Levantamiento Artificial Por Gas (LAG)

República Bolivariana De VenezuelaMinisterio Del Poder Popular Para La DefensaUniversidad Nacional Experimental Politécnica

De Las Fuerzas ArmadasNúcleo: San Tome – Edo. Anzoátegui

Cátedra: Producción II

Profesor: Integrantes:

Ing. José Barrera Barrios, José CI.15.679.487 Castillo, Gabriela CI.20.739.712

Cequea, Nellyda CI.20.172.810Díaz, Rafael CI.19.437.084

García, Enmanuel CI.22.574.689Henrríquez, Adrubelkis CI.19.030.789

Mata, Andreina CI. 21.177.150

Sección 7N02

San Tomé, noviembre de 2013

Levantamiento Artificial Por Gas (LAG)

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Índice

Contenido Pág.

Introducción.......................................................................................................3

Métodos de levantamiento artificial...................................................................5

Clasificación de los métodos de levantamiento artificial...................................5

Factores que se deben considerar en la selección del método de levantamiento

artificial..............................................................................................................6

Criterios para determinar el método óptimo de levantamiento artificial...........7

Levantamiento artificial por gas (LAG).............................................................8

Generalidades de levantamiento artificial por gas.............................................8

Ventajas y desventajas del LAG con respecto a otros métodos.......................10

Tipos de métodos en el levantamiento artificial por gas.................................11

Flujo continuo..............................................................................................11

Flujo intermitente........................................................................................12

Condiciones de aplicación para cada tipo de flujo...........................................12

Parámetros de aplicación del método de levantamiento artificial ...................13

Tipos de instalaciones en el método de levantamiento....................................15

Componentes del equipo utilizado para el levantamiento artificial por gas....16

Clasificación de las válvulas usadas en LAG..................................................18

Conclusión.......................................................................................................19

Levantamiento artificial por Gas Página 2

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Introducción.

Generalmente, existen pozos que dejan de producir de manera natural, pero sin embargo su producción puede ser retomada mediante diferentes métodos, de tal manera de que la capacidad de producción del sistema responda a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación.

Considerando los diferentes métodos de levantamiento artificial existentes, es importante reconocer el levantamiento artificial por gas (LAG), como un método convencional, el cual consiste en inyectar gas a alta presión en la tubería para lograr aligerar la columna de petróleo y así hacer su levantamiento desde el subsuelo hasta la superficie, esto requiere 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.

Igualmente se desarrollan dos tipos básicos de LAG; El levantamiento artificial por gas intermitente donde se inyecta gas en forma cíclica en el pozo, y el levantamiento artificial por gas continuo; donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantarla bajo condiciones de flujo constante, dividiéndose a su vez en LAG continuo tubular; inyectándose gas por el espacio existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, el LAG continuo anular; 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.

El LAG es considerado uno de los métodos más efectivos para producir crudos livianos, mediados y pesados. Posee una aplicación común conjunto al bombeo mecánico, en la industria petrolera, ya que son los más utilizados en la producción de crudo actualmente, teniendo como objetivos; estimular los pozos que producen por flujo natural e incrementar la producción de los pozos que declinan naturalmente, pero que aún producen.


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Métodos de levantamiento artificial

El método de levantamiento artificial consiste en la aplicación de un sistema que permita la recuperación del crudo cuando la presión del yacimiento desciende y la producción del pozo baja, hasta llegar al punto donde el pozo no produce por sí solo. Cuando esto sucede, se hace necesario ayudar al ascenso del petróleo mediante un medio artificial de producción.

En los yacimientos los fluidos están sujetos a la acción de varias fuerzas y energías naturales (fuerzas de presión, fuerzas de fricción por viscosidad, de gravedad de energía y fuerzas capilares) las cuales actúan en el movimiento de los fluidos hacia los pozos o para retenerlos en el yacimiento. Cuando esas energías son suficientes para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo y de allí a la superficie, se dice que " el pozo fluye naturalmente", es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el pozo.

La producción por flujo natural no es el método que garantiza los niveles de producción rentables durante toda la vida productiva del yacimiento. Para obtener el máximo beneficio económico del yacimiento, es necesario seleccionar el método de producción óptimo, este es el que permite mantener los niveles de producción de la manera más económica posible.

Al realizar la explotación del yacimiento la presión de este disminuye, lo que implica que la producción de fluidos baje hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo. De allí surge la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, de aquí surge lo que llamamos métodos de levantamiento artificial.

La mayoría de los pozos son capaces de producir por flujo natural en la primera etapa de su vida productiva, no obstante una vez finalizada la producción por flujo natural, es necesario seleccionar un método de levantamiento artificial que permita seguir produciendo eficientemente el yacimiento.

Clasificación de los métodos de levantamiento artificial

Método de levantamiento artificial convencionales

Son aquellos que poseen una aplicación común en la industria petrolera, ya que son los más utilizados en la producción de crudo actualmente. Dentro de este grupo encontramos:


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Bombeo Mecánico Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G)

Método de levantamiento artificial no convencionales

Son todas aquellas tecnologías desarrolladas y/o mejoradas en los últimos años. Entre estas se encuentran.

Bombeo electro sumergible Bombeo de Cavidad Progresiva Bombeo Hidráulico

Factores que se deben considerar en la selección del método de levantamiento artificial

En la selección de los métodos se deben considerar los siguientes factores:

Disponibilidad de fuentes de energía en superficie (red de la fuerza electromotriz, plantas compresoras y otras).

Característica del fluido por producir (Viscosidad, ºAPI, porcentaje de agua y sedimento, relación gas - líquido y otras).

Profundidad y presión estática del yacimiento.

Índice de productividad del pozo.

Tasa máxima permitida para que no se generen problemas de producción.

Conificación de agua o gas, arenamiento y otros.

La selección final del Método de Levantamiento Artificial a utilizar debería hacerse partiendo de un estudio económico de cada método, no obstante, la parte más difícil del análisis es obtener los costos futuros de operación y mantenimiento de alta calidad, correspondientes a los métodos durante la vida del proyecto.


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Criterios para determinar el método óptimo de levantamiento artificial

a) Datos de Yacimiento:

• Presión estática del yacimiento.

• Presión de burbujeo.

• Viscosidad del petróleo.

• Profundidad del intervalo abierto.

• Tasa de producción estimada.

• Temperatura del yacimiento

• Gravedad específica del fluido

• Gravedad del gas.

• Volumen de gas en solución.

• Declinación.

• Reservas.

b) Datos de Producción:

• Presión de tubería en superficie.

• Relación gas petróleo.

• Porcentaje de agua y sedimentos.

• Gravedad API.

• Manejo de fluidos indeseables (arena, emulsiones, gas, H2S, etc.)

• Presión de fondo fluyente (por registros de producción o correlaciones).

• Tasa de producción.


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c) Datos de Completación:

• Profundidad y desviación del pozo.

• Diseño de revestidores (profundidad, peso y diámetro).

• Diámetro, peso y profundidad de tubería de producción

d) Construcción de la Curva IPR/IP

Para predecir el comportamiento de afluencia del pozo, se conocen dos técnicas:

1. Método del Índice de Productividad

2. Método de la IPR (Inflow Performance Relationship).

Levantamiento artificial por gas (LAG)

Este proceso implica la inyección de gas en un pozo productor a través del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la de producción. El gas inyectado crea burbujas en el fluido producido contenido en la tubería de producción, lo que lo hace menos denso. Este posibilita que la presión de la formación levante la columna de fluido presente en la tubería de producción y aumente la cantidad de fluido producido por el pozo.

En un pozo que produce por LAG, la presión de la tubería de producción el fondo del pozo es una función de la cantidad de gas inyectado, las propiedades de los fluidos, la tasa de flujo y los parámetros de los pozos y del yacimiento. La tasa de producción de petróleo que puede obtenerse en un pozo dado es función de la tasa de inyección de gas de superficie. La tasa de inyección incrementara al igual que el petróleo producido, hasta cierto punto en donde el volumen de gas producido reemplace el petróleo producido, así se obtiene una producción de petróleo máxima.

Generalidades de levantamiento artificial por gas

El Levantamiento Artificial por Gas es un método de producción que se emplea una vez que el pozo no está en capacidad de producir por flujo natural, debido a que la presión del yacimiento ha ido en descenso desde que se inicia la producción del pozo. En algunos casos, es preferible poner a producir un pozo mediante levantamiento artificial, aun cuando sea capaz de producir naturalmente.


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La inyección de gas tiene como finalidad la disminución de la densidad de la columna de fluidos (agua y petróleo) presentes en la tubería de producción, por ser el gas más liviano que los fluidos presentes en la tubería de producción, lo que origina una disminución en la presión de fondo fluyente que permite la migración del petróleo hacia la superficie, además de prolongar la vida de los yacimientos petrolíferos. El levantamiento artificial por gas es una técnica que consiste en levantar los fluidos del hoyo mediante la inyección de gas en el subsuelo.

El gas inyectado desplaza el fluido hasta la superficie mediante uno de los siguientes mecanismos o por una combinación de ellos:

Reducción de presión que ejerce el fluido en la tubería de producción. Expansión del gas inyectado. Desplazamiento del fluido por alta presión del gas

Este método tiene como objetivo los siguientes puntos:

1. Arrancar los pozos que producen por flujo natural.

2. Incrementar la producción de los pozos que declinan naturalmente, pero que aún producen.

3. Descargar los fluidos de los pozos de gas.

Una instalación de LAG consta básicamente de 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. Las válvulas de LAG 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.


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Ventajas y desventajas del LAG con respecto a otros métodos

Ventajas:

Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas. Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales. Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena. Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma. El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo. Bajo costo de operación. Flexibilidad (Se ajusta prácticamente a cualquier profundidad y tasa de

producción). Materiales abrasivos como la arena ofrecen pocos problemas. Se adapta a pozos desviados. Puede ser usado en pozos de baja productividad con alta relación gas-aceite. El diseño puede ser cambiado con unidad de cable sin sacar la tubería. Las válvulas pueden ser remplazadas sin necesidad de matar el pozo o de sacar el

tubing.

Desventajas:

Se requiere una fuente de gas de alta presión. No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo

muy largas y de pequeño diámetro. El gas de inyección debe ser tratado. No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso. Su diseño es laborioso. Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies. La escasez de gas natural puede limitar su uso. Formación de hidratos en la línea de inyección de gas puede causar demasiadas

paradas. Difícil recuperación de las válvulas en pozos altamente desviados. Se dificulta en pozos de muy baja presión de fondo y baja producción.

Tipos de métodos en el levantamiento artificial por gas

Flujo continuo

Consiste en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos por el pozo. Este gas inyectado se une al producido por la formación,


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reduciendo la densidad de la columna para levantar el fluido hasta la superficie. La profundidad de las válvulas y el volumen de gas van a depender de las características propias de cada pozo.

En la inyección continua de gas o flujo continuo tiene como propósito aligerar una columna de fluido mediante la inyección de gas por un punto de la tubería de producción. Esto causa el aumento gas-liquido por encima del punto de inyección. Se utiliza en pozos con un índice de productividad alto y con una presión de fondo alta, también se utiliza en pozos con producción de arena y pocos profundos.

Este es el método de levantamiento más próximo al comportamiento de un pozo en flujo natural, la diferencia radica en poder controlar la relación gas-liquido en la tubería de producción.

Subtipos de flujo continuo

1. 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.

2. LAG continúo anular

En 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.

3. Uso de tuberías enrolladas (“Coiled tubing”)

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 deslizamiento, o cuando por una razón operacional no se pueden usar las válvulas de levantamiento instaladas en la tubería de producción.


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Flujo intermitente

Consiste en la inyección de un gas a intervalos regulares, para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos. La frecuencia de inyección de gas depende del tiempo en que tarda el tapón de líquido en acumularse en la tubería, y así mismo el tiempo que dura la inyección de gas depende del tiempo requerido para que dicho tapón llegue a la superficie.

En este método una válvula con un orificio de gran tamaño permite pasar un volumen alto de gas a la tubería, originando el levantamiento del fluido acumulado por encima de la válvula para lograr que se desplace más rápido. Se usa en pozos con un alto o bajo índice de productividad pero con una baja presión de fondo.

Mecanismos de levantamiento de flujo intermitente

En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de levantamiento involucrados son:

Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido.

Expansión del gas inyectado la cual empuja al tapón de líquido hacia el cabezal del pozo y de allí a la estación de flujo.

Condiciones de aplicación para cada tipo de flujo

flujo continuo

Las condiciones que favorecen la aplicación del flujo continuo son las siguientes:

Baja densidad del petróleo. Alta tasa de producción. Alta presión de fondo. Alta relación gas-liquido del yacimiento. Se puede aplicar en pozos con alta producción de arena. Diámetro pequeño de la tubería.

Flujo intermitente

Las condiciones que lo favorecen son las siguientes:

Alta densidad del petróleo.


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Baja tasa de producción. Baja relación gas-petróleo del yacimiento. Pozos sin producción de arena. Baja presión de fondo con bajo índice de productividad. Baja presión de fondo con alto índice de productividad. Pozos moderadamente profundos con bajo nivel de fluido.

Parámetros de aplicación del método de levantamiento Artificial por gas

Una gran seguridad de compresión requiere de 95% o más de tiempo de corrida. El gas debe estar deshidratado y dulce. 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.

Posee una excelente confiabilidad para sistemas de compresión bien diseñados y con buen mantenimiento.

Buen mercado para un buen compresor usado y algunos se dan como pago por su valor como mandriles y válvulas.

Excelente flexibilidad. Variadas tasas de inyección de gas para diferentes tasas de producción. Necesidades de tuberías para diferentes tamaños.

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.

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.

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.

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. 1440 lpc de presión de levantamiento y RGL de 1000 PC/Bls, tendrá una profundidad de inyección de 10000 pies.


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Tiene una pobre capacidad de admisión, restringida por el gradiente de gas del fluido levantado. Típicamente las tasas moderadas están limitadas alrededor de 100 lpc/1000 pies de profundidad de inyección. Así, la contrapresión en pozos de 10000 pies puede ser > 1000 lpc.

Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero alto en el compresor.

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.

Los motores, turbinas y maquinas pueden ser usadas para la compresión, siendo buenas fuentes de energía.

La presión de fondo y el perfil de producción son fáciles de obtener. Se puede considerar optimización y automatización con procesadores.

Posee buena habilidad para manejar corrosión / escamas. Es posible usar inhibidores en el gas de inyección y/o en baches dentro del reductor, aumentándolos para evitar la corrosión en las líneas de inyección.

Es excelente para hoyos desviados. Presenta pocos problemas con la guaya fina para desviaciones superiores a 70º con válvulas retirables.

Es excelente su habilidad para el manejo de gas, ya que reduce la necesidad de inyección de gas.

Posee una excelente capacidad para manejar parafinas, pero la inyección de gas puede agravarse; ya que muchas veces se requiere de cortadores metálicos.

Puede ser posible que se utilice en Completación de hoyos reducidos, pero resultaría problemático el diseño e ineficiente .

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.

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.

La capacidad de manejo de fluidos altamente viscosos es regular, presenta pocos problemas para crudos > 16 ºAPI o viscosidades menores de 2 cps. Excelente para levantar crudos viscosos con altos cortes de agua.

Tiene una excelente capacidad para levantar Altos Volúmenes, restringido al tamaño del tubing, tasa de inyección y profundidad. Depende de la presión del


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yacimiento y el índice de productividad (IP) tasas de 500 Bpd a 1000 pies y tubería de 4 pulgadas.

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.

Tipos de instalaciones en el método de levantamiento Artificial por gas

Instalaciones convencionales

1. Instalaciones abiertas

La sarta de tuberías está suspendida dentro del pozo, sin válvulas estacionarias ni empacaduras. El gas es inyectado por el espacio anular y los fluidos se producen por la tubería reductora. Muy pocas veces se recomienda su uso al menos que una empacadura no pueda ser usada debido a problemas de arenas u otras dificultades.

2. Instalación semi-cerrada

Es similar a la descrita anteriormente, con la diferencia sólo que se instala una empacadura que sella la comunicación entre la tubería productora y el espacio anular. Se utiliza tanto para flujo continuo, como intermitente.

3. Instalación cerrada

Este tipo de instalación es parecida a la semi-cerrada, excepto que se instala una válvula fija en la sarta de producción. La función de la válvula fija es prevenir que la función del gas actué contra la formación.

Instalaciones no convencionales

1. Instalación con cámara de acumulación de líquido

Son ideales para pozos con baja presión de fondo y alto índice de productividad. Las cámaras permiten las menores presiones de fondo fluyente.


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2. Instalación con pistón viajero

El pistón tiene una válvula de retención, que abre cuando golpea en superficie y cierra cuando golpea en el fondo. Durante el tiempo que el pistón está en el fondo, el líquido sube por encima de él. Al abrir la válvula de LAG, el gas levanta el pistón y éste el líquido, hasta la superficie.

Componentes del equipo utilizado para el levantamiento artificial por gas

La mayoría de los sistemas de levantamiento artificial por inyección de gas están diseñados para recircular el gas de levantamiento. Cuando en un campo existen varios pozos que producen por este método, se deben considerar que forman parte de un sistema de superficie y subsuelo del cual es imprescindible conocer su función y los elementos que lo conforman sin embargo los componentes principales son:

Equipos De Superficie

Planta Compresora

Representa la fuente de gas para un caso típico de LAG, esta planta compresora recibe el gas a una baja presión y lo descarga a una presión muy por encima de ésta, a la red de distribución. La planta compresora puede ser centrífuga (turbina) o recíproca (motocompresor).

Sistema de distribución

La distribución del gas puede ser de dos maneras:

1. Directamente de la descarga del compresor, de un suplidor de gas o de un punto de distribución múltiple para cada pozo.

2. Una línea de distribución troncal con distribución individual para cada pozo.

Equipo De Medición Y Control

Reguladores de flujo y registradores, válvulas de bloque, entre otros. A lo largo del recorrido existen sitios estratégicos donde se colocan válvulas y medidores de presión y flujo que permiten llevar un control y monitoreo del sistema.


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Red De Recolección De Fluidos A Baja Presión

Es el separador general de producción que separa la fase liquida de la gaseosa, donde posteriormente la fase liquida es transportada a los tanques de almacenamiento.

Equipos De Subsuelo

Los componentes del equipo de subsuelo, en este tipo de levantamiento, son los mandriles y las válvulas de inyección. La cantidad o número de mandriles y válvulas requeridas dependerá fuertemente de la presión de inyección disponible.

Mandriles

Son tuberías con diseños especiales. En sus extremos poseen roscas para conectarse a la sarta de producción formando, de este modo, parte integrada de ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o inyección a la profundidad que se necesite. Forman parte de la sarta de producción, y es en ellos donde se instalan las válvulas para levantamiento.

Se clasifican, de acuerdo alojamiento de las válvulas en:

Mandril convencional: es el primer tipo usado en la industria. Consta de un tubo con una conexión externa, en la cual se enrosca la válvula, con protector por encima de la válvula y otro por debajo. Para cambiar la válvula, se debe sacar la tubería. La válvula se enrosca fuera del mandril.

Mandril concéntrico: La válvula va instalada en el centro del mandril y toda la producción del pozo tiene que pasar a través de ella. No es posible correr bombas de presión ni herramientas por debajo del primer mandril colocado, debido a la limitación del área (1 3/8 pulgadas de diámetro).

Mandril de bolsillo interior: Posee en su interior un receptáculo para alojar la válvula para que de esta manera que no entorpezca el paso de los fluidos. La válvula se encuentra instalada en el interior del mandril, en un receptáculo llamado bolsillo. Puede ser fijada y recuperada con una guaya fina, sin necesidad de sacar la tubería.

Clasificación de las válvulas usadas en LAG

En el pozo, la válvula está expuesta a dos presiones que controlan su operación. Una fuente de presión está localizada en la tubería y la otra en el revestidor. De acuerdo con la modalidad de sistema LAG, es posible tener válvulas para LAGC (continuo) y LAGI (intermitente).


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En LAGC, dependiendo de la construcción interna, se tienen dos tipos:

- Válvula operada por presión (VOP): Cuando la presión del gas inyectado está en contacto con el fuelle, la válvula se denomina "operada por presión de inyección". Este tipo de válvula es predominantemente sensible a la presión de inyección de gas. La fuerza dominante requerida para abrir o cerrar la válvula es dada por la presión de inyección de gas.

Bajo condiciones de operación, actúan tres presiones sobre el fuelle de la válvula: presión de inyección, presión de producción y la presión ejercida por el elemento de carga la cual mantiene la bola en contacto con el asiento. El elemento de carga puede ser un fuelle cargado de nitrógeno, un resorte ajustable o una combinación de ambos.

- Válvula operada por fluido (VOF): Cuando el fluido de producción está en contacto con el fuelle, se denomina "operada por presión de producción". Las válvulas de fluido o válvulas operadas por presión de tubería son aquellas donde la presión de tubería se ejerce sobre el área del fuelle. Los mandriles de estas válvulas son diferentes.

Un mandril de una válvula operada por fluido y una válvula de retención se emplean en operaciones con presión de tubería. Cuando una VOF abre, la presión del revestidor es generalmente 150 a 200 lpc mayor que la presión de tubería a la profundidad de la válvula. De esta forma, la tasa y el aumento total en presión opuesto al fuelle después de que la válvula abre son mucho mayores que los de una válvula operada por presión de revestidor. Dado que la aplicación de la válvula difiere entre sí, es operada por presión de tubería o revestidor, existen diferentes ecuaciones para calcular la presión de apertura en el pozo.

- Válvula piloto: Consta de una sección principal y una sección piloto. Las válvulas piloto de LAGI están diseñadas para inyectar grandes cantidades de gas durante un corto período.

Para el método LAGI se utiliza una configuración especial denominada piloto, que consta de una sección principal y una sección piloto que también consta de resorte o fuelle.


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Conclusión

Es de interés conocer o desarrollar habilidades en cuando al tema de producción petrolera, debido a que este desenvuelve numerosas inquietudes por ser una temática compleja; por ende se debe proporcionar especial atención tanto a los pozos que producen por medio de flujo continuo siendo este 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, como al flujo intermitente una vez que se precisa cual será el tiempo de ciclo requerido para una máxima producción.

Destacando que la máxima eficiencia de levantamiento a nivel de pozo se alcanza cuando se inyecta a la máxima profundidad posible el volumen adecuado de gas de levantamiento. , cuya profundidad de inyección se obtiene cuando se realiza un diseño eficiente de la instalación, con esto nos referimos al óptimo espaciamiento de mandriles y adecuada selección, calibración y operación de las válvulas, que por lo general requieren de un impecable adiestramiento.

Haciendo énfasis en cuanto a la tasa de inyección adecuada, la asignación de un determinado volumen de inyección de gas de levantamiento para un determinado pozo no debe realizarse en forma aislada y mucho menos arbitraria, sino que debe tomarse en consideración tanto su comportamiento individual como el del resto de los pozos asociados al sistema.


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