DIAGRAMA DE FASE

El Levantamiento Artificial Por Gas


El levantamiento artificial por gas (LAG) es un método que consiste en inyectar gas a una presión determinada en la parte inferior de la columna de fluido de la tubería 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.Así, en los pozos explotados por el método 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, disminuyéndose la diferencia de presiones entre el fondo del pozo y la superficie. Desde el cabezal del pozo, una línea de flujo conduce los fluidos (formación gas de lev ) a estaciones deflujo o múltiples de producción con separación, en los cuales se separa el gas del líquido. El gas es enviado a plantas de compresión, en donde es tratado y comprimido para su venta y/o reutilización en levantamiento artificial. El líquido es enviado a patios de tanques, donde se separa el agua del petróleo para su comercialización. El modelo del comportamiento de un pozo produciendo a través delmétodo de inyección de gas, indica que a medida que la tasa de inyección de gas aumenta, la producción también aumenta hasta alcanzar su máximo valor (región estable); tal que incrementos adicionales en la inyección causarán una disminución en la producción.
En tal sentido, para la implantación en campo de este método LAG se requiere de un arreglo de instrumentación y control, para obtener la tasa deproducción estimada por el ¡modelo del pozo. Para tal fin se requiere la medición y control de las siguientes variables, Flujo de Gas de Levantamiento (FGL), Taza de Producción (Q prod), Presión del Gas Inyectado (GLP), Presión Diferencial del Gas Inyectado(GLDP), Presión del Revestidor (CHP), Presión Manométrica de la Tubería de Producción (THP). La medición del flujo inyectado de gas serealiza usando las variables GLP y la caída de presión GLDP. La medición de la presión del revestidor (CHP) permite conocer la presión que ejerce el gas en el revestidor del pozo, de igual manera que la presión ejercida por el crudo en la tubería (THP) y en la línea de producción (PLP). Además, existen otras variables que podrían considerarse para enriquecer más la caracterización del proceso, como lastemperaturas y los grados API que existen en el proceso, entre otros.
Ventajas:
Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas.
Puede ser utilizado en pozos desviado usando mandriles especiales.
Ideal para pozos de alta relación gas- liquido 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.




Desventaja:

Se requiere de una fuente de gas de alta presión.
No es recomendable en instalaciones de revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeños diámetros.
El gas de inyección debe de ser tratado.
No es aplicable en pozos de crudo viscoso o parafinoso.
Su diseño es laborioso.
Aplicable a pozos a más de 10000 pies.


Limitaciones: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. Tiene 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 y 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%.

Diferencia entre levantamiento artificial continuo e intermitente:


El flujo continuo...