El sistema Gas lift

Introducción

El sistema Gas lift complementa el proceso de flujo natural al añadir gas al fluido de Producción, reduciendo la densidad del fluido, y por lo tanto la cabeza hidrostática de la columna a levantar.

Para poder describir el fenómeno de extracción por gas es necesario recordar que el flujo natural es también una forma de extracción por gas. Debido a que la energía del gas comprimido en el yacimiento es la principal fuerza o fuente de energía disponible para elevar el petróleo hasta la superficie en el llamado flujo natural. El gas en el yacimiento produce dos efectos como son:

1. La presión del gas ejerce una fuerza contra el petróleo al fondo de la tubería de producción.

2. La columna de petróleo se satura con burbujas de gas que entran al fondo de la tubería de producción.

El flujo natural se mantiene en el yacimiento hasta que su energía lo permita existen algunas causas que hacen que el flujo cese:

 Producción de fluido es la falta de presión en el yacimiento-

 Aumento de la cantidad de agua en el petróleo.

Reseña histórica

Por más de un siglo se ha producido agua extrayéndola de pozos en que se eleva el líquido por la fuerza del aire comprimido. Se sabe que desde antes del fin del siglo XIX se usó gas bajo presión para hacer producir un pozo petrolero.

En la década de los años 20 ya era muy utilizado el hecho de bajar una pequeña línea de aire o gas dentro de la tubería de revestimiento o de producción para inyectar suficiente gas cerca del fondo de un pozo poco profundo para obtener volúmenes sustanciales de petróleo.

A principios del siglo XVIII en Alemania, se usaba el aire comprimido para levantar agua de los pozos. En 1846 en estados unidos se usaba el aire comprimido para levantar pequeñas cantidades de petróleo. Debido al riesgo que implicaba extraer petróleo con aire comprimido y al deterioro rápido de las válvulas a mediados del año de 1920 se inició el uso del gas aprovechando su uso por ser más ligero que el aire y menos corrosivo.

Definición

El sistema de levantamiento de gas consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular, dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, con el propósito de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie.

Al inyectar gas la presión ejercida por la columna se reduce y el pozo es capaz de fluir debido a:

• Reducción del gradiente del fluido (La presión de fondo fluyente disminuye).

• Expansión del gas inyectado.

• Arrastre de los fluidos por la expansión del gas comprimido.

L.A.G CONTINUO O INTERMITENTE

En pozos de baja tasa de producción es difícil mantener condiciones de flujo continuo en la tubería ya que la baja velocidad de ascenso de la fase líquida favorece la aparición del fenómeno de deslizamiento. Este fenómeno desestabilizaría el comportamiento del pozo y para minimizarlo ó eliminarlo se requiere aumentar sustancialmente la tasa de inyección de gas, por ejemplo, inyectar entre 500 a 800 Mpcnd para levantar solamente de 50 a 100 bpd. Una manera de reducir el consumo de gas de levantamiento es detener la inyección de gas para darle chance al yacimiento de aportar un tapón de líquido por encima de la válvula operadora y luego inyectar rápidamente solo el gas requerido para desplazar el tapón hasta la superficie, la frecuencia de los ciclos de inyección dependerá del tiempo requerido para que la formación aporte un nuevo tapón de líquido a la tubería de producción. Este tipo de LAG reduciría sustancialmente el consumo diario de gas de levantamiento, por lo general, se reduce a la mitad ó a las dos terceras partes de lo que se consumiría diariamente en un levantamiento continuo ineficiente. Obviamente si el aporte de gas de la formación es alto, probablemente sea mejor producir en forma continua ya que el gas de levantamiento requerido será bajo. En los pozos donde ambos tipos de LAG produzcan aproximadamente la misma tasa con similar consumo de gas se recomienda el uso del LAG Continuo ya que requiere de menor supervisión, control y seguimiento.

EFICIENCIA: la eficiencia aumenta en la medida que se inyecta por el punto más profundo posible la tasa de gas adecuada, de acuerdo al comportamiento de producción del pozo.

MAXIMA PROFUNDIDAD DE INYECCIÓN: Cuando se dispone de suficiente presión 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 descarguen previamente el líquido utilizado para controlar al pozo. En caso contrario se deben utilizar varias válvulas por encima de la operadora conocidas con el nombre de válvulas de descarga, ya que ellas descargaran 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 permitirán descubrir la válvula operadora para inyectar así el gas por el punto más profundo posible.

L.A.G CONTINUO

TUBING: 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.

ANULAR: En este tipo de LAG continuo se inyecta gas por la tubería de producción y se levanta conjuntamente

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