Métodos de Levantamiento Artificial (página 2)

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.

MÉTODOS DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

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 suficiente 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 si 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 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.

Al realizar la explotación del yacimiento la
presión de este disminuye lo que  implica  que
la producción baje hasta el momento en el cual el pozo
deja de producir por si mismo.

El Método de Levantamiento Artificial consiste en
extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación
de fuerzas o energías ajenas al pozo.

Existen algunos factores que representan los parámetros
más importantes en la selección del equipo de
Levantamiento Artificial:

-         
Inversión inicial

-         
Relación gastos
operacionales /ingresos
mensuales

-          Vida
útil del equipo

-         
Números de pozos en levantamiento artificial

-         
Disponibilidad del equipo excedente

-          Vida
del pozo

           
Cada uno de los sistemas de
Levantamiento Artificial tiene limitaciones económicas y
operacionales que lo excluyen de cualquier consideración
en ciertas condiciones operacionales.

Una vez que halla sido elegido en el pozo el Método de
Producción, debe diseñarse adecuadamente el equipo
necesario para que este funcione en condiciones particulares del
pozo. Por lo tanto,  independientemente de la escogencia del
método, se deberá suministrar al personal de
operaciones
suficiente información y entrenamiento
para que la instalación sea exitosa desde el punto de
vista económico.

El propósito de los Métodos de Levantamiento
Artificial, es minimizar los requerimientos de energía en
la cara de la formación productora, con el objeto de
maximizar el diferencial de presión a través del
yacimiento y provocar de esta manera, la mayor afluencia de
fluidos, sin que se generen problemas de
producción como pueden ser: arenamiento, conificacion de
agua 
etc.

Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial
entre los cuales se encuentran: los convencionales y no
convencionales.

*        
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:

-          Bombeo
Mecánico

-         
Levantamiento Artificial por Gas

*        
MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL NO 
CONVENCIONALES:

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

-          Bombeo
Electrosumergible

-          Bombeo
de Cavidad Progresiva

-          Bombeo
Hidráulico

*        
MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
CONVENCIONALES:

BOMBEO
MECÁNICO CONVENCIONAL

El bombeo mecánico es el método de levantamiento
artificial más usado en mundo. Consiste fundamentalmente
en una bomba de subsuelo de acción  reciprocante,
abastecida de energía a través de una sarta de
cabilla. La energía proviene de un motor
eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una
unidad de superficie mediante un sistema de
engranajes y correas. El bombeo mecánico convencional
tiene su principal aplicación en el ámbito mundial
en la producción de crudo pesado y extra pesado, aunque,
también se usa en la producción de crudos medianos
y livianos.

Para que ocurra la acción del bombeo, el pistón
realiza un movimiento reciprocante dentro del barril, la
tubería confina la sarta de cabilla de succión que
acciona a su vez  la bomba en el subsuelo; posee válvulas
fijas y viajera, son válvulas de no retorno, de bola y
asiento de modo que solo permite el flujo en una sola dirección  hacia el cabezal.

El volumen encerrado
entre estas dos válvulas constituye la cámara de
bombeo. Cuando el balancín esta en el punto muerto de
inferior, las válvulas fijas y viajeras
se     hallan cerradas. Al comenzar la
carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de
succión del pistón permiten la apertura de la
válvula fija; el fluido pasa del pozo hacia el inferior de
de la bomba.

Al mismo tiempo, la
columna de fluido ejerce una presión sobre la
válvula viajera y permanece cerrada durante la carrera
ascendente fluido continua liberando la válvula hasta que
el pistón llega  al punto muerto del pistón
.La válvula fija y cierra y comienza la carrera
descendente. El pistón se mueve hacia abajo y produce un
punto de compresión cuando la presión interna es
superior a la que existe en la válvula viajera, esta se
abre y el fluido es trasferido al pistón hasta llegar al
punto muerto inferior, donde se repite el ciclo de bombeo. No
obstante hay que tener presente que la tubería deba ser
capaz de soportar la presión debido a la columna de flujo
sobre la bomba.

*         COMPONENTES
DEL EQUIPO

Los componentes que conforman el sistema de bombeo
mecánico se dividen en dos categorías: Equipo de
superficie y equipo de subsuelo.

DESCRIPCION DEL EQUIPIO DE SUPERFICIE

-         
MOTOR:

Es el encargado de suministra la energía necesaria a la
unidad de bombeo para levantar los fluidos de pozo. Es motores pueden
ser de combustión interna o eléctricos.

Los motores de combustión interna pueden ser de baja o
alta velocidad; los
de baja velocidad operan entre 200 y 600 rpm y poseen un
cilindro, los de alta velocidad funcionan entre 800 y 1400
rpm.

En la actualidad el tipo de motor mas utilizado en la
industria petrolera es el motor eléctrico, este posee
también una velocidad constante (baja velocidad ) y una
potencia que
varia entre 5 y 100 hp, el motor de velocidad variable (alta
velocidad) su potencia varia entre los 10 y 200 hp este ultimo
utilizado para alto deslizamiento.

-         
CAJA DE ENGRANAJE

Se utiliza para convertir energía del momento de
rotación, sometidas a altas velocidades del motor
primario, a energía de momento de rotación alto de
baja velocidad. La maquina motriz se conecta al reductor de
velocidad (caja de engranaje) mediante correa. El reductor de
velocidad puede ser: Simple, doble o triple. La reductora doble
es la más usada.

-         
MANIVELA

Es la responsable de trasmitir el movimiento de la caja de
engranaje o transmisión a la biela del balancín,
que esta unida a ellos por pínes  se están
sujetas al eje de baja velocidad de la caja de engranajes y cada
una de ellas tienen un numero igual de orificios, los cuales
representan una determinada carrera del balancín, en
ellos  se colocan los pines de sujeción de las
bielas. El cambio de
pines de un hueco a otro se llama cambio de tiro.

-         
PESAS O CONTRA PESO

Se utiliza para balancear las fuerzas desiguales que se
originan sobre el motor durante a las carreras ascendente y
descendente del balancín a fin de reducir la potencia
máxima efectiva y el momento de rotación. Estas
pesas generalmente, se colocan en la manivela y en algunas
unidades sobre la viga principal, en el extremo opuesto el
cabezote.

-         
PRENSA ESTOPA

Consiste en una cámara cilíndrica que contienen
los elementos de empaque que se
ajustan a la barra pulida permitiendo sellar el espacio existente
entre la barra pulida y la tubería de producción,
para evitar el derrama de de crudo producido.

-         
BARRA PULIDA

Tubería fabricada de material resistente, generalmente
se encuentran de diámetros de 11/4  y 1 ½
pulgadas y longitud de 15 y 22 pies. Se encarga de soportar el
peso de la sarta de cabillas, de la bomba y del fluido dentro de
la tubería.

-         
UNIDAD DE BOMBEO

Su función
principal es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado,
con el propósito de accionar la sarta de cabilla y estas,
la bomba de subsuelo Mediante la acción de correas y
engranajes se logra reducir las velocidades de
rotación.

El movimiento rotatorio resultante se trasforma en uno
reciprocante, a través de la manivela, la biela y el
propio balancín.

UNIDADES DE BOMBEO MECANICO

-         
BALANCINES TIPO API

Son diseñados basados en especificaciones API, operan
con movimientos armónicos simples que realiza una viga
viajera activada por la caja de engranajes, conectada a un motor
por medios de
correas, estos balancines pueden clasificarse de acuerdo a su
geometría y contrapeso de las unidades
en:

-         
CONVENCIONAL

Es la unidad más conocida y popular de todos los campos
petroleros, por ventajas económicas, fácil
operación y mantenimiento. El movimiento rotatorio del
motor es trasmitido por medios de correas, a la caja de
trasmisión la cual reduce la velocidad a través de
un sistema de engranajes. Este movimiento más lento es
comunicado a la viga viajera mediante conexión biela
/manivela y convertidor alternativo vertical que se refleja en la
barra pulida.

-         
UNITORQUE

La unidad unitorque  (Mark II), es un diseño
que parte del modelo
convencional, se caracteriza por ser capas de soportar más
fluido sin necesidad de sobre cargar el equipo, aunque es mas
costoso manufactura.

Su estructura y
requiere mayor contra-balance. El balanceo de esta unidad se hace
en la manivela y su requerimiento adicional es para contrarrestar
el balance estructural originado por su geometría de fabricación.

-         
BALANCEADA POR AIRE

Se caracteriza por utilizar un cilindro con aire comprimido
en lugar de usar  pesas de hierro, su
costo por
trasporte e instalación  es mas económica que
las convencionales por lo cual puede ser usada costa afuera o
cuando es necesario mover con frecuencia la unidad, el
mantenimiento del cilindro de aire, pistón compresor y
controles de neumáticos, lo hacen ser la unidad mas
costosa en cuanto a operaciones, pero son mas resistentes a
cargas que las convencionales.

DESCRIPCION DEL EQUIPO DE SUBSUELO

-         
TUBERIA DE PRODUCCION

Es una serie de tubos que se usa para trasportar el fluido y,
al mismo tiempo, sirve de guía a la sarta de cabilla que
acciona la bomba.

Los tipos de tuberías mas empleados para este tipo de
completación (BM) son las EUE y la  Hydrill.

-         
ANCLA DE TUBERIA

Controla los movimientos  de la tubería, eliminar
los esfuerzos durante la acción de bombeo, mantiene la
tubería en una posición constante y reduce la
fricción entre las cabillas y la tubería.

-         
SARTA DE CABILLA

Es el elemento de conexión entre la unidad de bombeo,
instalada en la superficie y la bomba de subsuelo. Mediante esta
se trasmite el movimiento reciproco a la bomba para deslizamiento
de fluido, generalmente son fabricadas en acero y por lo
tanto, poseen propiedades de elasticidad,
aunque existen cabillas de fibra de vidrio y las
continuas, cada una de ellas diseñadas para diferentes
diámetros y longitud.

-         
CABILLAS API O CONVENCIONALES

Existen tres tipos de cabillas API de acuerdo al material de
su fabricante C., D, K. Las longitudes de las cabillas pueden ser
de 25 o 30 pies, utilizando niples de cabillas (tramos de
cabillas de menor longitud), en los casos que ameriten para
obtener la profundidad de asentamiento de la bomba, otros
elementos adicionales de la sarta de cabilla s podrían ser
una barra (Sinker Bar), diseñado para adicionar peso al
colocar en la parte inferior de la barras de peso es de 1
½  a 2  pulgadas. En pozos  productores de
crudo pesado; donde se crea una especie de colchón 
que aumenta el efecto de flotación de las cabillas durante
su carrera descendiente, dificultando el desplazamiento del
pistón dentro del barril de la bomba 0, con una
consecuente disminución de la eficiencia
volumétrica de la bomba, es ventajoso utilizar barra de
peso en la sarta de cabillas, ya que facilita el desplazamiento
de crudo viscoso al mantener tensión en la sarta de
cabillas.

-         
CABILLAS NO API O CONTINUAS

Son aquellas cabillas que no cumplen con las normas API, ellas
son; Electra, continuas, fibra de vidrio dentro de las cuales las
mas usadas son las cabillas continuas, su elongación es
3.8 veces mayor que las cabillas de acero para la igual carga y
diámetro.

BOMBA DE SUBSUELO

Es el primer elemento que se debe considerar al diseñar
una instalación de bombeo mecánico para un pozo, ya
que del tipo, tamaño y ubicación de la bomba
depende el resto de los componentes. Es una bomba de
desplazamiento positivo.

COMPONENTES DE LA BOMBA DE SUBSUELO

-         
BARRIL O CILINDRO DE LA BOMBA

Es una pieza cilíndrica pulida en la cual se almacena
el fluido

-          EL
EMBOLO O PISTON

Es el elemento movible dentro de la bomba. Su diámetro
determina la capacidad de desplazamiento y su resistencia es
menor que el que la del cilindro

-          LA
 VALVULA  VIAJERA

Esta ubicada en el pistón, el tipo bola y asiento,
permite la entrada del fluido del barril al pistón.

-          LA
VALVULA FIJA DE TIPO BOLA Y ASIENTO

Esta facilita la entrada del fluido desde el pozo hasta el
baril de la bomba.

-         
ANCLAJE O ZAPATA

Es la combinación de las partes reunidas inferiormente
para obtener el anclaje de la bomba y efectuar un sello
hermético.

CLASIFICACION DE LAS BOMBAS

-         
BOMBA DE TUBERIA (T)

Se instalan en ellas y el cilindro es parte integral de la
misma. Su mayor aplicación está en los pozos de
alta productividad,
con profundidades menores a 4500 pies y donde las condiciones de
producción no son severas, es decir, hay baja
producción de gas y y pocos
fluidos abrasivos y corrosivos.

-         
BOMBA DE CABILLA O INSERTABLE

Se instala en los pozos, mediante el uso de la sarta de
cabillas y sin necesidad de extender tubería. Se aplican
en pozos da moderada y baja productividad y profundidades de
hasta 7000 pies aproximadamente. Su remoción y
reparación es mas económica que la de las bombas de
tuberías. Pueden ser ancladas por el fondo, el tope o por
ambos extremos de la bomba.

-         
ANCLA DE GAS

Consiste en un tubo rasurado o perforado, colocado bajo la
zapata de anclaje. Su objetivo es
separar gas/liquido antes de la entrada del fluido a la
bomba.

VENTAJAS DEL BOMBEO MECANICO

-          El
diseño es poco complejo.

-          El
sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el
personal de campo.

-          Es
aplicado en crudo pesado y altamente viscoso.

-          Puede
utilizar combustible o electricidad como
fuente de energía.

-          El
equipo puede ser operar a temperatura
elevadas.

-         
Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera
para el control de la
taza de producción.

DESVENTAJAS Y LIMITACIONES DEL BOMBEO
MECANICO

-          La
efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la
presencia del gas.

-          La
presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del equipo.

-         
Requiere altos costos e mantenimiento.

-          Posee
profundidades limitadas.

-          El
equipo es pesado y ocupa mucho espacio.

-          La
taza de producción declinan rápidamente.

RANGO DE  APLICACIÓN DEL BOMBEO
MECANICO

-          Este
método de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000
(BPPD).

-          Se
pueden aplicar a una profundidad no mayor  a 9000 pies.

-          No se
puede utilizar en pozos desviados.

-          No
debe existir presencia de arenas.

-          Solo
se utiliza en pozos unidireccionales.

-          Se
utiliza en pozos con temperaturas  no mayores a 500
°F.

LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR GAS

El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un
método de producción que utiliza gas comprimido a
alta presión como fuente externa de energía. El gas
es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la
tubería de producción. El gas inyectado tiene como
propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos,
reduciendo su peso. De esta manera, la energía del
yacimiento será suficiente para transportar los fluidos
desde el fondo hasta la superficie.

TIPOS DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR GAS

*        
INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO CONTINUO:

Se considera una extensión del método de
producción por flujo natural: esto consiste en suplir el
gas de formación mediante la inyección continua de
gas en la columna de fluidos, con la finalidad de aligerar el
peso de ésta.

*        
INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE:

Se inyecta cíclica e instantáneamente un alto
volumen de gas comprimido en la tubería de
producción, con el propósito  de desplazar,
hasta la superficie, la columna o tapón de fluido que
aporta la arena por encima del punto de inyección.

TIPOS DE INSTALACIONES PARA UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR GAS

           
Existen diferentes tipos de  instalaciones para este
método, los cuales se clasifican dependiendo de sí
el pozo se encuentra equipado o no, con empacadura y/o
válvula fija. 

*        
INSTALACIONES ABIERTAS: en este tipo de instalación
la sarta de tubería está suspendida dentro del pozo
sin empacadura.

*        
INSTALACIONES SEMICERRADAS: es similar a la abierta con la
diferencia de que se instala una empacadura que sella la
comunicación entre la tubería de
producción y el espacio anular.

*        
INSTALACIONES CERRADAS: la instalación es similar a
la semicerrada, excepto que se coloca una válvula fija en
la sarta de producción, generalmente  en el fondo del
pozo. Este es el tipo ideal para flujo intermitente.

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.

*         EQUIPOS DE
SUPERFICIE.

El equipo de superficie se encuentra constituido por la planta
compresora, el sistema de distribución del gas  de alta
presión y el sistema de recolección de fluidos.

a)   PLANTA COMPRESORA:

Es donde se realiza el proceso de
comprimir el gas de baja a alta presión. Puede ser
Centrífuga (turbina) o Reciprocante (motocompresor).
Recibe el gas de baja, el cual puede provenir de los pozos, lo
comprime a su capacidad, lo envía como gas  de alta
presión a la red de distribución
y, de allí, a cada pozo.

b)   SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE
GAS:

La red de distribución, la cual puede ser del tipo
ramificado o poseer un múltiple de distribución, es
la encargada de transportar el gas y distribuirlo a cada pozo. La
presión y el volumen de gas que llega al pozo
dependerá de la presión y el volumen 
disponibles en la planta compresora, menos la pérdida que
se origina en el sistema de distribución.

           
El equipo utilizado para la medición y el control está
conformado por el registrador de dos plumas, a través del
cual se miden las presiones de inyección y
producción; el estrangulador ajustable, la placa orificio
donde se regula y controla el gas de inyección, las
válvulas de bloqueo mediante las cuales se controla el
contraflujo que se pueda generar.

c)     SISTEMA DE
RECOLECCIÓN DE FLUIDOS:

Está formado por las líneas de flujo, encargadas
de transportar el fluido hacía el separador, donde se
separan la fase líquida, la cual es transportada a los
tanques, y la fase gaseosa, que es enviada a la planta
compresora.

*         EQUIPO 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.

a)     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.

TIPOS DE MANDRILES:

Existen tres tipos de mandriles: convencional,
concéntrico y de bolsillo.

a.1)      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.

a.2)      MANDRIL
CONCéNTRICO: la válvula se coloca 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)

a.3)      MANDRIL DE BOLSILLO:
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.

TAMAÑO DE LOS MANDRILES

El tamaño de los mandriles por utilizar
dependerá del diámetro de la tubería de
producción. Los tamaños más utilizados son
los de 2  3/8",  2  7/8"  y  3 
½".

           
Al definir el tamaño se define la serie.  Entre los
tipos de serie se encuentran los mandriles tipo K para
válvulas de una pulgada y los mandriles tipo M para
válvulas de 1  ½ pulgada.

b)    VÁLVULAS

La válvula de Levantamiento Artificial por Gas son
básicamente, reguladores de presión. Deben ser
diseñadas para operar en condiciones de fondo y ser
capaces de inyectar el gas a la presión y volumen
requeridos.

CLASIFICACIÓN DE LAS
VÁLVULAS.

De acuerdo con la presión que predominantemente abre la
válvula, se clasifican en:

-              
Válvulas Operadas por Presión de Gas.

-              
Válvulas Operadas por Presión de Fluido.

-              
Válvulas de Respuesta Proporcional.

-              
Válvulas Combinadas

Las más utilizadas en la industria petrolera son
las:

-              
VÁLVULA OPERADAS POR PRESIÓN DE GAS (Pg):

Ésta actúa sobre el área del fuelle
(mayor área), por lo que esas válvulas abren
principalmente por esa presión (presión de
gas).

-              
VÁLVULAS OPERADAS POR PRESIÓN DE FLUIDO (Pp):

Donde la presión del fluido del pozo actúa sobre
el área del fuelle, por lo que esa presión gobierna
su apertura.

En ambos tipos de válvulas, el gas más utilizado
para cargar el fuelle es el nitrógeno, ya que es
económico, abundante, no corrosivo y de propiedades
predecibles.

El objetivo que se persigue con el diseño de una
instalación de Levantamiento Artificial por
Inyección de Gas es inyectar gas lo más profundo
posible, con el volumen y la presión de gas disponibles en
la superficie y en las condiciones de producción en el
pozo.

La situación más desfavorable se tiene cuando el
pozo se encuentra lleno de fluido de Completación. Si se
dispone de suficiente presión para transferir el fluido de
completación del anular hacia la tubería de
producción, en forma de vaso comunicante (descarga del
pozo), a través de un hueco imaginario situado a 60 pies
por encima de la empacadura (Demp-60"), solo se requerirá
la instalación de un mandril con su válvula a la
mencionada profundidad, para lograr inyectar el gas lo más
profundo posible. Si esto no es posible, se deben usar
válvulas adicionales (válvulas de descarga) por
encima de la operadora.

PROCESO DE DESCARGA.

Inicialmente todas las válvulas (operadas por
presión de gas) están abiertas  y cubiertas de
fluido de carga. La inyección del gas se comienza en forma
lenta para transferir gradualmente la presión del sistema
en el nivel del pozo (presión de arranque) hacia el
anular. De lo contrario, la acción abrasiva del fluido de
completación podría erosionar el asiento de las
válvulas, por alta velocidad con la que circula a
través de los mismos.

-              
PRESIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA:

En la medida en que se incrementa la presión  en
el anular, el nivel de fluido en él va descendiendo hasta
descubrir la válvula tope. Esta regulará la
presión en el anular a un valor
ligeramente menor que la presión de operación del
sistema.

-              
REDUCCIÓN DE PRESIÓN:

 La reducción  de presión en la
tubería, producida por el gas que entra a través de
la válvula tope, permite que la descarga del pozo
continúe hasta descubrir la segunda válvula. Al
descubrirse esta, la tasa de gas que sale del anular hacia la
tubería de producción es mayor a la que entra por
la superficie, originando una reducción de presión
del gas en  el anular, que trae como consecuencia el cierre
de la válvula tope, siempre y cuando su presión de
cierre en la superficie sea mayor que la presión de cierre
de la segunda. El gas continúa pasando por medio de la
segunda válvula hasta que se descubre la tercera y,
así, sucesivamente, hasta llegar a la que quedará
como operadora.

En este proceso es importante destacar que las presiones de
apertura  y cierre de las válvulas deben ir
disminuyendo a medida que van  colocadas más
profundas en la sarta de producción. Por otro lado, el
asiento de cada válvula debe permitir el paso del gas
requerido para reducir la presión en la tubería, lo
suficiente para lograr descubrir la  válvula
más profunda.

En el diseño de este tipo de instalaciones para flujo
continuo, la caída de presión entre dos
válvulas consecutivas pozo abajo debe ser lo
suficientemente alta para evitar la interferencia entre
ellas.

VENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR GAS:

-          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

DESVENTAJAS DEL MÉTODO DE 
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:

-          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

PÁRAMETROS 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

-          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%.