Informe Gas Lift

Instituto Universitario Politécnico “Santiago Mariño”
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR
PARA LA EDUCACIÓN UNIVERSITARIA
INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO
“SANTIAGO MARIÑO”
EXTENSIÓN C.O.L – CABIMAS
GAS LIFT
PRODUCCIÓN DE HIDROC ARBUROS
Autores:
Juan, Gordillo. CI: 29.599.697
José, Martínez. CI: 30.657.447
Gabriel, Rojas. CI: 29.570.362
Profesora:
Anggi, Medina.
Sección:
“AA”
Curso:
Ingeniería en Petróleo, 8vo Semestre.
Cabimas, Junio 2023
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INTRODUCCIÓN
El transporte de fluidos del yacimiento a la superficie requiere cierto trabajo,
la energía necesaria para realiza este trabajo puede estar contenida en el
yacimiento, sin embargo si la energía de yacimiento es insuficiente para
obtener el caudal deseado,
la
energía
de
yacimiento puede
ser
complementada de una fuente externa, esto es el principio fundamental de
todos los sistemas de levantamiento artificiales. Cuando se requiere el uso de
métodos de levantamiento artificial en algún pozo, existen distintas
alternativas, una de ellas es el gas lift, el cual es una técnica utilizada en la
industria petrolera para aumentar la producción de pozos de petróleo y gas.
El gas lift se utiliza en pozos que tienen problemas de producción debido a
la alta viscosidad del petróleo o a la presencia de agua o gas en el pozo. Esta
técnica también se utiliza en pozos que tienen baja presión de fondo, lo que
dificulta la producción de petróleo y gas. El gas lift se ha convertido en una
técnica muy importante en la industria petrolera debido a su eficacia para
aumentar la producción de pozos y su bajo costo en comparación con otras
técnicas de producción. Además, el gas lift es una técnica muy versátil que se
puede adaptar a diferentes condiciones de producción y a diferentes tipos de
pozos.
Por tal motivo es importante que cualquier ingeniero petrolero cuente con
un amplio conocimiento del tema, por lo cual en el siguiente informe se detalla
la información basada en los puntos más importantes de la técnica del gas lift,
con el uso de ejemplos y gráficos para garantizar su mayor entendimiento.
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DESARROLLO
 Definición del Gas Lift:
Se trata de un método de levantamiento artificial, un método primario de
producción de fluidos mediante la inyección de gas a alta presión por el
espacio anular a través de la tubería de producción, para aligerar la columna
hidrostática, el cual consiste
en
inyectar
gas
a
alta
presión en el pozo, lo que
reduce la densidad del fluido
producido y permite que
este fluya más fácilmente a
la
superficie,
al
poder
reducir la densidad podemos lograr que se minimicen las pérdidas de presión
ocasionadas dentro de la tubería de producción. El proceso de gas lift se
controla mediante una válvula de control, que regula la cantidad de gas
inyectado en el pozo. La válvula de control se ajusta según las condiciones del
pozo y la producción deseada.
El gas inyectado desplaza el fluido hacia la superficie, utilizándose
efectivamente para lograr los siguientes objetivos:
- Arrancar los pozos que producen por flujo natural.
- Incrementar la producción de los pozos que hayan declinado en forma
natural, pero que aún producen sin necesidad de utilizar métodos
artificiales.
- Descargar los fluidos en el pozo de gas.
- Realizar contraflujo de los pozos de agua
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 Principios Básicos del Gas Lift y Funcionamiento:
El gas lift se basa en el principio de reducir la densidad del fluido producido
en el pozo para permitir que el petróleo y el gas fluyan con mayor facilidad
hacia la superficie. El gas comprimido se inyecta en el pozo a través de una
tubería de inyección de gas, que se coloca en la parte inferior del pozo. El gas
comprimido entra en contacto con el fluido producido y reduce su densidad, lo
que permite que el petróleo y el gas fluyan hacia la superficie. El sistema de
gas lift consta de varios componentes, entre ellos:
- Compresor de Gas: Se utiliza para comprimir el gas que se inyectará en el
pozo.
- Tubería de Inyección de Gas: Se coloca en la parte inferior del pozo y
permite la inyección de gas comprimido.
- Válvulas de Inyección: Se utilizan para controlar la cantidad de gas que se
inyecta en el pozo.
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- Válvulas de Producción: Se utilizan para controlar la cantidad de fluido
producido y evitar la entrada de gas no deseado en el sistema.
- Controladores de Presión: Se utilizan para controlar la presión del sistema
y asegurar un flujo constante de petróleo y gas.
En resumen, el sistema de gas lift funciona mediante la inyección de gas
comprimido en el pozo para reducir la densidad del fluido producido y permitir
que el petróleo y el gas fluyan con mayor facilidad hacia la superficie. El
sistema consta de varios componentes, incluyendo un compresor de gas,
tubería de inyección de gas, válvulas de inyección y producción, y
controladores de presión. Se inyecta gas a alta presión a través del anular,
dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, con el propósito
de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento
en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie.
El petróleo se puede producir de muchas formas, sin embargo, si el caso es
que de que se produzca petróleo por la tubería de producción, entonces hay
que inyectar gas por el espacio anular y se produce petróleo por la tubería de
producción, en el caso que inyectamos gas por la tubería de producción,
entonces produciremos petróleo por el espacio anular (espacio entre tubería
de revestimiento y tubería de producción) que es lo que se conoce como
circulación inversa.
Una vez elegido el método de producción como levantamiento artificial por
gas lift es conveniente que se realice un diseño de la completación del pozo
acorde con una máxima optimización en la producción del pozo, para ello es
importante que el ingeniero realice correctamente el diseño de la colocación
de las válvulas de inyección de gas y los mandriles de producción, siempre
optimizando también los procesos en las compras de los accesorios sin tener
que sobre diseñar pero tomando en cuenta la calidad del diseño para que no
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ocurran imprevistos en el futuro en relación a la producción del pozo y evitando
una reentrada en el pozo para realizar un trabajo de rehabilitación o reparación
Si el diseño de levantamiento de gas lift se está realizando en un campo
petrolífero en donde existen pozos en producción pertenecientes al mismo
yacimiento, entonces lo más recomendable es analizar y estudiar el
comportamiento de los pozos productores adyacentes al área del pozo en
estudio, todo con la intención de recopilar información que sea de utilidad para
la eficiencia en la producción del pozo al que se le piensa instalar el método
de producción por levantamiento artificial por gas lift.
 Tipos de Levantamiento Artificial Por Gas Lift:
Los dos sistemas básicos de levantamiento con gas lift son levantamiento
continuo y levantamiento intermitente:
- Inyección Continua de Gas o Flujo Continuo: Es donde se inyecta gas
en forma continua en la columna de fluido para levantarla bajo condiciones
de flujo continuo. Se considera como una extensión del método de
producción por flujo natural y consiste en la inyección continua de gas en la
columna de fluido del pozo, con el propósito de aligerarla para disminuir la
presión fluyente en el fondo y generar el diferencial de presión requerido
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para que la arena productora aporte la tasa de producción deseada. Se
utiliza en pozos con alta a mediana energía (presiones estáticas mayores a
150 lpc/1000 pies) y de alta a mediana productividad (preferentemente
índices de productividad mayores a 0,5 bpd/lpc) capaces de aportar altas
tasas de producción (mayores de 200 bpd). La profundidad de inyección
dependerá de la presión de gas disponible a nivel de pozo. En el
levantamiento artificial por gas continuo los mecanismos de levantamiento
involucrados son:
 Reducción de la densidad del fluido y del peso de la columna lo que
aumenta el diferencial de presión aplicado al área de drenaje del
yacimiento.
 Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase líquida.
 Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas
 Subtipos:
 Continuo Tubular: 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.
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 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.
- Flujo Intermitente de Gas: Es donde se inyecta gas en forma cíclica en la
columna de fluido para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de
tapones de líquido. El gas se inyecta a la tubería reductora en forma
intermitente, con el propósito de producir la columna de fluidos en el pozo
por etapas. La idea básica del flujo intermitente es permitir una acumulación
de líquido en la tubería, al mismo tiempo de almacenar una cantidad de gas
en el espacio anular y la línea de gas y periódicamente desplazar el líquido
de la tubería con el gas almacenado. Se aplica en pozos de mediana a baja
energía (presiones estáticas menores a 150 lpc/1000 pies) y de mediana a
baja productividad (índices de productividad menores a 0,3 bpd/lpc) que no
son capaces de aportar altas tasas de producción (menores de 100 bpd).
En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de
levantamiento involucrados son:
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 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.
 Subtipos:
 Intermitente Convencional: Se utiliza el espacio interno de la
tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos
aportados por la formación y el gas desplaza directamente al tapón
de líquido en contra de la gravedad. Normalmente se utiliza cuando
la presión estática del yacimiento y/o el índice de productividad
alcanza valores bajos (aproximadamente Pws menores de las 150
lpc por cada 1000 pies e índices menores de 0.3 bpd/lpc).
 Intermitente con Cámara de Acumulación: Se utiliza el espacio
anular entre el revestidor de producción y la tubería de producción
para el almacenamiento de los fluidos aportados por la formación y
el gas desplaza directamente al tapón de líquido inicialmente a favor
de la gravedad y posteriormente en contra de dicha fuerza.
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Normalmente se utiliza cuando la presión estática del yacimiento
alcanza valores muy bajos, de tal magnitud (aproximadamente
menores de las 100 lpc por cada 1000 pies) que con el intermitente
convencional el tapón formado sería muy pequeño y por lo tanto la
producción seria casi nula.
 Intermitente con Pistón Metálico: Se utiliza el espacio interno de
la tubería de producción para el almacenamiento de los fluidos
aportados por la formación y el gas desplaza directamente un pistón
metálico que sirve de interfase sólida entre el gas inyectado y el
tapón de líquido a levantar. Se utiliza para minimizar el
resbalamiento de líquido durante el levantamiento del tapón.
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 Ventajas y Desventajas del Uso de Gas Lift:
El uso del gas lift presenta las siguientes ventajas y desventajas:
- Ventajas:
 Puede manejar una amplia gama de viscosidades de petróleo.
 Puede manejar altas tasas de producción.
 No requiere energía eléctrica o mecánica para operar.
 Es fácil de instalar y mantener.
 Puede ser utilizado en pozos profundos y de alta presión.
 Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas.
 Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales.
 Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma.
 El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo.
- Desventajas:
 Requiere una fuente de gas a presión para operar.
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 Puede ser afectado por la acumulación de arena y sedimentos en el pozo.
 Puede causar problemas de corrosión en el pozo y en los equipos.
 Puede ser menos eficiente en pozos poco profundos o con baja presión.
 Puede ser afectado por la variabilidad en la calidad y cantidad del gas
utilizado.
 No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y
líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro.
 Su diseño es laborioso.
 Instalación de Superficie:
La instalación de superficie para la técnica de gas lift en la industria petrolera
es un conjunto de equipos que se colocan en la superficie del pozo para
controlar el flujo de gas y petróleo. El equipo incluye válvulas de control de
gas, compresor de gas, un tanque de almacenamiento de gas, tubería de
inyección de gas, etc. El proceso comienza con la inyección de gas comprimido
en la tubería de inyección de gas, que fluye hacia abajo del pozo y se mezcla
con el petróleo. La mezcla de gas y petróleo se eleva a través del tubo de
producción hasta la superficie. La instalación de superficie es más fácil de
instalar y mantener que la instalación dentro del pozo, pero puede ser menos
eficiente en pozos poco profundos o con baja presión.
- Planta Compresora: Es donde se realiza el proceso de comprimir el gas
de baja a alta presión. Puede ser centrífuga
(turbina) o reciprocante (motor compresor).
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
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cada pozo. Se encarga de comprimir el gas proveniente de las estaciones
de recolección o de las Plantas de Gas, donde previamente ha sufrido el
proceso de absorción. El gas que se envía al sistema de gas lift por cada
compresor, debe ser medido para llevar un buen control y observar la
eficiencia del equipo.
- 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 contra flujo que se pueda
generar. Es el sistema de tuberías y válvulas, por las que se distribuye el
gas hacia los diferentes usos del gas comprimido. En el caso del uso para
el sistema de Gas Lift, este gas se reparte entre los pozos que poseen dicho
sistema a través de la red de distribución que tenga el campo.
- 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. Es el conjunto de
tuberías y accesorios que se encargan de llevar el gas de los separadores
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de las estaciones de recolección, hasta la planta compresora. Esta red
recoge el gas utilizado en el levantamiento más el gas que proviene del
yacimiento y debe ser medido.
- Regulador de Flujo: Son válvulas normalmente de
vástago y asiento que se usan para inyectar la cantidad
de gas necesario en cada pozo son comúnmente
llamados choques.
- Tanque de Almacenamiento de Gas: El tanque de almacenamiento de
gas es un componente importante en el método de gas lift en la industria
petrolera. Se utiliza para almacenar el gas que se inyectará en el pozo
petrolero para reducir la presión en la columna de líquido y permitir que el
petróleo fluya más fácilmente hacia la superficie. El tanque de
almacenamiento de gas puede
ser de diferentes tamaños y
formas,
dependiendo
de
la
cantidad de gas que se requiera
para la operación de gas lift. Por
lo general, se instala en la superficie cerca del pozo petrolero y se conecta
a través de una línea de gas al pozo. El gas almacenado en el tanque se
comprime mediante el uso de un compresor de gas y se inyecta en el pozo
a través de un sistema de válvulas. La cantidad de gas que se inyecta en el
pozo se controla mediante el uso de medidores de flujo y válvulas de
inyección. De esta manera, el tanque de almacenamiento de gas es un
elemento clave en el método de gas lift, ya que permite el almacenamiento,
la compresión y la inyección del gas necesario para aumentar la producción
de petróleo en el pozo petrolero.
- Ensamblaje de Cabeza de Pozo o Manifold: El ensamblaje de cabeza de
pozo o manifold se utiliza en el método de gas lift para controlar el flujo de
gas hacia el pozo y regular la inyección de gas en la columna de líquido. El
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manifold se coloca en la superficie del pozo y está conectado a una fuente
de gas comprimido. El
gas se inyecta a través
del manifold y se dirige
hacia el fondo del pozo a
través de las válvulas de
inyección. El ensamblaje
también puede incluir
medidores de presión y temperatura para monitorear las condiciones del
pozo y ajustar la inyección de gas según sea necesario. En resumen, el
ensamblaje de cabeza de pozo o manifold es esencial para controlar y
optimizar el proceso de gas lift en un pozo petrolero.
 Instalación Dentro del Pozo:
La instalación dentro del pozo para la técnica de gas lift en la industria
petrolera es un conjunto de equipos que se colocan dentro del pozo para
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controlar el flujo de gas y petróleo. El equipo incluye válvula de control de gas,
bomba de inyección de gas, tubería de inyección de gas, mandril de gas lift,
etc. El proceso comienza con la inyección de gas comprimido en la tubería de
inyección de gas, que fluye hacia abajo del pozo y se mezcla con el petróleo.
La mezcla de gas y petróleo se eleva a través del mandril de gas lift y luego a
través del tubo de producción hasta la superficie. La instalación dentro del
pozo puede ser más eficiente en pozos profundos o con alta presión, pero
puede ser más costosa y difícil de mantener que la instalación de superficie.
- 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. Constituyen
una parte integrada a la tubería de producción. El número de mandriles, así
como la posición de cada uno de ellos en la “sarta” de producción, son
determinados durante la realización del diseño del pozo y dependerán en
gran medida de la presión de inyección disponible, de la profundidad del
yacimiento y de la cantidad de barriles a producir. En los llamados mandriles
convencionales (obsoletos), la válvula de gas lift va enroscada fuera del
mandril, desde la década del 50, se empezó a utilizar el mandril de bolsillo,
el cual posee en su interior un receptáculo para alojar la válvula de tal
manera que no obstaculice o entorpezca el paso de los fluidos ni de las
herramientas que se bajen en el pozo a través de la tubería. Las válvulas
pueden ser extraídas y luego sentadas en el pozo con “guaya” o “slick line”
o wire line, la distancia mínima entre mandriles es 500 pies.
 Tipos de Mandriles: Existen tres tipos de mandriles: convencional,
concéntrico y de bolsillo:
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 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.
 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).
 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.
- Válvula de Control de Gas: La válvula de control de gas se utiliza en el
método de gas lift como equipo de subsuelo para regular el flujo de gas que
se inyecta en el pozo. Esta válvula se instala en la tubería
de producción y permite controlar la cantidad y la presión
del gas que se inyecta en el pozo para levantar el fluido
producido hacia la superficie. La válvula de control de
gas es esencial para el éxito del método de gas lift, ya
que permite ajustar la cantidad y la presión del gas
inyectado según las condiciones cambiantes del pozo. Si se inyecta
demasiado gas, puede haber una reducción en la eficiencia del
levantamiento y un aumento en los costos operativos. Por otro lado, si se
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inyecta muy poco gas, puede haber una disminución en la producción y un
aumento en los costos operativos debido a la necesidad de utilizar otros
métodos para levantar el fluido producido. En resumen, la válvula de control
de gas es un componente crítico del método de gas lift que permite optimizar
el flujo del pozo y maximizar su producción.
- Bomba de Inyección de Gas: La bomba de inyección de gas se utiliza en
el método de gas lift para inyectar gas a alta presión en el pozo para levantar
el petróleo y el gas del fondo
del
pozo.
La
bomba
de
inyección de gas es un equipo
de subsuelo que se coloca en la
parte inferior del pozo y se
utiliza para comprimir y enviar
el gas a través del tubo de producción hacia la superficie. El gas inyectado
reduce la densidad del fluido en el pozo, lo que permite que el petróleo y el
gas fluyan más fácilmente hacia la superficie. Además, la bomba de
inyección de gas también ayuda a mantener la presión adecuada en el pozo
para una producción óptima.
- Tubería de Inyección de Gas: Se utiliza como equipo de subsuelo en el
método de gas lift para inyectar gas comprimido en el pozo productor. El
gas comprimido se inyecta a través de la tubería
de inyección y se mezcla con el fluido producido
en el pozo, lo que reduce la densidad del fluido y
aumenta la presión en el fondo del pozo. Esto
ayuda a levantar el fluido hacia la superficie, lo
que aumenta la producción del pozo. La tubería
de inyección también puede ser utilizada para controlar la cantidad de gas
que se inyecta en el pozo, lo que permite ajustar la producción según las
necesidades del campo petrolero.
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 Tipos de Instalaciones:
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.
- Instalación Abierta: En este tipo de instalación la sarta
de tubería está suspendida dentro del pozo sin
empacadura, es un tipo de instalación donde el gas se
inyecta directamente en el pozo a través de una tubería
de inyección de gas sin utilizar una válvula de control.
Este tipo de instalación es adecuado para pozos poco
profundos o con baja presión.
- Instalación Semicerrada: Es similar a la abierta con la diferencia de que
se instala una empacadura que sella la comunicación entre la tubería de
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producción y el espacio anular, en este tipo de instalación,
se utiliza una válvula de control de gas para regular la
cantidad de gas que se inyecta en el pozo. La válvula se
encuentra en la superficie y se controla manualmente o
mediante un sistema automático. Este tipo de instalación
es adecuado para pozos con presiones moderadas.
- Instalación Cerrada: 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. Es un tipo de instalación donde la
válvula de control de gas se coloca dentro del pozo y se
controla mediante un sistema automático. Este tipo de
instalación es adecuado para pozos profundos o con alta
presión y proporciona un mayor control sobre la cantidad
de gas que se inyecta en el pozo.
 Diseño y Selección de Sistemas Gas Lift:
El diseño y selección de sistemas de gas lift implica varios factores,
incluyendo las características del pozo, la producción esperada, la presión de
fondo del pozo y la disponibilidad de gas comprimido. Algunos pasos
importantes en el proceso de diseño y selección son:
1. Evaluación del Pozo: Se debe realizar una evaluación completa del pozo
para determinar su capacidad de producción, la presión de fondo y la
profundidad del mismo.
2. Selección del Tipo de Gas Lift: Como el continuo, intermitente y el gas lift
de alta frecuencia. La elección del tipo de gas lift dependerá de las
características del pozo y la producción esperada.
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3. Selección del Compresor de Gas: Se debe seleccionar un compresor de
gas que pueda proporcionar la cantidad necesaria de gas comprimido para
inyectar en el pozo.
4. Diseño de la Tubería de Inyección de Gas: Se debe diseñar la tubería de
inyección de gas para asegurar que la cantidad adecuada de gas
comprimido llegue al fondo del pozo.
5. Selección de Válvulas: Se deben seleccionar válvulas de inyección y
producción adecuadas para controlar el flujo de gas y fluido producido.
6. Controladores de Presión: Se deben seleccionar controladores de presión
que puedan monitorear y controlar la presión del sistema para garantizar un
flujo constante de petróleo y gas.
Si tomamos en cuenta que se necesita disponibilidad en el volumen de gas
de inyección y accesorios como válvulas de levantamiento (mandril),
empacaduras, obturadores y otros accesorios más, entonces es necesario
tener en cuenta que cualquier error de cálculo en el diseño puede ocasionar
que el pozo no produce petróleo correctamente, o en su defecto que se tengan
que incrementar los costos a futuro porque se deba realizar actividades de
reparación. En conclusión, el diseño y selección de sistemas de gas lift es un
proceso complejo que requiere una evaluación completa del pozo y la
selección cuidadosa de los componentes adecuados para garantizar un flujo
constante de petróleo y gas.
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 Válvulas:
Las válvulas son componentes clave en la técnica de gas lift en la industria
petrolera, ya que permiten controlar la cantidad de gas que se inyecta en el
pozo y, por lo tanto, la producción de petróleo y gas. Las válvulas de control
de gas se utilizan para regular la cantidad de gas que se inyecta en el pozo,
mientras que las válvulas de seguridad se utilizan para proteger el equipo y
evitar accidentes. En general, las válvulas son esenciales para garantizar la
seguridad y eficiencia del proceso de gas lift en la industria petrolera.
- Clasificación de Válvulas:
 Válvula Operada Por Presión (VOP): Esta
válvula se activa mediante la presión del gas
inyectado en el pozo. Cuando la presión alcanza
un nivel determinado, la válvula se abre y
permite el paso del gas hacia el fondo del pozo.
Una vez que la presión disminuye, la válvula se
cierra automáticamente.
 Válvula Operada Por Fluidos (VOF): Esta
válvula se activa mediante la inyección de
un fluido, como agua o aceite, en el pozo. El
fluido ejerce presión sobre la válvula, lo que
la hace abrirse y permitir el paso del gas.
Una vez que se detiene la inyección de
fluido, la válvula se cierra automáticamente.
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 Válvula Piloto: Esta válvula se utiliza para controlar la apertura y cierre
de las válvulas operadas por
presión o fluidos. La válvula piloto
se activa mediante una pequeña
cantidad de gas que se inyecta en
el pozo y que actúa sobre un
pistón. El pistón a su vez acciona
la válvula principal, permitiendo o deteniendo el flujo de gas.
 Avances Tecnológicos en el uso del Gas Lift en la Industria Petrolera:
En la actualidad, la industria petrolera está experimentando una serie de
tendencias y avances tecnológicos en el uso de gas lift para mejorar la
producción y la eficiencia de los pozos. Algunas de estas tendencias y avances
incluyen:
- Uso de Sensores Inteligentes: Los sensores
inteligentes se utilizan para monitorear la presión, la
temperatura y otros parámetros del pozo en tiempo
real. Esto permite a los operadores ajustar el flujo de gas y líquido de
manera más precisa y eficiente.
- Uso de Sistemas de Control Automatizados:
Los sistemas de control automatizados utilizan
algoritmos avanzados para optimizar el flujo de
gas y líquido en el pozo. Esto permite una
producción más consistente y eficiente.
- Uso de Tecnología de Inyección de Gas por Etapas: La tecnología de
inyección de gas por etapas permite inyectar diferentes cantidades de gas
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en diferentes profundidades del pozo. Esto puede mejorar la eficiencia de
la producción y reducir los costos.
- Uso de Gas Comprimido Renovable: El uso
de gas comprimido renovable, como el biogás
o el hidrógeno, puede reducir las emisiones de
gases de efecto invernadero y mejorar la
sostenibilidad ambiental.
- Uso de Análisis de Datos Avanzados: El
análisis de datos avanzados se utiliza para
modelar y predecir el comportamiento del
pozo. Esto permite a los operadores tomar
decisiones informadas sobre el diseño y la operación del sistema de gas lift.
En resumen, el uso de gas lift en la industria petrolera sigue siendo una
técnica importante para mejorar la producción y la eficiencia de los pozos.
Aplicar las tendencias y avances tecnológicos mencionados anteriormente
pueden ayudar a mejorar aún más la eficiencia y la sostenibilidad del sistema
de gas lift.
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 Consideraciones de Seguridad y Medio Ambiente en la Implementación
del Gas Lift:
Además de los avances tecnológicos, es importante tener en cuenta las
consideraciones de seguridad y medio ambiente en la implementación del gas
lift. Algunas de estas consideraciones incluyen:
- Manejo Seguro del Gas: El gas utilizado en el gas lift puede ser inflamable
y tóxico si se maneja incorrectamente. Es importante seguir los protocolos
de seguridad y capacitación adecuados para garantizar un manejo seguro
del gas.
- Prevención de Fugas: Las fugas de gas pueden ser peligrosas y también
contribuyen a las emisiones de gases de efecto invernadero. Es importante
implementar medidas de prevención y detección de fugas para minimizar
los riesgos.
- Gestión Adecuada de Residuos: La producción de petróleo y gas puede
generar residuos peligrosos que deben ser gestionados adecuadamente
para proteger la salud humana y el medio ambiente.
- Cumplimiento Normativo: La industria petrolera está sujeta a regulaciones
y normativas ambientales y de seguridad. Es importante cumplir con estas
normas para garantizar la seguridad y sostenibilidad del sistema de gas lift.
En conclusión, es importante considerar tanto los avances tecnológicos
como las consideraciones de seguridad y medio ambiente al implementar el
gas lift en la industria petrolera. Al hacerlo, se puede mejorar la eficiencia y la
sostenibilidad del sistema de producción de petróleo y gas.
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 Recomendaciones Para la Implementación Efectiva del Gas Lift en
Proyectos Petroleros:
Para implementar efectivamente el gas lift en proyectos petroleros, se
deben tener en cuenta los siguientes puntos:
- Realizar una evaluación exhaustiva del pozo para determinar la capacidad
de producción y la presión de fondo del mismo.
- Seleccionar cuidadosamente el tipo de gas lift que mejor se adapte a las
características del pozo y la producción esperada.
- Contar con un compresor de gas adecuado que pueda proporcionar la
cantidad necesaria de gas comprimido para inyectar en el pozo.
- Diseñar cuidadosamente la tubería de inyección de gas para garantizar que
la cantidad adecuada de gas comprimido llegue al fondo del pozo.
- Seleccionar válvulas de inyección y producción adecuadas para controlar el
flujo de gas y fluido producido.
- Utilizar controladores de presión para monitorear y controlar la presión del
sistema para garantizar un flujo constante de petróleo y gas.
Además, es importante contar con un equipo de profesionales capacitados
y experimentados en la implementación y mantenimiento de sistemas de gas
lift para asegurar una operación eficiente y segura. También se debe llevar a
cabo un seguimiento y monitoreo continuo del sistema para detectar cualquier
problema o falla y tomar medidas correctivas oportunas.
Instituto Universitario Politécnico “Santiago Mariño”
CONCLUSIÓN
En conclusión, el gas lift es una técnica utilizada en la industria petrolera
para aumentar la producción de pozos de petróleo y gas. Esta técnica consiste
en inyectar gas comprimido en el pozo para reducir la densidad del fluido
producido, lo que permite que el petróleo y el gas fluyan con mayor facilidad
hacia la superficie, por lo que se trata de una técnica eficaz y rentable para
aumentar la producción de petróleo y gas en pozos. Permite prolongar la vida
útil de los pozos y maximizar su producción, lo que se traduce en mayores
beneficios económicos para la empresa petrolera. Además, es una técnica
segura y respetuosa con el medio ambiente, ya que reduce la necesidad de
perforar nuevos pozos y minimiza la emisión de gases de efecto invernadero.
En general, el método de gas lift es una técnica efectiva para aumentar la
producción de petróleo en los pozos. La elección entre la instalación de
superficie y la instalación dentro del pozo dependerá de las condiciones
específicas del pozo y de las necesidades de producción de la empresa
petrolera.
En este método de producción no hay partes móviles en el pozo por lo tanto
existe poco desgaste y no es frecuente la interrupción del servicio para reparar
el equipo del pozo. Para una operación normal, los requerimientos del sistema
de levantamiento por gas, señalan que el yacimiento debe estar en buenas
condiciones y que el equipo de superficie como los compresores y las válvulas
en el fondo del pozo debe encontrarse en excelentes condiciones de
operación.
Por lo tanto, es fundamental que las empresas petroleras inviertan en la
formación y capacitación de su personal en esta área para garantizar el éxito
de sus operaciones. Además, es importante seguir los procedimientos de
seguridad y calidad establecidos para evitar accidentes graves.
Instituto Universitario Politécnico “Santiago Mariño”
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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• https://christian3306.files.wordpress.com/2010/10/gas_lift_basico.pdf
• https://slideplayer.es/slide/18068758/
• https://www.upcoglobal.com/es/blog/81• http://oilproduction.net/produccion/artificial-lift-systems/gas-lift-bombeoneumatico/item/3134-alrdc
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• https://es.scribd.com/document/404969606/equipos-de-gas-lift-docx
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• http://www.ingenieriadepetroleo.com/funcionamiento-gas-lift-continuointermitente/
• https://slideplayer.es/slide/18094358/
• https://es.scribd.com/document/378361456/Practico-4-Sistema-de-Gas-Lift
• https://es.scribd.com/doc/49880785/2-GAS-LIFT-1
• https://es.scribd.com/doc/90219359/El-Levantamiento-Artificial-Por-Gas