HISTORIA

El primer uso de aire comprimido en pozos para extraer petróleo fue en Pensilvania, alrededor de 1864, el aire comprimido posteriormente fue reemplazado por gas natural como medio de elevación.

A lo largo de sus más de 150 años de historia, el bombeo neumático (gas lift) demostró ser uno de los métodos de sistemas artificiales de producción más populares para levantar líquidos de los pozos, ya sea para restablecer o aumentar la producción de fluidos.

Una de las primeras formas de realizar el bombeo neumático fue la perforación de un orificio en la tubería de producción para que, a través de éste, pasar el gas de inyección del espacio anular a la tubería de producción para lograr levantar los fluidos del pozo a la superficie.

INTRODUCCIÓN

La mayoría de los pozos de petróleo en las primeras etapas de sus vidas productivas fluyen naturalmente a la superficie y se llaman pozos fluyentes. La producción en superficie significa que la presión en el fondo del pozo es suficiente para superar la suma de las pérdidas de presión que ocurren a lo largo del pozo y las instalaciones superficiales hasta llegar al separador. Cuando no se cumple este criterio, el flujo natural termina y se dice que es un pozo muerto.

En etapas tempranas de recuperación de hidrocarburos, se logran mayores cantidades producidas de líquido mediante el flujo continuo de gas, a medida que la recuperación del campo aumenta, la presión de formación y las cantidades de líquido disminuyen (nivel dinámico en los pozos), la fácil conversión a flujo intermitente de gas asegura que se cumplan los objetivos de producción y cerca del abandono de pozos, se puede aplicar otra versión de gas lift conocida como chamber lift o cámara de acumulación.

Debido a las características anteriores, el gas lift es probablemente el medio más flexible de sistema artificial de producción disponible en la actualidad.

BOMBEO NEUMÁTICO

Utiliza gas natural comprimido en la superficie e inyectado en la corriente del pozo en algún punto del fondo del mismo, es muy similar al de flujo natural de los pozos fluyentes, la única modificación que sufren los pozos son las inserciones de las válvulas por las cuales se va a inyectar el gas tal como muestra la Figura 1, ejemplificando producción por tubería de producción.

El principio de operación consiste en aumentar la relación gas-aceite con el fin de aligerar la columna hidrostática y reducir así las pérdidas de presión que ocurren a lo largo de la tubería.

Clasificación de acuerdo con su tipo de operación

• Flujo continuo de gas
  En este se inyecta un flujo constante de gas a través del espacio anular entre la tubería de revestimiento y tubería de producción, a través de las válvulas que están distribuidas a lo largo de la tubería.
• Flujo intermitente de gas
  Se inyecta gas periódicamente a través del espacio anular cada vez que se acumula una cantidad suficiente de líquido en el fondo del pozo. Un volumen relativamente alto de gas inyectado debajo de la columna de líquido empuja esa columna a la superficie como un bache. Luego se interrumpe la inyección de gas hasta que se acumule una nueva cantidad de líquido de la longitud de columna adecuada.

Ventajas

1. Opera en pozos desviados.
2. Opera en pozos con alta relación gas-líquido.
3. Manejo de grandes volúmenes de aceite en pozos en pozos con altos índices de productividad.
4. No presenta problemas por presencia de sólidos.
5. Fuente de poder ubicable lejos del pozo.
6. La corrosión generalmente no causa problema.

Desventajas

1. Dificultad para manejar emulsiones.
2. Manejo de presiones elevadas.
3. Disponibilidad del gas de inyección.
4. Posible formación de hidratos y congelamiento del gas.

Existen algunas otras variantes que con el tiempo se han ido aplicando, una de ellas es la inyección del gas por tubería de producción y se produce por espacio anular, también se usa en la actualidad la inyección de gas por medio de una tubería flexible la cual se introduce en la tubería de producción.

OPTIMIZACIÓN

De acuerdo con el principio de operación de este sistema artificial, es necesario saber la cantidad de gas necesaria a inyectar y determinar la relación de gas-aceite óptima que permita transportar con eficiencia los fluidos del fondo del pozo a la superficie, es por ello que la medición de algunos parámetros operativos son de vital importancia, tales como:

1. Presiones en superficie (cabeza de pozo, línea de inyección del gas y otros).
2. Temperaturas en superficie.
3. Gasto de inyección en superficie.

Lo anterior te permite conocer en que condiciones de operación se encuentra tu pozo y en combinación con la experiencia de los Ingenieros y herramientas tecnológicas poder realizar cambios a dichas condiciones con la finalidad de lograr la producción deseada del pozo e inclusive del campo.

Actualmente la tecnología te permite tener en segundos las variables que se monitorean, Dynamic Software-Based Controls ofrece el mejor servicio en Telemetría a través de su plataforma CloudLoggerSCADA™ en la cual se visualizan en tiempo real distintas variables y además te ofrece muchas más características para explotar al máximo la información y datos que son monitoreados.