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Producción II
Introducción
El Plunger Lift fue diseñado e implementado inicialmente en los Estados Unidos para la
explotación de aproximadamente 120,000 pozos de gas condensado. Es por lo tanto, un sistema
de levantamiento para pozos que producen líquidos a bajas tasas (menores a 250 BOPD) con
relaciones gas líquido (GLR) elevadas.
El sistema consiste de un muelle amortiguador en el fondo, un lubricador con conexión en T (Flow
Tee), un muelle amortiguador y un receptor en superficie, un controlador para abrir y cerrar el
pozo, y por supuesto, un plunger o pistón libre. También requiere de una superficie interna de
tubing lisa y un diámetro uniforme. Este método no requiere de energía adicional a la del
yacimiento, pero si necesita espacio donde la energía de gas se pueda almacenar para luego ser
suministrada al tubing a una tasa alta. Usualmente se utiliza el anular entre el tubing y el casing
para este propósito, pero, si el pozo ha sido fracturado, el espacio de la fractura es también una
buena opción. La energía del gas es usada para empujar el pistón, transportando un pequeño
bache de líquido hasta la superficie. Después de producir el gas de cola, el pozo se cierra y el
pistón cae de nuevo al fondo. El aumento en la presión de gas se inicia de nuevo y el proceso se
repite tan pronto como la energía del gas por debajo del pistón sea superior a la carga del fluido
por encima de este, tras lo cual, se abre de nuevo el pozo y se repite el ciclo.
El principio del émbolo es básicamente la utilización de un pistón libre actúa como una interfaz
mecánica entre el gas de formación y los líquidos producidos, aumenta considerablemente la
eficiencia de elevación del pozo.
Funcionamiento del sistema se inicia cierre en la línea de flujo y permitiendo que el gas de
formación que se acumulan en la corona de la carcasa a través de separación natural. La corona
actúa principalmente como un reservorio de almacenamiento de este gas.
Después de que la presión se acumula en la carcasa de un determinado valor, se abre la línea de
flujo. La rápida transferencia de gas de la carcasa a la tubería además de gas desde la formación
crea una alta velocidad instantánea que provoca una caída de presión entre el émbolo y el líquido.
Producción II
El émbolo, a continuación, se mueve hacia arriba con todos los líquidos en el tubo por encima de
él. Sin esta interfaz mecánica, habría recuperada sólo una parte de los líquidos.
La aplicación del “Plunger Lift” tiene como objetivo, optimizar la producción de petróleo utilizando
el gas como fuente de energía, de esta manera logramos producir un flujo multifásico con un
sistema de extracción extremadamente económico.
La operación requiere de la realización de varios ciclos diarios. Cada ciclo comienza con un
periodo de cierre (Shut-In) con el objeto de:
Producción II
1. Permitir que el pistón, que inicialmente está dentro del lubricador en boca de pozo, mantenido
por el flujo de producción, pueda caer hasta el fondo de la instalación en busca del líquido
acumulado durante la fluencia.
2. Permitir que el pozo acumule suficiente presión en el espacio anular para que la expansión del
gas ubicado debajo del pistón pueda conducirlo hacia la superficie, llevando consigo el líquido
acumulado.
Los controladores convencionales de Plunger Lift trabajan por presión y/o tiempo, el usuario puede
fijar el tiempo de cierre para permitir que el pistón alcance el fondo y para que tenga la energía de
levantamiento necesaria o también puede fijar la presión de casing a la que se quiere abrir el pozo,
asegurando un tiempo mínimo que permite llegar con el pistón al fondo.
PLUNGER LIFT.
PRINCIPIO DE OPERACIÓN:
El sistema Plunger Lift es una forma de levantamiento artificial basado en un método de
cierre y apertura del pozo en superficie con el fin de utilizar la energía del yacimiento para
producir los líquidos acumulados en el pozo mediante un plunger o pistón que actúa como
una interface solida entre el nivel de liquido y gas de levantamiento. El pistón es una
restricción que permite el paso de gas alrededor de este por efecto del slip alcanzando
velocidades superiores a la velocidad crítica del líquido con el fin de minimizar el líquido
que se regresa alrededor del plunger.
El ciclo comienza con un periodo de cierre con el fin de permitir que el pozo acumule
suficiente presión en el espacio anular es así como una de las válvulas de control laterales
que controla el pazo de fluido a los tanques de almacenamiento se cierra mediante un
motor para detener el flujo a través de la tubería de producción. La caja del bumper y el
catcher en el cabezal del pozo alojan el plunger que cae libremente debido al efecto de la
gravedad a través del tubing.
Una válvula abierta en el plunger permite el paso de fluido a través de él mientras cae
hasta llegar al fondo del pozo. Cuando esto sucede el plunger hace contacto con una pieza
Producción II
en el fondo (Bumper Spring) que cierra la válvula, esto genera que la presión en el fondo
del pozo aumente progresivamente y permite que se acumule agua y aceite encima del
plunger.
Después de que se genera la restauración de la presión hasta determinado valor la válvula
en superficie se abre. La transferencia rápida de gas desde el casing hacia la tubería
además del gas proveniente de la formación, genera una alta velocidad instantánea que
genera una caída de presión a través del pistón y el líquido.
El diferencial de presión que se genera a través de la válvula del plunger lift hace que este
viaje hasta la superficie a una velocidad desde 500 hasta 1000 pies por minuto
dependiendo de la forma en la cual este configurado el chocke, de la carga del fluido y de
la presión en fondo. Mientras el plunger se desplaza hacia arriba por efecto de la
restauración de la presión, el fluido por encima del plunger es empujado hacia la superficie.
En realidad con este procedimiento se esta sueveando el pozo en diferentes intervalos de
tiempo.
Cuando el pozo es productor de aceite o contiene un gas débil la llegada del plunger a
superficie activa un sensor controlado magnéticamente que cierra inmediatamente la
válvula anteriormente mencionada con el fin de conservar el gas presente en la formación y
en la tubería de producción para utilizarlo en el siguiente ciclo.
Una vez el plunger llega al cátcher se detiene por un instante para repetir nuevamente el
ciclo hasta cuando la presión y la configuración del sistema de levantamiento lo permita.
PARTES DEL SISTEMA:
El equipamiento de Plunger Lift está compuesto por las siguientes partes:
* Stop Collar – Tubing Stop: El Stop Collar es un dispositivo que se fija en las cuplas del
tubing y sirve para alojar el resorte de fondo. Cuando se utiliza una cañería del tipo SEC en
vez de un Stop Collar se baja un Tubing Stop que cumple la misma función, con la
diferencia que se puede fijar en cualquier parte de la tubería.
* Resorte de Fondo (Bumper Spring): El resorte se fija en el Stop Collar y tiene la
finalidad de amortiguar la carrera descendente del pistón, actualmente se dispone de
resortes en conjunto con Stop Collar y Standing Valve en un mismo cuerpo. La válvula de
pie o Standing valve tiene la finalidad de no dejar escapar el líquido del tubing durante los
Producción II
periodos de cierre. Este elemento es de suma utilidad en pozos de poco caudal de líquido,
evitando viajes secos del pistón.
* Pistón (Plunger): es la interface sólida entre el gas de levantamiento y el slug de líquido,
éste viaja libremente dentro del tubing produciendo de manera intermitente.
* Catcher: Este dispositivo sirve para retener el pistón cuando arriba a superficie.
* Lubricador: Este dispositivo va instalado en la boca de pozo encima de la válvula
maestra, tiene por objetivo el alojar al pistón cuando este arriba a superficie, internamente
tiene un pequeño resorte que amortigua la llegada del pistón.
* Sensor de arribo: Este dispositivo va colocado en el lubricador y tiene la finalidad de
detectar la llegada del pistón, cuando lo hace le envía una señal al controlador para que dé
comienzo al periodo denominado Afterflow (almacenamiento).
* Válvula Neumática: Esta válvula se conecta en la salida de la producción y es el
dispositivo que realiza el cierre y la apertura del pozo, gobernada por el controlador
electrónico.
INSTALACIONES DE SUPERFICIE:
Como dispositivo de seguridad se instala en la línea de producción una válvula hidráulica
de seguridad (Line Break) que posee dos pilotos que cortan por alta y baja presión. Todos
estos pozos producen a estaciones separadoras que drenan el líquido mediante la presión
del separador, si se produce un Shut Down de la estación por algún motivo, la válvula Line
Break tiene la finalidad de cerrar el pozo para no trasmitir la presión acumulada a las
instalaciones de superficie.
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 ahogue.
En la línea de producción, se instala una válvula aguja (chocke de producción) para
controlar el pozo al ponerlo inicialmente en producción, también posibilita la restricción del
pozo ante cualquier necesidad operativa.
TIPOS DE INSTALACIONES:
Producción II
* Convencional: este no usa un empaque y es utilizado en pozos que tienen suficiente
gas de formación para levantar el fluido. Es el tipo de instalación más común.
* Gas Lift intermitente usando un pistón: se usa para pozos con una presión de fondo
baja. En este caso la altura de la columna de fluido permite el paso de gas a través de esta
en el ciclo de levantamiento. El tapón permite mantener el gas y el líquido separados
reduciendo el regreso de líquido mientras se aumenta el flujo del líquido. El gas requerido
para mover el pistón se inyecta desde la superficie. Este procedimiento no altera la
densidad del fluido.
* Con un empaque: se utiliza para pozos de gas o con una alta relación gas líquido. Este
utiliza un empaque en el anular entre la tubería de producción y el casing. Cuando el pistón
alcanza la superficie se mantiene allí para permitir el paso de fluido por la línea de
producción
APLICACIONES:
* Remoción de líquidos de pozos productores de gas: por encima de cierta velocidad
critica, los liquidos tienden a migrar hacia abajo en la tubería y empiezan a acumularse en
el fondo. Esta velocidad crítica es función de la presión en cabeza durante el flujo y el
tamaño de la tubería. Esto hecho genera pérdidas en la producción tanto de líquidos como
de gas. La función del plunger es prevenir la acumulación de estos líquidos mediante la
restauración de la presión hasta un valor suficiente para levantar los líquidos acumulados
junto con el pistón dejando libre de fluido la tubería y permitiendo que la formación continúe
fluyendo. Este sistema de levantamiento es muy efectivo incluso en pozos de gas con baja
presión pero con buena productividad.
* Pozos productores de petróleo con alto GOR: cuando la relación entre el gas y liquido
es alto es fácil de obtener el desplazamiento hacia arriba y hacia abajo del pistón sin
importar si se está produciendo gas o aceite.
* Pozos que presentan parafinas y otras depositaciones: se debe ubicar el bumper Spring
por debajo de las depositaciones así a medida que el pistón se desplaza por la tubería
remueve las depositaciones presentes y evita la formación de nuevas.
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* Control de Hidratos: los hidratos se forman en función de la temperatura y la presión.
Cuanto mayor sea la presión, mayor será la temperatura a la cual los hidratos se forman.
Los pozos más propensos a este problema son los productores de gas con alta presión. El
problema se da cuando una zona de agua fresca genera una anomalía en la temperatura,
el enfriamiento causa la formación de hidratos que pueden bloquear el flujo en la tubería.
para solucionarlo el sistema plunger lift es instalado en conjunto con una bomba neumática
que se sincroniza con los ciclos del pistón para inyectar metanol o alcohol en la tubería de
producción cuando la línea de flujo está cerrada y el pistón está cayendo. el alcohol suaviza
el tapón de hidratos para ser posteriormente arrastrado por el tapón.
* Adicional a esto el sistema se usa Cuando la presión de fondo es insuficiente para
permitir el flujo de fluidos hasta la superficie. También para reducir al máximo la
posibilidad de que los líquidos se devuelvan y eliminar la posibilidad la penetración de
gas. Proporciona un excelente rendimiento en campos pequeños y mejora el recobro en
pozos desviados.
En la siguiente tabla se dan a conocer las limitaciones de la herramienta:
VENTAJAS:
* Económico. Reduce costos de levantamiento.
* Ofrece una gran variedad de diseños.
* Gran cantidad y variedad de controladores en superficie.
* Mayor eficiencia en la descarga de pozos productores.
* Conserva la presión de gas en formación.
* Incrementa la Producción.
* Produce desde una presión baja en casing.
* Disminución del promedio de BHP, lo que causa un incremento en la producción.
* Maximizar el drawdown y mantener la curva de declinación normal.
* Aplicable a diferentes condiciones de pozo.
* Mantiene tubería de producción limpia de hidratos y parafinas.
* No necesita energía adicional o externa para funcionar.
* Bueno en pozos desviados.
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DESVENTAJAS:
* El sistema utiliza GLR específicas.
* Produce a 400 BPD.
* No es adecuado para pozos con migración de solidos.
DISEÑO E INSTALACIÓN:
Para detener el plunger cuando cae al fondo, se cuenta con un resorte llamado Bumper
Spring que es fijado con cable en la parte inferior de la secuencia de la tubería. Este
bumper Spring se coloca justo por encima de las perforaciones. En los pozos que producen
de formaciones con baja permeabilidad, una standing valve se puede instalar debajo de las
perforaciones, entre la parada de la tubería y el bumper Spring.
Diseño mecánico:
Los plungers se fabrican en distintos diámetros, longitudes y rangos de temperatura según
las necesidades específicas de cada pozo y fluido. Los plungers pueden ser sólidos o
pueden tener una válvula de derivación interna que funciona con varilla. Los plungers
sólidos caen al fondo lentamente y se utilizan en los pozos con tiempos de ciclo más
largos. Los plungers con válvulas de derivación se utilizan en los pozos con los tiempos de
ciclo más corto, donde es importante que el plunger caiga hasta el fondo con mayor
rapidez.
Determinación del pozo idóneo para el sistema Plunger lift:
Determinar la idoneidad de un pozo para este tipo de bombeo y el tipo de sistema de flujo
debería ser considerado como los principales factores para las aplicaciones de plunger lift.
Un método para realizar está evaluación fue definido por Foss y Gaul. La siguiente
información es necesaria para realizar esa evaluación:
• Profundidad del pozo
• Presión de cabeza
• GLR (en MPC /Bl)
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• MPC requiere por ciclo
• Se requiere la presión media en superficie del casing.
• Máxima producción que puede alcanzar el pozo en BPD
• Máximos ciclos por día.
También es importante tener en cuenta en la evaluación de un pozo o un campo para este
tipo de bombeo el suministro de gas para inyección. Toda la energía necesaria para
levantar el pistón y los fluidos producidos proviene del gas, así que si no hay suficiente gas
en el fluido de formación o disponible en el sistema de separador de campo, éste debe
venir de otra fuente.
Otras consideraciones en la evaluación de un pozo son los diámetros de la válvula maestra
(master valve) y la tubería. Deben tener el mismo diámetro de manera que el plunger
pueda moverse en el lubricador fácilmente y caer libremente en cada ciclo de
levantamiento. Las condiciones que pueden hacer de este sistema un mal candidato para
un pozo son puntos estrechos o inclinación en la tubería de producción, ciertos tipos de
mandriles, o la producción de arena. Una desviación alta del pozo también puede impedir
que el émbolo se mueva libremente a través de la tubería.
Limitaciones:
Las aplicaciones del sistema están condicionadas a ciertas limitaciones. En todos los casos
el proceso está condicionado al uso de una cantidad considerable de gas. La presión que
se requiere y la relación gas líquido para una profundidad y un volumen determinado se
establecen mediante las graficas que se muestran a continuación. Estas graficas son un
poco conservadoras pues en ocasiones muestran una presión y una relación gas liquido
más alta que la requerida para algunos pistones. Sin embargo, si el pozo que se está
evaluando encaja con la grafica entonces se puede asegurar una buena instalación.
Otro aspecto que se debe considerar es el tamaño de la tubería y del cabezal. La tuberías
de producción debe tener el mismo tamaño que el hanger al fondo del resorte (Bumper
Spring); por su parte, la cabeza de pozo, incluyendo válvulas maestras y Tee de flujo,
deben ser del mismo tamaño que la tubería. Se debe tener precaución en pozos con
Producción II
producción de arenas, se han observado casos en los cuales el sistema a operado bajo
estas condiciones sin embargo se corre el riesgo de un atascamiento de la herramienta o
de daños en las facilidades de producción.
Caudal de gas requerido para levantar líquidos a través de la tubería de producción:
Como se mencionó anteriormente en las aplicaciones, por encima de cierta velocidad
critica, los líquidos tienden a migrar hacia abajo en la tubería y empiezan a acumularse en
el fondo. Esta velocidad crítica es función de la presión en cabeza durante el flujo y el
tamaño de la tubería. Es precisamente por esto que es necesario determinar el caudal de
gas que se requiere para lograr el desplazamiento del líquido por encima del pistón
superando dicha velocidad crítica. Para ello es necesario conocer la presión y temperatura
en superficie, el tipo de líquido a desplazar y el área interna de la tubería de producción
(función del diámetro interno). Con estos datos se calcula el caudal de gas en MMCFD
como se muestra en la figura:
Capacidad estimada de producción para una instalación de gas Lift intermitente:
La capacidad estimada de producción depende de tres etapas:
1. Carga inicial: La carga inicial es la presión en la válvula de operación justo cuando esta
se abre. Esta presión es ejercida por la columna de fluido sobre esta. Para un diseño
normal la presión ejercida por la columna de fluido es del 50 al 70% de la presión
disponible en el casing. Para determinar la carga incial se debe calcular el volumen de
líquido que se encuentra en el tubing de la siguiente manera:
∆P=Pt- Pts
h=∆PGs
Be=h*Ftb
Dónde:
∆p: presión impuesta por el fluido en el tubing sobre la válvula.
Pt: presión del tubing en el fondo
Pts: presión en cabeza del tubing
h: la altura que alcanza el fluido en el tubing, ignorando la columna de gas.
Producción II
Gs: gradiente de presión del fluido producido.
Ftb: capacidad del tubing, volumen/pie.
Be: volumen de influjo, volumen/ ciclo.
2. Eficiencia de levantamiento: hace referencia a cuánto volumen del fluido que está en el
tubing es producido durante el ciclo determinando la eficiencia del procedimiento. La
eficiencia disminuye debido a que una pequeña cantidad del fluido que se encuentra en el
tubing se queda adherido a las paredes por efecto del holdup.
Se ha demostrado que un holdup de 5 a 7% de la carga inicial por cada 1000 ft existe
cuando la carga tiene una presión que oscila entre el 65 - 75% de la presión del casing.
Esta condición se cumple cuando los fluidos tienen una velocidad óptima. Al asumir un
Hold Up de 5% por cada 1000 ft la eficiencia del levantamiento es:
E=1.0-0.05*Dv1000*100
Dónde:
E: eficiencia del levantamiento
Dv: profundidad de la válvula del plunger lift (ft)
Con esta información podemos calcular el volumen de fluido producido por ciclo, Bt .
Bt=E100* Be
3. Número de ciclos por día: Conociendo el volumen de fluido producido por ciclo, el
siguiente paso es calcular el número de ciclos que son posibles por día, y se hace de la
siguiente manera:
Nc=24hrD*60minhr*1000fttc*Dv=1440000tc*Dv
Dónde:
Nc = número de ciclos por días.
tc = tiempo mínimo por ciclo (minutos por cada 1000 ft de profundidad)
Dv= profundidad de la válvula, ft.
Nc depende de la profundidad del levantamiento y del tiempo requerido para reducir la
presión y los periodos de influjo.
La tasa de producción diaria es el producto entre Nc y Bt. esta estimación genera
un punto de partida seguro para determinar la producción diaria, el valor que se obtiene del
número de ciclos por día es el ideal aunque normalmente el real suele ser mucho menor a
este.
Producción II
Para calcular la máxima tasa de producción diaria q, se utiliza la siguiente fórmula:
q= Nc* Bt=Nc*E*Be100
En el caso de una instalación de un sistema plunger Lift convencional no existe tal válvula sino que
el gas proviene directamente de la formación sin la necesidad de una inyección externa. Es a partir
de esto que se puede concluir que la profundidad de la válvula (Dv) puede ser reemplazada en las
anteriores ecuaciones por la profundidad de los perforados o del intervalo productor ya que de aquí
pasa directamente por el interior del bumper Spring en donde se realiza la acumulación y se
restaura la presión.
TRABAJO DE INVESTIGACION
GESTION DE SEGURIDAD
“PISTON ACCIONADO A GAS - PLUNGER LIFT SYSTEM”
1. INTRODUCCION
Uno de los métodos de levantamiento artificial es el Pistón Accionado a Gas, también
conocido como sistema Plunger Lift. Es un pistón viajero que es empujado por gas propio
del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.
El principio de sistema plunger lift es básicamente el uso de un pistón libre que actúa como
una interfase mecánica entre el gas de formación y los líquidos (o fluidos) producidos,
incrementando en gran manera la eficiencia de levantamiento del pozo.
La operación exitosa de estos sistemas se basa en asumir que los pozos no tienen packer
o tienen comunicación entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento en el
fondo de la sarta de producción.
2. INSTALACION DE UN SISTEMA PLUNGER LIFT
Una instalación típica consiste en un conjunto de resorte y suspensor ubicado en el fondo
de la sarta de producción, un lubricante y un sujetador en la superficie que actúa como un
amortiguador al final de la carrera del pistón. El pistón recorre la distancia existente entre el
suspensor y el lubricante a través de la tubería de producción. El sistema se completa con
la adición de un controlador (de tiempo y/o de presión) y una válvula de arranque con la
habilidad de abrir y cerrar la línea de flujo.
Instalación Típica de un Sistema Plunger Lift
Producción II
3. OPERACIÓN DEL SISTEMA
La operación del sistema se inicia cerrando la línea de flujo, permitiendo que el gas de
formación se acumule en el espacio anular de la tubería de revestimiento a través de la
separación natural. El espacio anular actúa inicialmente como un reservorio para el
almacenamiento de este gas.
Después de que la presión en la tubería de revestimiento se eleva hasta un valor
determinado, la línea de flujo es abierta. La rápida transferencia del gas de la tubería de
revestimiento a la tubería de producción con el gas de la formación crea una velocidad
instantánea alta que causa una caída de presión a través del pistón y del líquido. Entonces,
el pistón se mueve en carrera ascendente con todos los fluidos de la tubería de producción
sobre el. Sin este mecanismo de interfase, solo una porción de los fluidos serian
recuperados.
4. VENTAJAS
Algunas ventajas de este sistema son:
* Bajo Costo Inicial
* Requiere Poco Mantenimiento
* No Requiere Fuentes de Energía Externa en la Mayoría de los Casos
* Los sistemas Plunger Lift son aplicables en pozos con una relación gas-líquido alto
* Las instalaciones de estos generalmente no son costosos
* Mantiene la tubería de producción limpia de parafina
* Estos sistemas son buenos para pozos con un índice de producción bajo, normalmente
menos de 200 Bbl/d.
5. APLICACIONES
Tradicionalmente, el Plunger Lift fue usado en pozos de petróleo pero recientemente se ha
vuelto más común en pozos de gas por propósitos de deshidratación, ya que pozos de gas
con alta presión producen gas cargado con agua líquida y/o condensado en forma de
niebla o vapor.
Pero además este método de levantamiento artificial se lo utiliza cuando la producción de
pozo de gas disminuye a medida que la velocidad de flujo del gas en el pozo decae como
Producción II
resultado de la depletación de la presión del reservorio que se constituía como la fuente de
energía inicial para la producción del pozo.
6.1. REMOCION DE LIQUIDOS EN POZOS DE GAS
Casi todos los pozos de gas en algún periodo de su vida productiva están sujetos a la
producción de líquidos. Tan pronto las condiciones sean tales, que permitan a los pozos
mantener una velocidad suficiente en la tubería de producción, los líquidos son llevados
con el gas como un flujo multifásico.
Bajo una cierta “velocidad critica”, los líquidos tienden a migrar por debajo de la tubería y
comienzan a acumularse en el fondo. Esta velocidad critica esta en función de la presión de
flujo en cabeza de pozo, tipo de liquido (agua, condensado, etc.), temperatura y
dimensiones de la tubería.
Por un periodo de tiempo, el pozo es capaz de descargar las pequeñas burbujas por su
propia cuenta. Las indicaciones u observaciones en superficie son registradas en las hojas
de operación. Si no se toman medidas de solución para este tipo de inconvenientes, el
problema empeorara hasta que el pozo se sobrecargue y deplete.
Otro indicio de problemas con la carga de fluidos es la caída considerable de las curvas de
producción tanto del gas como de los líquidos. Cualquier pozo que presente estas “caídas”
de manera periódica, sin duda experimenta una carga de líquidos que con el tiempo puede
sobrecargar al mismo pozo.
La función del pistón es prevenir que estos líquidos se acumulen hasta el punto de que el
pozo deplete o requiera de un periodo de cierre para se recuperación (periodo en el cual es
intervenido).
El pozo es cerrado cuando se determina que la carga de fluidos se lleva en realidad en
fondo de pozo. El pozo es abierto cuando la presión de la tubería de revestimiento se ha
incrementado lo suficiente para levantar los fluidos acumulados en la tubería de producción
con la ayuda del pistón al momento que el gas irrumpe en el extremo inferior de la tubería
de producción. Esta presión y velocidad debe ser lo mas elevada posible para superar la
presión de la línea de salida o del separador que se pueden presentar en el viaje hacia la
superficie.
Cuando el pistón llega a la superficie, la sarta de producción queda completamente libre de
líquidos. En este punto, la formación se enfrenta la resistencia al flujo más mínima.
Dependiendo de la productividad del pozo, altos caudales de flujo pueden ser mantenidos
Producción II
dejando la línea de flujo abierta por un periodo de tiempo adicional. Este periodo de tiempo
puede ser determinado por una caída de presión en la tubería de revestimiento o por
observaciones de las hojas de registro para determinar el intervalo de tiempo. El pozo debe
ser cerrado cuando se evidencia la carga de líquidos por una caída de las mediciones en
las curvas de declinación. Entonces, todo el ciclo debe ser repetido de nuevo.
Los pistones son muy efectivos aun en pozos de gas con presiones bajas que tienen buena
productividad. Es necesario repetir el sistema de pistoneo frecuentemente removiendo
pequeñas cantidades de liquido de vez en cuando. El buen rendimiento de este sistema
asegura el restablecimiento a tiempo de la presión en la tubería de revestimiento para el
próximo ciclo.
Al utilizar este sistema se puede esperar un incremento en la producción. Al final, el
beneficio real se refleja en una producción acumulada y la restitución de una curva de
caída normal.
6.2. EN POZOS CON ALTA RELACIÓN DE PETRÓLEO.
Al considerar una aplicación del pistón en un pozo de petróleo, es fácil de ampliar el
concepto de "descarga de un pozo de gas", para la producción de un petróleo con alta
relación. En muchos casos, los pozos son prácticamente los mismos. Sólo la mecánica de
la operación cambia.
La energía de acción para todas las instalaciones de pistón es el gas. Con relaciones gas –
liquido altas es fácil que un pistón se mueva de arriba para abajo en el tubing siendo un
pozo de gas o un pozo de petróleo. La diferencia es la necesidad del producto final. ¿La
instalación está diseñada para producir petróleo o gas?
Las características del reservorio tendrán un factor determinante en el equipamiento
mecánico a ser usado para producir un pozo de petróleo de alta relación. Las dos
aplicaciones más prominentes son para pozos con baja presión de fondo pero de alta
productividad y la otra es para pozos con una presión de fondo alta con baja productividad.
El tipo de empuje del reservorio como gas en solución o expansión del casquete de gas
tendrá algunos efectos en la vida de la instalación pero no en el mecanismo.
La presión de fondo pozo baja dejara de fluir continuamente cuando ya no pueda sustentar
las velocidades en el tubing para llevar los líquidos hacia la superficie. Puede ser calificado
como un buen productor de gas. El primer indicio de un problema de carga será la
producción inadecuada normalmente indicada en el medidor de despacho de gas. El fluido
Producción II
será producido en cantidades pequeñas con picos de gas en la tabla de despacho. Aunque
el pozo no produzca continuamente, las cantidades son uniformes.
Una instalación de pistón para este tipo de pozo deberá entrar por ciclos lo más a menudo
posible. Esta deberá tener un tiempo de caída rápido y ser producido dentro de las
facilidades de producción a una relación alta. La operación de este tipo puede producir solo
fracciones de barril por viaje, pero ya que hemos calificado al pozo como de alta
productividad, el pozo se recuperara rápidamente para otro ciclo. El lubricante de la
superficie deberá incluir un cierre en el mecanismo de llegada para minimizar que el
periodo de flujo después de que la herramienta llegue a la superficie. El periodo de cierre
puede ser determinado por controladores de tiempo de ciclo o de presiones de la cañería
de revestimiento en la línea de flujo.
Resultados inmediatos usualmente se notan con este tipo de instalación. La cantidad de
incremento de gas y líquido dependerá del IPR del pozo. No es raro que se duplique la
producción. Si la prolongada condición de carga no ha saturado al pozo, entonces el
incremento en la producción se mantendrá. Existen algunas instancias donde la rata
decrecerá ligeramente, pero el crecimiento en conjunto debería ser considerable.
Las presiones altas de fondo de pozo pueden tener relaciones altas pero a diferencia de los
pozos con presiones de fondo bajas, estos son productores pobres de gas. El reservorio es
normalmente apretado y el medidor de despacho de gas nos indicara un flujo muy errático.
Cuando se produce fluido, este usualmente viene en largos baches y no es uniforme en su
ciclo de descarga.
El equipo para esta aplicación es casi el mismo que la instalación anterior excepto por el
pistón en sí. Ya que el pozo no se recuperara rápidamente, la herramienta no necesitara un
by-pass, como es el caso para instalaciones de ciclos rápidos. Las presiones de operación
necesitaran ser altas debido a que existe menos cantidad de gas y más cantidad de fluido
por ciclo. La frecuencia del ciclo deberá ser determinara por la recuperación de la presión
de la tubería de revestimiento. Un cierre de llegada es obligatorio en las aplicaciones más
pequeñas para minimizar el uso de gas.
Los resultados a esperarse en este tipo de aplicación son una producción consistente.
Cualquier incremento en el fluido total deberá ser comparado en una base mensual y no así
diaria. La única seguridad que el pistón ofrecerá es la posible baja presión de fondo pozo
promedio a través de la válvula de flujo.
Producción II
6.3. CONTROL DE HIDRATOS Y PARAFINA
Muchos dólares se gastan cada año para eliminar las acumulaciones de parafina en el
pozo. El gasto principal son los costos en líneas de cable, pero esto se ve agravado por la
pérdida de producción debido a la reducción antes del corte y durante el tiempo de corte.
La Parafina comienza a formarse como una película microscópica por debajo de una
temperatura de aproximadamente 100 °F. No se convierte en un problema hasta que la
deposición se vuelve más gruesa debido a la acumulación en un período de tiempo. Esto
puede ser acelerado por la expansión del gas en la tubería de producción, con su efecto de
enfriamiento resultante. Los pozos que tienen relaciones suficientes de gas líquido pueden
utilizar el pistón como una solución sencilla al problema.
La instalación de un suspensor y un resorte en algún lugar debajo de la línea de parafina
facilita la utilización de un pistón para "limpiar" la tubería varias veces al día y prevenir la
formación de parafina. Los émbolos no "cortan" la parafina, pero cuando se instalan en la
tubería limpia evitan la acumulación en virtud de una acción mecánica de limpieza. La
frecuencia de los ciclos dependerá de la gravedad del problema.
La formación de hidratos en el fondo de pozo es otro problema que ha sido tratado con
éxito mediante la aplicación de los pistones. Los hidratos se forman en función de la
presión y la temperatura. Cuanto mayor sea la presión, mayor es la temperatura a la que
los hidratos se forman.
Los pozos de alta presión de gas son particularmente propensos a este problema. El
problema se complica si hay una zona de agua dulce por el fondo de pozo que crea una
anomalía de temperatura. Este efecto de enfriamiento podría causar formación de hidratos
que pueden bloquear todo el flujo de la tubería.
El problema ha sido resuelto en muchas áreas por la instalación de un pistón, junto con una
bomba neumática química conectada a la tubería de producción en la superficie. En un
ciclo típico se sincroniza la inyección de metanol o alcohol por la tubería cuando la línea de
flujo se cierra, y el émbolo está descendiendo. El metanol ablanda el tapón de hidratos de
modo que el próximo ciclo del émbolo elimine los depósitos.
Este sistema también puede ser usado en conjunción con la descarga de líquidos desde el
pozo de gas.
Producción II
6.4. INCREMENTO DE LA EFICIENCIA DE POZOS CON MECANISMO DE GAS LIFT
INTERMITENTE.
Los problemas encontrados en pozos profundos con mecanismo de Gas Lift intermitentes
son dados en el manifold. Los fluidos del pozo son levantados desde la profundidad en el
agujero en forma de bache. La eficiencia de la recuperación del bache depende de varios
factores. Uno es el tamaño y la longitud del conducto por el cual este deberá viajar. La
pared de la tubería de producción está ejerciendo una cantidad de fricción en el bache a
medida que se va moviendo hacia la superficie. Esto crea un obstáculo en el perímetro
exterior del bache y subsecuentemente asume una forma balística con gas debajo
intentando abrir una brecha. Pero también, el remojo de la sarta de producción por cada
bache producido junto con partes del bache que perdieron velocidad a causa de lo que se
conoce como retroceso. La severidad del retroceso está en función de la velocidad del
bache. Esta velocidad es afectada por la presión de inyección del Gas Lift y la
contrapresión de la superficie. Dependiendo de estas variables, la eficiencia de
levantamiento puede ser desde un 60% hasta tan bajo como 30%.
Este problema se manifiesta en gradientes de flujo altos en la tubería de producción y en
presiones de fondo pozo altas. Esto reduce la presión de succión de formación y el llenado
dentro de del agujero.
La instalación de un embolo directamente por encima de la válvula de operación ofrece
varios beneficios. Cuando la válvula de Gas Lift se abre y el gas es inyectado por debajo
del embolo, este empieza a moverse hacia arriba con el bache de fluido por encima de él.
Ya que la presión es mayor por debajo del embolo que por encima, virtualmente no existe
resbalamiento de los fluidos hacia el pozo. De hecho, habrá una cantidad pequeña de gas
escapando hacia arriba alrededor del perímetro del embolo efectuando una acción de
barrido en la pared de la tubería de producción. Esta prevención de retroceder también
ayuda a compensar la contrapresión de la superficie y la restricción.
La eficiencia del levantamiento ahora se incrementa drásticamente casi a un 100%. Los
beneficios inmediatos de este método son una reducción en costos de compresión. Otros
beneficios son gradientes de flujo reducidos en la tubería de producción y presiones de
fondo fluyentes bajas. El incremento resultante en la presión de succión de la formación
nos permitirá que los líquidos alimenten al agujero del pozo más rápidamente. La
frecuencia incrementada de los ciclos del pozo debería mostrar un incremento en la
Producción II
producción. Un beneficio adicional es la eliminación completa de cualquier problema de
deposición de parafinas.
6. LIMITACIONES
Las aplicaciones que se han discutido tienen también tienen sus desventajas. En todos los
casos, hemos apretado mucho gas. La presión requerida y la relación gas fluido para una
profundidad dada y un volumen de fluido es mostrada en los gráficos (figura 3 para tubing
de 2 plg o figura 4 para tubing de 2 12). Estas graficas son conservadoras porque muestran
una necesidad de una presión y GFR mayor de lo necesario para algunos émbolos. Sin
embargo, si el pozo a considerarse se acomoda al grafico entonces se puede asegurar una
buena instalación.
Otra consideración debería ser la condición de la tubería de producción y el tamaño del
cabezal de pozo. El tubing deberá ser del mismo tamaño desde el colgador hasta el fondo
de la sarta. Un anillo de calibración se correrá con una unidad de línea de cable o wireline
para indicar cualquier desperfecto que deberán ser removidos. El cabezal, incluyendo las
válvulas maestras y la T de flujo, deberá ser del mismo tamaño que el tubing y en caso de
que existan válvulas múltiples, deberán ser removidas para reducir la altura del arbolito.
Cuando consideramos una aplicación de embolo, es más deseable preparar el pozo para
una operación optima como para cualquier método de levantamiento artificial. Remover el
packer y hacer correr el tubing con un niple de asiento en el fondo y colgarlo abierto en la
parte superior de las perforaciones. Al mismo tiempo el cabezal puede ser adecuado como
se vio previamente. Ubicando al tubing en la parte superior de las perforaciones nos
asegura una buena separación natural y una cabeza hidrostática mínima desde las
perforaciones hasta el fondo del tubing.
Se deberá tomar precauciones cuando el pozo produce arena. Puede venir de formaciones
no consolidadas o pueden ser de arenas fracturadas. Existen algunas instancias donde el
embolo ha operado en presencia de arena pero el operador está arriesgando un
atrapamiento de la herramienta o daño a las facilidades de producción.
7. TIPOS DE EQUIPO DE PISTÓN
8.5. CONTROLADORES
Producción II
Existen tres categorías básicas de controles que determinan el ciclo de la válvula de motor
en la línea de flujo
* Tiempo del ciclo. Este controlador es principalmente un reloj de cuerda con una rueda
de tiempo y sistema neumático. Este responde a un intervalo de tiempo en la rueda para
enviar o bloquear una señal a la válvula de motor. El tiempo determina la frecuencia y
duración de prendido o apagado de la señal. Normalmente su única función es el tiempo,
pero algunas variaciones responden a otros accesorios neumáticos.
* Controlador de presión. Este controlador se abre y cierra con el cambio de presión.
Normalmente para la aplicación del pistón, el pozo se abre cuando la presión ha llegado a
un cierto valor alto en el casting y se cierra cuando la presión se reduce a una baja presión
pre establecida. Este controlador puede ser influenciado por otras señales neumáticas tales
como el cierre por la llegada del embolo o pistón.
* Controladores electrónicos. Este nuevo controlador incorpora un circuito de estado
sólido para sincronización del tiempo y es alimentado por baterías D. La vida promedio de
las baterías es un año. Sin embargo, la medida de tiempo es solo una función del
controlador. El controlador responde a muchas otras señales tales como el cierre a la
llegada del embolo, presión alta o baja, nivel del líquido. Las señales son recibidas
electrónicamente en vez de neumáticamente. Estas capacidades permiten una amplia
gama de aplicaciones y versatilidad.
8.6. EMBOLOS
Existen muchos tipos de émbolos. Estos operan con el mismo principio básico. Las
variaciones son la eficiencia de sello, peso y la disposición del tubo de desviación. Cada
embolo tiene normalmente un ventaja dada la situación.
* Sello turbulento. Este tipo no es más que una serie de ranuras cortadas en unas barra
solida o hueca. Puede o no incorporar una válvula interna dependiendo del mecanismo del
fabricante y su aplicación. El sello se ve afectado por el movimiento rápido de gas por estas
ranuras. Se forma un vórtice en cada ranura y se produce una caída de presión causando
movimiento en el embolo.
* Tipo Wobble Washer. Este modelo incorpora una serie de anillos o arandelas de un
poco menos que el diámetro del tubing. Estos están montados sobre el mandril y pueden o
no tener integrada una válvula activada por una barra a través del centro del mandril. El
Producción II
sello se ve afectado por el movimiento del gas por las arandelas de forma especial, las
cuales esta sostenidas contra la pared de la tubería por resortes excéntricos. Esto forma un
sello similar el modelo previamente mencionado.
* Tipo cepillo. Es un tipo de embolo inusual que utiliza un cepillo por elemento de cierre.
Este modelo está disponible con o sin el arreglo del tubo de desviación.
* Hoja expandible. Este modelo incorpora una serie de hojas con resortes cargados que
se ajusten más estrechamente con el diámetro interno del tubing. Una vez más una válvula
interna puede ser incorporada, dependiendo de la aplicación y el fabricante. La válvula
puede ser cambiada por una barra interna o externa El sello se ve afectado por la
tolerancia relativamente cerca de las hojas a las paredes de la tubería.
* Segmento retráctil de almohadillas de metal. Este modelo incorpora una serie de
almohadillas con resorte de acero que se ajustan estrechamente al diámetro interno de la
tubería. El sello se ve afectado por la tolerancia de cierre del diámetro interno del tubing y
el radio del pozo como también del acoplamiento exacto de las almohadillas. La desviación
se logra por la habilidad que tienen las almohadillas de retractarse y reducir el diámetro
externo de la herramienta. Este también está disponible sin la función retráctil, dependiendo
de su aplicación
8.7. LUBRICADORES
El lubricante es instalado directamente en la cima del arbolito de navidad o la válvula
maestra. La función primaria es absorber la energía cinética del embolo al final superficie
de su viaje. Este consiste básicamente en un resorte, plataforma de contra choques y un
tapón removible para la inspección del embolo. Usualmente está incorporada en el arreglo
lubricador una bola de resorte para facilitar la inspección mencionada anteriormente. El
lubricador es el elemento que amortigua la llegada del pistón a la superficie y que contiene
el dispositivo de detección del mismo, permitiendo además atraparlo para inspección,
cambio o por necesidad de operación.
8.8. ARREGLO DE FONDO POZO
El arreglo de fondo pozo consiste en una tapón y un resorte. Su función es proveer un
choque amortiguador en la parte más baja del viaje del embolo. Las combinaciones
Producción II
dependen en el tipo de tubería y el enganche mecánico del pozo. Las partes normalmente
usadas son las siguientes:
* Collar Stop. Este dispositivo se posa en hueco interno creado por las juntas de la
tubería en el collar. Trata de establecer y recuperar la línea de cable.
* Tubing stop. este tipo de tapón de deslizamiento se utiliza cuando es necesario posar
entre el hueco del collar o si se encuentra una junta integrada al tubing.
* Cámara de la válvula fija. Esta es una bomba estándar con una cámara de válvula fija
con un cuello de pesca adjunto para usar con el cable. Tiene un anillo llamado “no-go”, el
cual se posa, en una bomba estándar con nipple asiento
* Amortiguador del fondo de pozo. Este resorte se posa en la parte superior del tapón o
de la válvula de pie para actuar como un colchón para el embolo cuando está en el fondo.
Este tendrá un cuello de pesca en una salida para reparación. La otra salida puede tener
un cuello de pesca o un collar para mantenimiento. También puede ser combinado con la
cámara de la válvula de fija para recuperación un en viaje de ambas partes.
8. CONCLUSION
La ventaja principal sobre el uso del mecanismo Plunger Lift para producir un pozo es la
económica. Primeramente, el costo para una instalación promedio será de 3500 $us más
algunos otros servicios, los cuales dependen del suministro y equipo de cada compañía.
Comparando esto con una unidad de bombeo que hace el mismo trabajo (28000) o un
compresor pequeño (32000). Segundo, no hay poder de consumo como ser de electricidad
o consumo de gas. Toda esta energía es suministrada por el pozo incluyendo los
instrumentos a gas. La siguiente consideración es el hecho de que varias veces el embolo
producirá más que otro mecanismo de levantamiento. Por último, el bajo costo de
mantenimiento de e este sistema. Usualmente la única parte que se usa es el embolo, si es
inspeccionado mensualmente y se nota un desgaste, este puede ser reemplazado o
reparado a un costo mínimo.
BIBLIOGRAFÍA
* Beauregard, E., & Ferguson, P. (23 - 24 de April de 1981). Introduction to Plunger Lift:
Application, Advantages and Limitations. Texas, Lubbock, USA.
Producción II
* http://www.monografias.com/trabajos11/pega/pega.shtml
* http://www.oilproduction.net/cms/index.php?
option=com_content&view=article&id=164:introduction-to-plunger-lift-application-advantages-and-
limitations-&catid=50:gas-well-deliquification&Itemid=99
BOMBEO NEUMATICO INTERMITENTE CON PISTON VIAJERO
BOMBEO NEUMATICO INTERMITENTE CON PISTON VIAJERO
2011-2
ALBARRAN FLORES DIEGO
MARTINEZ CABRERA ADRIAN GERARDO
RAMIREZ ARRIAGA OSCAR
TOVAR VILLEGAS YIBRAN MICHELT
2011-2
ALBARRAN FLORES DIEGO
MARTINEZ CABRERA ADRIAN GERARDO
RAMIREZ ARRIAGA OSCAR
TOVAR VILLEGAS YIBRAN MICHELT
ASIGNATURA:
SISTEMAS ARTIFICIALES
DE PRODUCCIÓN
ÍNDICE
ÍNDICE
1. INTRODUCCIÓN 3
2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA 5
Producción II
3. CICLO DE FUNCIONAMIENTO 5
4. CONDICIONES ÓPTIMAS DE OPERACIÓN PARA UN SISTEMA
PLUNGER- LIFT. 9
5. COMPONENTES DEL SISTEMA 9
6. SUPOSICIONES DEL MODELO 12
7. PROBLEMAS OPERATIVOS EN EL SISTEMA PLUNGER LIFT 12
8. TIPO DE PISTONES 14
9. CONTROLADORES 15
10. TECNOLOGÍA PACEMAKER 16
11. BENEFICIOS ADICIONALES DEL SISTEMA DE BNI ASISTIDO CON
PLUNGER LIFT. 19
12. LIMITACIONES. 20
13. CONCLUSIONES 20
14. APLICACIÓN EN CAMPO 21
15. CONCLUSIONES 32
16. BIBLIOGRAFIA 33
BOMEO NEUMATICO INTERMITITENTE CON PISTON VIAJERO
1. INTRODUCCIÓN
La implementación de un sistema artificial en los campos petroleros, ha ido incrementando
con el paso del tiempo en nuestro país y en el mundo, este tipo de sistema se aplica con la
finalidad de mantener y optimizar la producción en los campos que han llegado a su atapa
de madurez.
La combinación de un sistema de bombeo neumático intermitente con el uso de pistón
viajero sin duda ha sido una buena alternativa para la recuperación de petróleo y gas
alrededor del mundo.
En los pozos maduros de gas, la acumulación de fluidos en el pozo puede impedir y en
ocasiones detener la producción de gas. El flujo de gas se mantiene mediante la
Producción II
eliminación de líquidos acumulados a través del uso de una bomba o con tratamientos de
recuperación, tales como limpieza, enjabonando o ventilando a la presión atmosférica..
La instalación de un sistema de bombeo neumático es una alternativa rentable para la
eliminación de líquidos. Los sistemas de bombeo de elevación tienen el beneficio adicional
de aumentar la producción, así como reducir significativamente las emisiones de metano
asociadas a las operaciones de purga.
Hay sólo unos pocos estudios sobre pozos operando con Bombeo Neumático Intermitente
con Pistón Viajero.
White(1982) llevó a cabo una investigación sistemática experimental de bombeo neumático
intermitente con y sin embolo. White concluyó que el uso de un émbolo de elevación
aumenta la eficiencia y reduce el líquido de reserva. También encontró que un émbolo con
un agujero a través de la zona centro tiene un efecto más positivo en la eficiencia de la
elevación.
Hernández et al. (1993) desarrollaron el marco para combinar los datos de laboratorio y de
campo para probar y ajustar los modelos teóricos sencillos necesarios para analizar el
líquido de reserva en el bombeo neumático intermitente con émbolos. En su estudio, los
autores reconocen la relación entre la velocidad de ascenso del émbolo y el líquido de
retroceso.
Chacín et al. (1992) presentan un modelo mecanicista y un método numérico para predecir
y optimizarlas instalaciones del bombeo neumático intermitente asistido por un émbolo. El
alcance de su trabajo fue analizar las interacciones entre las diferentes fases (acumulación
de fluidos del yacimiento en el pozo, aumento de la presión en el espacio anular, émbolo/
liquido aumento de la pega, la producción de líquido en la línea de flujo) en el ciclo
completo de producción. Para modelar las interacciones, se consideran parámetros
importantes como la presión del yacimiento, el gasto, la tubería y las características de
línea de flujo, presión de inyección disponibles, la inyección en superficie del estrangulador
de diseño, el diseño y rendimiento de las válvulas del bombeo neumático.
Los resultados obtenidos de este estudio que se realizó en una fase posterior del proyecto
se informó en una publicación posterior (Chacín et al., 1995).
Producción II
2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
El principio de funcionamiento del sistema de Bombeo Neumático Intermitente con Pistón
Viajero consiste en aumentar la presión anular mediante la inyección de gas en el espacio
anular entre la tubería y la tubería flexible, y luego soltarlo para levantar el lingote líquido y
el émbolo de la tubería flexible. El rendimiento del bombeo neumático intermitente con
pistón viajero depende, entre otras cosas, del gasto de inyección de gas y la presión, la
terminación del diseño del pozo, la caída del pistón y las alzas de la velocidad.
El objetivo principal de este sistema es Implementar una metodología para aumentar la
eficiencia del sistema de extracción Gas Lift Intermitente, estese basa en:
-Reducir la pérdida por resbalamiento (“Fallback”) en pozos con sistema Gas Lift
Intermitente.
-Reducir el consumo de gas de inyección.
-Mantener la tubería libre de deposiciones de cristales de sal y parafina.
3. CICLO DE FUNCIONAMIENTO
El ciclo de funcionamiento del sistema de émbolo asistido con BNI se divide en cuatro
partes: etapa de cierre, gas de inyección y aumento de la presión en la etapa, descarga de
la fase liquida (por el émbolo y por la alta presión de expansión de gas) y descarga del
pozo.
En las Figuras 1 y 2 se ilustra el cierre de la etapa.. Durante esta fase, la válvula del motor
de la línea de flujo se cierra, el flujo se cierra, el émbolo cae en la tubería flexible y el flujo
de líquido en el pozo aumenta mientras que la válvula de pie en el fondo de pozo sigue
abierto. El émbolo cae a través del líquido acumulado en la tubería flexible y se detiene al
golpear la sarta. En esta etapa, el nivel de líquido puede ser calculado a partir del valor de
líquido que ha pasado a través de la válvula de pie durante la caída del émbolo (usando
Producción II
una relación de orificio), si la presión diferencial a través de la válvula, el tiempo de caída
de émbolo, y el líquido flujo en el pozo son conocidos, o se puede suponer sobre la base de
la capacidad de elevación deseada del sistema.
La inyección de gas se inicia a partir de una presión del sistema de 550 psi y se acumula a
una presión de inyección deseado (por ejemplo, 800 psi) a través del espacio anular de la
tubería de producción que aumenta el volumen de gas inyectado. Durante esta fase, se
dará por sentado que el nivel del líquido se mantiene constante tanto en el espacio anular
de la tubería-coiled de producción. En realidad, como el gas en el espacio anular se
encuentra a presión, el nivel de líquido en el espacio anular se moverá hacia abajo un
poco, y que en la tubería coiled se moverá hacia arriba ya que el volumen de gas cerrada
en la tubería coiled se presuriza y se contraen.
En comparación con la forma tradicional del embolo asistido con BNI, la característica
única del diseño actual es el líquido de condensación (como se muestra en color azul) que
se acumula en el tanque en forma de U formado entre la tubería coiled de producción y la
tubería coiled. Los esquemas del tanque en forma de U que se presentan en las Figuras 3
y 4 se utilizan para el análisis de rendimiento del sistema.
La fase de descarga se inicia cuando la válvula de inyección de gas se cierra después de
alcanzar la presión deseada de inyección (800 psi), la válvula de la línea de flujo del motor
se abre y la expansión del gas de alta presión que se almacena en el espacio anular de la
tubería coiled de producción comienza.
La súbita expansión del gas inyectado en el espacio anular proporciona la energía cinética
y el efecto de flotabilidad que se necesita para de elevación el líquido acumulado y el
émbolo a la superficie. Se supone en este punto que la válvula de pie no se abre cuando el
émbolo se libera con la apertura de la válvula de la producción de la superficie. Las fotos
instantáneas de la fase de descarga están representados en las figuras 5-7.
La llegada de émbolo y lingote líquido en la superficie marca el comienzo de la fase de
vaciado. El final de esta fase es cuando la presión disminuye hasta que la válvula de pie
Producción II
vuelve a abrir, las alturas de líquido en la tubería coiledy en el espacio anular de la tubería
coiled de producción aumenta , y luego el ciclo comienza de nuevo.
4. CONDICIONES ÓPTIMAS DE OPERACIÓN PARA UN SISTEMA PLUNGER- LIFT.
Para el funcionamiento autónomo:
a. Operar el pozo a la menor presión posible.
b. Lograr que el pistón este reanudando su viaje ascendente ni bien alcance el fondo o el
menor tiempo posible después de esto.
c. Que el pistón permanezca en superficie el tiempo mínimo necesario, el cual dependerá
de las
d. características de cada pozo.
Para el funcionamiento con asistencia exterior:
a. Las tres condiciones anteriores.
b. Dosificar la inyección de gas a lo estrictamente necesario para el funcionamiento del
sistema.
5. COMPONENTES DEL SISTEMA
Las características físicas de una instalación se deben identificar antes de que algún
intento para modelarlo pueda ser realizado. En la siguiente figura se muestra una
instalación del Bombeo Neumático Intermitente con Pistón Viajero con todos los
componentes.
Controlador de cabeza de pozo: generalmente electrónico computarizado, es un elemento
que controla las aperturas y cierres de la válvula de producción en función de parámetros
predeterminados, tiempos, presiones o una combinación de ambos.
Producción II
Lubricador: es el elemento que amortigua la llegada del pistón a la superficie y que
contiene el dispositivo de detección del mismo, permitiendo además atraparlo para
inspección, cambio o por necesidad de operación.
Válvulas motoras: son válvulas de operación neumática que se utilizan para controlar la
producción (y la inyección en los pozos asistidos) del pozo.
Conjunto de separación y regulación del gas de alimentación: es el dispositivo que
suministra el gas de operación de las válvulas motoras con la calidad apropiada y a la
presión adecuada.
Panel solar; mantiene la carga de la batería del controlador.
Válvula reguladora de flujo: se utiliza en los pozos que así lo requieran, regulándose con
esta el caudal de gas y liquido de producción limitando la velocidad de ascenso del pistón.
Resorte de fondo: es el elemento que amortigua la llegada del pistón al fondo del pozo,
existiendo varios tipos dependiendo su utilización del anclaje disponible.
Pistón: es el dispositivo viajero que constituye la interface entre el gas impulsor y el líquido
producido.
Instalaciones de Superficie:
Como dispositivo de seguridad se instala en la línea de producción una válvula hidráulica
de seguridad (Line Break) que posee dos pilotos que cortan por alta y baja presión.
Todos estos pozos producen a estaciones separadoras que drenan el líquido mediante la
presión del separador, si se produce un Shut Down de la estación por algún motivo, la
válvula Line Break tiene la finalidad de cerrar el pozo para no trasmitir la presión acumulada
a las instalaciones de superficie.
Producción II
En la línea de producción, se instala una válvula aguja (choke de producción) para controlar
el pozo al ponerlo inicialmente en producción, también permite la posibilidad de la
restricción del pozo ante cualquier necesidad operativa.
El proceso de “load up” o carga de líquido está gobernado por la velocidad del gas, que es
proporcional a la presión dinámica en el tubing. Si la presión dinámica aumenta, mayor será
el caudal de gas necesario para evitar la acumulación de líquidos en el fondo del pozo.
6. SUPOSICIONES DEL MODELO
Las suposiciones detrás del modelo de análisis desarrollado para este estudio son los
siguientes:
* La mezcla tiene las propiedades de un gas real y los flujos en condiciones de estado
estacionario.
* Los cambios de temperatura a lo largo del sistema son insignificantes
* Los niveles de líquido inicial, se supone que se basa en la capacidad de elevación
deseada.
* Cuando no se cuenta con información del yacimiento la válvula de pie se supone que
permanece cerrada, mientras que el émbolo está en ascenso.
* La válvula de pie se abre cuando la presión de la mezcla del fluido en el lado del
sentido descendiente de la válvula es tal que la caída de presión en la válvula es igual a la
caída de presión mínima que establece la apertura de la válvula.
* Hay un contacto gas-líquido, tanto en la tubería flexible como en el espacio anular.
* El gas y líquido forman una mezcla homogénea en la Región 2.
* La compresibilidad de la mezcla de gas-líquido en la Región 2 se considera
insignificante.
Producción II
* Hay una producción continua del yacimiento.
* La velocidad de la caída del émbolo se asume a partir de la medición del embolo
inteligente en el campo
* Todas las perforaciones se modela como un conjunto equivalente de perforaciones.
7. PROBLEMAS OPERATIVOS EN EL SISTEMA PLUNGER LIFT
Una particularidad operativa es que este tipo de pozos se ahoga durante un periodo de
cierre prolongado, contrariamente a lo que ocurre con los pozos netamente gasíferos, en
donde el ahogue se produce durante el periodo de fluencia, cuando disminuye la velocidad
de gas, causando la acumulación de líquidos en el fondo. En los pozos en donde se
producen yacimientos de petróleo y gas simultáneamente, los problemas de ahogue se
deben a las diferentes presiones estáticas de las capas.
Una metodología operativa para arrancar pozos ahogados es producir los pozos a través
del espacio anular durante un periodo de tiempo, esto favorece la producción de las capas
superiores de gas, que a su vez disminuyen la contrapresión de las inferiores que de esta
manera comienza a aportar nuevamente a medida que se le remueve la columna de
líquido. Luego de un par de días, con el pozo descargado y produciendo por el Casing, el
tubing comienza a acumular presión de gas, debido a que funciona como un separador. Es
ahí cuando nuevamente se pone en funcionamiento el PL, viajado a través del tubing.
Dentro de los problemas más comunes están:
* Roturas en el tubing
* Pérdidas en válvula neumática originadas por erosión del asiento.
* No apertura de la válvula neumática por baja presión en el gas de instrumento a causa
de la formación de hidratos o presencia de líquido.
* Mal funcionamiento en los sensores de presión.
Producción II
* Problemas en el sensor de arribo, imposibilitando el comienzo del afterflow debido a una
no detección del pistón.
* No arribo del pistón por excesivo desgaste del mismo.
8. TIPO DE PISTONES
Los pistones convencionales requieren de un tiempo de cierre de 30 a 60 minutos,
dependiendo de la profundidad, del tipo de pistón, de la luz entre el pistón y el tubing y de
la viscosidad del fluido. La velocidad de descenso promedio de este tipo de pistón es de
150 – 500 pies/min.
Dentro de esta categoría se encuentran, pistones con almohadillas expandibles, ranurados
para limpieza, de fibra, de sello turbulento, etc.
-Pistón convencional de almohadillas
Presenta excelentes propiedades de sello es el denominado Beauflex, que se caracteriza
por tener un anillo de sello por debajo de las almohadillas que reduce el pasaje del gas. La
superficie de las almohadillas es mayor en comparación con la de otros pistones del mismo
tipo, ofreciendo un área de contacto más grande con el diámetro interior del tubing. Otra
ventaja competitiva es que las almohadillas se extienden más en la dirección axial,
derivando en una fuerza mayor contra las paredes del tubing. Este tipo de pistón tiene
aplicación en pozos marginales, en donde un Plunger convencional ya no funciona, o dicho
en otras palabras, es el pistón que utiliza el gas de levantamiento de la forma más eficiente.
Se ha utilizado exitosamente en pozos con un caudal de gas inferior a 5000 m3/d con un
promedio de 40 viajes por día.
-Pistón de fibra
Se utiliza en pozos con problemas de arena, al no tener piezas móviles se alarga la vida
útil y se evita la abrasión del pistón debido a que el sello no es metal-metal sino metal-
fibra. Otro campo de aplicación importante es en pozos que poseen defectos en su
diámetro interno, este tipo de pistón se adapta a la forma interna del tubing sin perder
capacidad de sello.
Producción II
-Los pistones con by pass de Flujo Continuo
Representan un caso intermedio entre el PL Convencional y el Pacemaker, mejorando
notablemente la velocidad de caída en el líquido (desde 500 ft/min a 1200 ft/min) y con la
capacidad adicional de caer a contraflujo de una producción de gas inferior a los 5000
m3/d. Esto conduce a un menor tiempo de cierre para permitir que el pistón caiga y por
ende a una mayor frecuencia de viajes diarios. El pistón es hueco y tiene una jaula con
bola de retención y bypass.
El comportamiento de los pistones en la carrera descendente, principalmente se ve
afectado por la velocidad del mismo en el medio líquido, debido a esto último se
recomienda su uso en pozos con fluido viscoso, con buen potencial de producción de
líquido, en pozos profundos y en aquellos que no requieren un tiempo de cierre adicional
para acumular energía de presión.
9. CONTROLADORES
Los controladores convencionales de Plunger Lift trabajan por presión y/o tiempo, el
usuario puede fijar el tiempo de cierre para permitir que el pistón alcance el fondo y para
que tenga la energía de levantamiento necesaria o también puede fijar la presión de casing
a la que se quiere abrir el pozo, asegurando un tiempo mínimo que permite llegar con el
pistón al fondo.
El concepto de controladores Autoajustables se basa en el seguimiento continuo de la
velocidad de ascenso del pistón, este dispositivo electrónico tiene un algoritmo matemático
interno que básicamente autoajusta el tiempo de cierre “Shut In” y el de Afterflow para
mantener la velocidad del pistón dentro de una ventana predefinida.
Respecto al tiempo de afterflow, es necesario definir un minino con el objetivo de que el
pistón no realice viajes sin líquido y deteriore las instalaciones de superficie por no tener
líquido que amortigüe la llegada del pistón a superficie. Este parámetro también debe tener
un límite superior para no dejar acumular una excesiva cantidad de líquido que pueda llegar
a provocar un no arribo y un posterior ahogue.
Producción II
Para asegurar un buen funcionamiento del sistema se realiza el seguimiento de una
variable denominada Factor de Carga que se calcula de la siguiente manera:
En la práctica, dicho valor no debería superar el 40 – 50% para asegurar un correcto
funcionamiento del sistema.
10. TECNOLOGÍA PACEMAKER
El Pacemaker fue originalmente diseñado para terminaciones tubingless de diámetro
reducido y en pozos que tienen packer. Los pistones convencionales operan mejor,
cuando el espacio anular (tubing / casing) está disponible para acumular energía de presión
debido a que éste actúa como un gran separador durante el periodo de cierre. Si
observamos en la Figura siguiente, donde se muestra la Relación Gas Líquido (RGL)
necesaria para instalar un PL en pozos con y sin packer, podemos ver que para una
profundidad de 10000 pies, un pozo sin packer requiere una RGL de 2800 pies3/bbl, el
mismo pozo con packer necesita 5000 pies3//bbl. Esto se debe básicamente a que toda la
instantánea de gas que aporta la entrecolumna para elevar el pistón a superficie cuando se
abre la válvula neumática no está presente en un pozo con packer, por ende ese caudal de
gas en este caso lo tiene que aportar el reservorio en un tiempo mínimo.
Por lo tanto la aplicación de los pistones tradicionales en pozos tubingless o con packer se
ve limitada por el caudal de gas disponible.
Otros dos aspectos que se quisieron mejorar con la creación del Pacemaker son: reducir el
tiempo de cierre para incrementar la cantidad de ciclos diarios y evitar grandes
oscilaciones de presión que afectan el sistema de captación.
Principio de funcionamiento del Pacermaker.
El principio de funcionamiento del Pacemaker no requiere de la utilización del espacio
anular como almacenamiento de energía de Presión de Gas. Esto se basa en que este
dispositivo efectúa muchísimos más ciclos por día (mayor a 100 ciclos diarios) con Slugs
Producción II
de líquido más pequeños, derivando en una Presión Dinámica de fondo más baja. Al elevar
baches de líquidos muy pequeños en cada ciclo, la energía de levantamiento necesaria es
mínima, dependiendo más de la velocidad del gas que de la presión.
El sistema está constituido por dos piezas interdependientes, un cilindro hueco y una
esfera, como puede apreciarse en la siguiente fotografía.
Como puede verse en la siguiente imagen, en superficie, el lubricador tiene una barra
separadora “Separador Rod” que permite separar la esfera y el pistón hueco , cuando
ambos llegan a superficie transportando el bache de líquido, dando inicio a la carrera
descendente de la esfera, mientras el pozo sigue en producción.
Partes relevantes del ciclo Pacemaker
11. BENEFICIOS ADICIONALES DEL SISTEMA DE BNI ASISTIDO CON PLUNGER
LIFT.
Cada año se gasta mucho dinero para eliminar las acumulaciones de parafina en un pozo y
esto se ve agravado por la pérdida de producción debido a la reducción antes del cierre y el
tiempo durante el cierre..
La parafina comienza a formarse como una película microscópica debajo de una
temperatura de aproximadamente 100 ° F, los pozos que tienen relaciones de suficiente
gas líquido pueden utilizar el émbolo como una solución sencilla al problema. El embolo no
corta y termina la parafina, pero contribuye con la futura acumulación de esta dependiendo
del número de veces que se lleve a cabo un ciclo.
La formación en el fondo de hidratos es otro problema que ha sido tratado con éxito
mediante la aplicación del embolo viajero, estos hidratos se forman en función de presión y
la temperatura, cuanto mayor sea la presión, mayor es la temperatura a la que los hidratos
se forman.
Los pozos de alta presión de gas son particularmente propensos a este problema y este se
complica si hay una zona de agua dulce que crea una anomalía de temperatura y por
Producción II
consecuencia este efecto de enfriamiento podría causar formaciones de hidratos de que
puede bloquear todo el flujo de la tubería..
El problema ha sido resuelto en muchas zonas por la instalación de un émbolo, en relación
con una sustancia química inyectada desde la superficie. Un ciclo típico de sincronización
de inyección de metanol o alcohol se da por la tubería cuando la línea de flujo se cierra y el
émbolo está cayendo, el metanol ablanda el tapón de hidrato de modo que el próximo ciclo
del émbolo elimina los depósitos.
Este sistema también puede ser usado en conjunción con la descarga de líquidos del gas.
La eficiencia del uso de este sistema cuando hay presencia de hidratos de gas, aumenta
dramáticamente a casi el 100%. Los beneficios inmediatos de ello son la reducción de
gases condensados y reducir los costos de compresión.
Otros beneficios son la reducción de los gradientes de flujo en la tubería, y presiones más
bajas en el fondo del pozo, además de un beneficio adicional es la eliminación completa de
cualquier problema de solidoscomo el depósito de parafinas.
12. LIMITACIONES.
Sin duda, como todo sistema artificial de producción, este presenta algunas limitaciones:
* Una limitación importante es el estado mecánico y las conexiones superficiales para la
implementación de sistema pungir lista..
* La tubería debe ser del mismo tamaño de la suspensión a la parte inferior.
* El cabezal del pozo, incluyendo válvulas maestras y camiseta de flujo, debe ser del
mismo tamaño que la tubería y en caso de múltiples válvulas.
* Se debe tener mucho cuidado en pozos con alta producción de arena ya que esto
representa un riesgo en las herramientas de fondo y desgaste en las instalaciones de
producción.
Producción II
13. CONCLUSIONES
Una de las principales ventajas de usar un sistema Plunger lift para producir en un pozo es
el aspecto económico.
El uso del sistema PL ayuda a mitigar problemas por acumulación de parafinas y formación
de hidratos, lo que representa una mejora en la producción.
Desde el punto de vista de Integridad de Pozos, al ser gas de baja presión, se reduce
notablemente el riesgo al prescindir de un Packer.
El PL es un método de extracción muy económico que maneja de manera muy eficiente la
producción simultánea de Gas y Petróleo.
Los pistones de Flujo Continuo con bypass son muy eficientes en pozos de profundidades
importantes, gran potencial de líquidos y fluidos viscosos.
Los pozos de gas que producen entre 25000 m3/d y 5000 m3/d son excelentes candidatos
a Pacemaker.
El Pacemaker es una metodología ya probada en la industria, con amplio éxito en su
aplicación y representa el paso siguiente al PL Convencional en la vida de un pozo de gas.
El Pacemaker es el único Plunger que puede ser conectado a un Compresor en boca de
pozo.
14. APLICACIÓN EN CAMPO
Evaluación del sistema de BNI asistido con Pistón viajero y para su aplicación en un pozo
productor de petróleo con alto contenido de arena.
En esta parte de aplicación, se presenta la experiencia adquirida durante el análisis
realizado para la selección del Sistema de Extracción Artificial óptimo para un pozo
productor de petróleo y gas con alto contenido de arena y desviado.
El pozo en estudio es productor de petróleo, el cual posee varias características de
integridad de pozo y condiciones de producción que lo hacen complejo al momento de
seleccionar un Sistema de Extracción Artificial que permita la producción del mismo durante
periodos prolongados.
Producción II
Dichas características son:
· Producción de petróleo y gas con alto contenido de arena de granulometría muy fina
· Inclinación de 44° en fondo
· Integridad de Casing regular
· Amplia longitud de punzados
· Presencia de parafina
Durante 16 años de producción, el pozo fue explotado con tres Sistemas de Extracción
Artificial (Gas Lift,Bombeo Mecánico y PCP) siendo el Gas Lift el más eficiente.
Lamentablemente, con el pasar del tiempo el pozo Presento hasta el día del estudio una
mala integridad de Casing, lo cual no permite continuar producidendo el pozo con este
Sistema y en consecuencia debemos buscar otras alternativas en Sistemas de Extracción
Artificial.
Para ello se realizaron básicamente 2 análisis:
1. 1-Se analizó cual fue el rendimiento de cada Sistema de Extracción Artificial que tuvo
el pozo y su
rendimiento
2. 2-Se propusieron cuáles serían los Sistemas de Extracción más apropiados y porque
podríamos o no utilizar cada uno, teniendo en cuenta las características de integridad y
producción del pozo.
Como consecuencia, se concluyó que el Sistema de Extracción Artificial de Plunger Lift
Asistido era el método recomendado para ser instalado en este pozo.
De este modo se lograría:
* Mantener la producción de petróleo y gas del pozo durante un periodo prolongado de
tiempo mayor que el obtenido con Bombeo Mecánico y PCP
Producción II
* Producir el pozo con bajos costos de mantenimiento e inversión inicial
* Obtener un corto tiempo de repago de la inversión inicial de la operación de instalación
* Aprovechar el gas producido por el pozo como gas de inyección para el anular y el
sobrante para ser utilizado para consumo del área
* Estabilizar el aporte de arena desde la formación al pozo
* Disminuir la frecuencia de intervenciones del pozo
* Evitar presurizar de manera excesiva el espacio anular
Antecedentes
El pozo Lo-114 es productor de petróleo desde el año 1993. Durante su vida productiva el
pozo ha tenido diferentes Sistemas de Extracción Artificial, los cuales mostraron los
siguientes rendimientos:
Al momento del análisis el pozo presentaba ciertas condiciones de producción que hacían
inviables los Sistemas de Extracción Artificial mencionados anteriormente, como lo son:
* Integridad de Casing: Casing reparado de 1213 – 1253 mbbp en Marzo de 2006 y con
un alto grado decorrosión-desgaste según registro de Vertilog.
* Producción de arena muy fina: la cual es muy difícil de ser manejada mediante Bombeo
Mecánico tal como se observa a partir del año 2003 con las reiteradas intervenciones
donde el nivel de arena
* encontrado en fondo era una constante y las bombas salían aprisionadas por esta
arena.
* Producción de gas libre: el pozo posee una producción de gas libre desde Formación de
3000-3500 m3/d como consecuencia de las características de producción del reservorio por
segregación.
* Desviación del Pozo: Este pozo posee una desviación a partir de los 600 mbbp
(alcanzando 44° @1450mbbp), lo que hace que todo Sistema de Extracción Artificial que
Producción II
incluya ejes móviles (v/b en rotaciónen PCP o v/b con movimiento axial en Bombeo
Mecánico) produzcan un desgaste continuo de las varillas de bombeo y del tubing con
posibilidades de entrar en pesca en corto tiempo de funcionamiento pinchaduras de tubing.
Análisis de cada Sistema de Extracción Artificial que tuvo el pozo.
Como ya comentamos el pozo durante sus 16 años de producción, tuvo la posibilidad de
contar con diferentes sistemas de extracción artificial en función de las necesidades,
medios disponibles e inconvenientes que presentaba el pozo al momento de producirlo.
Debido a que el pozo no tuvo un buen rendimiento en los últimos años como consecuencia
de las condiciones de producción mostradas por el pozo, entonces se había planteado
nuevamente el desafío de encontrar un sistema de extracción artificial que nos permitiera
producir el pozo durante periodos prolongados minimizando la cantidad de intervenciones y
encontrando un caudal medio de producción de 13-15 m3/d de petróleo. En consecuencia
se realizó un análisis como el que se muestra en el siguiente cuadro en el cual se compara
el comportamiento década sistema de extracción artificial ya utilizado ante los desafíos
existentes de producción:
Descripción de la aplicación de cada sistema
Gas Lift: Este es un Sistema de Extracción Artificial adecuado para la producción de arena,
producción de petróleo liviano con gas libre y aplicable a pozos desviados.
El principal inconveniente que se nos presentaba en este pozo para la aplicación del
Sistema de Gas Lift, es que debido a la integridad debilitada que presenta el Casing de
producción, no sería posible aplicar las presiones de inyección necesarias en el espacio
anular Tubing – Casing (mayores a 60 kg/cm2). Por tal motivo descartamos toda posibilidad
de aplicación de Gas Lift en lo inmediato mientras no cambiemos las condiciones en las
que se encuentra actualmente el Casing de producción.
Otro de los problemas ya observados en este pozo cuando producía mediante Gas Lift es
la formación de parafinas como consecuencia del enfriamiento de la corriente de petróleo
que viene del fondo de pozo, al tomar contacto con el gas inyectado. De todos modos se
controlaba de manera eficiente mediante operaciones de limpieza de tubing con Slikline
Producción II
con una frecuencia aproximadamente de una vez por mes, lo que generaba un costo de
mantenimiento bajo.
Además debemos de considerar dentro de los costos de mantenimientos la re-calibración
de las válvulas de GasLift regulables, por lo que podemos concluir que los gastos de
mantenimiento eran bajos.
Bombeo Mecánico: Como se puede observar, este pozo durante los años 2003 a 2008
produjo mediante Bombeo Mecánico, pero con una frecuencia de intervención con equipo
de Workover muy elevada (13 intervenciones en5 años) y un tiempo de espera de pulling
mayor de lo deseado, por lo que la cantidad de días efectivos de producción se vio
fuertemente disminuida.
El mayor inconveniente que se observó en el pozo, el cual impidió la adecuada producción
mediante Bombeo Mecánico fue la cantidad de arena muy fina contenida con la producción
de petróleo y agua, que no podía producirse en superficie adecuadamente, debido a dos
grandes problemas:
· El primero de ellos era que la partícula de arena, al no tener velocidad suficiente para
subir hasta la
bomba y ser bombeada a superficie, decantaba en la cámara del pozo y al acumularse
producía el
taponamiento de la admisión de la bomba. Esto se debía principalmente a que no se
lograba una limpieza efectiva mediante el lavado de sobre fondo mediante circulación y la
arena ingresaba nuevamente a los punzados para ser devuelta al pozo inmediatamente
que se ponía en producción el pozo. De todos modos, como se trata de un pozo que aporta
de manera continua arena, independientemente de la limpieza de la cámara, con el
transcurso de los días, si el régimen de extracción era normal, la cámara se llenaba
rápidamente.
· El segundo, es que los granos de arena que lograban llegar a la bomba y pasar a través
de ella se acumulaban por encima de la misma en el espacio anular entre las varilla y el
tubing, produciéndose el atascamiento de la bomba luego de un determinado tiempo de
funcionamiento.
Producción II
Por estos motivos es que este pozo no pudo manejar en ningún momento los caudales de
arena que entregaba la formación mediante Bombeo Mecánico.
PCP: Tras haber intentado durante varios años contener o producir la arena entregada por
la formación al pozo, se determinó que el Sistema de Extracción Artificial mediante bombeo
por PCP era el más adecuado para producir la arena, dadas las condiciones de
granulometría y condiciones de producción del pozo.
En una primer intervención se instaló en el pozo una bomba PCP con una sarta de varillas
de bombeo G-IIcombinada con diámetros de 1” y 7/8”, pero debido a la geometría del pozo,
al grado de las varillas (G-II) y al pasaje de gas por la bomba se produjeron cargas de
torque oscilantes que llevaron a la falla por fatiga de los pines de las varillas de 7/8”,
quedando así en pesca la sarta.
En un segundo intento y con un mayor análisis de la Completación a bajarse se instaló una
nueva bomba PCP en la parte baja de los punzados, con una sarta de varillas de 1” de
diámetro de acero Grado “D” (en esta caso se utilizaron todas varillas de bombeo nuevas).
Esta bomba trabajó de manera adecuada en fondo durante 5 días y luego quedamos sin
producción en superficie como consecuencia de un efecto combinado de acumulación de
arena en fondo de pozo que tapó la admisión de la bomba y una pérdida de hermeticidad
en la columna de producción, la cual se atribuye a una falta de sello de la bomba y/o una
posible fuga a través de los tubings porpinchdura.
Debido a todo esto se realizó un tercer intento en el cual se bajó una nueva bomba con su
admisión por debajo dela base de los punzados, previa limpieza con Sand Pump de la
cámara del pozo. Esta bomba tuvo un muy buen rendimiento (75 % de eficiencia promedio)
durante 35 días produciendo 16 m3/d de bruta promedio a 120 rpm.
A partir del día 25 de producción, la bomba comenzó a perder rendimiento hasta dejar de
producir en superficie.
La falla de esta bomba se atribuye a una falta de hermeticidad de la bomba como
consecuencia del pasaje de gasa través del elastómero del estator.
Resultados de los primeros sistemas implementados
De los tres, el más eficiente de los sistemas fue el Gas Lift, por su bajo costo de
mantenimiento, baja
Producción II
frecuencia de intervención con equipo de Workover y alto rendimiento, pero para poder
realizar una nueva aplicación de este sistema necesitábamos contar con una integridad de
Casing de producción óptima, de tal modo que nos permita presurizar el espacio anular
entre el Casing de producción y el tubing por arriba de 60 kg/cm2.
Debido a que según el informe de integridad de Casing registrado con perfil Vertilog en
2006, el mismo se encuentra con zonas de alto grado de corrosión. Por lo tanto se descartó
por completo la posibilidad de instalar un sistema de Gas Lift con estas condiciones de
integridad del pozo. A futuro será necesario analizar la posibilidad técnica y económica de
re-entubar el pozo en caso de que se desee colocar nuevamente el sistema deGas Lift.
De los otros dos métodos restantes ya aplicados Bombeo Mecánico y PCP, podemos decir
que el Sistema de Bombeo Mecánico se descarta debido a que la suma de efectos que
generan la producción de arena, gas y desviación del pozo no lo hacen apto para una re-
instalación como se observó en las 13 intervenciones a las queso sometió el pozo en 5
años sin lograr mantener el pozo en producción más de un año de manera continua.
Por su parte, el sistema de bombeo mediante PCP es un sistema que demostró ser
adecuado para la producción de petróleo con arena, pero es importante poder contar con
un nuevo estudio de Ingeniería para re-seleccionar el elastómero del estator que podría
haber sido afectado por aromáticos, por la producción de gas libre y/u otros factores que
aún se encuentran en estudio. Sumado a esto podemos mencionar que la desviación del
pozo resulta desfavorable para este método ya que con el paso del tiempo desconocemos
cuales podrían haber sido los inconvenientes.
En conclusión, pudimos determinar que de los Sistemas de Extracción ya utilizados en el
pozo, ninguno aplicaría dadas las condiciones impuestas de producción en dicho momento.
Sistemas de Extracción Artificial propuestos y selección del más adecuado
Para comenzar con la selección del Sistema de Extracción Artificial más adecuado para
este pozo, se tomaron como puntos de partida las siguientes consideraciones:
* El sistema deberá tener la menor cantidad de partes móviles mecánicas para evitar las
fallas por
Producción II
* rozamiento como consecuencia de la desviación del pozo.
* Tiene que ser capaz de que el pozo produzca de un modo que no genere un drawdwon
severo en fondo para así minimizar el aporte de arena de la formación al pozo.
* Los costos de inversión inicial para su instalación no deberán de ser elevados, para
poder tener un
* tiempo repago más acelerado de la inversión.
* Bajo costo de mantenimiento mensual.
* Baja frecuencia de intervención con equipo de Workover para mantenimiento de pozo.
* Para ello el primer sistema que se analizó es el sistema de Plunger Lift. El sistema de
Plunger Lift posee las siguientes ventajas en este tipo de pozo:
* No se ve afectado por la desviación que posee el pozo a menos que se utilice un pistón
de sellos
* positivos (según la experiencia de los proveedores los pistones de sello positivo no
pueden ser utilizados en pozos desviados ya que los mismos detienen su caída por el
rozamiento, al no llegar al fondo la válvula de by pass no se cierra y no regresan a
superficie).
* La inversión inicial necesaria es baja para la compra de la instalación.
* El costo de mantenimiento mensual es bajo (solo se debe contemplar la maniobras con
Slickline para chequeos de sobre-fondo, re-calibración de la válvula de Gas Lift y recambio
de pistón en caso de desgaste)
* Es capaz de interactuar con la producción de arena.
* Al producirlo a bajos caudales, la misma cámara del pozo oficia de separador natural de
la arena por decantamiento por gravedad durante los periodos de cierre del pozo en cada
ciclo.
* No presenta inconvenientes con la producción de gas libre del pozo, sino que por el
contrario, se ve potenciado cuanto mayor sea la Relación Gas Líquido (RGL) que proviene
de la formación
* Es de fácil operación
Como punto de partida del estudio se enviaron datos de la producción y problemática del
pozo a los proveedores de Plunger Lift para realizar un análisis por especialistas sobre la
factibilidad de aplicación de este sistema a las condiciones de nuestro pozo.
Producción II
Como resultado del análisis conjunto con los proveedores nos propusieron la aplicación de
un Sistema de Extracción Artificial tipo Plunger Lift Asistido, el cual es aplicado a pozos en
los cuales la energía del pozo(caudal de gas y presión) no es suficiente para producir
correctamente con el sistema de Plunger Lift autónomo y en consecuencia es necesario
inyectarle a través del espacio anular el gas faltante. Dependiendo de las cantidades de
líquido a extraer se puede utilizar un pistón macizo o uno con by pass. La válvula adicional
que maneja el suministro de gas también es operada por el controlador.
Dentro de las completaciones que se pueden adoptar al momento de instalar un sistema de
Plunger Lift Asistido, se encuentran dos tipos:
a. Instalaciones de Plunger Lift Asistido sin Packer: estas instalaciones son colocadas
en pozos que no tienen gas suficiente en formación pero con un faltante menor al 30% del
gas necesario.
b. Instalaciones de Plunger Lift Asistido con Packer: estas instalaciones son colocadas
también en pozos que no tienen gas suficiente en formación pero con un faltante mayor al
30% del gas necesario. En estos casos es preferible y más efectivo utilizar una instalación
con Packer y mandril de Gas Lif.
Para el caso del pozo de análisis, la producción de gas promedio es de 3200 m3/d por lo
que nos faltaban más del30% del gas requerido para una operación optima del pistón (5100
m3/d de gas). Por lo tanto nuestra instalación de Plunger Lift Asistido está equipada con un
Packer y un mandril de Gas Lift para la inyección del gas adicional por entre columna.
Detalle Operativo
El pozo Lo-114 fue intervenido en junio de 2009 para el acondicionamiento del pozo para
producción mediantePlunger Lift Asistido.
Como primera medida se retiró el material de PCP que poseía el pozo y se realizó una
limpieza a consciencia del sobre-fondo de arena que poseía el pozo para lograr que su
cámara estuviera 100% libre de arena. Para esta limpieza se utilizó una bomba tipo Sand
Producción II
Pump que nos permitió realizar la limpieza de la arena del pozo sin necesidad de circular y
de este modo se evitó que la arena reingrese en la formación.
Se realizó una prueba de hermeticidad del casing con 500 psi para asegurar la
estanqueidad del mismo al momento de inyección de gas por espacio anular para la
asistencia del pozo.
Una vez limpia la cámara del pozo, se bajó la siguiente instalación de producción para
Plunger Lift Asistido como se detalla a continuación en el tally:
De este modo NAB donde asentaríamos el Tubing Stop + Resorte quedó ubicado en una
profundidad de 1346mbbp para recibir el pistón en fondo.
En la siguiente Figura se muestra el esquema final del pozo.
Puede apreciarse en el esquema de pozo que la cola de tubing quedó ubicada a 100 mts
por encima del tope delos punzados. Esto tiene dos motivos:
1. En caso que el aporte de arena vaya tapando la cámara de producción, de este modo
podemos tener 100mts más de cámara para alojar dicha arena antes de que llegue a la
zona de asiento del pistón.
2. Nos permite que el fluido que sale inmediatamente del punzado se vea obligado a
recorrer 100 mts en un casing de 5” antes de llegar al tubing. De este modo la misma
cámara del pozo nos hace de separador natural de la arena por decantación durante los
periodos de cierre del pozo en cada ciclo.
El mandril de gas lift se equipó con una válvula de Gas Lift tipo BK-1, la cual es operada
por presión de inyección, permitiendo de este modo una operación del sistema más
eficiente ya que no se vería afectada la apertura y cierre de la válvula por la presión interna
del tubing.
El tipo de pistón utilizado es de sello turbulento con válvula de by pass para permitir una
mayor velocidad decaída en el momento de cierre del ciclo.
Resultados
Producción II
A la fecha de reporte, el pozo llevaba produciendo 4 meses de manera continua con
caudales de petróleo que cumplen con los objetivos planteados de 13 m3/d de petróleo.
El pozo trabaja con un promedio de 100 ciclos día con una presión de inyección de gas por
anular promedio de360 psi (25,3 kg/cm2).
Historia de producción completa del pozo.
Historia de producción de plunger lift asistido
15. CONCLUSIONES
Como consecuencia del análisis de funcionamiento de los distintos Sistemas de Extracción
Artificial aplicables a este pozo (Gas Lift, BM, PCP y Plunger Lift), con las condiciones de
integridad de Casing, desviación de pozo y producción de arena fina y gas, se concluye
que el Sistema de Extracción Artificial de Plunger Lift Asistido es el método adecuado para
producir este pozo a bajo costo en este momento. Además los 4 meses de producción
continua nos muestran que se trata de un sistema muy confiable que necesita de un
mantenimiento básico de chequeo de pistón e instalaciones de fondo.
De este modo se logró hasta octubre del 2009:
* Producción de petróleo promedio de 13 m3/d.
* Mantener la producción de petróleo y gas del pozo durante un periodo prolongado de
tiempo mayor que el obtenido con Bombeo Mecánico y PCP.
* Producir el pozo con bajos los costos de mantenimiento e inversión inicial.
* Obtener un corto tiempo de repago de la inversión inicial de esta operación.
* Aprovechar el gas producido por el pozo como gas de inyección para el anular y el
sobrante para ser utilizado como gas combustible.
Producción II
* Estabilizar el aporte de arena desde la formación al pozo mediante la separación de la
misma en fondo.
* Disminuir la frecuencia de intervenciones del pozo.
* Maximizar la cantidad de días productivos del pozo.
16. BIBLIOGRAFIA
PERFORMANCE EVALUATION OF A PLUNGER ASSISTED INTERMITTENT GAS LIFT
SYSTEM.
O. Bello/Texas A&M University, G. Falcone/Texas A&M University, J. Xu/Shell
Exploration&Production, S. Scott/Shell Exploration&Production. SPE 141251
MODELING AND OPTIMIZATION OF PLUNGER LIFT ASSISTED INTERMITTENT GAS
LIFT INSTALLATIONS.
J. Chacin, Intervep, S.A.: Z Schmidt and D. Doty, University of Tulsa.
APLICACIÓN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE PLUNGER LIFT EN EL
YACIMIENTO CERRO DRAGÓN
Pablo Bizzotto, Ingeniero de Producción de Gas
Luciana De Marzio, Ingeniero de Producción de Gas
Rodrigo Dalle Fiore, Ingeniero de Producción de Gas
Pan American Energy
INTRODUCTION TO PLUNGER LIFT: APPLICATION, ADVANTAGES AND LIMITATIONS
E. Beauregard, Paul L. Ferguson Ferguson Beauregard
INSTALLING PLUNGER LIFT SYSTEMS IN GAS WELLS
Natural Gas STAR
Producción II
SELECCIÓN DE UN SISTEMA DE PRODUCCIÓN ARTIFICIAL PARA UN POZO
PRODUCTOR DE PETROLEO
Autores: Gustavo Ariel Álvarez
Sebastián Bigliardo
PLUNGER LIFT ASISTIDO ENINSTALACIONES CONVENCIONALES
DEGAS LIFT
Pan American Energy
PLUNGER LIFT SYSTEMS
Ferguson Beauregard
PLUNGER LIFT SYSTEMS
Weatherford
INTRODUCIÓN
El Campo Los Lanudos se ubica al Norte del Campo La Concepción, la presencia de
gas fue descubierta en los años 1940 con la perforación de los pozos C-141 al C-147,
cuando aún se consideraba parte del Campo La Concepción. Para el año 1957, se
perforaron los pozos C-222 al C-224, ninguno de estos pozos fueron puestos en producción
por deficiencias en las facilidades para el manejo de gas. El desarrollo del área en la cual
se incluyen el campo Los Lanudos, El Socorro, San Ignacio, Y Alcaravan, se produjo entre
los años 1981 y 1982 con la perforación de 13 pozos, a los que siguieron otros pozos hasta
llegar a la cantidad actual de 31.
Producción II
En 1982, al inicio de las operaciones del área Los Lanudos presentaba una producción
de 30 MMPCD, al año 1997, la producción acumulada de gas era de 111.8 MMMPC por
intermedio de 21 pozos en producción. Actualmente, la producción diaria es de 2,53
MMPCD con 14 pozos activos. La declinación natural del yacimiento, la explotación a la
cual está sometido el campo, los problemas de agua asociada y el crecimiento poblacional
de La Concepción han ocasionado un importante déficit de gas combustible que
compromete tanto la operatividad del campo como la disponibilidad de este recurso a los
habitantes de las comunidades vecinas.
Desde mediados del año de 1999, se ha venido aplicando en el área la concepción un
sistema extractivo de levantamiento artificial denominado plunger lift, el cual puede ser
asistido con gas a presión, como energía externa ó auto alimentado cuando el pozo genera
el suficiente gas. Debido a que los pozos en el campo la concepción no tienen suficiente
gas como para hacer levantar el pistón por si mismo, por medio de una fuente de energía
externa (planta compresora) se le inyecta el gas necesario para que pueda levantar el
plunger y a su vez el colchón de liquido.
Sabiendo esto, el objeto de la investigación es proponer la factibilidad de la aplicación
del método antes mencionado, en su variante auto-plunger, a los pozos del campo Los
Lanudos, los cuales son netamente productores de gas y en la actualidad presentan
grandes problemas de producción de agua. El principio del plunger Lift es básicamente
el uso de un pistón libre introducido dentro del tubing que viaja de abajo hacia arriba y a la
inversa dentro de este a manera de ciclo, con la única función de extraer al máximo el
nivel de liquido desde el fondo hasta la superficie.
Este trabajo de investigación ha sido estructurado en cuatro capítulos.
El Capítulo I, presenta la formulación del problema así como los objetivos que se
pretenden lograr.
El Capitulo II, es el Marco Teórico y esta conformado por la recopilación de todo el
material Bibliográfico en relación al tema en estudio.
El capitulo III, es el Marco Metodológico en el cual se explica la forma en la cual se
dispuso la información usada para el desarrollo del trabajo, así como los recursos
igualmente utilizados.
Por último, el Capitulo IV expone el Análisis de Resultados, en el cual se presentan los
cálculos realizados y los cambios propuestos para cada uno de los pozos.
Producción II
Finalmente, se presentan las conclusiones a las cuales se llegó con el análisis de los
resultados, así como las recomendaciones propuestas.
CAPITULO I
EL PROBLEMA
Conceptualización del problema.
Hoy en día la alta producción de agua en los pozos de hidrocarburo ha tomado una gran
importancia dentro de la industria petrolera. El agua en la producción del pozo representa
un factor determinante e importante durante la vida productiva del mismo, ella afecta todas
las etapas de la vida del campo petrolero, desde la exploración hasta el abandono,
pasando por el desarrollo. Siempre que un pozo se pone a producir tarde o temprano el
agua va aparecer y por ende la implementación de su control.
Viendo esto se sabe que los problemas asociados a la producción de agua son
principalmente la merma de producción de hidrocarburo; en el caso de un pozo de gas
esta va acumulándose hasta formar una columna de agua que posteriormente ahoga al
pozo, otro inconveniente es el manejo del agua producida, normalmente no se dispone de
las instalaciones necesarias para manejar altos caudales de agua de yacimiento; adjunto a
estos problemas siempre esta asociado el aspecto económico el cual se ve afectado al
tener que desviar capital para remediar los problemas de producción de agua.
En Venezuela, el control de la producción de agua constituye un importante desafío para
los ingenieros de yacimientos, producción y de reacondicionamiento de pozos. Para reducir
el corte de agua e incrementar la vida útil del pozo, se debe encontrar una solución
satisfactoria definiendo el origen del agua, esta puede estar dado por ciertas condiciones
en el yacimiento o en las cercanías del pozo las cuales pueden ser: filtraciones en el
revestidor, tubería de producción o empacaduras, Flujo canalizado detrás del revestidor,
conificación, adedamiento, comunicación a través de fracturas, entre otros.
El área Los Lanudos se ubica al norte del campo La Concepción, la presencia de gas
libre fue descubierta en los años 1940, con la perforación de los pozos C-141 y C-147,
cuando aun se consideraban parte del campo La Concepción. Sin embargo, desde el año
Producción II
1997, fueron pocas las actividades realizadas en esta área. Se cuenta con un informe como
resultado de la evaluación de la producción de los pozos así como la recolección de la
información de presión y evaluación de gradientes dinámicos. En este tiempo la producción
comienza con una franca declinación.
La problemática actual del campo Los Lanudos, radica en la creciente demanda de gas
que tiene el campo petrolero La Concepción, (la cual es abastecida por el campo en
estudio, Los Lanudos), para el levantamiento artificial de la mayoría de los pozos de
petróleo. Es por esto que se hace importante aumentar la producción de gas del campo Los
Lanudos, siendo esta producción de gas actualmente mermada principalmente por la alta
presencia de agua, la cual paulatinamente y a corto-mediano plazo podría ahogar a los
pozos productores de gas, trayendo como consecuencia, simultáneamente, la caída
exponencial de la producción de petróleo del campo La Concepción.
Es importante mencionar que en los pozos de gas del campo Los Lanudos no se utiliza
ningún sistema de levantamiento artificial, excepto la aplicación de un método en el cual se
cierra el pozo hasta que se haya restaurado la presión suficiente para que produzca de
forma natural. Es evidente que esta medida no es la mas eficiente, debido al tiempo que el
pozo queda sin producción, es por esto que se genera la necesidad de estudiar la
posibilidad de implantar un método mas eficaz para contrarrestar la producción de agua y
aumentar la producción de hidrocarburo, en este caso de gas, o mantener la producción de
gas de manera constante.
En muchos casos, las tecnologías innovadoras para el control del agua pueden
significar una reducción de los costos de instalación, mantenimiento y equipamiento, y
además proporcionar un aumento de la producción de hidrocarburos, representando esto
una alta rentabilidad; Es por esto y tomando en cuanta la problemática antes descrita que
se propone dar como alternativa el uso del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift
en pozos productores de gas con agua asociada del campo Los Lanudos, buscando de
esta forma levantar la columna de agua, que pueda estar presente en algunos de los pozos
del campo, evitando así que esta ahogue el pozo, optimizando de esta forma la producción
de gas libre y pudiendo mantener constante la producción de gas.
Formulación del Problema
Producción II
Fundamentado en el planteamiento anterior se propone responder a la siguiente
interrogante:
¿Resulta factible técnicamente el uso del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift
para los pozos productores de gas con agua asociada del campo Los Lanudos?
Objetivos de la investigación
Objetivo General
Proponer la factibilidad técnica del uso del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift
para los pozos productores de gas con agua asociada del campo Los Lanudos.
Objetivos Específicos
➢ Analizar la información actual concerniente al campo Los Lanudos.
➢ Comparar el sistema Plunger Lift con el sistema de levantamiento artificial Gas Lift a
fin de determinar diferencias y similitudes.
➢ Evaluar la producción de gas de los pozos del campo los lanudos.
➢ Establecer los pozos candidatos que se ajusten a los parámetros requeridos para la
aplicación técnica del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift.
➢ Determinar los cambios necesarios en la completación mecánica de los pozos
candidatos para la posible implementación del levantamiento artificial de Plunger Lift.
Justificación de la Investigación
Esta investigación tiene por objetivo visualizar desde una perspectiva constructiva las
posibles ganancias que tiene la aplicación de una metodología técnica-operacional que
propone simplificar grandes gastos a nivel de tiempo y dinero. Enfocándose en el aspecto
técnico la investigación busca proponer el uso del sistema Plunger Lift o auto Plunger Lift
para los pozos que sean aptos para este, de esta forma se contarían con altos beneficios
ya que este es un método muy eficaz y económico; además la investigación aporta un
Producción II
análisis detallado de la configuración mecánica de cada pozo en estudio, y de esta forma
se tendrá información de fácil acceso para diagnosticar posibles problemas de tubería,
obstrucciones (Fish), entre otros y así poder planificar posibles intervenciones o
reacondicionamiento.
Desde el punto de vista teórico es de gran importancia dentro de la ingeniería de
petróleo, principalmente en las áreas de optimización y producción. Siendo el control de
agua y producción de gas una operación dentro de las actividades de optimización y
mejoramiento de la producción y así mismo aportando información importante del método
de Plunger Lift para futuras investigaciones.
Es importante destacar que el del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift o pistón
metálico tiene como principio básico el uso de un pistón libre que provee una interfase
mecánica entre los líquidos producidos y el gas, el cual puede ser natural o asistido. Este
gas provee la energía necesaria para provocar el movimiento del pistón que produce la
columna de líquido desde el fondo del pozo hasta la superficie y constituye una alternativa
para mejorar el perfil de producción del yacimiento, maximizando la producción de gas en
los pozos. Además de aportar otros beneficios como la remoción de parafinas e hidratos.
La investigación aporta, desde la perspectiva metodológica, una base para investigaciones
posteriores, del conjunto de métodos utilizados en la propuesta del sistema de
levantamiento artificial Plunger Lift en el Campo Los Lanudos.
Delimitación de la Investigación
El área de objeto de estudio es el campo Los Lanudos ubicado en la parte norte del
campo La Concepción, municipio Jesús Enrique Losada, perteneciente a la empresa
PDVSA Petrowuayuu, en la ciudad de Maracaibo estado Zulia. La realización de los
objetivos propuestos de este proyecto se enmarca en el periodo de 6 meses abarcando
desde junio de 2010 hasta diciembre de 2010. Basándose en la evolución de las
investigaciones de optimización del campo Los Lanudos. De acuerdo a lo propuesto en la
Conceptualización del problema y de los objetivos proyectados se permite establecer este
tema de investigación en la línea de optimización, ubicándola en el área de Producción.
CAPITULO II
Producción II
MARCO REFERENCIAL
Antecedentes de la Investigación
Según Ortiz (2005). Los antecedentes, son todos aquellos trabajos de investigación que
preceden al que se está realizando. Son los realizados relacionados con el objeto de
estudio presente en la investigación que se está haciendo. Como ejemplo si el trabajo trata
sobre la cantidad de sedimentación de materiales orgánicos en los ríos de los Llanos,
entonces todo trabajo relacionado con sedimentación en ríos, sean estos de otras partes
del mundo, son antecedentes; todo trabajo que involucre materiales orgánicos en ríos,
también serían antecedentes.
Barboza y Rodríguez. (2006) “Optimización del levantamiento artificial por gas
intermitente convencional y aplicación de nuevas tecnologías dentro de la unidad de
explotación lagomar”. Universidad del Zulia. La situación actual de los pozos de la u e.
lagomar, puede definirse como: bajos índices de productividad, bajos niveles de fluido; y
bajo porcentaje de pozos instrumentados con registradores de dos presiones. La realidad:
pozos con baja producción, alto consumo da gas de levantamiento y dificultades para
optimizar por falta de recursos de medición.
Obtener la producción dentro de las limitaciones de las instalaciones existentes, o
minimizando las inversiones nuevas, es la mejor vía de optimización para un campo
maduro como lagomar. El levantamiento artificial por gas intermitente, controlado por una
válvula de subsuelo es la opción usada tradicionalmente, pero una segunda alternativa: el
control del caudal de inyección por medio de controladores en superficie se abre paso en
vista de las presiones actuales presentes en los yacimientos, donde es indispensable
controlar la inyección para mantener la relación gas inyectado – líquido producido a un nivel
rentable. Su uso permite variar el caudal de gas en un amplio margen, y el tiempo de ciclo
total se puede controlar independientemente del volumen de gas por ciclo.
Durante el año 1999 su uso se extendió a las unidades Bachaquero lago, Lagunillas
Lago, y Tía Juana lago, brindando excelentes resultados en la optimización del consumo
del gas de inyección y en algunos casos incrementando la producción de los pozos. El
aporte de esta para la investigación viene dada al reconocimiento de los tipos de sistema
Producción II
Plunger Lift, en este caso del Plunger Lift asistido el cual podría ser implantado en pozos de
gas que no posean suficiente RGL.
Miquilena y García, (2005) “Uso del sistema plunger lift en el campo La Concepción”.
Instituto Universitario de Tecnología de Cabimas. Con la implementación del sistema
extractivo Plunger Lift se ha logrado la sustitución de métodos como Bombeo Mecánico
(BM) y Bombas de Cavidad Progresiva (BCP), los cuales se distribuyen de la siguiente
manera: 5 cambios de sistema extractivo en bomba por cavidad progresiva (BCP), 3
cambios de sistema extractivo en bombeo mecánico, y 4 reactivaciones de pozos donde se
cuenta con instalaciones de gas y donde otros sistemas extractivos no tuvieron aplicación.
Lo que da un resumen en general con este sistema de 11 pozos. Como causa importante
como para que se tome en cuenta su aplicación es que es de fácil instalación, sencillez
operativa, gran confiabilidad.
Además da soluciones a problemas que otros levantamientos no resuelven como:
acumulación e parafinas, incrementos de cargas liquidas en pozos gasiféros, necesidad de
operar en relación gas liquido relativamente altas, golpes de gas en bombas y baja
eficiencia de producción. El aporte de esta investigación para el estudio fue las ventajas
que presenta el método Plunger Lift con respecto a otros sistemas de levantamiento
artificial
Leal N, (2004) “Optimización del sistema Plunger Lift en el campo La Concepción”,
La Universidad del Zulia. El estudio surge ante la necesidad de optimizar el sistema
Plunger Lift en el campo la Concepción, actualmente el campo cuenta con 9 pozos que
produce bajo este sistema y otros 9 pozos que producen con bombeo Mecánico pero
debido a los costos asociados por el gran número de intervenciones que se les ha realizado
(a causa de parafina y arena) se desea estudiar la factibilidad de su cambio a Plunger Lift.
El sistema Plunger Lift opera por ciclos, además los pozos de la muestra requieren
inyección de gas, por lo que el número de ciclos y el volumen de gas a inyectar son dos
factores importantes para la optimización del sistema.
Por lo tanto en base a las características operacionales y con data del yacimiento se
utilizo un programa que generó el número de ciclos óptimos con el cual cada pozo operaría
eficientemente. Así mismo empleando un criterio desarrollado para Ingepet se logro
optimizar el consumo de gas del sistema. La contribución de esta investigación para el
estudio es que a través de esta se pudo determinar los parámetros de uso del sistema
Producción II
Plunger Lift en pozos de petróleo, los cuales posteriormente fueron adaptados al uso de
pozos de gas.
Bases Teóricas
Según Ortiz (2005) es importante señalar en el proyecto la estrecha relación entre
teoría, el proceso de investigación y la realidad o entorno. La investigación puede iniciar
una teoría nueva, reformar una existente o simplemente definir con más claridad,
conceptos o variables ya existentes. Por tanto los fundamentos teóricos o el marco de
referencia, es donde se condensara todo lo pertinente a la literatura que se tiene sobre el
tema a investigar. Debe ser una búsqueda detallada y concreta donde el tema y la temática
del objeto a investigar tengan un soporte teórico, que se pueda debatir, ampliar,
conceptualizar y concluir. Ninguna investigación debe privarse de un fundamento o marco
teórico o de referencia.
Levantamiento Artificial
Miquilena, (2005). Se define levantamiento artificial a la utilización de una fuente externa
de energía para levantar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta superficie,
su objetivo es crear una presión en la tubería de producción tal, que permita al pozo
generar la rata de flujo deseada, una vez que la energía natural del mismo ha disminuido.
Los sistemas artificiales de extracción se pueden agrupar en forma general en dos tipos
básicos: el levantamiento artificial por gas o “gas lift” donde la fuente externa de energía es
el gas a alta presión proveniente de una planta compresora de gas, y el levantamiento
artificial por bombeo donde la fuente externa de energía es una bomba accionada por un
motor a gas en la superficie o un motor eléctrico que puede estar en superficie o en el
subsuelo.
Métodos de Producción de Pozos.
Miquilena, (2005). Los métodos de producción de pozos son simplemente la
metodología que aplican los ingenieros de producción y yacimientos para optimizar la
Producción II
producción de hidrocarburos en la industria petrolera. Todo yacimiento petrolero tiene
particularidades, que por pequeñas que sean, lo hacen diferentes a todos los otros,
teniendo a veces la única similitud de producir petróleo.
A pesar de ello, el hombre ha logrado explotarlos y para estudiarlos los agrupo en cierta
cantidad de modelos, de modo de poderlos definir, y decidir de que modo explotarlos,
adaptando para ello toda la tecnología por él desarrollada, de modo que hoy no existen
yacimientos que se pueda decir que son inexplotables, merced a la tecnología criterios y
racionalmente aplicada.
En la industria petrolera, como en todas las industrias, se han desarrollado distintas
disciplinas de modo de achicar el campo a los profesionales con el fin de poder estudiar
con más profundidad cada tema, y luego con una adecuada coordinación, aplicar el
conjunto de disciplinas. Así por ejemplo se han definido alguna de estas, como ingeniería
de reservorio (o minería), perforación, producción, etc. Es la ingeniería de producción la
disciplina que estudiará los pozos de un yacimiento para luego decidir por cual de los
sistemas adoptará para su explotación.
Respecto al método de cómo explotar un pozo, en forma global, se puede decir que
existen dos sistemas de extracción en todos los yacimientos petrolíferos, que son:
Surgencia Natural y extracción Artificial. En el inicio de la explotación de un yacimiento, los
pozos producen casi siempre por surgencia natural. A medida que su producción declina y
la presión del yacimiento disminuye, se debe recurrir a métodos artificiales de extracción.
Los métodos de extracción artificial son varios y cuando un operador deba decidir por la
elección de un sistema de extracción artificial para su yacimiento, probablemente se
encontrará con la disyuntiva de cual de todos adoptar. Para optar por uno u otro, deberán
evaluarse varios factores que habrá que analizar separadamente, los técnicos por un lado y
los económicos por otro. Los factores técnicos de más peso a tener en cuenta son:
➢ Profundidad de los pozos. es la distancia que hay entre la superficie y el fondo del
pozo.
➢ Índice de productividad (J). es el indicador de la capacidad o habilidad para producir
fluido de un pozo.
➢ Relación gas – petróleo (GOR) del pozo. Es la relación entre la proporción de gas
producido y la del petróleo producido.
Producción II
➢ Relación agua – petróleo (RAP). Es la relación del agua producida y la del petróleo
producido.
➢ Presencia de parafina. es el nombre común de un grupo de hidrocarburos alcanos de
fórmula general CnH2n+2, los cuales traen grandes problemas en las tuberías, ya que se
depositan en las mismas trayendo como consecuencia reducción del diámetro de la
tuberías, y obstrucciones de la misma.
➢ Presencia de arena. Es un problema común en los pozos de petróleo, trayendo como
consecuencia grandes perdidas por corrosión de tuberías entre otros.
➢ Problemas de corrosión. se define como el deterioro de un material a consecuencia de
un ataque electroquímico por su entorno, la cual trae grandes pérdidas a la industria
petrolera.
➢ Pozos desviados. Son pozos que en su forma tienen un grado de inclinación
pronunciado, es decir, no son uniformemente horizontales.
➢ Diámetro del casing. Es la longitud del segmento que pasa a la mitad de la
circunferencia, en este caso de la tubería de revestimiento o casing.
Además si el yacimiento será explotado por recuperación secundaria, (inyección de
agua u otro tipo), se deberá tener presente con el transcurrir del tiempo, los caudales de
extracción deberán ir aumentando, a medida que se va obteniendo respuesta por
secundaria, lo que exigirá al sistema adoptado, tener suficiente flexibilidad como para ir
absorbiendo este aumento de producción, sin necesidad de cambiar de sistema.
En el otro extremo, en aquellos pozos con presión cercana a la de abandono en los
cuales las producciones se van reduciendo hasta extremos del límite económico, también
deberá existir un sistema capaz de extraer su producción. Los factores económicos son
muchos y muy variados sin poderse contemplar todos en este articulo, pues existen casos
especiales en los cuales se escapan detalles simplemente por ignorarlos. Entre los más
importantes tenemos:
➢ Precio del barril de crudo.
➢ Precio del pie3 de gas (si se vende).
➢ Precio de los distintos sistemas de extracción.
➢ Costos de montaje.
➢ Tiempo que se estima recuperar la inversión.
Producción II
➢ Costo del dinero (Intereses de los préstamos).
➢ Costo de mantenimiento.
➢ Disponibilidad de energía eléctrica.
Sistemas de levantamiento artificial
MIQUILENA, (2005). Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los
cuales se encuentran los convencionales y no convencionales.
Métodos 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
Métodos 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
➢ Plunger Lift
Levantamiento Artificial por Gas.
Producción II
Miquilena, (2005). El Levantamiento Artificial por Gas (LAG) es un método que utiliza
gas comprimido como fuente de energía para llevar los fluidos del yacimiento desde el
fondo del pozo hasta la superficie. Básicamente el funcionamiento de gas lift consiste en
hacer burbujear gas dentro de la columna de tubing, de modo de reducir lo más posible el
gradiente de presión dentro del mismo, provocando la surgencia del pozo.
La instalación del pozo está formada por la columna del tubing, anclada por medio de un
packer o empacadura por encima de las arenas productoras. Intercalados entre la columna
del tubing, van instalados unos dispositivos que permiten pasar gas del anular (dentro de la
cual se inyecta gas desde la superficie) al interior del tubing por donde asciende el petróleo
del pozo.
Existen dos tipos de Levantamiento Artificial por Gas: Continuo e Intermitente. De
acuerdo a los caudales de producción de los pozos, se podrá elegir entre gas lift continuo o
gas lift intermitente. El primero se emplea en pozos de buena producción, generalmente
encima de los 30 bls/día. Por debajo de este valor se adoptará el intermitente. De todos
modos la cifra mencionada no es un patrón fijo para adoptar un sistema u otro y depende
de una buena cantidad de factores, pero fundamentalmente del índice de productividad del
pozo y de su producción.
El sistema continuo es comparable a la surgencia natural, en el cual se inyecta gas en
forma continua y el pozo produce también en forma continua. El orificio en el extremo del
tubing está libre. En el gas lift intermitente se inyecta gas en forma intermitente a alta
presión por debajo del nivel del líquido a un régimen relativamente alto para desplazar el
colchón de líquido a superficie. Este proceso tiene lugar durante cierto tiempo y luego se
detiene. Luego de transcurrido ese tiempo, durante el cual se recuperó el nivel de líquido
vuelve a inyectarse gas, repitiéndose el ciclo. Cabe destacar que en el extremo inferior del
tubing, se instala una válvula de pie.
Este sistema es de gran versatilidad dado que prácticamente no existen topes de
producción, ni inferior ni superior. El límite inferior lo fijará el costo de la instalación que
puede llegar a ser muy elevada, pero no existen limitaciones técnicas. El límite superior
lo podría fijar la alta pérdida de carga en el tubing, que podrá reducir la producción
potencial del pozo. El plunger lift es un sistema de levantamiento artificial considerado por
muchos autores como una variación del método de gas lift intermitente.
Producción II
Sistema de levantamiento artificial plunger lift
Miquilena, (2005). Este sistema tiene como principio básico el uso de un pistón libre
que provee una interfase mecánica entre los líquidos producidos y el gas, el cual puede ser
natural o asistido, este gas provee la energía necesaria para provocar el movimiento del
pistón que produce la columna de líquido desde el fondo del pozo hasta la superficie.
Algunos pozos tienen suficiente gas de formación para permitir operar un pistón sin ser
asistido exteriormente, otras veces se debe efectuar inyección de gas en forma intermitente
dentro del casing (anular). El sistema opera por ciclos y cada ciclo a su vez esta dividido en
cuatro etapas: descenso del pistón al pie del tubing, periodo de “shut in” o periodo de
cierre, ascenso del colchón y arribo del pistón a superficie. Un sistema de levantamiento
artificial plunger lift, esta conformada por diversos componentes que dependen de los datos
característicos del pozo así como de su equipo superficial. Instalaciones de plunger lift más
utilizadas.
Figura 1. Instalaciones de Plunger Lift. Ferguson Beauregard (2010) Presentación
Tecnología Plunger Lift
Tipos de Instalación de plunger lift.
Los pozos en donde las instalaciones de plunger lift, están siendo consideradas, pueden
ser clasificados en tres tipos. Estos tipos no difieren para pozos de gas o de petróleo, solo
difieren si la cantidad de gas producida por la formación es (1) excesiva, (2) la cantidad
requerida, o (3) insuficiente para levantar el líquido producido a la superficie. En la primera
y segunda categoría, solo la energía del gas de formación es utilizada para levantar el
líquido producido. En la tercera categoría, se debe suplir un volumen de gas adicional por
el casing para producir el líquido, las instalaciones que utilizan el plunger en conjunto con
válvulas de gas están en la tercera categoría
➢ Gas Lift Intermitente con Pistón o Plunger.
Producción II
Estas instalaciones son usadas en pozos con presión de fondo tan bajas que el peso de
la columna de líquido aportada por la formación no es suficiente prevenir la brecha del gas
en la columna de líquido durante un ciclo de levantamiento intermitente. Todo el gas es
provisto por una corriente suplementaria que necesariamente implica una corriente de
energía exterior. El pistón permite una mejor utilización de la energía y menos
resbalamiento, lo que permite una disminución en la presión de fondo y un aumento de
influjo. La elección del equipo depende de la rapidez de los ciclos requeridos para alcanzar
la producción máxima.
➢ Plunger Lift con Empacadura.
Raramente se utiliza una instalación de este tipo. Todo el gas debe provenir
directamente de la formación durante la fase de levantamiento en el ciclo, así que, los
requerimientos de RGL (Relación Gas Líquido) son mayores que los requeridos para una
instalación de plunger convencional. Aunque el volumen de gas de la formación sea
suficiente para el plunger lift convencional, puede que no sea lo suficientemente grande al
instante para proporcionar el volumen necesario y levantar el plunger produciendo los
líquidos del pozo. Normalmente este tipo de instalación se aplica solo en pozos gasíferos.
Las operaciones que se realizan son las siguientes: la línea de flujo se cierra, el plunger
viaja al fondo, la línea de flujo se vuelve a abrir. El plunger y el colchón de líquido son
levantados y el ciclo recomienza.
➢ Plunger Lift Convencional sin Empacadura.
El sistema plunger lift tradicional sin empacadura es usado normalmente solo en los
casos donde el pozo suple toda la energía, aunque hoy en día, muchos de estos sistemas
están siendo instalados usando gas adicional, la operación del sistema se inicia cerrando la
línea de flujo y permitiendo la acumulación del gas innato en el espacio anular de la tubería
de revestimiento mediante la separación natural. El espacio anular de la tubería de
revestimiento mediante la separación natural. El espacio anular actúa primeramente como
un depósito para el almacenamiento de este gas. Después de que la presión aumenta
hasta cierto valor en la tubería de revestimiento, se abre la línea de flujo. La rápida
Producción II
transferencia del gas de la tubería de revestimiento a la tubería de producción además del
gas de la formación crea una velocidad instantánea alta que causa una baja de presión a
través del émbolo buzo y el líquido. En seguida el émbolo se mueve hacia arriba con todos
los líquidos en la tubería de producción en la parte superior. Sin este acoplamiento mutuo
mecánico, solo se podría recuperar una porción de los líquidos.
Ciclos de Operación de Plunger Lift.
El ciclo del plunger lift se divide en cuatro etapas, a continuación se describen:
➢ Etapa 1: Arribo del plunger al fondo del tubing: Las presiones del casing y tubing se
encuentran casi ecualizadas a un valor mínimo que corresponde aproximadamente al de la
línea de producción. El Plunger se encuentra en el tope inferior del tubing, recién arribado
allí luego de finalizar el ciclo anterior. En este instante encima del zapato del tubing habrá
una altura h1 de líquido que será función del pequeño desequilibrio de presiones entre el
casing y tubing y el líquido remanente de la carrera anterior.
➢ Etapa 2: Carga del Plunger: La presión en el casing va en aumento, y la del tubing es
levemente superior a la de la línea de producción. El Plunger permanece en el tope inferior
del tubing. La formación aporta fluidos al interior del casing. El gas queda confinado entre
columnas y el petróleo se acumula en el fondo del casing penetrando en el tubing y
aumentando la columna en un valor h2. En esta etapa el gas que se acumula en el
anular, desplaza el petróleo desde casing a tubing, ya que la presión de tubing es mucho
menor que la del casing.
➢ Etapa 3: Ascenso del Plunger:La presión del casing es mucho mayor que la presión
del tubing. Cuando La presión del casing ha alcanzado su valor máximo, habiéndose
acumulado sobre el Plunger (h1 + h2) metros de petróleo en el tubing se producirá el
ascenso del Plunger con el colchón del petróleo encima de él. En esta etapa se producirá la
máxima presión en el casing, un momento antes que inicie el ascenso el Plunger, luego irá
disminuyendo a medida que el Plunger se eleve.
➢ Etapa 4: El plunger en superficie: La presión del casing PC disminuye abruptamente y
la del tubing PT aumenta. El Plunger al arribar al tope superior de tubing descarga todo el
petróleo que elevó, en la línea, la cual será la producción Q.
Producción II
Un cierto volumen de petróleo quedará adherido a la pared interna del tubing. Esta
pérdida se denomina resbalamiento o “fallback” y es minimizada por un diseño eficiente del
plunger. Luego de descargar el colchón de petróleo en la línea y quedar el Plunger retenido
en la cabeza del tubing, se producirá una gran fluencia de gas hacia la línea, la cual
corresponde a la descompresión del casing y del tubing. Esta presión tuvo su valor máximo
en el casing cuando comenzó a elevar el Plunger. El valor mínimo de la fluencia del gas
estará dado por la presión de línea.
Al llegar al final de la descompresión se producirán tres eventos: El Plunger descenderá
hacia el tope inferior del tubing para reiniciar la etapa. La película de petróleo adherida al
tubing (resbalamiento o fallback) tendrá su máxima velocidad de caída acumulándose en el
fondo del tubing. Se inicia el aporte de fluidos de formación hacia el casing teniendo en
cuenta que al finalizar la descompresión, se ecualizaran las presiones del casing, del tubing
y de línea, se deduce por esto que el aporte fluidos de formación al interior del pozo estará
relacionado con la diferencia de presiones entre la formación y la presión de línea.
Figura 2. Ciclos de Operación de Plunger Lift. Ferguson Beauregard (2010) Presentación
Tecnología Plunger Lift)
Análisis del Plunger.
De la descripción de operación recientemente dicha, podemos distinguir cuatro etapas
perfectamente diferenciadas, que la podemos describir así:
El pistón recién arribado al zapato del tubing (tope inferior). En este momento encima del
zapato habrá una altura h1 de líquido, que será función del desequilibrio de presiones entre
el casing y el tubing y de la perdida por resbalamiento.
El pistón permanece en el zapato del tubing. La altura del colchón crece desde h1 hasta
h, por el aporte de líquido de la formación h2, durante el periodo que permanece sin
producir el pozo (ni gas ni liquido) llamando a este periodo de cierre o “shut in”. En este
periodo el gas se va acumulando en el anular, desplazando el fluido allí acumulado hacia el
tubing, ya que este en superficie esta prácticamente libre y no acumula más presión que la
de la línea de conducción, P1.
Producción II
Comienza el ascenso del colchón cuando la presión del casing ha alcanzado su máximo
valor Pc máx. habiéndose acumulado (h1 + h2) metros de liquido en el tubing, se produce
el ascenso del colchón y el pistón. En esta etapa se producirán las presiones extremas de
operación en el casing siendo la máxima un momento antes que inicie el movimiento el
pistón y la mínima justamente cuando emerja el pistón
Pistón en superficie. Luego que fue producido todo el líquido de la etapa anterior, el
pistón permanece en superficie y el pozo queda produciendo gas. Una vez descomprimido
todo el tubing se igualan las presiones de tubing con la de la línea de conducción, cayendo
el pistón. En esta etapa se producen las presiones extremas en la cabeza del tubing,
siendo máxima en el momento que emerge el colchón, P1 y la mínima al final de la
producción de gas p2. Muestra la secuencia de las cuatro etapas del ciclo de Plunger Lift.
Una vez completada la Etapa 4, se reinicia el ciclo.
En la primera etapa tendremos las presiones del tubing y de casing más baja del ciclo,
siendo P1 la presión del tubing igual a la contrapresión de la línea. En la segunda etapa,
aparece la máxima presión de casing Pc máx., permaneciendo en P1 el valor de la presión
en la cabeza del tubing, al mismo tiempo en esta etapa se producirá la acumulación
adicional de fluido h2, aportado por la formación en el período de cierre.
Controlador de Pozos Plunger Lift: Auto-Cycle.
El controlador liquilift “Auto – cycle” es una derivación diferente y avanzada de los
controladores tradicionales usados en las operaciones de Plunger Lift. Su flexibilidad
permite hacer producir pozos que en muchos casos no eran satisfactorios. También
permite mejores producciones de pozos que actualmente tienen plunger lift instalados.
Es posible obtener mayores producciones de pozos con plunger lift por la capacidad
única del Auto Cycle. Monitorea las perfomance de trabajo del plunger en cada ciclo. Cada
vez que detecta la desviación del plunger hacia la ineficiencia, el controlador realiza los
ajustes apropiados automáticamente. Esto significa que a medida que el pozo continua su
declinación normal y como el plunger se gasta, el controlador lo tiene en cuenta y cambia
los ciclos. Si la presión de la línea de venta fluctúa, si la línea de producción acumula
parafina, si hay formación de hidratos, o cualquier cambio que puede causar una velocidad
más lenta o más rápida, el controlador automáticamente efectúa los ajustes necesarios.
Producción II
El Auto Cycle ha sido diseñado para tomar las mismas decisiones que un operador si
estuviera en el pozo observándolo.
La teoría de operación esta basada en la velocidad de viaje del plunger. Hay un rango
ideal de velocidad para impulsar al plunger. Esta velocidad varía con los distintos tipos de
herramientas y es determinada por la efectividad de los elementos sellantes. Un plunger
viajando demasiado lento permite que una considerable cantidad de gas se escape por él.
Este gas equivale a perder potencia. Cuanto más gas escape por el plunger en su camino a
la superficie, menos gas hay disponible para la elevación de liquido. En el caso de un
plunger que viaja demasiado rápido se trata también de un caso de ineficiencia, es como
un automóvil girando sobre sus ruedas. Va a gastar una cantidad de energía que podría
ser utilizada productivamente. En el caso del plunger, podría estar elevando más fluido y/o
dejando el pozo cerrado por menos tiempo. Para efectuar cambios de ciclos, el auto cycle
monitorea la velocidad del plunger tomando tiempo de viaje a superficie. Inicialmente se
establece una serie de ventanas de funcionamiento.
Por ejemplo para un pozo de 8000’, tenemos:
➢ Ventana Rápida: 0 – 10 minutos.
➢ Ventana Buena: 10 – 14 minutos.
➢ Ventana Lenta: 14 – 30 minutos.
➢ No arribo el plunger.
Un plunger que alcanza la superficie en menos de 10 minutos será considerado dentro
de la ventana rápida, uno entre 10 y 14 minutos en la ventana buena. Cualquier arribo que
insuma más de 14 minutos pero menos de 30 minutos estará dentro de la ventana lenta, y
si no arriba dentro de los 30 minutos, se considera sin arribo. Los cambios apropiados por
viajes en cualquiera de las ventanas de arriba deberán ser las siguientes:
Ventana Rápida: ampliar el tiempo de fluencia y disminuir el tiempo de cierre.
Ventana Buena: no se recomiendan cambios.
Ventana Lenta: acortar el tiempo de fluencia y prolongar el tiempo de cierre.
No – Arribo: Acortar el tiempo de fluencia y prolongar el tiempo de cierre.
La nueva versión del controlador Auto Cycle es un controlador electrónico automático
que establece sus propios ciclos operativos. Monitorea la información que usted requiere y
Producción II
realizara ciertos cambios. Las cosas que cambiaran son: tiempo de cierre y tiempo de
post – fluencia. Las cosas que hará son:
➢ Alargar o acortar el tiempo de cierre.
➢ Alargar o acortar el tiempo de post – fluencia.
➢ Cerrar el pozo si el plunger no esta trabajando correctamente.
➢ Cerrar el pozo cuando el plunger es agarrado con el catcher.
➢ Cerrar el pozo si la presión de línea se incrementa.
➢ Informar del tiempo de viaje del plunger (9 ciclos).
➢ Mostrar una historia de la perfomance de los ciclos.
El controlador para su operación, presenta varias teclas o funciones, que se describen a
continuación:
➢ Paso 1: Es la cantidad de tiempo que el controlador automáticamente deducirá del
tiempo de cierre para cada carrera rápida del plunger. Vale decir, cada vez que el plunger
arriba más rápido que el tiempo bajo. Se recomienda que el tiempo del paso se mantenga
bajo para permitirle al controlador hacer cambios pequeños. Una cifra típica para establecer
el paso 1 deberá ser de tres a cinco minutos.
➢ Paso 2: Es la cantidad de tiempo que el controlador adicionara a la post – fluencia
cuando el plunger arriba a la superficie dentro de la ventana rápida. Recuerde que el
tiempo rápido es cualquier tiempo, menor que el tiempo bajo.
Nota: Se recomienda que el tiempo del Paso 2 sea establecido en una cifra baja. Es
mejor permitirle al controlador hacer una serie de pequeños cambios antes que uno grande.
Un valor típico para establecer el paso2 puede ser de uno a tres minutos para pozos
marginales. El tiempo del paso 2 puede ser establecido para horas y minutos o minutos y
segundos.
Tiempo de Funcionamiento.
El tiempo de funcionamiento es el tiempo total que usted desearía que el pozo quede
abierto antes de decidir que el plunger no esta llegando a superficie. Una buena regla
práctica debería ser doblar el tiempo alto. Para un típico pozo de 8,000’ el tiempo apropiado
Producción II
debería ser de 25 a 30 minutos. Esto significa que si el plunger no llega a superficie dentro
de los 30 minutos, el pozo se cerrará y se contará como sin arribo.
Tiempo Cerrado.
Es el tiempo que el pozo esta sin producir. Esta será la cifra de tiempo cerrado con que
usted comenzará. El controlador cambiará a medida que los ciclos progresen. Es
recomendable establecer conservadoramente alto el tiempo cerrado para permitir al
controlador comenzar a trabajar desde allí.
Nota: Este controlador tiene un mínimo ajuste de tiempo cerrado, el controlador no
acepta un tiempo cerrado más bajo que el establecido en el mínimo de tiempo cerrado.
Mínimo Cerrado.
El mínimo cerrado es el tiempo más corto que el controlador permitirá para reducir el
tiempo cerrado. Esta particularidad es para evitar que el acortamiento de los ciclos haga
que el plunger no tenga tiempo para alcanzar el fondo del pozo.
Modo Post – Fluencia.
El modo post – fluencia es usado para cambiar la post – fluencia y el paso 2, a horas:
minutos o segundos. Se debe considerar que cambiando el modo post – fluencia a horas:
minutos o a minutos: segundos cambiara el paso 2; post – fluencia y los ajustes especiales
que tratan con la post – fluencia. Todo es automáticamente cambiado al mismo tiempo.
Post – Fluencia.
Es el tiempo al que al pozo se le permitirá fluir una vez que el plunger ha llegado a
superficie, o después que el plunger ha ascendido. Inicialmente puede ser establecido en
00:00 si usted desea que el pozo cierre al arribo del plunger. Si usted desea una post –
fluencia inicial ajuste el tiempo y a partir del primer ciclo habrá post – fluencia con ese
tiempo. En ambos casos el tiempo de post – fluencia cambiará a medida que los ciclos
progresen.
Producción II
Parámetros para el empleo de Plunger Lift.
LEAL, (2005). Para aplicar Plunger Lift a un pozo, es fundamental que el mismo tenga
bajo índice de productividad (0,5 bls/día/psi) y alta relación gas – liquido.
Ver figura 3, que corresponde a un desarrollo de T. E. W. Nind, provee una rápida
aproximación de los requerimientos de la relación gas – líquido (RGL) en función del
volumen del colchón.
Figura 3. Desarrollo de T. E. W. Nind. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift
en el campo La Concepción.
La misma fue construida en base a la siguiente ecuación:
Donde:
R: relación GRL requerida para extraer una producción q diaria, (bls/día)
P1 y P2: presión máxima y mínima en la cabeza del tubing, en psi.
N: el numero de ciclos por día.
(L: gradiente de liquido en psi/pie.
At: Área interna del tubing en pie2.
De este modo, si por ejemplo tenemos un pozo de 1200 mts de profundidad (4100
pies) con una producción de líquido de un m3/día (6,28 bls/día) y una relación gas –
petróleo de 4000 m3/m3 (std) (20400 pie3/bls). Suponiendo que pensamos extraer 1 bls de
liquido por ciclo o sea 49,7 metros dentro de un tubing de 2 7/8” y cuyo casing sea de 7”,
encontramos que para extraer un bls /ciclo, necesitaremos 2000 pie3 / bls cada 1000’ de
profundidad, o sea que el requerimiento total será de 8200 pie3/bls.
Dado que nuestro pozo produce con una relación gas – liquido pie3/ bls, el pozo
perfectamente podría extraer por si solo la producción de 6,28 bls /día, necesitando hacerlo
en algo más de a ciclos por día. Si el requerimiento de gas, hubiera dado un valor superior
a la relación gas liquido del pozo, no seria posible aplicar Plunger Lift al pozo, o bien seria
necesario asistirlo con gas exteriormente, para la que requeriría una instalación especial.
Producción II
Por otro lado T. E. W. Nind propone para el cálculo de la producción diaria de líquido la
siguiente ecuación:
Donde:
Q: producción diaria en bls / día.
Ps: presión estática del reservorio en psi.
P1: presión mínima del tubing en psi.
J: índice de productividad en bls/día/psi. (IP).
Donde:
D: profundidad del tubing, pie.
At: área interior del tubing en pie2.
De estas dos expresiones podemos considerar a la capacidad de extracción del Plunger
Lift como un porcentaje de la producción potencial del pozo como:
Donde:
Q: producción diaria en bls / día.
K: constante, adimensional.
J: índice de productividad en bls/día/psi. (IP).
Suponiendo despreciable P1 frente a la presión estática Ps.
De aquí podemos estimar la efectividad del Plunger Lift como un porcentaje de
extracción de la producción potencial del pozo, la cual recordemos que vale:
Donde:
q’: producción potencial en bls / día.
En la figura se sintetiza lo recientemente expresado, en cuanto a la efectividad del
Plunger Lift. En este gráfico se podrá notar que a medida que aumenta el índice de
productividad del pozo, disminuye la eficiencia del Plunger lift.
Figura 4. Índice de productividad vs. Eficiencia de PL. LEAL, (2005) Optimización del
sistema Plunger Lift en el campo La Concepción
Producción II
Con este gráfico, entrando con la profundidad del tubing hasta interceptar
horizontalmente al diámetro del tubing, trasladándonos verticalmente hasta encontrar el
índice de productividad (J) del pozo, podremos determinar rápidamente la eficiencia de
extracción del Plunger Lift, para el pozo en cuestión.
En función de que el porcentaje de la producción potencial se desea extraer, se
considera eficiente o ineficiente el sistema. Un valor aceptable de extracción, para cualquier
método, oscila entre el 50 y el 70% de la producción potencial. En el mismo gráfico se
puede observar que cuanto mayor es el diámetro del tubing, mayor se hace la eficiencia de
extracción del Plunger Lift. Esto resulta sumamente importante al realizar un diseño de este
sistema para un determinado pozo, ya que de resultar ineficiente el sistema para un
determinado diámetro de tubing (2 7/8” por ejemplo), quizás cambiando la columna por otra
de mayor diámetro (3 ½”), probablemente se mejore la eficiencia pudiendo resultar
aplicable el método para el pozo en estudio. Todos estos parámetros están basados para
pozos de petróleo, Para Pozos de gas básicamente es necesario:
➢ Sartas de tubería de diámetro continuo
➢ Aplicar en pozos sin producción de arena.
➢ Los pozos con presión de cierre de la cabeza del pozo que es mayor de 1.5 veces la
presión de la línea de ventas.
➢ Altas presiones y relaciones gas – liquido. (400 pie3 por cada barril de agua por cada
1000´)
Limitaciones del Plunger Lift. LEAL (2005)
Las limitaciones que presenta este sistema de levantamiento artificial son:
➢ No se recomienda aplicar en pozos con producción de arena.
➢ Requiere óptimas condiciones de calidad interna de la tubería.
➢ No permite manejar altos caudales de producción.
➢ Requiere de altas presiones y relaciones gas – liquido.
➢ Se instala en frente de las perforaciones, lo que requiere de hoyos limpios.
➢ Se debe tomar en cuenta limitaciones de espacio y peso en el cabezal del pozo.
Producción II
➢ Requiere sartas de tubería de diámetro continuo.
Ventajas del Plunger Lift.
➢ Mejora el uso de la energía en gas lift.
➢ Método más económico comúnmente usado.
➢ Fácil intervención sin máquinas de izamiento.
➢ No existe exposición de partes móviles o eléctricas.
➢ Facilita inspecciones y evaluaciones al mínimo costo.
➢ No requiere de energía externa ni para la instrumentación.
➢ Facilita la aplicación en pozos con altas desviaciones.
➢ Evita problemas de resbalamientos de líquido en las tuberías.
➢ Es de muy sencilla instalación con equipo de guaya fina.
Utilización y Aplicación del Plunger Lift.
➢ Remoción de líquidos en pozos productores de gas.
➢ Producción de pozos petroleros con alto GOR.
➢ Control de parafinas e hidratos.
➢ Incrementar eficiencia en pozos con gas lift intermitente.
Otras Aplicaciones del sistema
➢ Remover líquidos de pozos de gas.
La mayoría de los pozos de gas durante algún tiempo de su vida de fluencia están
sujetos a producir líquidos. Ya que las condiciones son tales que los pozos son capaces de
sostener una suficiente velocidad en el tubing, los líquidos son arrastrados con el gas como
un flujo multifase. Una indicación de que existe el problema de líquido alojado es
exactamente, la declinación de las curvas de producción de gas y liquido. Cualquier pozo
que periódicamente debe ser “purgado” (blow down) certifica que el pozo tiene liquido
Producción II
almacenado. La función del plunger es prevenir que estos líquidos se acumulen hasta que
el pozo se ahogué o requiera un periodo largo cerrado para recuperarlo.
➢ Control de hidratos y parafina.
Mucho dinero se gasta anualmente en remover parafina en un pozo de petróleo. El
primer gasto es el costo de guaya fina o wire line pero esto está combinado por la pérdida
de producción antes de la remoción y la pérdida de tiempo mientras se remueve. Las
parafinas comienzan a formarse como una película microscópica por debajo de una
temperatura aproximada de 100 ºF (38 ºC). Esto no va a representar un problema hasta
que la deposición comience a engrosarse debido a la acumulación durante un periodo de
tiempo.
El fenómeno puede ser acelerado por la expansión del gas en el tubing con el resultante
efecto de enfriamiento. Los pozos que tienen suficiente relación gas – líquido pueden
utilizar el plunger como una simple solución para el problema. La instalación de un freno y
resorte en algún lugar por debajo de la línea de parafina facilita la utilización de un plunger
para limpiar el tubing varias veces por día para prevenir la formación de la misma.
Los pistones no pueden cortar la parafina pero cuanto están instalados en tubing
impedirán la acumulación, debido a una acción limpiadora mecánica. La frecuencia del
ciclado dependerá de la severidad del problema. La formación en fondo de pozos de
hidratos es otro problema que ha sido exitosamente dirigido con la aplicación de plunger.
Los hidratos se forman como una función de la presión y la temperatura. Mientras más alta
es la presión, más alta será la temperatura a la cual los hidratos se formarán.
Los pozos de gas de alta presión son particularmente propensos a este problema. El
problema se agrava si hay en fondo de pozo una zona de agua dulce que crea una
temperatura irregular. Este efecto de enfriamiento puede causar la formación de hidratos
que pueden bloquear el flujo ascendente en el tubing. El problema ha sido solucionado en
muchas áreas con la instalación de un plunger en conjunto con una bomba química
neumática conectada al tubing en la superficie. Un ciclo típico podría sincronizar la
inyección de metanol o alcohol dentro del tubing cuando la línea de flujo esta cerrada en la
entrada y el plunger esta caliente. El metanol ablanda el tapón de hidratos para que el
próximo ciclo del plunger remueva cualquier depósito.
Producción II
Equipos de plunger lift.
Leal (2005). La primera pieza a ser considerada para una instalación de plunger lift es el
tipo de válvula maestra.
➢ Válvula Maestra.
La válvula maestra sobre el pozo debe tener un diámetro igual al de la tubería del pozo
para permitir el paso del plunger. La válvula no debe estar sobrediseñada, ya que esto
permitiría que una cantidad de gas excesiva pase alrededor del plunger lo que impediría
que el plunger o pistón ascendiera correctamente por el lubricador. El pistón debe alcanzar
llegar al lubricador para permitir que se pueda tomar y chequear su estado, cambiarlo, etc.
➢ Émbolo o Pistón.
Existen varios tipos de émbolos, todos operan con el mismo principio básico. Las
variaciones son la eficiencia del cierre, y arreglos del peso y desvío. Normalmente cada
émbolo tiene ciertas ventajas en una situación dada. Algunos tipos de émbolos son:
a) Cierre Turbulento: Este tipo consta simplemente de una serie de ranuras cortadas en
una barra hueca o sólida. Puede o no incorporar un mecanismo de válvula interna
dependiendo del fabricante y de la aplicación. El cierre se efectúa mediante el movimiento
rápido de gas por esas ranuras. Se forma un vórtice en cada ranura y ocurre una pérdida
de presión que causa el movimiento del émbolo.
b) Tipo de Arandela Oscilante: Este modelo incorpora una serie de anillos o arandelas
ligeramente menores que el diámetro de deriva de la tubería de producción. Se montan en
un mandril y pueden o no tener una válvula integral activada mediante una biela a través
del centro del mandril. El cierre se lleva en efecto por el movimiento del gas mediante las
arandelas que tienen forma especial que se sujetan junto a la tubería mediante resortes
Producción II
excéntricos. Esto forma un cierre turbulento semejante al modelo que se mencionó
anteriormente.
c) Tipo de Cepillo: Un tipo raro de émbolo que utiliza un cepillo para el elemento de
cierre. Este modelo también es disponible con o sin el arreglo de desvío interno.
d) Aleta de Expansión: Este modelo incorpora una serie de aletas con carga de resorte
que se ajustan muy de cerca al diámetro interno de la tubería de producción. Aquí también,
se puede incorporar una válvula interna, dependiendo de la aplicación y del fabricante. La
válvula puede cambiarse mediante una varilla integral o externa. El cierre se efectúa debido
a la tolerancia relativamente restringida de las aletas a las paredes de la tubería.
e) Cojines Metálicos Segmentados Retractables: Este modelo incorpora una serie de
cojines metálicos trabados con resortes cargados que se ajustan muy de cerca al diámetro
interno total de la tubería. El cierre se efectúa por la tolerancia restringida al diámetro
interno de la tubería y el radio así como las trabas de los cojínes. El desvío se lleva a cabo
por la habilidad de los cojínes a retractarse y reducir el diámetro externo de la herramienta.
También es disponible sin la opción retractable, dependiendo de la aplicación.
A continuación se presentan en la figura 5. Algunos de los tipos de pistones que existen en
el mercado.
Figura 5. Tipos de Pistones. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift en el
campo La Concepción
➢ Lubricador.
El lubricador se instala directamente sobre el árbol o válvula maestra. La función
principal es la de absorber la energía cinética del émbolo o plunger en el extremo superior
de su viaje, Consiste básicamente de un resorte, placa de tope y una tapa móvil para la
inspección del émbolo. Normalmente incorporado en el ensamble del lubricador se
Producción II
encuentra un tipo de agarrador de bola o leva con resorte cargado para facilitar la
inspección mencionada arriba.
Figura 6. Lubricador. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift en el campo La
Concepción
➢ Bumper Spring o Resorte.
El bumper spring es una parte esencial en las instalaciones de plunger lift que previene
el choque excesivo del plunger cuando éste baja hacia el fondo especialmente cuando el
pozo no tiene liquido por encima del pare de tubería, en la Figura 7 se muestran algunos de
los tipos de bumper spring, presentes en el mercado.
Figura 7. Resorte. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift en el campo La
Concepción
➢ Pare de Tubería.
Cuando la sarta de producción del pozo no esta equipada con un niple de asiento, se
puede utilizar un pare de tubería para posicionar el bumper spring y la válvula standing,
muestra un pare. Nótese que si el pistón puede bajar al fondo cuando éste se encuentre
seco, un pare individual debe ser usado para colocar la válvula standing
independientemente del bumper spring. La experiencia ha demostrado que una caída del
pistón en seco sobre el bumper spring, la válvula standing y el pare de tubería juntos
puede causar una vibración que rápidamente causa una falla en la válvula standing.
➢ Controles de Superficie.
Existen tres categorías básicas de controladores que determinan el ciclo de la válvula
motor en la línea de flujo:
Producción II
a) Ciclo de Tiempo: Este controlador es principalmente un reloj de cuerda mecánico con
una rueda sincronizada y un sistema neumático, Responde a un intervalo de tiempo
ajustado en la rueda que envía o bloquea una señal de abastecimiento a una válvula motor
El tiempo determina la frecuencia y duración de la señal de encendido y apagado.
Normalmente la única función es el tiempo, pero algunas variaciones responden a otros
accesorios neumáticos.
b) Controlador de Presión: Este controlador se abre y cierra con el cambio de presión.
Normalmente para aplicaciones de émbolo buzo, el pozo se abre cuando la presión alcanza
un cierto valor alto en la tubería de revestimiento y se cierra cuando se reduce la presión a
un valor bajo que se ajusta con anterioridad. Este controlador puede ser influenciado por
otras señales tales como de cierre al llegar el émbolo.
c) Controlador Electrónico: Este controlador nuevo incorpora circuitos de estado sólido
para el tiempo sincronizado y obtiene la energía mediante baterías de pila “D”. La vida
promedio de las baterías es de un año. Sin embargo. El tiempo sincronizado es solo una de
las funciones del controlador. El controlador responde a muchas otras señales externas
tales como el cierre a la llegada del émbolo buzo, presión alta o baja, nivel de líquido o
diferencial. Las señales se reciben electrónicamente en vez de neumáticamente. Esta
capacidad permite un alcance muy amplio de aplicaciones y versatilidad. El modelo Auto -
cycle Solar de Ferguson Beauregard se presenta en la Figura.
Figura 8. Controlador Electrónico. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift en el
campo La Concepción
Diseño del sistema Plunger Lift.
Según Manual de Pozos Plunger Lift, Milam Petroleum Services (2006) El sistema
Plunger Lift depende su diseño básicamente de los tiempos en los que el mismo realiza sus
respectivos ciclos, comúnmente esto es optimizado en campo de forma empírica, pero su
diseño inicial viene dado de la siguiente forma:
Producción II
Principio del Controlador
La teoría de operación esta basada en la velocidad de viaje del plunger. Hay un rango
ideal de velocidad para impulsar al plunger. Esta velocidad varía con los distintos tipos de
herramientas y es determinada por la efectividad de los elementos sellantes. Un plunger
viajando demasiado lento permite que una cantidad de gas considerable se escape por él.
Este gas equivale a perder potencia. Cuanto más gas escape por el plunger en su camino a
la superficie, menos gas hay disponible para la elevación de liquido. En el caso de
un plunger que viaja demasiado rápido se trata también de un caso de ineficiencia, es
como un automóvil girando sobre sus ruedas, va a gastar una cantidad de energía que
podría ser utilizada productivamente. Para efectuar cambios de ciclos, el auto cycle
monitorea la velocidad del plunger tomando tiempo de viaje a superficie. Inicialmente se
establece una serie de ventanas de funcionamiento, que se definen a continuación:
➢ Ventana Buena:
Se define de esta manera, al intervalo de tiempo, en el cual llega el pistón a superficie
con una velocidad óptima. Por tanto, lo optimo, lo recomendado y lo deseable es que el
pistón arribe a superficie dentro de este intervalo de tiempo. Sabiendo que la velocidad
optima de viaje del plunger se encuentra entre 800 y 1000 pie / min., podemos fijar los
Limites inferior y superior de la ventana Buena.
El límite inferior de la ventana buena se determina utilizando la siguiente ecuación:
El límite superior de la ventana buena se determina utilizando la siguiente ecuación:
➢ Ventana Rápida:
Intervalo de tiempo que corresponde a que el pistón llegue a superficie en un tiempo
menor al Límite inferior de la ventana buena. Si el pistón llega a superficie en este intervalo
o antes estaría entonces desperdiciando energía y deberá ser reajustado con ayuda del
controlador.
➢ Ventana Lenta:
Producción II
Intervalo de tiempo que corresponde a que el pistón llegue a superficie en un tiempo
mayor al Límite superior de la ventana buena. Para esta ventana tenemos un Límite
superior. El límite superior de la ventana lenta se fija para establecer si el pistón arriba o no
a superficie. Si el pistón no llega a superficie antes del tiempo asignado al límite superior de
la ventana lenta se establece que el pistón NO ARRIVA a superficie.
El límite superior de la ventana lenta se establece con la siguiente ecuación:
Producción de Gas y Agua Asociada
Leal, (2005). El gas natural es una mezcla de compuestos de hidrógeno y carbono y
pequeñas cantidades de compuestos no hidrocarburos en fase gaseosa o en solución con
el petróleo crudo que hay en los yacimientos. La molécula del gas natural está compuesta
por un átomo de carbono y cuatro de hidrógeno, que se representan con la fórmula (CH4)
como puedes apreciar en esta ilustración. Muchos de los hidrocarburos en el gas natural
son saturados, lo que significa que cada átomo de carbono se enlaza a otros cuatro de
hidrógeno. Éstos son los que se conocen como alcanos, parafinas y alifáticos. Podemos
encontrar el gas asociado o no al petróleo; así como podemos producirlo de manera
artificial a través de la destilación o por fermentación de sustancias orgánicas
El gas natural es una energía rentable de precio competitivo y eficiente como
combustible, el cual utilizamos en nuestra cocina, para climatizar nuestro hogar, como
carburante en la industria, para generar electricidad y como producto básico para síntesis
químicas orgánicas. Es el combustible de origen fósil más limpio que existe, de manera que
es más conveniente usar esta energía si se trata de querer conservar nuestro medio
ambiente.
La lucha contra la contaminación atmosférica es algo que nos atañe a todos, por lo tanto
actualmente a nivel global, hacemos todo lo posible por controlar las emisiones de gases
con efecto invernadero. El gas como alternativa energética, presenta una participación
ascendente en los mercados mundiales energéticos y se espera que la demanda continúe
aumentando en los próximos veinte años.
La actividad que se realiza para buscar y encontrar gas se llama exploración y es la
primera de la cadena de valor del gas natural. Esta labor se ha perfeccionado desarrollando
Producción II
nuevas tecnologías que reducen los factores de riesgo, sin embargo, no se ha encontrado
un método que nos asegure la presencia de hidrocarburos en el subsuelo sin la perforación
de pozos exploratorios. Esta etapa implica una cuantiosa inversión de capital para realizar
los estudios de geología, sísmica y perforación a grandes profundidades. Además en este
acometido se hace uso de todos los medios de detección de riesgos y de transporte
necesarios para el desarrollo de las operaciones que conllevan en sí riesgos, debido a las
altas presiones y temperaturas.
Para comenzar la exploración, los geólogos realizan exámenes sobre la estructura de la
tierra que les permitirá determinar las áreas con mayores posibilidades de encontrar gas
natural. Estos exámenes son los estudios geológicos, cartografía de la superficie y de las
capas subterráneas de una cierta área a fin de obtener información para concluir qué áreas
son susceptibles a contener reservorios de gas; la fotografía aérea de determinados rasgos
superficiales, el análisis de la desviación de ondas de choque por las capas geológicas y la
medida de los campos gravitatorio y magnético.
Al descubrir posibilidades de que en el subsuelo existan acumulaciones de gas natural,
se comienza un proceso para ubicar el sitio con mayores posibilidades de comprobar y
luego extraer el gas. En el proceso se utilizan métodos de alta tecnología como son las
técnicas: geológica, geofísica y geoquímica, levantamientos aeromagnéticos, gravimétricos
y sísmicos convencionales apoyados por los recursos cibernéticos. El uso de las nuevas
tecnologías y herramientas modernas nos permite encontrar en los sitios más recónditos
los depósitos de hidrocarburos en las rocas porosas, ubicadas principalmente en lo que
hace millones de años pudo haber sido un lago, río u océano.
Por el método geológico se utiliza inicialmente la fotografía aérea y se estudian las rocas
superficiales en busca de manaderos de petróleo, asfalto y gas. La geología de superficie
también estudia la existencia de rocas asociadas al origen y almacenamiento de
hidrocarburos, interpretando la posible existencia de trampas a través de la observación y
medición de sus efectos en el terreno.
El gas natural se extrae por expansión, esto significa que la misma presión del gas
contenido en los depósitos de las rocas, produce el impulso de los fluidos hacia las paredes
del pozo para luego subir al exterior. Es natural que la presión de producción de gas del
pozo, disminuya gradualmente a lo largo de la explotación del yacimiento, sin embargo su
Producción II
vida útil se puede extender utilizando compresores para imprimirle fuerza al gas que se
encuentra bajo tierra y ayudarlo a llegar hasta el gasoducto.
Existen pozos que son exclusivamente gasíferos, es decir no estamos en presencia de
gas asociado a petróleo sino de gas libre, el cual no necesariamente tiene que ser seco. En
estos casos contamos con instalaciones acondicionadas para la separación primaria de
líquidos, el manejo y control de la producción de gas. Una vez superada esta etapa, el
proceso será el mismo para éste y para la producción de gas asociado ya separado.
Existen tres pasos fundamentales en las operaciones de procesamiento de gas natural.
Tratamiento del gas.
Leal, (2005). Donde se eliminan elementos que pueden ser agua, compuestos ácidos
como dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, helio, y otros sólidos e
impurezas, que de no ser eliminados podrían corroer los gasoductos y dañar el medio
ambiente. El gas, antes de ser transportado y utilizado comercialmente debe ser purificado
y haber pasado todas las normas de calidad que exigen los transportistas y consumidores.
Durante el tratamiento se somete al gas natural a los procesos de extracción y
fraccionamiento para separar sus componentes, y disponer de gas metano para su
transportación y distribución bajo las normas de calidad establecidas. Los componentes
separados en este proceso, como son el etano, propano, butano y pentano, se utilizarán
posteriormente de manera individual como productos cotizados en el mercado, gracias a su
gran variedad de usos, entre los cuales podemos mencionar la recuperación mejorada de
crudos, la materia prima para las refinerías, las plantas petroquímicas y el uso energético.
La propia explotación de los campos de gas que contienen impurezas, así como las
regulaciones que se han establecido para mantener una buena calidad del aire; incluidas
las que se refieren al control de emisiones de gases perjudiciales durante algunas etapas
del proceso industrial, han contribuido al mejoramiento y avance tecnológico con que
cuenta hoy en día la industria de los hidrocarburos.
El acondicionamiento del gas
Producción II
Leal, (2005). Es el procedimiento mediante el cual logramos llevar el gas en óptimas
condiciones que satisfagan los requerimientos de los clientes y del mercado. En esta etapa
se utilizan secantes líquidos como por ejemplo Glicol, para retirar el agua y otras impurezas
mediante un proceso de deshidratación. Este paso se hace necesario por las
especificaciones de los gasoductos, los cuales deben transportar gas con un limitado
contenido de agua. En el proceso de deshidratación con Glicol, se emiten contaminantes
peligrosos como el benceno, tolueno, etilbenceno y xileno, por lo cual la industria gasífera
ha desarrollado novedosas tecnologías de control de emisiones, a través de las cuales se
llega a eliminar hasta el 95 por ciento de estos compuestos.
Procesamiento del gas.
Leal, (2005). Es la etapa donde se separan cada uno de los componentes de la mezcla
de hidrocarburos para generar los productos que se demanda en el mercado. Algunos de
estos productos son el gas licuado de petróleo (GPL), gasolina de motor, combustibles para
calefacción en áreas residenciales y comerciales, componentes de valor útil en la
petroquímica y la agricultura, y el gas natural, el cual se conoce comercialmente en nuestro
país como gas metano.
Básicamente, para procesar el gas natural seco, luego de extraerle los hidrocarburos
líquidos y contaminantes, y llegar hasta la calidad requerida por el gasoducto, es necesario
realizar las siguientes operaciones: Remoción de crudos y condensados. En el caso del
gas asociado al petróleo, es necesario separar el mismo del fluido en el que se encuentra
disuelto para facilitar su transporte y el posterior procesamiento.
Esto se logra disminuyendo la presión contenida en el depósito, como cuando abrimos
una bebida gaseosa, luego resulta más fácil la separación de los hidrocarburos. Para esta
labor se instala en la cabeza del pozo o cerca de él un equipo llamado Separador
Convencional, que es un tanque cerrado donde la fuerza de gravedad separa los crudos
más pesados de los gases más ligeros. También se puede utilizar otros equipos
especializados como por ejemplo el Separador de Baja Temperatura
Usos del gas natural
Producción II
Existen anotaciones que datan de muchos siglos, las cuales aseguran que en las
regiones china y japonesa se descubrió accidentalmente la presencia de gas por medio de
las perforaciones de pozos en busca de agua y sal. En el año 1640, J. B. Van Helmont
descubrió el Dióxido de Carbono (CO2), y tomando de base la palabra griega “CAOS”, creó
el término “GAS”.
A partir del siglo XVII, comenzó en Europa un creciente interés por descubrir la
presencia de flujos espontáneos de gas natural emanado del subsuelo… pero la utilización
y verdadera comercialización del gas data del año 1821, cuando el pueblo de Fredonia,
ubicado en el estado Nueva York, comenzó a utilizar el gas para alumbrarse. El pionero de
esta empresa fue el señor William Aron Hart, quien abrió un pozo que tenía nueve metros
de profundidad, le instaló un gasoducto de plomo con ramificaciones a los hogares y
comercios, y construyó además un gasómetro para controlar las presiones, los volúmenes,
las entregas y las mediciones de gas.
Fue a partir de este hecho que tomó auge la búsqueda de gas natural y la abertura de
pozos en los estados vecinos. Hoy en día el mercado de gas y derivados de éste, ya sea
en forma directa como gas al usuario, o en forma de líquido embotellado que sale como
gas, se ha convertido en una importante industria que se desarrolla y perfecciona
constantemente en lo que respecta a tecnología. El gas natural separado del petróleo ( gas
asociado) y el gas libre (no asociado), procedente de yacimientos de gas solo es procesado
y acondicionado para obtener gas seco (metano), el cual luego es enviado a través de los
gasoductos hacia las ciudades y los centros industriales donde se utiliza como combustible.
Ventajas del gas.
Leal, (2005). Es limpio. No produce hollín ni mugre. Por lo tanto, los equipos en que se
usa como combustible no requieren mantenimiento especial. Puede manejarse a presiones
deseadas de entrega en los sitios de consumo. Su poder calorífico y combustión son
altamente satisfactorios.
Volumétricamente es susceptible a la compresión o expansión, en función a la relación
presión-temperatura que se le desee imponer.
Puede ser transportado por sistemas de tuberías madres, troncales y ramales,
especialmente diseñadas, que permiten mantener rangos de volúmenes a presiones
Producción II
deseadas. Su entrega a clientes puede ser continua y directa a los artefactos donde debe
consumirse, utilizando controles y reguladores, sin requerimientos de almacenaje en sitio o
preocupación por volúmenes almacenados en el hogar, la oficina, el taller, la planta o
fábrica.
La reversibilidad gas-líquido-gas lo hace apto para el envasado en pequeños y seguros
recipientes, fáciles de transportar, e instalar para suplir combustibles en sitios no servidos
por red de tuberías de distribución. El gas licuado puede también transportarse en barcos,
desde áreas remotas de producción y procesamiento a grandes terminales de
almacenamiento que surten a industrias y a miles de clientes particulares.
Por su eficiencia y poder calórico, su costo por volumen es muy económico. Las
características de funcionamiento limpio y eficiente, su rendimiento y precio económico han
logrado que cada día se expanda el mercado de gas natural para vehículos (GNV). Se ha
comprobado que como combustible, el gas Metano es muchísimo menos contaminante del
ambiente que otros como la gasolina y el Diesel.
El gas como insumo en las refinerías y petroquímicas
Leal, (2005). En la industria de la refinación y la petroquímica el gas seco, húmedo o
condensado pasa por determinados procesos en las plantas de tratamiento, donde se
hacen recombinaciones de las moléculas de los hidrocarburos para obtener materia prima
semielaborada para continuar la cadena de procesos y productos terminados para los
diferentes mercados.
El gas sujeto a procesos y separado finalmente en metano, etano, propano y butano,
puede ir directamente a la petroquímica para convertirse en una amplia gama de productos
semielaborados o finales, o puede ser enviado a las refinerías, donde sus moléculas son
desintegradas térmicamente, y con extracciones adicionales derivadas de los crudos allí
refinados, ser enviado a la petroquímica. Es por esto que podemos decir que existe una
interdependencia entre las distintas ramas de la industria petrolera, ya que la petroquímica
puede recibir y enviar productos a la refinería y viceversa.
Yacimientos de gas en Venezuela
Producción II
Leal, (2005). Las mayores reservas de gas en Venezuela se encuentran en la zona
norte y noroeste del país, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica,
ocupando una extensión de más de 500.000 kilómetros cuadrados. En el occidente del país
se cuenta con recursos gasíferos por 35 billones de pies cúbicos y en la zona oriental
asciende a 65 billones de pies cúbicos.
Los yacimientos de gas en Venezuela son prometedores al punto que las estimaciones
de producción se prevén aumentar en el período que abarca hasta 2012, de 6.300 millones
a 11.500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD). La producción en el occidente del país
aumentará de 1.100 a 1.400 MMPCD, en el centro del país, específicamente en el área de
Yucal Placer se aumentará la producción de 100 a 300 MMPCD; y en Anaco de 1.700
millones a 2.794 MMPCD.
Todo esto sin contar la incorporación de la producción del proyecto Mariscal Sucre
cuyas actividades se estiman por el orden de 1.200 MMPCD, y la Plataforma Deltana por
1.000 MMPCD. El proyecto Delta Caribe desarrollará el gas costa afuera en las áreas de la
Plataforma Deltana, en la fachada atlántica y en las costas ubicadas al norte del estado
Sucre, en el oriente de nuestro país.
Con este proyecto se persigue superar el déficit de gas que presenta actualmente el
mercado interno, calculado en 1.500 MMPCD. En el golfo de Paria contamos con
yacimientos de gas natural no asociado de gran potencialidad, en esta región se desarrolla
el proyecto Corocoro. Las empresas Conoco Phillips, ENI y PDVSA mantienen licencias
para la producción de crudo bajo la figura de exploración a riesgo y ganancias compartidas.
Por último tenemos el proyecto Rafael Urdaneta, ubicado al noreste del estado Falcón en el
golfo de Venezuela. Estos yacimientos tienen un potencial de explotación de 26 BPC de
gas natural no asociado y siete millones de barriles de hidrocarburos líquidos.
De los 29 bloques que forman parte de este desarrollo, 18 están ubicados en el golfo de
Venezuela y 11 en Falcón noreste, abarcando un área aproximada de 30.000 Km.
cuadrados. A mediados de 2001, comenzó una producción incipiente de gas no asociado
en el centro del país, la misma ha ido incrementándose a medida que se avanza en nuevos
descubrimientos y se incorporan empresas interesadas en el desarrollo y extracción de los
hidrocarburos en nuestro país.
Completación mecánica de pozos
Producción II
Aguirre y Vivas, (2003) Se entiende por completación o terminación al conjunto de
trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para
dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos
a otros usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento
del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o
el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción.
Factores que determinan el diseño de la completación de pozos.
Aguirre y Vivas, (2003) La productividad de un pozo y su futura vida productiva son
afectados en gran parte por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la
misma. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima
producción en la forma más eficiente, tomando en cuenta las características del método de
levantamiento con el cual se piensa producir el pozo, debido a las notables diferencias
entre los distintos métodos de explotación existentes y, por lo tanto, a la hora de realizar un
diseño de completación, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan
dicha selección, tales como:
➢ Tasa de producción requerida.
➢ Reservas de zonas a completar.
➢ Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.
➢ Necesidades futuras de estimulación.
➢ Requerimientos para el control de arena.
➢ Futuras reparaciones.
Clasificación de las completaciones de acuerdo a las características del pozo.
Aguirre y Vivas, (2003). Básicamente existen cuatro tipos de completaciones de acuerdo a
las características del pozo, es decir como se termine la zona objetivo, tales como;
Completación a Hueco Abierto, Completación con Forro o Tubería Ranurada,
Completación con forro liso ó camisa perforada y Completación con Revestidor
Producción II
Cañoneado. De las cuales las siguientes se adaptan al sistema de levantamiento artificial
Plunger Lift.
➢ Completación a Hueco Abierto.
Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente
compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande (100 a
400 pies) y homogéneo en toda su longitud.
Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de
interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo
de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera
producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación.
Figura 9. Completación a Hueco Abierto. AGUIRRE, VIVAS, (2003) Completación de pozos
petroleros
Entre las variantes de este tipo de completación encontramos:
Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor de
producción: En este tipo de completación las muestras de canal y la interpretación de los
registros ayudan a decidir si colocar el revestidor o abandonar el pozo por ser no
económico. Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestidor de
producción.
a) Ventajas
• Se elimina el costo de cañoneo.
• Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.
• Es fácilmente profundizable.
• Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor cañoneado.
• Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la
formación dentro de la zona de interés.
• La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica.
Producción II
• Reduce el costo de revestimiento.
b) Desventajas
• Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua viene
de la zona inferior.
• No puede ser estimulado selectivamente.
• Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.
• Como la completación a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca
para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas carbonatadas
(calizas y dolomitas).
➢ Completación con Revestidor Cañoneado.
Es el tipo de completación que es una de las más usada en la actualidad, ya sea en
pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más).
Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería
de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar,
cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación
entre la formación y el hueco del pozo.
Figura 12. Completación con revestidor Cañoneado. AGUIRRE, VIVAS, (2003)
Completación de pozos petroleros
a Ventajas
• La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.
• La formación puede ser estimulada selectivamente.
• El pozo puede ser profundizable.
• Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales para el
control de arena.
• El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.
• Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.
Producción II
b Desventajas
• Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.
• Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo
• Pueden presentarse trabajos de cementación.
• Requiere buenos trabajos de cementación.
• La interpretación de registros o perfiles es crítica.
Configuración mecánica de los pozos.
De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, la completación del mismo puede
clasificarse en Completación Convencional y Completación Permanente. Se entiende por
“Completación Convencional” aquella operación en la cual existe una tubería mayor de 4 ½
pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la cual fluyen los fluidos de la
formación hacia la superficie. La mayoría de las partes mecánicas o equipos de subsuelo
pueden ser removidos, es decir, no tienen carácter permanente. Respecto a la
“Completación Permanente” son aquellas operaciones en las cuales la tubería de
producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad), se instalan de tal manera que todo
trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con equipo
manejado a cable y la mayoría de sus partes son de carácter permanente, es decir no
pueden ser removidos.
Factores que determinan el tipo de configuración mecánica.
➢ Tipo de pozo (productor, inyector, etc.).
➢ Número de zonas a completar.
➢ Mecanismo de producción.
➢ Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, etc.).
➢ Grado de compactación de la formación.
➢ Posibilidades de futuros reacondicionamientos.
➢ Costos de los equipos.
Producción II
Tipos de completación de acuerdo a la configuración mecánica.
➢ Completación sencilla:
Esta es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas producen
simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción.
Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo
yacimiento. Además, esta completación ofrece aislar zonas productoras de gas y agua.
Entre las variedades se tiene:
➢ Completación sencilla convencional:
Esta tipo de completación se realiza para la producción una sola zona, a través de la
tubería de producción.
➢ Completación sencilla selectiva:
Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo a
través de mangas ó válvulas de circulación.
Figura 13. Completación Selectiva. AGUIRRE, VIVAS, (2003) Completación de pozos
➢ Completación múltiple
Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas
(yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de
pozos a perforar.
➢ Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de producción:
En este tipo de completación, la zona superior produce a través del espacio anular
revestidor / tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a través de la
Producción II
tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera
levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosión, etc.
Figura 14. Completación Doble con una Tubería de Producción y una Empacadura de
Producción. AGUIRRE, VIVAS, (2003) Completación de pozos petroleros
➢ Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples empacaduras de
producción:
Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por separado
a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles.
Figura 15. Completación Doble con Tuberías de Producción Paralelas y Múltiples
Empacaduras de Producción. AGUIRRE, VIVAS, (2003) Completación de pozos petroleros
➢ Completación Triple:
Este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando dos ó más tuberías y empacaduras
de producción
Sistema de Variables
Definición Nominal
Levantamiento Artificial Plunger Lift.
Definición Conceptual.
Forma de recuperación secundaria de hi9drocarburo, en la cual se usa gas que se
encuentra a alta presión a los pozos productores, para estimular la salida de hidrocarburo.
Según (Beauregard, E y Ferguson Paul L. Año 1981).
Producción II
Definición Ocupacional
Miquilena, (2005). El Levantamiento Artificial Plunger Lift es la utilización de una fuente
energía externa para levantar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta
superficie, en el sistema Plunger Lift existen dos variables las cuales son con gas asistido
y auto Plunger (el cual levanta los fluidos de manera autónoma con el gas que produce el
pozo), su objetivo es crear una presión en la tubería de producción tal, que permita al
pozo generar la rata de flujo deseada, una vez que la energía natural del mismo ha
disminuido, Utilizando un pistón que se encarga de levantar la columna de fluido por acción
de la presión que ejerce el gas bajo este, tal pistón a su vez es regulado en su velocidad de
ascenso por un controlador que se encuentra en superficie.
Operacionalización de la Categoría
Es definir las variables para que sean medibles y manejables, un investigador necesita
traducir los conceptos (variables) a hechos observables para lograr su medición. De
acuerdo con Hampel (1952) “La definición operacional de un concepto consiste en definir
las separaciones que permiten medir ese concepto o los indicadores observables por
medio de los cuales se manifiesta ese concepto”.
Cuadro Nº 1
|Objetivo General: Factibilidad técnica del uso del sistema de levantamiento artificial de
Plunger Lift en pozos de gas con agua asociada en|
|el campo Los Lanudos
|
|Objetivo especifico |Categoría |Sub-categoría |Unidad de
Análisis. |
|Analizar la información actual| | |
|
|concerniente a los pozos que |SISTEMA DE LEVANTAMIENTO | |
|
Producción II
|se encuentran en el campo Los |ARTIFICIAL | |
|
|Lanudos |PLUNGER LIFT |Información del campo Los |
Superintendencia de yacimientos PDVSA petrowayuu|
| | |Lanudos |(2007)
|
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
|Comparar el sistema de | | |
|
|levantamiento Plunger Lift con| |Sistemas de levantamiento |Uso del
sistema Plunger Liften el Campo La |
|los distintos sistemas | |artificial. |Concepción. T.E.G
Miquilena y García. |
|existentes | | |
|
| | | | |
|Evaluar la producción de gas | | |
|
| | |Producción de gas |Optimización del sistema
Plunger Lift en el |
| | | |Campo La Concepción. T.E.G
Leal, N (2005) |
| | | | |
|Establecer Pozos candidatos | | |
|
|que se ajusten a los | | |
|
|parámetros requeridos para la | |Parámetros para la aplicación|
Optimización del sistema Plunger Lift en el |
Producción II
|aplicación técnica del sistema| |de Plunger Lift |Campo La
Concepción. T.E.G Leal, N (2005) |
|Plunger Lift | | |
|
| | | | |
|Definir los cambios necesarios| | |
|
|en la completación mecánica de| | |
|
|los pozos candidatos para la | | |
|
|posible implementación de | |Completación mecánica de los |
Completación de pozos petroleros. Aguirre E. y |
|Plunger Lift. | |pozos |Vivas Y. (2003)
|
Definición de Términos Básicos.
API: Gravedad del crudo producido por el pozo. Abreviatura de la American Petroleum
Institute. Oilfield Glossary ( www.theoilfieldglosary.slb.com)
Área de Explotación: Área donde se agrupan los yacimientos que presentan características
similares en las propiedades de las rocas y del petróleo producido. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Arena: Arena que tiene el yacimiento y se utiliza para determinar el tipo de formación del
yacimiento. Porción estratigráfica permeable del subsuelo que puede ser o no petrolífera.
Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Barril: Medida “Estándar” de volumen, equivalente a 42 galones americanos (0.158988
metros cúbicos).
Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Producción II
BBPD: Barriles brutos de petróleo por día.
Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
BNPD: Barriles netos de petróleo por día.
Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Bumper Spring: Es el elemento que amortigua la llegada del pistón al fondo del pozo,
existiendo varios tipos dependiendo su utilización del anclaje disponible. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Campo: Grupo de pozos, adyacentes, separados por áreas no productivas o artificialmente
delimitadas. Oilfield Glossary
( www.theoilfieldglosary.slb.com)
Controlador de cabeza de pozo: Generalmente electrónico computarizado, es un elemento
que controla las aperturas y cierres de la válvula de inyección y producción en función de
parámetros predeterminados, tiempos, presiones o una combinación de ambos. Oilfield
Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Crudo: La palabra crudo o petróleo se emplea para designar cada uno de los compuestos
químicos líquidos resultantes de la combinación del carbono (C) con el hidrógeno (H2).
Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Estado: Indica la condición de producción del pozo, situación de operatividad del equipo o
punto, se encuentre activo o inactivo. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Flujo: Es el volumen de gas o líquido registrado. Dícese del movimiento de un cuerpo cuyas
moléculas, debido a la pequeña fuerza de cohesión, lo hacen capaz de adoptar la forma del
recipiente que los contiene a o través del cual se moviliza. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Producción II
Gas: Cuerpo en estado uniforme tal que sus moléculas, suficientemente alejadas unas de
otras, ejercen fuerzas recíprocas atractivas muy pequeñas, o incluso despreciables, y
tienden a ocupar todo el espacio disponible sin determinar una superficie límite. Oilfield
Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Gas Asociado: El gas asociado es el gas que aporta la formación, se determina a partir de
la diferencia del gas total (medido en superficie) y el gas inyectado. Se expresa en pie
cúbicos por día. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Gas Inyectado: Es el gas que se inyecta al pozo, se expresa en pie cúbicos por día. Oilfield
Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Gas Total: Es la suma del gas inyectado más el gas asociado. Se determina a partir de su
medición en superficie y se expresa en pie cúbico por día. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Gravedad API: Termino usado en la industria Petrolera para expresar la densidad de los
líquidos del petróleo, como una relación entre la gravedad específica a 60 ºF. Oilfield
Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Hidrocarburos: Son sustancias compuestas principalmente por hidrógeno y carbono.
Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Índice de Productividad: El índice de productividad representa la capacidad de aporte de
fluidos de un pozo y se define como el número de barriles por día de líquido, que el pozo
produce por cada libra por pulgada cuadrada (Psi) de caída de presión en el yacimiento, es
decir, BBPD/Psi. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
IRGL: Relación gas- líquido de inyección. Relación entre el gas de inyección y el caudal de
líquido (Petróleo más agua y sedimentos). Se expresa en pie cúbicos por barril. Oilfield
Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
LAG: Levantamiento Artificial por gas. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Producción II
Levantamiento Artificial: Forma de recuperación secundaria de crudo, en la cual se le
inyecta gas a alta presión a los pozos productores, para estimular la salida de crudo.
Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Línea: Es la tubería por donde se transporta el fluido. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Lubricador: Es el elemento que amortigua la llegada del pistón a la superficie y que
contiene el dispositivo de detección del mismo, permitiendo además atraparlo para
inspección, cambio o por necesidad de operación. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Mandril: Es parte de instalación de fondo diseñado para alojar la válvula de subsuelo en la
instalación de gas lift. La cual se conecta a la tubería de producción. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Medida: Expresa el valor del parámetro. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Muestra: Muestra de crudo o producto, tomada a nivel del tanque, línea o buque. Oilfield
Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Múltiple de Producción: Instalación en la cual llegan varios pozos y se distribuye el fluido a
los patios. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Panel solar: Mantiene la carga de la batería del controlador. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Petróleo Sub-saturado: Es un petróleo que tiene deficiencia de gas, es decir, en las
condiciones actuales de presión y temperatura tiene en solución una cantidad de gas
inferior a la que realmente podría tener. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Producción II
Petróleo Saturado: Es un petróleo que bajo ciertas condiciones de presión y temperatura
tiene en solución la máxima cantidad de gas posible. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Pistón: Es el dispositivo viajero que constituye las interfases entre el gas impulsor y el
líquido producido. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
POES: Petróleo originalmente en sitio. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Porcentaje de A y S: Porcentaje de agua y sedimento contenido en el fluido producido por
el pozo y obtenido en los laboratorios después de un proceso de centrifugación. Oilfield
Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Pozo: Es una instalación, donde se ha perforado un hoyo, con sus revestimientos y cruz de
producción. Perforación vertical cilíndrica y profunda efectuada en las capas superficiales
de la corteza terrestre y que alcanza un yacimiento petrolífero. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Pozo pesado: Se llama así cuando deja de producir por una sensible pérdida de presión en
el sistema y/o el nivel de líquido sube con la cual la presión existente es insuficiente para
llevar el fluido hacia la superficie. Si se define el pozo pesado se ingresará con equipo de
suabeo. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Presión: Relación entre la intensidad de una fuerza y el área de la superficie sobre la cual
actúa. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Presión Hidrostática: La presión ejercida por una masa de agua tranquila a cierta elevación
en casos de agua subterránea, la presión a cierta elevación debido al peso del agua en
niveles más altos en la misma zona de saturación. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Producción II
RGP: Relación gas – Petróleo. Relación entre el gas de formación y el petróleo Neto
(Fluido menos sedimentos y agua) producido por un pozo o grupo de pozos. Se expresa en
pie cúbicos por barril. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
RGL: Relación gas – líquido de formación. Relación entre el gas de formación y el caudal
de líquido (Petróleo más agua y sedimentos. Se expresa en pie cúbicos por barril. Oilfield
Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Separador: Es un recipiente en forma cilíndrica o esférica, colocada en posición horizontal
o vertical cuyo propósito es deparar el gas del fluido producido por el pozo. Oilfield
Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Sistema de Levantamiento de Gas (Gas Lift): Conjunto de líneas que conducen gas desde
las plantas de compresión hasta los múltiples de levantamiento y de allí a un grupo de
pozos, a los cuales se les inyecta gas para aumentar su producción. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
TRGL: Relación gas- líquido total. Relación entre el gas total y el caudal de líquido
(Petróleo más agua y sedimentos). Se expresa en pie cúbicos por barril. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Válvulas: Equipos usados básicamente para control de fluidos; por medio de estas se logra
gobernar variables como presión, nivel, caudal y temperatura. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Válvula de Control: Válvula que permite el control del flujo o presión en una tubería
determinada. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Válvula de subsuelo: Equipo de subsuelo que sirve para el control de la presión y volumen
inyectado de gas dentro del pozo, con instalación de gas lift las cuales funcionan
automáticamente, abriéndose y cerrándose de acuerdo a las presiones predeterminadas.
Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Producción II
Válvula de Venteo: Válvula que permite el desalojo de gas, cuando el equipo esta por
encima de la presión normal de operación. Oilfield Glossary
(www.theoilfieldglosary.slb.com)
Válvulas motoras: Son válvulas de operación neumática que se utilizan para controlar la
producción y la inyección en los pozos. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
Yacimiento. Unidad natural de acumulación de gas, petróleo y agua, originada por
determinadas circunstancias geológicas. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)
CAPITULO III
MARCO METODOLÓGICO
Para alcanzar los objetivos propuestos en esta investigación se hizo necesaria la
implementación de estrategias que facilitaron un conjunto de aspectos técnicos que son
indispensables en el proceso de recolección de datos. Es por ello que en este capitulo se
presentan las estrategias técnicas metodológicas utilizadas para ofrecer validez al estudio,
tal como lo es la modalidad y el tipo de investigación, población, muestra, técnicas de
recolección de antecedentes y procedimientos seguidos de la misma.
Modalidad de la Investigación
El tema de investigación propuesto “Factibilidad técnica del uso del sistema de
levantamiento artificial de Plunger Lift en pozos de gas con agua asociada en el campo Los
Lanudos” responde al perfil de una investigación Documental, según Franklin (1997) define
la investigación documental aplicada a la organización de empresas como una técnica de
investigación en la que “se deben seleccionar y analizar aquellos escritos que contienen
datos de interés relacionados con el estudio...,”
Tipo de Investigación
Producción II
La investigación se establece como de tipo Proyectiva, según Hurtado Y. ”Este tipo de
investigación, consiste en la elaboración de una propuesta, un plan, un programa o un
modelo, como solución a un problema o necesidad de tipo práctico, ya sea de un grupo
social, o de una institución, o de una región geográfica, en un área particular del
conocimiento, a partir de un diagnóstico preciso de las necesidades del momento, los
procesos explicativos o generadores involucrados y de las tendencias futuras, es decir, con
base en los resultados de un proceso investigativo”
El tipo de investigación es proyectiva ya que se propone la implementación del sistema
de levantamiento de gas Plunger Lift, por medio de informaciones físicas y digitales
suministradas por PDVSA Petrowuayuu las cuales están en su mayoría descritas
apropiadamente con referencia a las medidas necesarias para llevar a cabo una
investigación
Procedimientos
Para alcanzar el proceso de documentación y elaboración del presente trabajo especial
de grado se realizó y se desarrollaron las etapas enumeradas a continuación.
FASE I:
En esta Analizó la información del Campo, sus historiales de producción, estratigrafía,
estructura entre otros.
FASE II:
En esta se comparó el sistema de levantamiento artificial Plunger Lift con el sistema de
gas Lift para de esta forma determinar la utilidad de este y sus ventajas en cuanto a este.
FASE III:
Producción II
Se realizó una evaluación de la producción de gas de cada uno de los pozos del campo,
a través de graficas que arrojan la tendencia de producción del campo Los Lanudos.
FASE IV:
Se precedió a proponer pozos candidatos aptos para la posible aplicación del sistema
Plunger Lift, para esto fue necesario un análisis de configuración mecánica de cada uno de
los pozos del campo.
FASE V:
Se definieron los cambios necesarios en la configuración mecánica de aquellos pozos
que cumplían con los parámetros de aplicabilidad del método Plunger Lift.
Población y muestra
Según Chacin, J (2002) La población se de fine como “ el conjunto de elementos cuyas
características tratan de estudiar, y acerca de la cual se desea información” Asimismo
señala que el subconjunto de la población que se elige para observar y a partir del cual se
trata de conocer las características de la población para el cual serán validas las
conclusiones del estudio, Para la elaboración de este trabajo se tomaran en cuanta los
pozos del campo Los Lanudos, los cuales son 18, (C-147, C-222, C-223, C- 231, C-235, C-
236, C- 238, C- 239, C- 240, C-241, C- 242, C- 243, C- 250, C- 251, C- 252, C-253, C- 254,
C- 255). De estos se estudiaran los que cumplan con las condiciones para el
establecimiento del sistema de levantamiento Plunger Lift.
Técnicas de análisis
Según Meléndez, y Vidal (2004) “Las técnicas de análisis de datos describen las
distintas operaciones a las que le serán sometidos los datos” una vez obtenida la
información es necesario identificar la problemática y luego se procederá a organizar los
datos. Para llevar a cabo las pruebas correspondientes que se realizaran”. Las técnicas de
Producción II
procesamiento de esta investigación fue la recolección, validación y el desarrollo de la
información el cual tiene como propósito estudiar la factibilidad técnica del uso del sistema
de levantamiento artificial Plunger Lift en pozos de gas con agua asociada del campo Los
Lanudos, incluyendo además todo el material que se tiene en las bases teóricas a fin de
emitir el desarrollo de los objetivos planteados en dicha investigación y así dar
recomendaciones y conclusiones sobre la misma.
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