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.
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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.
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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:
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.
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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 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.
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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 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.
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* 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:
* 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.
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* 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.
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* 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.
* 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.
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* 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.
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.
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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) • 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.
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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 de arenas, se han observado casos en los cuales el sistema a operado bajo
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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
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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. 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
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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.
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.
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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
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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
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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 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
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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 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
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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 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.
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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.
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
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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.
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
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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. 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
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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
Existen tres categorías básicas de controles que determinan el ciclo de la válvula de motor en la línea de flujo
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* 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.
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* 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 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
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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 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
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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.
* 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
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RAMIREZ ARRIAGA OSCARTOVAR 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
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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
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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 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.
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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).
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:
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-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 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
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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 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.
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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.
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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.
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.
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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.
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.
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* 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.
* 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
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* 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.
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* Mal funcionamiento en los sensores de presión.
* 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.
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-Pistón de fibraSe 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 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.
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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
