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.
-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.
Producción II
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.
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
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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 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.
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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 consecuencia este efecto de enfriamiento podría causar formaciones de hidratos de que puede bloquear todo el flujo de la tubería..
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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.
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* 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.
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.
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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.
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
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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
* 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
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* 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.
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* 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 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.
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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 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
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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.
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).
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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