El levantamiento artificial por gas (LAG) es un mtodo que consiste en inyectar gas a una presin determinada en la parte inferior de la columna de fluido de la tubera del pozo, a diferentes profundidades, con el fin de disminuir el peso de la misma, y de esta forma ayudar a subir los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie. As, en los pozos explotados por el mtodo de LAG de flujo continuo, el gas es inyectado continuamente al pozo a fin de que se mezcle con los fluidos del mismo y se reduzca la densidad de la columna de fluidos, disminuyndose la diferencia de presiones entre el fondo del pozo y la superficie. Desde el cabezal del pozo, una lnea de flujo conduce los fluidos (formacin gas de levantamiento) a estaciones de flujo o mltiples de produccin con separacin, en los cuales se separa el gas del lquido. El gas es enviado a plantas de compresin, en donde es tratado y comprimido para su venta y/o reutilizacin en levantamiento artificial. El lquido es enviado a patios de tanques, donde se separa el agua del petrleo para su comercializacin. El modelo del comportamiento de un pozo produciendo a travs del mtodo de inyeccin de gas, indica que a medida que la tasa de inyeccin de gas aumenta, la produccin tambin aumenta hasta alcanzar su mximo valor (regin estable); tal que incrementos adicionales en la inyeccin causarn una disminucin en la produccin

. En tal sentido, para la implantacin en campo de este mtodo LAG se requiere de un arreglo de instrumentacin y control, para obtener la tasa de produccin estimada por el modelo del pozo. Para tal fin se requiere la medicin y control de las siguientes variables, Flujo de Gas de Levantamiento (FGL), Taza de Produccin (Qprod), Presin del Gas Inyectado (GLP), Presin Diferencial del Gas Inyectado (GLDP), Presin del Revestidor (CHP), Presin Manomtrica de la Tubera de Produccin (THP). La medicin del flujo inyectado de gas se realiza usando las variables GLP y la cada de presin GLDP. La medicin de la presin del revestidor (CHP) permite conocer la presin que ejerce el gas en el revestidor del pozo, de igual manera que la presin ejercida por el crudo en la tubera (THP) y en la lnea de produccin (PLP). Adems, existen otras variables que podran considerarse para enriquecer ms la caracterizacin del proceso, como las temperaturas y los grados API que existen en el proceso, entre otros.

Proceso de produccin de un pozo El proceso de produccin en un pozo de petrleo o gas comienza desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de produccin en la estacin de flujo. se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: Yacimiento, Completacin, Pozo y Lnea de Flujo Superficial. Existe una presin de partida de los fluidos en dicho proceso, que es la presin esttica del yacimiento, Pws, y una presin final o de entrega, que es la presin del separador en la estacin de flujo, Psep. El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re del pozo donde la presin es Pws, viaja a travs del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena o radio del hoyo, rw, donde la presin es Pwfs. En este mdulo el fluido pierde energa en la medida que el medio sea de baja capacidad de flujo (Ko.h), presenta restricciones en las cercanas del hoyo (dao, S) y el fluido ofrezca resistencia al flujo (o). Mientras mas grande sea el hoyo mayor ser el rea de comunicacin entre el yacimiento y el pozo, aumentando el ndice de productividad del pozo. Al atravesar la completacin los fluidos entran al fondo del pozo con una presin Pwf. En el interior del pozo, los fluidos ascienden a travs de la tubera de produccin venciendo la fuerza de gravedad y la friccin en las paredes internas de la tubera. En el cabezal, la presin resultante se identifica como Pwh.

La perdida de energa en forma de presin a travs de cada componente, depende de las caractersticas de los fluidos producidos, y especialmente, del caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de produccin del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energa del yacimiento y la demanda de energa de la instalacin para transportar los fluidos hasta la superficie.

Levantamiento por inyeccin continua de gas La inyeccin de gas en forma continua tiene como objetivo aligerar la columna de fluido inyectando gas a travs de un punto en la tubera. Al realizar la inyeccin de gas, la relacin gas-petrleo aumenta causando que la curva TPR se mueva hacia abajo y a la derecha, y as puede interceptar la curva IPR. Cuando se inyecta gas desde el fondo de la tubera, el peso de la columna de fluidos disminuye, pero aumenta las cadas de presin por friccin. Controlando la cantidad de gas que se inyecta, un pozo puede producir entre su tasa por flujo natural y su tasa mxima. El flujo continuo es utilizado en pozos con un ndice de productividad alto y con presin de fondo alta. Para la inyeccin del gas se utiliza el espacio anular que existe entre el revestidor y la tubera de produccin. Las vlvulas de LAG son instaladas en la tubera de produccin y permiten el paso del gas desde el espacio anular hacia la tubera de produccin. Consideraciones para el diseo y optimizacin en sistemas de LAG continuo Para el ptimo funcionamiento y diseo de un sistema de levantamiento por inyeccin continua de gas se deben seleccionar diversos valores de presin de inyeccin de superficie, presin del separador, dimetro de tubera, dimetro de la lnea de flujo, para luego optimizar cada uno de los parmetros a partir de anlisis de sensibilidades de produccin. Algunos sistemas grficos que relacionen la tasa de produccin con los parmetros de inyeccin pueden ser necesarios para realizar una decisin lgica y as obtener el ptimo funcionamiento del sistema. Con la finalidad de analizar eficientemente la dinmica de sistemas asociados a LAG continuo, uno de los principales parmetros de inyeccin que se relaciona con la tasa de produccin es la relacin gas inyectado-lquido, permitiendo obtener la tasa de inyeccin de gas asociada a la mxima produccin de fluido. Como el gas, despus de inyectado, y el fluido del yacimiento alcanzan la superficie, se debe contar con suficiente presin en el cabezal del pozo para mover los fluidos hasta el separador. Una cantidad de gas adicional podra causar un incremento en la presin y por lo tanto reducir la produccin del fluido del yacimiento. Lneas de flujo de dimetro suficientemente grande podran permitir alcanzar el mnimo gradiente de presin en la tubera de produccin.

La presin del separador es muy importante en el estudio del comportamiento de las instalaciones de levantamiento artificial por inyeccin continua de gas. Dependiendo de las condiciones del sistema, una disminucin en la presin del separador puede o no afectar la tasa de flujo del pozo. La presin en el revestidor tambin afecta la tasa de produccin del pozo. Hay dos efectos del incremento del corte de agua sobre el comportamiento de un sistema de levantamiento artificial por inyeccin continua de gas. Uno es la alta densidad del agua comparada con la del petrleo. El otro, y principal, es el efecto causado por la baja relacin gas lquido por debajo del punto de inyeccin de gas debido a la produccin de agua, lo cual causa un incremento en la densidad del fluido del pozo, y por lo tanto se requerir mayor presin para levantar los fluidos hasta la superficie. El efecto del corte de agua sobre sistemas de levantamiento por inyeccin continua de gas depender del tipo de yacimiento que se est explotando mediante el pozo productor.

Levantamiento por inyeccin intermitente de gas En el levantamiento artificial por gas en Flujo Intermitente (LAGI), se realiza la inyeccin de gas por un perodo de tiempo para luego detener dicha inyeccin. Este ciclo se repite cuantas veces sea necesario para optimizar la produccin de petrleo. En este tipo de levantamiento artificial por gas no se aligera la columna de fluidos, sino que se utiliza la energa del gas para realizar el levantamiento. El levantamiento artificial por gas en flujo intermitente es aplicable generalmente para pozos que presentan un bajo ndice de productividad, ya que un pozo con estas caractersticas es sinnimo de tasas de produccin bajas. El levantamiento artificial por gas en flujo intermitente es capaz de poner a producir pozos con estas caractersticas, levantando su produccin a los objetivos trazados. Ventajas y Desventajas de cada uno de los mtodos de levantamiento por inyeccin de gas Flujo continuo Ventajas: Maximiza el uso del gas disponible en el reservorio. Maneja grandes volmenes de produccin fcilmente. Puede centralizarse el equipo. Pueden manejarse fcilmente el agua y el sedimento. Pueden recuperarse las vlvulas usando guaya o tubera Desventajas: Se debe disponer de una fuente de gas. Flujo intermiten Ventajas: Puede obtenerse menor presin de fondo que en flujo continuo y con menor relacin de gas de inyeccin.

Puede centralizarse el equipo. Pueden recuperarse las vlvulas, usando guaya o tubera. Desventajas: La tasa de produccin mxima es limitada. Causa intermitencias en el equipo de superficie. Debe disponerse de una fuente de gas.

SISTEMA DE LAG Los componentes del sistema de LAG consisten en: una fuente de alta presin de gas, lneas de distribucin para llevar el gas al pozo, equipos de control superficial, equipo de LAG desuelo, lneas de flujo y equipos de separacin y almacenamiento. La eficiencia de este sistema depende del equipo mencionado y del buen manejo del mismo.El equipo que mayormente influye en el sistema son lasvlvulas y mandriles de LAG. EL MANDRIL : Forma parte integral de la tubera de produccin y solamente es recuperado al sacar la tubera del pozo. Los tipos bsicos de madriles utilizados para LAG son: Convencional Concntrico De bolsillo inferior LAS VLVULAS DE LAG: La funcin de la vlvula de LAG es la de regular el caudal de presin de gas que entra al ducto, desde el espacio anular del revestidor, las vlvulasposeen una vlvula de retencin que impiden el paso del fluido del reductor al revestidor.

TIPO DE INSTALACION DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIALPOR GAS El tipo de instalacin que debe utilizarse en un pozo enparticular, depende principalmente, de si producir por flujo continuo o por flujo intermitente y de las condiciones propias del pozo comolo son: tipo de completacin, posible produccin de arena yconificacin de agua gas, hay que consi derar el futurocomportamiento del pozo, incluyendo la declinacin en la presin de fondo y el decaimiento del ndice de productividad. INSTALACION ABIERTA En este tipo de instalacin la sarta de la tubera estasuspendida dentro del pozo sin empacadura. El gas se inyecta por el espacio anular tubera-revestidor y los fluidos son producidos por la tubera reductora. La ausencia de empacadura deja que haya comunicacin entre la tubera y el espacio anular, lo que limita este tipo de instalaciones a pozos que exhiben un buen sello de fluido. Normalmente esto

significara nicamente pozos que producirn por flujo continuo, pero tambin es posible utilizarlas en pozos que producen por flujo intermitente. Cuando por alguna razn no puede instalar una empacadura. INSTALACIN SEMICERRADA

La instalacin es similar a la abierta solo que se le adicionauna empacadura que sella la comunicacin entre la tuberaproductora y el espacio anular. Este tipo de instalacin se utilizatanto para levantamiento por flujo continuo como intermitente.Ofrece varias ventajas sobre las instalaciones abiertas. Una vez que el pozo ha sido descargado no hay forma de que regrese al espacio anular, ya que las vlvulas de gas-lift estn equipadas con check que impiden el paso del fluido a travs de ellas en tal sentido. No puede haber circulacin de fluido que salga del fondo de la tubera pase al revestidor. INSTALACIN CERRADA Este tipo de instalacin es similar a la semicerrada, exceptoque se instala una vlvula fija en la sarta de produccin. Estavlvula generalmente se coloca en el fondo del pozo, aunquetambin puede ir directamente debajo de la vlvula de gas-lift mas profunda. La funcin de la vlvula fija es prevenir la presin del gas(cuando se inyecta en la tubera) acte contra la formacin CONDICIONES DE APLICACIN FLUJO CONTINUO Las condiciones que favorecen la aplicacin del flujo continuo son las siguientes: Baja densidad del petrleo. Alta tasa de produccin. Alta presin de fondo. Alta relacin gas-liquido del yacimiento. Se puede aplicar en pozos con alta produccin de arena. Dimetro pequeo de la tubera. FLUJO INTERMITENTE

Las condiciones que lo favorecen son las siguientes: Alta densidad del petrleo. Baja tasa de produccin. Baja relacin gas-petrleo del yacimiento. Pozos sin produccin de arena. Baja presin de fondo con bajo ndice de productividad. Baja presin de fondo con alto ndice de productividad. Pozos moderadamente profundos con bajo nivel de fluido.

INSTALACIONES CONVENCIONALES INSTALACIONES ABIERTAS La sarta de tuberas est suspendida dentro del pozo, sin vlvulas estacionarias ni empacaduras. El gas es inyectado por el espacio anular y los fluidos se producen por la tubera eductora. Muy pocas veces se recomienda su uso al menos que una empacadura no pueda ser usada debido a problemas de arenas u

otras dificultades. INSTALACIN SEMI-CERRADA Es similar a la descrita anteriormente, con la diferencia slo que se instala una empacadura que sella la comunicacin entre la tubera productora y el espacio anular. Se utiliza tanto para flujo continuo, como

intermitente. INSTALACIN CERRADA

Este tipo de instalacin es parecida a la semi-cerrada, excepto que se instala una vlvula fija en la sarta de produccin. La funcin de la vlvula fija es prevenir que la funcin del gas actu contra la formacin.

INSTALACIONES NO CONVENCIONALES INSTALACIN CON CMARA DE ACUMULACIN DE LQUIDO Son ideales para pozos con baja presin de fondo y alto ndice de productividad. Las cmaras permiten

las menores presiones de fondo fluyente. INSTALACIN CON PISTN VIAJERO El pistn tiene una vlvula de retencin, que abre cuando golpea en superficie y cierra cuando golpea en el fondo. Durante el tiempo que el pistn esta en el fondo, el lquido sube por encima de l. Al abrir la

vlvula de LAG, el gas levanta el pistn y ste el lquido, hasta la superficie.

SISTEMA DE GAS LIFT

Vlvula operada por presin de inyeccin

Vlvulas operadas por fluido (VOF) Las vlvulas de fluido o vlvulas operadas por presin de tubera son aquellas donde la presin de tubera se ejerce sobre el rea del fuelle. Los mandriles de estas vlvulas son diferentes. Un mandril de una vlvula operada por fluido y una vlvula de retencin se emplean en operaciones con presin de tubera. Cuando una VOF abre, la presin del revestidor es generalmente 150 a 200psi mayor que la presin de tubera a la profundidad de la vlvula, ver Fig.. De esta forma, la tasa y el aumento total en presin opuesto al fuelle despus de que la vlvula abre son mucho mayores que los de una vlvula operada por presin de revestidor.

SISTEMA DE GAS LIFT Vlvula operada por presin de inyeccin

Vlvulas operadas por fluido (VOF) Las vlvulas de fluido o vlvulas operadas por presin de tubera son aquellas donde la presin de tubera se ejerce sobre el rea del fuelle. Los mandriles de estas vlvulas son diferentes. Un mandril de una vlvula operada por fluido y una vlvula de retencin se emplean en operaciones con presin de tubera. Cuando una VOF abre, la presin del revestidor es generalmente 150 a 200psi mayor que la presin de tubera a la profundidad de la vlvula, ver Fig.. De esta forma, la tasa y el aumento total en presin opuesto al fuelle despus de que la vlvula abre son mucho mayores que los de una vlvula operada por presin de revestidor. SISTEMA DE GAS LIFT Dado que la aplicacin de la vlvula difiere entre s, es operada por presin de tubera o revestidor, existen diferentes ecuaciones para calcular la presin de apertura en el pozo.

SISTEMA DE GAS LIFT Dado que la aplicacin de la vlvula difiere entre s, es operada por presin de tubera o revestidor, existen diferentes ecuaciones para calcular la presin de apertura en el pozo. Esquema de una vlvula operada por presin de tubera

Diferentes tipos de vlvulas pueden trabajar segn la presin de la columna (tubing), la del casing, o combinadas. Un ejemplo puede verse en la siguiente figura:

Empaquetaduras Las vlvulas de gas lift son fundamentalmente vlvulas reguladoras de presin, que se introducen entre el tubing y el casing, para controlar la inyeccin de gas, cuidando que el mismo se inyecte en el volumen, presin y profundidad deseados. En el esquema superior se aprecia cmo la presin de entre columnas, vence a la presin de calibracin de la vlvula (nitrgeno), abriendo la misma y permitiendo el paso del gas de inyeccin, del casing al tubing.

VALVULA CONVENCIONAL PARA ELEVACION NEUMATICA Hay vlvulas como la del tipo spreadmaster que se adaptan a la inyeccin continua o intermitente. De los dos modelos disponibles, uno se recupera con cable de acero, y el otro se recupera con el tubing. Los dos modelos se adaptan a los equipos de gas lift ya instalados en el pozo. Las vlvulas falsas se instalan en los mandriles de bolsillo con cable de acero para cubrir los orificios de inyeccin de los mandriles. Se las puede instalar antes de la terminacin del pozo o despus, para probar a presin el tubing, el packer y otros equipos. En el caso de los nuevos pozos, las vlvulas falsas (ciegas) pueden permanecer instaladas en los mandriles durante aos hasta la instalacin eventual de las vlvulas de gas lift. Las vlvulas falsas se sacan y las vlvulas operativas se instalan con cable de acero. A medida que el pozo se explote, se puede reemplazar las vlvulas que no sean necesarias con vlvulas falsas. Para esto las vlvulas disponen de anclajes y puntos de pesca, montados en su conjunto Mediciones El desempeo del Operador en el campo, tiene fundamental importancia en el manejo de la informacin de las mediciones para el seguimiento de la operacin de gas lift. Un pozo puede recircular gas sin producir petrleo y hasta que no se mide ose controla en algn registro, no se detecta. Por otra parte las mediciones fundamentalmente de gas, para que sean confiables tienen que concretarse con instrumental calibrado y una adecuada verificacin de la calidad de las lecturas .Teniendo en cuenta el circuito de gas de inyeccin y el asociado, se seguir la direccin del flujo partiendo del punto de alta presin, como puede ser la salida de los compresores. Aqu el primer punto de medicin debe controlar el volumen total de gas enviado al sistema general de inyeccin, luego en los distribuidores, cada lnea de conduccin a los pozos debe estar equipada con un puente de medicin, cualquiera sea el mtodo adoptado, que permita medir permanentemente o si las instalaciones no lo permiten, hacer registros muy frecuentes de cada pozo, en lo que hace a determinar los volmenes de gas que se utilizan individualmente y las presiones de inyeccin.

Los registradores de presin diferencial son los medidores ms usados y pueden leer tambin, la presin esttica. Continuando el circuito se llega a la cabeza de pozo donde la mejor informacin se obtendr, del registro simultneo de la presin de inyeccin y la de fluencia en la salida de la caera de produccin. Esto se logra con un registrador de presin de doble pluma y es sumamente til para determinar el funcionamiento del pozo con la interpretacin de las cartas, pues se puede identificar el funcionamiento de las vlvulas, tiempos de inyeccin, de surgencia, de recuperacin etc. El prximo paso y el ms importante ser en la batera donde un separador de control medir la cantidad de gas, de petrleo y de agua de cada pozo y luego todo el trabajo estadstico y de mejoramiento o correccin de problemas que sea necesario para que el sistema funcione adecuadamente. No hay dudas que el pozo nunca puede producir menos gas del que se inyecta, la relacin gas petrleo de la produccin es un dato importante y considerando todo el sistema siempre debe existir un excedente casi constante solo afectado por la declinacin natural de los pozos, por lo que un control del gas no utilizado en el sistema indicar permanentemente el funcionamiento del mismo. Depende de las instalaciones de cada operacin la calidad de los controles, pero sin dudas el Operador de produccin, tiene la responsabilidad de adecuar lo necesario para mediciones que en definitiva sern las que darn las pautas a los programas operativos.