Exposicion Plunger Lift

8/19/2019 Exposicion Plunger Lift

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PLUNGER LIFT

1. INTRODUCCIONUno de los métodos de levantamiento artificial es el Pistón Accionado a Gas, también conocidocomo sistema PlungerLift. Éste sistema es una forma de levantamiento artificial basado en unmétodo de cierre y apertura del pozo en superficie con el fin de utilizar la energ a del yacimiento

para producir los l !uidos acumulados en el pozo mediante un plunger o pistón !ue act"a comouna interface solida entre el nivel de li!uido y gas de levantamiento. #l pistón es una restricción!ue permite el paso de gas alrededor de este por efecto del slip alcanzando velocidadessuperiores a la velocidad cr tica del l !uido con el fin de minimizar el l !uido !ue se regresaalrededor del plunger.#l PlungerLift fue dise$ado e implementado inicialmente en los #stados Unidos para lae%plotación de apro%imadamente &'(,((( pozos de gas condensado. #s por lo tanto, un sistemade levantamiento para pozos !ue producen l !uidos a ba)as tasas *menores a '+( -P / conrelaciones gas l !uido *GL0/ elevadas.#l sistema consiste de un muelle amortiguador en el fondo, un lubricador con cone%ión en 123*4lo52ee/, un muelle amortiguador y un receptor en superficie, un controlador para abrir y

cerrar elpozo, y por supuesto, un plunger o pistón libre. 2ambién re!uiere de una superficieinterna de tubing lisa y un di6metro uniforme. #ste método no re!uiere de energ a adicional a ladelyacimiento, pero si necesita espacio donde la energ a de gas se pueda almacenar para luegoser suministrada al tubing a una tasa alta. Usualmente se utiliza el anular entre el tubing y elcasing para este propósito, pero, si el pozo 7a sido fracturado, el espacio de la fractura estambién unabuena opción. La energ a del gas es usada para empu)ar el pistón, transportando un pe!ue$o bac7e de l !uido 7asta la superficie. espués de producir el gas de cola, el pozo secierra y el pistón cae de nuevo al fondo. #l aumento en la presión de gas se inicia de nuevo y el proceso se repite tan pronto como la energ a del gas por deba)o del pistón sea superior a la cargadel fluido por encima de este, tras lo cual, se abre de nuevo el pozo y se repite el ciclo. #l principio del émbolo es b6sicamente la utilización de un pistón libre act"a como una interfazmec6nica entre el gas de formación y los l !uidos producidos, aumenta considerablemente laeficiencia de elevación del pozo.FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA8e inicia cierre en la l nea de flu)o y permitiendo !ue el gas deformación !ue se acumulan en lacorona de la carcasa a través de separación natural. La coronaact"a principalmente como unreservorio de almacenamiento de este gas. espués de !ue la presión se acumula en la carcasa deun determinado valor, se abre la l nea deflu)o. La r6pida transferencia de gas de la carcasa a latuber a adem6s de gas desde la formacióncrea una alta velocidad instant6nea !ue provoca unaca da de presión entre el émbolo y el l !uido.#l émbolo, a continuación, se mueve 7acia arriba con todos los l !uidos en el tubo por encimadeél. 8in esta interfaz mec6nica, 7abr a recuperada sólo una parte de los l !uidos


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2. OBJETIVO DE LA APLICACIÓN DEL “PLUNGERLIFT”La aplicación del 1PlungerLift3 tiene como ob)etivo, optimizar la producción de petróleoutilizandoel gas como fuente de energ a, de esta manera logramos producir un flu)o multif6sicocon un sistema de e%tracción e%tremadamente económico.La operación re!uiere de la realización de varios ciclos diarios. 9ada ciclo comienza conunperiodo de cierre *87ut:;n/ con el ob)eto de<

1. Permitir !ue el pistón, !ue inicialmente est6 dentro del lubricador en boca de pozo,mantenidopor el flu)o de producción, pueda caer 7asta el fondo de la instalación en busca dell !uido acumulado durante la fluencia.

2. Permitir !ue el pozo acumule suficiente presión en el espacio anular para !ue la e%pansióndelgas ubicado deba)o del pistón pueda conducirlo 7acia la superficie, llevando consigo ell !uido acumulado.


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Los controladores convencionales de PlungerLift traba)an por presión y=o tiempo, el usuario puedefi)ar el tiempo de cierre para permitir !ue el pistón alcance el fondo y para !ue tenga laenerg a delevantamiento necesaria o también puede fi)ar la presión de casing a la !ue se !uiereabrir el pozo, asegurando un tiempo m nimo !ue permite llegar con el pistón al fondo.

3. PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL PLUNGER LIFT:#l sistema PlungerLift es una forma de levantamiento artificial basado en un método decierre yapertura del pozo en superficie con el fin de utilizar la energ a del yacimiento paraproducir losl !uidos acumulados en el pozo mediante un plunger o pistón !ue act"a comouna interfacesolida entre el nivel de l !uido y gas de levantamiento. #l pistón es unarestricción !ue permite el paso de gas alrededor de este por efecto del slip alcanzandovelocidades superiores a la velocidadcr tica del l !uido con el fin de minimizar el l !uido!ue se regresa alrededor del plunger.#l ciclocomienza con un periodo de cierre con el fin de permitir !ue el pozo acumulesuficiente presiónen el espacio anular es as como una de las v6lvulas de control laterales!ue controla el pazo defluido a los tan!ues de almacenamiento se cierra mediante unmotor para detener el flu)o a travésde la tuber a de producción. La ca)a del bumper y el catc7er en el cabezal del pozo alo)an el plunger !ue cae libremente debido al efecto de lagravedad a través del tubing.Una v6lvulaabierta en el plunger permite el paso de fluido a través de él mientras cae 7asta llegar al fondodel pozo. 9uando esto sucede el plunger 7ace contacto con una pieza en el fondo * umper 8pring/ !ue cierra la v6lvula, esto genera !ue la presión en el fondodel pozo aumente progresivamente y permite !ue se acumule agua y aceite encima del plunger. espués de !ue segenera la restauración de la presión 7asta determinado valor la v6lvulaen superficie se abre. Latransferencia r6pida de gas desde el casing 7acia la tuber aadem6s del gas proveniente de laformación, genera una alta velocidad instant6nea !uegenera una ca da de presión a través del pistón y el l !uido.#l diferencial de presión !ue se genera a través de la v6lvula del plungerlift7ace !ue estevia)e 7asta la superficie a una velocidad desde +(( 7asta &((( pies por minutodependiendo de la forma en la cual este configurado el c7oc>e, de la carga del fluido ydela presión en fondo. ?ientras el plunger se desplaza 7acia arriba por efecto de larestauración

de la presión, el fluido por encima del plunger es empu)ado 7acia la superficie.#n realidad coneste procedimiento se est6 sueveando el pozo en diferentes intervalos detiempo.9uando el pozo es productor de aceite o contiene un gas débil la llegada del plunger asuperficieactiva un sensor controlado magnéticamente !ue cierra inmediatamente lav6lvula anteriormentemencionada con el fin de conservar el gas presente en la formación y en la tuber a de producción para utilizarlo en el siguiente ciclo.Una vez el plunger llega al c6tc7er se detiene por un instante para repetir nuevamente elciclo 7asta cuando la presión y la configuración del sistema delevantamiento lo permita.

4. PARTES DEL SISTEMA:


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#l e!uipamiento de PlungerLift est6 compuesto por las siguientes partes<

4.1.EQUIPOS DE FONDO0esorte de 4ondo * umper 8pring/Pistón *Plunger/<9atc7er 8top 9ollar @ 2ubing 8top

4.1.1. RESORTE DE FONDO (BUMPER SPRING#l resorte se fi)a en el 8top 9ollar y tiene lafinalidad de amortiguar la carrera descendentedel pistón, actualmente se dispone deresortes en con)unto con 8top 9ollar y 8tanding alveen un mismo cuerpo. La v6lvula de pie o 8tanding valve tiene la finalidad de no de)ar escapar el l !uido del tubing durante los periodos de cierre. #ste elemento es de sumautilidad en pozos de poco caudal de l !uido, evitando via)es secos del pistón.

4.1.2. PISTÓN (PLUNGER#s la interface sólida entre el gas de levantamiento y el slug de l !uido,éste via)a librementedentro del tubing produciendo de manera intermitente.

4.1.2.1. TIPO DE PISTONESLos pistones convencionales re!uieren de un tiempo de cierre de B( a C( minutos,

dependiendo de la profundidad, del tipo de pistón, de la luz entre el pistón y el tubing y delaviscosidad del fluido. La velocidad de descenso promedio de este tipo de pistón es de&+( @ +(( pies=min. entro de esta categor a se encuentran, pistones con almo7adillase%pandibles, ranuradospara limpieza, de fibra, de sello turbulento, etc.

PISTÓN CONVENCIONAL DE ALMO!ADILLASPresenta e%celentes propiedades de sello es el denominado eaufle%, !ue se caracteriza por tener un anillo de sello por deba)o de las almo7adillas !ue reduce el pasa)e del gas. Lasuperficie de lasalmo7adillas es mayor en comparación con la de otros pistones del mismotipo, ofreciendo un


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6rea de contacto m6s grande con el di6metro interior del tubing. -traventa)a competitiva es !uelas almo7adillas se e%tienden m6s en la dirección a%ial,derivando en una fuerza mayor contra las paredes del tubing. #ste tipo de pistón tieneaplicación en pozos marginales, en donde un Plunger convencional ya no funciona, o dic7oen otras palabras, es el pistón !ue utiliza el gas delevantamiento de la forma m6s eficiente.8e 7a utilizado e%itosamente en pozos con un caudal degas inferior a +((( mB=d con unpromedio de D( via)es por d a.

PISTÓN DE FIBRA8e utiliza en pozos con problemas de arena, al no tener piezas móviles se alarga la vida"til y seevita la abrasión del pistón debido a !ue el sello no es metal:metal sino metal:fibra. -tro campode aplicación importante es en pozos !ue poseen defectos en sudi6metro interno, este tipo de pistón se adapta a la forma interna del tubing sin perder capacidad de sello.

LOS PISTONES CON B"PASS DE FLUJO CONTINUO0epresentan un caso intermedio entre el PL 9onvencional y el Pacema>er, me)orandonotablemente la velocidad de ca da en el l !uido *desde +(( ft=min a &'(( ft=min/ y conlacapacidad adicional de caer a contraflu)o de una producción de gas inferior a los +(((mB=d.#sto conduce a un menor tiempo de cierre para permitir !ue el pistón caiga y por ende a unamayor frecuencia de via)es diarios. #l pistón es 7ueco y tiene una )aula conbola de retención y bypass.#l comportamiento de los pistones en la carrera descendente, principalmente seveafectado por la velocidad del mismo en el medio l !uido, debido a esto "ltimo serecomiendasu uso en pozos con fluido viscoso, con buen potencial de producción del !uido, en pozos profundos y en a!uellos !ue no re!uieren un tiempo de cierre adicionalpara acumular energ a de presión.

4.1.2.2. SELECCIÓN DEL PISTON0esistencia al impacto y desgaste9oeficiente de fricción con el tuboAlto grado de repetición del funcionamiento con la v6lvula9apacidad de proporcionar un buen sellado contra el tubo durante el via)e 7acia arriba

La capacidad de caer r6pidamente a través de gas y li!uido

4.1.3. CATC!ER #ste dispositivo sirve para retener el pistón cuando arriba a superficie.4.1.4. STOP COLLAR # TUBING STOP

#l 8top 9ollar es un dispositivo !ue se fi)a en las cuplas del tubing y sirve para alo)ar elresorte de fondo. 9uando se utiliza una ca$er a del tipo 8#9 envez de un 8top 9ollar se ba)a un 2ubing 8top !ue cumple la misma función, con ladiferencia !ue se puede fi)ar encual!uier parte de la tuber a

4.2.EQUIPOS EN SUPERFICIE: Lubricador 8ensor de arribo

6lvula Eeum6tica9ontrolador de cabeza de pozo

Panel solar


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4.2.1. LUBRICADOR #ste dispositivo va instalado en la boca de pozo encima de la v6lvulamaestra, tiene por ob)etivo el alo)ar al pistón cuando este arriba a superficie, internamentetiene un pe!ue$oresorte !ue amortigua la llegada del pistón.

4.2.2. SENSOR DE ARRIBO#ste dispositivo va colocado en el lubricador y tiene la finalidad dedetectar la llegada del pistón, cuando lo 7ace le env a una se$al al controlador para !ue décomienzo al periododenominado Afterflo5 *almacenamiento/.

4.2.3. V$LVULA NEUM$TICA#sta v6lvula se conecta en la salida de la producción y es eldispositivo !ue realiza el cierrey la apertura del pozo, gobernada por el controlador electrónico.

4.2.4. CONTROLADOR DE CABE%A DE PO%OGeneralmente electrónico computarizado, es un elemento !ue controla las aperturas ycierres de la v6lvula de producción en función de par6metros predeterminados, tiempos, presiones o una combinación de ambos.2ipos de controladores<

9ontroladores por tiempo fi)o9ontroladores por presión9ontroladores por presión de tiempo y presiones9ontroladores por presión diferencial casing=tubing

9ontroladores por tiempo autoa)ustables4.2.&. PANEL SOLAR

?antiene la carga de la bater a del controlador &. INSTALACIONES DE SUPERFICIE:9omo dispositivo de seguridad se instala en la l nea de producción una v6lvula 7idr6ulicade

seguridad *Line rea>/ !ue posee dos pilotos !ue cortan por alta y ba)a presión. 2odosestos pozos producen a estaciones separadoras !ue drenan el l !uido mediante la presióndel separador,si se produce un 87ut o5n de la estación por alg"n motivo, la v6lvula Line rea> tiene lafinalidad de cerrar el pozo para no trasmitir la presión acumulada a lasinstalaciones desuperficie.La boca de pozo posee una vinculación entre el tubing y casing, esto permite producir el pozo a través del casing para revertir una situación de a7ogue.#n la l nea de producción, se


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instala una v6lvula agu)a *c7oc>e de producción/ para controlar el pozo al ponerlo inicialmenteen producción, también posibilita la restricción delpozo ante cual!uier necesidad operativa.

&.1.TIPOS DE INSTALACIONES<&.1.2. CONVENCIONAL

#ste no usa un empa!ue y es utilizado en pozos !ue tienen suficientegas de formación paralevantar el fluido. #s el tipo de instalación m6s com"n.

&.1.3. GAS LIFT INTERMITENTE USANDO UN PISTÓN8e usa para pozos con una presión de fondoba)a. #n este caso la altura de la columna defluido permite el paso de gas a través de estaen el ciclo de levantamiento. #l tapón permitemantener el gas y el l !uido separadosreduciendo el regreso de l !uido mientras se aumentael flu)o del l !uido. #l gas re!ueridopara mover el pistón se inyecta desde la superficie. #ste procedimiento no altera ladensidad del fluido.F 9on un empa!ue< se utiliza para pozos degas o con una alta relación gas l !uido. #steutiliza un empa!ue en el anular entre la tuber ade producción y el casing. 9uando el pistónalcanza la superficie se mantiene all para permitir el paso de fluido por la l nea de producción.

'. DISE O E INSTALACIÓN<Para detener el plunger cuando cae al fondo, se cuenta con un resorte llamado umper 8pring

!ue es fi)ado con cable en la parte inferior de la secuencia de la tuber a. #ste umper 8pring secoloca )usto por encima de las perforaciones. #n los pozos !ue producende formaciones con ba)a permeabilidad, una standing valve se puede instalar deba)o de lasperforaciones, entre la paradade la tuber a y el bumper 8pring.

DISE O MEC$NICOLos plungers se fabrican en distintos di6metros, longitudes y rangos de temperatura seg"nlasnecesidades espec ficas de cada pozo y fluido. Los plungers pueden ser sólidos opueden tener una v6lvula de derivación interna !ue funciona con varilla. Los plungerssólidos caen al fondolentamente y se utilizan en los pozos con tiempos de ciclo m6slargos. Los plungers con v6lvulasde derivación se utilizan en los pozos con los tiempos deciclo m6s corto, donde es importante!ue el plunger caiga 7asta el fondo con mayor rapidez.

DETERMINACIÓN DEL PO%O IDÓNEO PARA EL SISTEMA PLUNGERLIFTeterminar la idoneidad de un pozo para este tipo de bombeo y el tipo de sistema de flu)odeber a

ser considerado como los principales factores para las aplicaciones de plungerlift.Un método para realizar est6 evaluación fue definido por 4oss y Gaul. La siguienteinformación es necesaria para realizar esa evaluación<

Profundidad del pozoPresión de cabezaGL0 *en ?P9 = l/?P9 re!uiere por ciclo8e re!uiere la presión media en superficie del casing.?6%ima producción !ue puede alcanzar el pozo en P

?6%imos ciclos por d a.

2ambién es importante tener en cuenta en la evaluación de un pozo o un campo para estetipo de bombeo el suministro de gas para inyección. 2oda la energ a necesaria paralevantar el pistón ylos fluidos producidos proviene del gas, as !ue si no 7ay suficiente gasen el fluido de formacióno disponible en el sistema de separador de campo, éste debevenir de otra fuente.-trasconsideraciones en la evaluación de un pozo son los di6metros de la v6lvula maestra*master valve/ y la tuber a. eben tener el mismo di6metro de manera !ue el plunger pueda moverse enel lubricador f6cilmente y caer libremente en cada ciclo delevantamiento. Las condiciones !ue


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pueden 7acer de este sistema un mal candidato paraun pozo son puntos estrec7os o inclinaciónen la tuber a de producción, ciertos tipos demandriles, o la producción de arena. Una desviaciónalta del pozo también puede impedir !ue el émbolo se mueva libremente a través de la tuber a.

'.1. PROBLEMAS OPERATIVOS EN EL SISTEMA PLUNGER LIFTUna particularidad operativa es !ue este tipo de pozos se a7oga durante un periodo decierre

prolongado, contrariamente a lo !ue ocurre con los pozos netamente gas feros, endonde ela7ogue se produce durante el periodo de fluencia, cuando disminuye la velocidadde gas,causando la acumulación de l !uidos en el fondo. #n los pozos en donde seproducenyacimientos de petróleo y gas simult6neamente, los problemas de a7ogue sedeben a lasdiferentes presiones est6ticas de las capas.Una metodolog a operativa para arrancar pozosa7ogados es producir los pozos a travésdel espacio anular durante un periodo de tiempo, estofavorece la producción de las capassuperiores de gas, !ue a su vez disminuyen la contrapresiónde las inferiores !ue de estamanera comienza a aportar nuevamente a medida !ue se leremueve la columna del !uido. Luego de un par de d as, con el pozo descargado y produciendo por el 9asing, eltubing comienza a acumular presión de gas, debido a !ue funciona como unseparador. #sa7 cuando nuevamente se pone en funcionamiento el PL, via)ado a través del

tubing. entro de los problemas m6s comunes est6n


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). V*+,- -/#conómico. 0educe costos de levantamiento.-frece una gran variedad de dise$os.Gran cantidad y variedad de controladores en superficie.?ayor eficiencia en la descarga de pozos productores.9onserva la presión de gas en formación.;ncrementa la Producción.Produce desde una presión ba)a en casing.

isminución del promedio de P, lo !ue causa un incremento en la producción.?a%imizar el dra5 do5n y mantener la curva de declinación normal.Aplicable a diferentes condiciones de pozo.?antiene tuber a de producción limpia de 7idratos y parafinas. Eo necesita energ a adicional o e%terna para funcionar.


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ueno en pozos desviados.D*/0*+,- -/:

#l sistema utiliza GL0 espec ficas.Produce a D(( P . Eo es adecuado para pozos con migración de sólidos.2radicionalmente, el PlungerLift fue usado en pozos de petróleo pero recientementese 7a vuelto m6s com"n en pozos de gas por propósitos de des7idratación, ya !ue pozos de gas con alta presión producen gas cargado con agua l !uida y=o condensadoen forma de niebla o vapor.Pero adem6s este método de levantamiento artificial se lo utiliza cuando la producción de pozo de gas disminuye a medida !ue la velocidad de flu)o del gas en el pozo decae como resultado de la depletación de la presión del reservorio !ue seconstitu a como la fuente de energ a inicial para la producción del pozo.

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