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MÓDULO I - CAPÍTULO I - SURGENCIA NATURAL Y GAS LIFT

I-VIII - POZOS SURGENTES

Se dice que un pozo está en surgencia natural, cuando la presión en el fondo del mismo essuficiente para impulsar su producción hasta la superficie.

Todos los yacimientos poseen una determinada presión estática generada y entrampada enlas formaciones productoras (energía natural). Cuando dicha presión es mayor que la resultantede la columna hidrostática del pozo (la profundidad al aporte relacionada con la densidad de lamezcla), más la pérdida de carga contrapuesta por las instalaciones de superficie; el pozo surgirá.

Esta energía natural es consecuencia de:

1. El gas contenido en solución, o sea mezclado integralmente con el petróleo.

2. El gas libre, comprimido en la parte superior de la capa petrolífera (cúpulagasífera).

3. La fuerza impulsora de las aguas inferiores, o sea las que están por debajo de laacumulación petrolífera.

En la medida en que los pozos son producidos, la presión de formación va decayendonaturalmente por el desalojo de volúmenes de petróleo, gas y/o agua, hasta que el pozo deja defluír. Es entonces cuando se debe recurrir a sistemas artificiales de extracción.

En algunos casos, el gas no aprovechado se reinyecta a la formación, tendiendo a conservarlas condiciones en que originalmente se hallaban los fluidos en el rerservorio, en otros se reinyectael agua extraída desde el inicio de la producción del yacimiento, con el mismo fin.

Según la forma en que sea explotado el yacimiento en éste primer período, dependerá laduración de la surgencia natural, o lo que es lo mismo, la aprovechamiento o el derroche deenergía.

Controlando la presión, dentro de rangos que estarán dados por las características delreservorio, a través de orificios fijos o regulables para algunos casos, será posible ejercer unequilibrio, que se manifiesta en las tres áreas de flujo en que se puede esquematizar el sistema.

I-VIII-I - Áreas de Flujo

Para una mejor comprensión de los efectos producidos por la presión, se divide el procesode surgencia en tres áreas desde la formación hasta los tanques:

Flujo horizontal: En ésta etapa de flujo, la mezcla de gas y líquido se desplaza desde lacabeza de pozo, donde se encuentra instalado el regulador de flujo (orificio) por la línea deconducción hasta el separador. De ésta manera la presión de la cabeza de pozo antes del orificio,deberá ser suficiente para vencerlas pérdidas de carga resultantes del propio orificio, de lasrestricciones de la línea, y también la presión del separador. Allí se encontrará el límite mínimo.

Flujo de elevación: Es el transcurso ascendente del fluido desde el intervalo punzado,hasta la cabeza de pozo. Se sabe que el orificio está instalado en la armadura de surgencia, ytiene como finalidad regular el volumen de flujo del pozo, es decir que se obtenga una produccióncompatible con las características del yacimiento.

En cada punto de la columna se reflejará una presión que estará relacionada con la pérdidade carga que la mezcla provoque en el tipo de cañería, la altura desde ése punto a la superficie,la densidad de la mezcla y la pérdida de carga o presurización determinada por el orificio.

Esto se manifiesta en su máxima expresión, frente a los punzados productores.

Flujo de recuperación: Es el tránsito de la mezcla que ocurre dentro del reservorio,desde la formación para el interior del pozo. En una primera instancia, aumentando el orificio enla cabeza de pozo, se logra reducir la pérdida de carga a través del mismo y consecuentementedisminuye la presión del flujo de elevación en el fondo del pozo, como resultado, el caudaldesde el yacimiento al pozo teóricamente aumentará (de acuerdo a la Ley de Darcy, mayordiferencial mayor volumen de flujo)(Flujo Radial).

Es muy importante considerar que a nivel de la formación se está ante una mezcla y susfenómenos, y si bien al reducir la presión frente a los punzados se optimiza en cierta manera elaporte, tal optimización provoca que la mezcla se vea afectada por la disminución de presión, yla consecuente liberación de gas (presión de burbuja) antes de salir de la formación, perdiendoenergía del reservorio.

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I-IX - PRODUCCION POR GAS LIFT

Hace muchos años que se utiliza el bombeo de gas o aire para elevar los fluidos a lasuperficie. A principios del siglo XII se usó para eliminar el agua de las minas, siendo el únicométodo práctico para elevar grandes volúmenes de agua.

Se utilizó por primera vez en la recuperación del petróleo en el año 1865 en el estado dePensilvania en los Estados Unidos, pero sólo adquirió una aceptación general en el año 1900 enel litoral del Golfo de México. Durante muchos años se practicó la inyección de gas para producirgrandes caudales de petróleo en los estados de Luisiana y Texas.

Se trata de un método de extracción artificial basado en la inyección de un gas con elobjeto de elevar el fluido del pozo a la superficie, utilizando las condiciones físicas, propias de losgases, de tener muy baja densidad y expandirse en forma inversa a la presión a la que estánsometidos, y en relación directa a la temperatura.

Cuando un pozo surge naturalmente, es porque la presión de la capa es superior a la queactúa en contra, compuesta por la columna hidrostática más la presión de la línea de conducción,que incluye la presión del separador de superficie. Normalmente la situación es favorecida porquetal tipo de pozos tienen alta relación gas-petroleo y consecuentemente una columna «liviana».

Cuando envejece el pozo y baja la presión de formación, deja de surgir naturalmente,debiendo ser asistido para continuar produciendo, y el gas lift, como se verá en la implementaciónde las instalaciones, puede ofrecer la continuación de la surgencia, inyectando gas, bajo lascondiciones necesarias para cada caso.

El sistema permite amplias posibilidades de aplicación si se dispone de los medios necesarios,puesto que puede usarse en pozos pobres y en los que tienen gran capacidad de producción.Tiene muy pocas limitaciones extractivas y puede operar petróleos de diversos tipos y además laarena contenida en el fluido no afecta al conjunto en la misma medida que en otros, no obstantela resolución económica es la que prevalecerá en la decisión, porque será necesario disponer desuficiente gas, y de la presión adecuada a las condiciones y requerimientos del pozo.

Podría presentarse como de gran conveniencia, si el yacimiento dispusiera de pozos de gasde alta presión y menos económico en el caso de ser necesario comprimir con medios mecánicos.

En pozos desviados o dirigidos donde el bombeo mecánico presenta serias dificultadescomo así también, en los profundos, es conveniente su uso. Debido al sistema neumático deoperación, el casing debe estar en perfectas condiciones y ofrecer una hermeticidad total.

En las plataformas que operan en el mar es el principal método de extracción, después dela surgencia natural.

El desarrollo y el perfeccionamiento de los equipos de gas lift, sigue siendo tema de análisishasta la fecha. Actualmente existe una aceptación universal de éste método versátil y eficiente deproducción de petróleo.

El bombeo neumático proporciona muchas ventajas a saber:

·Disminución de los costos de elevación, instalación y mantenimiento.

·Operación eficiente de pozos de alta y baja producción.

·Simplicidad del diseño.

·Capacidad de buen funcionamiento ante la presencia de arena, otros sólidos, H2S,CO2, etc.

·Muy buen índice de recuperación final del yacimiento.

·Aprovechamiento de la energía disponible.

Si no hay presión de gas suficiente permite el uso de compresores con sistemas cerrados.

I-IX-I - Instalaciones de Superficie

No quedan dudas de que el elemento motor de la producción será en éste caso el gas, elque si es producido por pozos de alta presión, irá a un separador de líquidos, eventualmente a untratamiento para deshidratarlo, y luego al sistema de distribución.

Sin analizar la conveniencia de los diferentes sistemas, se adoptará el más generalizadopara éste trabajo y consiste en lineas troncales que alimentan los conjuntos distribuidores,encargados de abastecer cada uno de los pozos de su zona. El conjunto se compone de válvulas,orificios o reguladoras de caudal y puentes de medición para permitir el adecuado control de lainyección en cada pozo.

Según las condiciones de la calidad del gas a inyectar, se instalarán calentadores antes delos distribuidores, (también se pueden instalar después), y de aquí, el gas llegará al pozo por lalínea individual de inyección.

Es sabido que todo el conjunto, debe ser construido con los materiales adecuados a lapresión, normalmente alta, que se usará y tanto en los montajes como en las reparaciones setendrá en cuenta la calidad del diseño hidráulico (en este caso neumático), porque las pérdidasde carga por fricción, turbulencias o cambios de régimen de flujo, pueden requerir mayor presiónen las cabeceras, para llegar al pozo con el caudal y presión necesarios.

Conexiones como codos de 90º, tipo «boca de pescado», diámetros muy pequeños etc.,deben ser evitadas.

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En el caso en que el gas disponible está en baja presión, las instalaciones diferirán solo enque el separador será de baja presión y previo tratamiento se incorpora a los compresores,encargados de elevar la presión, en una, dos o tres etapas según las necesidades.

Los primeros sistemas desarrollados para usar el gas como elevador de líquidos, utilizabanuna fuente de gas pero no recuperaba el retorno, venteándolo a la atmósfera. Tal es el sistemallamado abierto que actualmente no se usa, por el aprovechamiento del gas en el mercado y lasposibilidades de reciclarlo y comercializar el excedente. Actualmente se usan sistemas cerrados.

La cabeza del pozo de gas lift variará en su composición, según el tipo de flujo que seutilice, pudiendo ser, continuo o intermitente, condiciones elegidas de acuerdo a la capacidadde producción del pozo o su potencial, que es lo mismo. Los pozos con recuperación lenta,usarán la inyección intermitente.

Las conexiones en el pozo que corresponden a ambos sistemas, difieren solamente en laparte de inyección conectada al casing o «entre columnas»:

En el caso de inyección continua, tendrán una válvula reguladora de flujo tipo orificio,reguladora automática, o bien un porta orificio y válvulas de bloqueo y purga como en todos lospozos gas lift. Es importante mencionar que no se deben usar las válvulas de bloqueo para«restringir» el paso de gas porque no están preparadas para esa función y se dañarán de talmanera que no serán útiles para cerrar cuando sea necesario, y se trata de un elemento de altocosto.

Los pozos en inyección intermitente, poseen además una válvula neumática que operacon un temporizador controlador, que permitirá el ingreso o no del gas al pozo de acuerdo alprograma preestablecido.

Los actuadores modernos, electrónicos que operan con un amplio rango en los parámetrospresión y tiempo, son los preferidos por el servicio que ofrecen.

I-IX-II - Instalaciones de sub-superficie

El objetivo de las instalaciones dentro del pozo, será el de crear las condiciones de acuerdoa lo revisado al inicio de éste tema, y se diseñan utilizando información del pozo y las condi-ciones físicas de los líquidos y gases que se manejan, además de las presiones y caudales de gasdisponible.

Usualmente se utilizan tablas preestablecidas porque son pocas las variables en un yaci-miento ya que la generalidad de las condiciones es la misma, por lo tanto el cálculo individualestará orientado a la posición de las válvulas para el arranque del pozo que es el punto críticodel sistemas, aplicable tanto a la forma continua como la intermitente.

Donde las condiciones del pozo lo permiten y se elige la inyección continua, ésta puede serpor inyección tipo «jet» o bien con válvula piloto y/o convencionales.

El jet responderá a la simple mezcla a alta velocidad del gas inyectado, con el petróleo delpozo para su elevación. La válvula piloto operará normalmente abierta y cerrará cuando lascondiciones de la presión diferencial así lo requieran. La válvula convencional, pre-calibrada,también responde a las variaciones de presión tanto en la inyección como en el pozo.

Normalmente las capas deben ser protegidas de las altas presiones para obtener mejorrendimiento y para no introducir gas en ellas, por lo tanto se utiliza un packer, que se ocupará deaislar totalmente el espacio anular del tubing de producción. De tal manera que equipando elfondo de la cañería con una válvula de pie, el flujo de gas inyectado pasará del casing al tubing sincontacto ni incidencia sobre las capas productoras, creando un circuito obligado de circulaciónhacia la superficie.

EJEMPLOS DE INSTALACIONES PARA UNA ZONA PRODUCTORA

1. Pozo abierto – inyección continua (figura A)2. Pozo semiabierto – inyección continua (figura B)3. Pozo cerrado – inyección intermitente (figura C)

A B C

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I-IX-III - Inyección Continua

En este régimen, el gas se inyecta continuamente bajo alta presión en el casing para gasificarla columna del fluido y aligerarla. Esto diminuye la presión de la columna hidrostática para quela baja presión hidrostática en la zona productora, permita que el pozo fluya con el régimendeseado. De esta forma, el pozo proporcionará un flujo continuo igual que un pozo surgente.Para que el pozo surja eficientemente, es necesario instalar una válvula gas lift en la mayorprofundidad posible en función de la presión de inyección con que se disponga y la presión defluencia de la capa o reservorio.

La válvula deberá funcionar como un orificio variable, compensador de los cambios depresión efectuados en la superficie, o por los de la propia columna, para proporcionar el régimende producción más eficiente.

En inyección contínua, en superficie se mantiene una estable presión de gas porentrecolumnas, mientras que las válvulas, según su calibrado y censando la presión de tubing,son las encargadas del aporte de gas de inyección.

Este sistema prevee una válvula o más, que permiten el ingreso permanente del gas altubing mientras entra simultáneamente el petróleo del pozo, por lo tanto lo que ocurre es que elgas mantiene una columna más «liviana» facilitando las condiciones de producción.

Se aprovecha de la inyección continua en el caso de los pozos que tienen alta índice deproducción y alta presión de yacimiento en proporción con la profundidad del pozo

I-IX-IV - Inyección Intermitente

El principio de operación del régimen intermitente es el de la expansión del gas inyectadobajo alta presión, a medida que asciende hacia una salida de baja presión. Se utiliza una válvulade orificio grande, que permite un control completo de la inyección del gas. Hay que inyectarun volumen de gas bajo una presión suficiente para elevar el fluido a la superficie con la pérdidamínima. La válvula deberá inyectar sólo el volumen de gas requerido para elevar el fluidoeficazmente. El tipo de válvula instalada determina si se usa en la superficie un controlador(temporizado) con válvula motriz o un estrangulador de orificio instalado en la línea de inyeccióndel gas.

Las instalaciones de sub-superficie son similares para los dos casos, sólo que en elintermitente se utiliza la válvula de pié como retención de la carga de inyección de gas.

Es recomendable la inyección intermitente en el caso de los pozos de producciónrelativamente baja, y en los casos de bajo índice de producción, o de baja presión de formación.

Se pueden encontrar dos métodos de control de inyección del gas:

a. El de controlador, el cual consiste en una válvula motriz accionada por untemporizador. Inyecta el gas en el espacio anular en intervalos periódicos selectivos. Se regulanlos ciclos de inyección en función de la acumulación de los fluidos en el pozo con el fin deproporcionar el régimen de producción más eficaz.

b. En el otro método, la válvula gas lift misma controla la inyección y la instalación desuperficie incluye un estrangulador o la combinación de estrangular y regulador.

En inyección intermitente, un controlador en superficie o por intermedio de válvulasque censan la presión de entrecolumnas, se inyecta alternativamente una determinadacantidad de gas al tubing, que contribuye con el empuje hacia la superficie de unadeterminada cantidad de líquido, y con el efecto de alivianar la columna.

En la figura se esquematiza una instalación para producir por el sistema intermitente y muestraen el corte A, la válvula inferior de operaciones cerrada al completarse un ciclo, por lo tanto seobserva el líquido ya en la línea de conducción.

En B, el petróleo de la formación está ingresando en el tubing porque se han dado lascondiciones de presión para que ello ocurra.

En el corte C, abre la válvula de operaciones, porque el control de intermitencia en superficiepermite la entrada de gas, y éste al entrar al tubing se ubica en la parte inferior del líquido e iniciasu elevación.

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Por las condiciones descritas anteriormente, éste estado se mantiene en D, mientras elliquido viaja hacia arriba por el tubing, y hasta que llegue aproximadamente a la superficie, elpróximo paso será el reinicio del ciclo como en A.

Muchas son las variantes alternativas para mejorar lo descripto, pero éste es el principiobásico.

Los pozos con mayor índice de productividad lo que significa que tienen mayor capacidadde producción y consecuentemente mayor es también la presión de surgencia, utilizan elsistema continuo. Este sistema prevee una válvula, que permite el ingreso permanente delgas al tubing, mientras entra simultáneamente el petroleo del pozo por lo tanto lo que ocurrees que el gas mantiene una columna más «liviana» facilitando las condiciones de producción.

I-IX-V - Mandriles de bolsillo

El objeto de los mandriles de bolsillo es el de alojar la válvulasrecuperables de gas lift. Con la válvula instalada, el mandril proporcionaun diámetro interior igual al del tubing. En el momento de la terminacióndel pozo, se puede instalar estos mandriles con válvulas falsas enanticipación de aprovecharse de la tecnología gas lift a futuro.

Los mandriles son parte integrante de la sarta de tubing y nopresentan ningún peligro de escapes. Al llegar el momento de iniciar elrégimen gas lift, con el cable de acero se sacan las válvulas falsas ( ociegas) y se instalan las válvulas operacionales. Se puede sacar e instalarlas válvulas gas lift selectivamente.

I-IX-VI - Válvulas

La necesidad de grandes presiones para iniciar(kickoff) la inyección del gas, resultó en la invención de lasválvulas de gas lift. En los años veinte se desarrollaronmuchos tipos, cuyo objeto fue el de disminuir dicha presiónpara permitir su instalación a mayores profundidades.

El uso de una serie de dichas válvulas permite lainyección del gas en niveles sucesivamente más profundos.Cuando las válvulas superiores quedan despresurizadasdebido a la caída del volúmen de líquido en el tubing, secierran porque la presión diferencial en la válvula o lavelocidad del gas de inyección (según el diseño), excede laregulación del resorte o del fuelle de la válvula.

Existe actualmente una gran gama de diseños de válvulas. Estas válvulas puedeninstalarse en los mandriles convencionales recuperables con el tubing (llamadasconvencionales) o en los mandriles excéntricos (llamadas recuperables). Figura inferior

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Diferentes tipos de válvulas pueden trabajar según la presión de la columna (tubing), la delcasing, o combinadas. Un ejemplo puede verse en la siguiente figura:

TUBING

CASING

NITROGEN

EMPAQUETADURAS

Las válvulas de gas lift son fundamentalmente válvulas reguladoras de presión, que seintroducen entre el tubing y el casing, para conrolar la inyección de gas, cuidando que el mismose inyecte en el volúmen, presión y profundidad deseados.

En el esquema superior se aprecia cómo la presión de entrecolumnas, vence a la presión decalibración de la válvula (nitrógeno), abriendo la misma y permitiendo el paso del gas de inyección,del casing al tubing.

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CUERPO

CUERPO

CAMARA

CAMARA

FUELLE

FUELLE

VASTAGO

RESORTE

ORIFICIO

ASIENTOS

VALVULADE

RESORTE

VASTAGO

PRESIONDE

ENTRADADE

PRESIONDE

VALVULADE

VALVULA CONVENCIONAL PARA ELEVACION NEUMATICA

Hay valvulas como la del tipo spreadmaster que se adaptan a la inyección continua ointermitente. De los dos modelos disponibles, uno se recupera con cable de acero, y el otro serecupera con el tubing. Los dos modelos se adaptan a los equipos de gas lift ya instalados en elpozo.

Las válvulas falsas se instalan en los mandriles de bolsillo con cable de acero para cubrir losorificios de inyección de los mandriles. Se las puede instalar antes de la terminación del pozo odespués, para probar a presión el tubing, el packer y otros equipos.

En el caso de los nuevos pozos, las válvulas falsas (ciegas) pueden permanecer instaladasen los mandriles durante años hasta la instalación eventual de la válvulas de gas lift. Las válvulasfalsas se sacan y las válvulas operativas se instalan con cable de acero. A medida que el pozo seexplote, se puede reemplazar las válvulas que no sean necesarias con válvulas falsas.

Para ésto las válvulas disponen de anclajes y puntos de pesca, montados en su conjunto,como muestra la figura:

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I-IX-VII - Mediciones

El desempeño del Operador en el campo, tiene fundamental importancia en el manejo dela información de las mediciones para el seguimiento de la operación de gas lift. Un pozo puederecircular gas sin producir petróleo y hasta que no se mide o se controla en algún registro, no sedetecta. Por otra parte las mediciones fundamentalmente de gas, para que sean confiables tienenque concretarse con instrumental calibrado y una adecuada verificación de la calidad de laslecturas.

Teniendo en cuenta el circuito de gas de inyección y el asociado, se seguirá la dirección delflujo partiendo del punto de alta presión, como puede ser la salida de los compresores.

Aquí el primer punto de medición debe controlar el volumen total de gas enviado al sistemageneral de inyección, luego en los distribuidores, cada línea de conducción a los pozos debeestar equipada con un puente de medición, cualquiera sea el método adoptado, que permitamedir permanentemente o si las instalaciones no lo permiten, hacer registros muy frecuentes decada pozo, en lo que hace a determinar los volúmenes de gas que se utilizan individualmente ylas presiones de inyección.

Los registradores de presión diferencial son los medidores más usados y pueden leertambién, la presión estática.

Continuando el circuito se llega a la cabeza de pozo donde la mejor información se obtendrá,del registro simultaneo de la presión de inyección y la de fluencia en la salida de la cañería deproducción. Esto se logra con un registrador de presión de doble pluma y es sumamente útilpara determinar el funcionamiento del pozo con la interpretación de las cartas, pues se puedeidentificar el funcionamiento de las válvulas, tiempos de inyección, de surgencia, de recuperaciónetc.

El próximo paso y el más importante será en la batería donde un separador de controlmedirá la cantidad de gas, de petróleo y de agua de cada pozo y luego todo el trabajo estadísticoy de mejoramiento o corrección de problemas que sea necesario para que el sistema funcioneadecuadamente.

No hay dudas que el pozo nunca puede producir menos gas del que se inyecta, la relacióngas petróleo de la producción es un dato importante y considerando todo el sistema siempredebe existir un excedente casi constante solo afectado por la declinación natural de los pozos,por lo que un control del gas no utilizado en el sistema indicará permanentemente el funcionamientodel mismo.

Depende de las instalaciones de cada operación la calidad de los controles, pero sin dudasel Operador de producción, tiene la responsabilidad de adecuar lo necesario para medicionesque en definitiva serán las que darán las pautas a los programas operativos.