás componentes del sistema previamente instalados y probados. Cuando
se hace una línea nueva para la inyección de gas, esta debe ser probada
previamente con presión para verificar que no tenga fugas y que pueda resistir
la presión de operación para evitar futuros problemas. Al momento de realizar la
prueba se debe de remover todo residuo de soldadura para evitar la obstrucción
de alguna válvula u otro elemento con escoria antes de conectar la línea al
pozo.
Descarga y operación de las válvulas de bombeo neumático
Las válvulas superiores que se instalan a lo largo de la tubería de producción
hasta el punto de inyección deseado se llaman válvulas de descarga. La válvula
operante es la válvula más profunda que se abre en cada ciclo en una
instalación intermitente o que se mantiene continuamente inyectando gas al
interior de la tubería de producción en una instalación de bombeo neumático
continuo. Las válvulas de descarga no se utilizan después de que el casing se
llena de gas a menos que la presión de la tubería a la profundidad de la válvula
operante se vuelva mayor que la presión en el casing. En ocasiones la mayoría
de los pozos se vuelven a cargar si se suspende la inyección de gas o disminuye
el volumen de gas de inyección. Cuando el pozo se carga, las válvulas de
descarga se emplean nuevamente para desplazar este líquido que se encuentra
en el interior de la tubería por encima de cada una de estas válvulas,
permitiendo levantar todo el líquido desde la profundidad de la válvula operante
hasta la superficie.

OPERACIÓN DE UNA VALVULA DE INYECCION DE GAS
Normalmente la presión a la que se expone una válvula la determina el área del
asiento de dicha válvula. Los principales mecanismos de las válvulas para ambos
casos, es decir, en la tubería de revestimiento y en la TP, son los mismos y solo la
nomenclatura cambia.
Las válvulas de bombeo neumático operan de acuerdo ciertos principios
básicos, que son similares a los reguladores de presión.
Las partes que componen una válvula de bombeo neumático son:
 Cuerpo de la válvula ( fuelle)
 Elemento de carga ( resorte, gas o una combinación de ambos)
 Elemento de respuesta a una presión (fuelle de metal, pistón o diafragma
de hule).
 Elemento de transmisión ( diafragma de hule o vástago de metal)
 Elemento medidor (orificio o asiento).
Inicialmente todas las válvulas (operadas por presión de gas) están abiertas y
cubiertas de fluido de carga. La inyección del gas se comienza en forma lenta
para transferir gradualmente la presión del sistema en el nivel del pozo (presión
de arranque) hacia el anular. De lo contrario, la acción abrasiva del fluido de
completación podría erosionar el asiento de las válvulas, por alta velocidad con
la que circula a través de los mismos.
En la medida en que se incrementa la presión en el anular, el nivel de fluido en
él va descendiendo hasta descubrir la válvula tope. Esta regulará la presión en
el anular a un valor ligeramente menor que la presión de operación del sistema.
VALVULAS DE INYECCION DE GAS
La válvula de Levantamiento Artificial por Gas son básicamente, reguladores de
presión. Deben ser diseñadas para operar en condiciones de fondo y ser
capaces de inyectar el gas a la presión y volumen requeridos.
Son reguladores de presión de fondo, su función primordialmente es regular el
paso del gas, generalmente la entrada desde el anular hacia el reductor.

Prácticamente todas las válvulas de bombeo neumático utilizan el efecto de
presión actuando sobre el área de un elemento de la válvula (fuelle, punta del
vástago) para provocar la acción deseada.
Estas válvulas tienen dos propósitos principales:
1) Descargar el pozo a una profundidad de inyección requerida (punto de
inyección) para arrancar el pozo con la presión disponible de gas.
2) Levantar el gasto de producción a partir de la profundidad del punto de
inyección con la presión disponible de operación.
Ventajas
 Las válvulas están diseñadas para una inyección controlada del gas,
además de proporcionar la flexibilidad necesaria permitiendo cambiar la
profundidad del punto de inyección y un aumento en el gasto de
producción dejando pasar mayor cantidad de gas hacia la tubería de
producción.
 Cierto tipo de válvulas de bombeo neumático están diseñadas para la
inyección controlada en una operación de bombeo continuo o
intermitente. Esto se requiere para terminaciones duales cuando las dos
zonas necesitan ser elevadas simultáneamente con una fuente única de
gas de inyección. Cada válvula dosifica la cantidad de gas que
necesita respectivamente cada intervalo productor.

 La implementación de las válvulas de inyección de gas evitan un
descenso excesivo de la presión en la tubería de producción entre cada
ciclo de inyección, cuando se trata de una instalación de bombeo
intermitente, si esto no se cumpliera, entonces habría una reducción
excesiva en la presión y nos afectarían los efectos de la contrapresión.
 En operaciones de bombeo neumático intermitente, un volumen del gas
de inyección que se queda almacenado en el espacio anular sirve para
la amplitud (diferencia entre la presión de apertura y cierre de la válvula)
 Las válvulas nos ayudan a descargar un pozo (desplazamiento del fluido
te terminación o fluido de control). Cuando un pozo ha sido reparado
usualmente se tiene en su interior un fluido de limpieza o fluido de control,
entonces las válvulas son accionadas para inyectar gas a presión e ir
descargando gradualmente el fluido del pozo y remplazarlo por gas y
aumentar la caída de presión entre el fondo del pozo y la cara de la
formación.
 Las válvulas de inyección, mandriles están diseñados para evitar agujeros
en el tubo y proporcionar un sello hermético para evitar fugas o entrada
de fluidos en lugares no deseados, además de evitar un efecto de choro
en la entrada del gas por entrar en un agujero en el que no se puede
controlar el flujo.
CLASIFICACION DE VALVULAS DE INYECCION DE GAS
De acuerdo con la presión que predominantemente abre la válvula, se clasifican
en:
- Válvulas Operadas por Presión de Gas.
- Válvulas Operadas por Presión de Fluido.
- Válvulas de Respuesta Proporcional.
- Válvulas Combinadas

Las más utilizadas en la industria petrolera son las:
- VÁLVULA OPERADAS POR PRESIÓN DE GAS (Pg):
Ésta actúa sobre el área del fuelle (mayor área), por lo que esas válvulas abren
principalmente por esa presión (presión de gas).
Cuando la válvula está cerrada la fuerza de apertura es la presión del gas de
inyección que viene del espacio anular actuando contra la superficie inferior del
fuelle, además de la presión de la tubería que actúa contra el extremo del
vástago o pistan de la válvula.
Clasificación de las válvulas de acuerdo a la presión de abrirlas:
 Válvula balanceada accionada por la presión del gas de inyección
 válvula balanceada accionada por la presión del fluido de producción
del pozo.
 válvula balanceada combinada accionada por ambas presiones (gas de
inyección y fluido de producción). Actúa desde el espacio anular hacia el
interior del tubing para incrementar el valor de la presión fluyente Pw. . Este
tercer tipo de válvulas son los más utilizaos en instalaciones de gas lift para
flujo continuo como para flujo intermitente debido a que tiene amplios
márgenes de apertura y cierre durante la operación.
 válvula desbalanceada accionada por la presión del gas de inyección.
 válvula desbalanceada accionada por la presión del fluido de
producción del pozo.
 válvula desbalanceada combinada accionada por ambas presiones (gas
de inyección y fluido de producción).
- VÁLVULAS OPERADAS POR PRESIÓN DE FLUIDO (Pp):
Donde la presión del fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle, por lo que esa
presión gobierna su apertura.
En ambos tipos de válvulas, el gas más utilizado para cargar el fuelle es el
nitrógeno, ya que es económico, abundante, no corrosivo y de propiedades
predecibles.

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