BOMBEO PLUNGER LIFT
INTRODUCCIN El sistema de Plunger Lift fue diseado con un rango
de operacin de un GOR mnimo de 300 400SCF/BB por cada 1000 ft de
profundidad que se desee levanta, si se espera implementar este
sistema Sin ningn empuje o gasto adicional de energa.Fue diseado e
implementado inicialmente en los Estados Unidos. El sistema
consiste de un muelle amortiguador en el fondo, un lubricador con
conexin en T, un muelle amortiguador y un receptor en superficie,
un controlador para abrir y cerrar el pozo, y un plunger o pistn
libre. Tambin requiere de una superficie interna de tubing lisa y
un dimetro uniforme. Este mtodo no requiere de energa adicional a
la del yacimiento. FUNCIONAMIENTO AEl sistema Plunger Lift est
basado en un mtodo de cierre a una apertura del pozo en superficie,
cuyo fin principal es utilizar la energa del yacimiento para
producir los lquidos acumulados en el pozo, mediante un pistn
(Plunger) que acta como interface slida entre los niveles de lquido
y gas de levantamiento. El ciclo de implementacin del sistema
arranca con un periodo de cierre con el objetivo de permitir que el
pozo restaure el nivel de fluido y acumule suficiente presin tanto
en el tubing como en el espacio anular ,adicionalmente permitir que
el Plunger, que est dentro del lubricador en la cabeza de pozo,
mantenido por el flujo de produccin, pueda descender hasta el fondo
y ser amortiguado por el resorte (BumperSpring), que est ubicado
dentro dela tubera de produccin, en el nivel de fluido acumulado
durante el periodo de cierre. Posterior al cierre y una vez
alcanzada la presin requerida de operacin en la cual el plunger
eleva los lquidos almacenados y se asegura que alcanzo la
profundidad del resorte(Bumper Spring) se procede a la apertura de
la vlvula neumtica ubicada en la superficie por medio de
controlador. Por consiguiente genera un diferencial de presin
debido a la descompresin del gas atrapado en la tubera causando la
expansin del gas acumulado desplazando el pistn (Plunger) hacia
superficie.FUNCIONAMIENTO B Se apoya en la acumulacin natural de
presin en el gas del pozo durante el tiempo en que el pozo est
cerrado temporalmente. La vlvula neumtica est cerrada y la presin
en el espacio anular hace el Build Up. La vlvula abre y el gas del
anular se expande levantando el pistn y el slug de lquido. El
lquido y el pistn alcanza la superficie, el pistn es mantenido en
el lubricador por el flujo de gas. La velocidad del gas decrece y
comienza a acumularse lquido en el fondo del pozo. Si se lo deja
fluir ms tiempo puede ahogarse. La vlvula neumtica cierra y el
plunger cae, primero a travs de gas y luego a travs de lquido. Una
vez que alcanza el fondo el ciclo se repite nuevamente.
EQUIPOS EN FONDO
EQUIPO EN FONDO RESORTE DE FONDO Amortigua la llegada del pistn
al fondo del pozo. EQUIPO EN FONDO PLUNGER PISTN Este viaja
libremente dentro del tubing produciendo de manera intermitente.
Constituye la interface entre el gas impulsor y el lquido producido
EQUIPO EN FONDO TIPOS DE PISTONES PISTONES MACIZOS Se utilizan en
pozos cuya produccin de lquido no supere los 10 m 3 /da, siendo la
viscosidad del mismo media a baja y la profundidad del pozo hasta
1500 mts. EQUIPO EN FONDO PISTONES CON VLVULA (BY- PASS) Tiene una
vlvula de bypass interna que permite que el gas y los lquidos pasen
a travs de su cuerpo central y de la parte superior, mejorando el
tiempo de desplazamiento de los lquidos. EQUIPO EN FONDO PISTONES
CON ALMOHADILLAS Especialmente indicados para pozos que producen
slidos (arena). El pistn tiene la capacidad de colapso de su
dimetro exterior, de modo que puede pasar por espacios estrechos
dentro de la tubera. EQUIPO EN FONDO PISTONES CON CUERPO DE CEPILLO
Son pistones con prestaciones similares a los pistones con
almohadillas, pueden ser utilizados en pozos con problemas de ID y
que produzcan slidos. EQUIPO EN FONDO PISTONES SLIDO DE ACERO Est
hecho de una sola pieza de acero y no tiene partes mviles. EQUIPO
EN FONDO PISTONES DE ACERO HUECO Est hecho de una sola pieza de
acero y el ncleo de la pieza est en la parte inferior del pistn,
reduciendo el peso sin comprometer su durabilidad. EQUIPO EN FONDO
DOBLE PISTON Presenta ranuras que permiten el flujo de gas para
generar un efecto de giro del rotor creando un efecto de corte en
las acumulaciones de ceras. SELECCIN DEL PISTNl. Resistencia al
impacto y al desgaste. 2. Coeficiente de friccin con el tubo. 3.
Alto grado de repeticin del funcionamiento de la vlvula. 4.
Capacidad de proporcionar un buen sellado contra el tubo durante el
viaje hacia arriba. 5. La capacidad de caer rpidamente a travs de
gas y lquido. EQUIPOS EN SUPERFICIE EQUIPO EN SUPERFICIE LUBRICADOR
Amortigua la llegada del pistn a la superficie y contiene el
dispositivo de deteccin del mismo permitiendo adems atraparlo para
inspeccin o cambio por necesidad de operacin. EQUIPO EN SUPERFICIE
SENSOR DE LLEGADA ARRIBO Es aquel que monitorea la llegada del
pistn a la superficie y reporta dichas llegadas al controlador.
EQUIPO EN SUPERFICIE VLVULA NEUMTICA Se utilizan para controlar la
produccin y la inyeccin en los pozos asistidos. EQUIPO EN
SUPERFICIE CONTROLADOR DE CABEZA DE POZO Generalmente electrnico
computarizado, es un elemento que controla las aperturas y cierres
de la vlvula de produccin en funcin de parmetros predeterminados,
tiempos, presiones o una combinacin de ambos. EQUIPO EN SUPERFICIE
TIPOS DE CONTROLADORES Controladores por tiempos fijos
Controladores por presin Controladores por combinacin de tiempos y
presiones. Controladores por presin diferencial casing/tubing
Controladores por tiempo autoajustables EQUIPO EN SUPERFICIE PANEL
SOLAR Mantiene la carga de la batera del controlador. CONJUNTO DE
SEPARACIN Y REGULACIN DE GAS Suministra el gas de operacin de las
vlvulas motoras con la cantidad y presin adecuada INSTALACIONES
COMUNES DE PLUNGER LIFT Gas Lift Intermitente con Packer, Lift
Convencional sin Packer y con comunicacin entre el casing y el
tubing, Plunger Lift con Packer y sin comunicacin entre el casing y
el tubing. GAS LIFT INTERMITENTE CON PACKER Este tipo de instalacin
se emplea cuando no se dispone completamente del gas de la
formacin, sino que el gas proviene completa o parcialmente de una
fuente externa. PLUNGER LIFT CONVENCIONAL SIN PACKER Y
CONCOMUNICACIN ENTRE EL CASING Y EL TUBING. PLUNGER LIFT CON PACKER
Y SIN COMUNICACINENTRE EL CASING Y EL TUBING. Este tipo de
instalacin requiere que todo el gas venga directamente de la
formacin durante el ciclo de levantamiento PARMETROS DE DISEO La
velocidad normal de funcionamiento de un pistn: 750
1000pies/min.Velocidades por encima de los 1000 pies/min: Desgaste
excesivo de los componentes y adems comprometen la integridad de la
instalacin de superficie.Velocidades inferiores a 750 pies/min:
Disminuyen la eficiencia de sello del pistn.Tiempo de afterflow:
Definir un minino y un lmite superiorPara asegurar un buen
funcionamiento del sistema se realiza el seguimiento de una
variable denominada Factor de Carga que se calcula con la siguiente
ecuacin: RANGOS RECOMENDADOS El restablecimiento de presin en el
casing sea mayor de 250 psi en 3horas. Alto contenido de parafinas.
GOR mnimo de 300 400 SCF/BL por cada 1,000 ft de profundidad que se
desee levantar, si se espera implementar este sistema sin ningn
empuje o gasto de energa adicional. Desviacin mxima recomendada de
35 a 40.
CONCEPTOS BASICOS DEL BOMBEO PLUNGER LIFTEl principal objetivo
de Plunger LiftEl principal objetivo de es determinar si el plunger
lift trabajaba con resultados satisfactorios para producir pozos de
bajo aporte y alto GLR, en los cuales el sistema de bombeo mecnico
muestra baja eficiencia de extraccin y capacidad instalada ociosa.
La definicin del Sistema Plunger LiftSe puede definir como una
forma de gas lift pero ms eficiente, pues su mayor ventaja es que
limita el escurrimiento de fluido o fallback, en donde el pistn es
esencialmente una eficiente copa de sub barriendo el fluido desde
el fondo del pozo hasta la superficie.De una descripcin del
funcionamiento de Plunger LiftEl principio del Plunger Lift es
bsicamente un pistn libre actuando como una interface mecnica entre
el gas de formacin o el gas de asistencia y el lquido producido
aumentando la eficiencia del pozo. La principal operacin de estos
sistemas est basada en la hiptesis que los pozos no poseen packers
y tienen comunicacin entre el tubing y el casing en la parte
inferior de la sarta de produccin. Esta consideracin no es
excluyente para la utilizacin del sistema Plunger Lift, pero su no
cumplimiento requiere anlisis especiales.Para qu sirve el
Controlador de PresinSon controladores elementales que operan sobre
la vlvula de produccin, abrindola a una presin y cerrndola a otra,
ambas fijas y modificables por el operador.Cuantos tipos de
Pistones Existen y cuales Son:Existen tres tipos de Pistones entre
los ms conocidos tenemos: Macizo con sello turbulento Con
Almohadillas Con vlvula de bypass
Las instalaciones utilizadas en Plunger LiftSon: Plunger lift
convencional sin packer ni vlvulas de gas lift Plunger lift con
packer, vlvula de pie con retencin y vlvulas de gas lift Plunger
Lift con lneas paralelas (BLT)Describa la instalacin de Superficie
del Sistema Plunger LiftEl equipamiento de Plunger Lift de
superficie est conformado bsicamente por el equipamiento descrito
en los puntos tocados anteriormente, y un controlador electrnico
computarizado alimentado con bateras recargables que reciben la
energa desde un panel solar. Los controladores en mencin tienen la
opcin de programarse en funcin si el pozo es autnomo o asistido. El
controlador utilizado en la evaluacin trabaja por combinacin de
presin y tiempo, es capaz de monitorear las tres presiones
presentes en cualquier boca de pozo (casing, tubing y lnea),
incluyendo la posibilidad de permitir la programacin de parmetros
de presin diferencial casing/tubing, controlando las aperturas y
cierres de las vlvulas motoras de produccin e inyeccin. Describa
por lo menos 3 criterios para la seleccin de Pozos en el que se
pueda aplicar el Sistema Plunger Lift. Pozos de Alto GOR y de bajo
aporte productivo, en los cuales el sistema de bombeo mecnico tenga
baja eficiencia por la interferencia frecuente de gas al operarlos
con niveles de sumergencia muy escasos. El restablecimiento de
presin en el casing sea mayor de 250 psi en 3 horas Dependiendo de
la produccin del pozo, seleccionar plunger con o sin bypass. Se
puede recuperar el equipo utilizado para el Sistema Plunger y por
qu?Los pozos reactivados en los cuales se evalo este sistema
produjeron muy cerca a la deplecin, por lo que es una ventaja que
este sistema pueda recuperarse y moverse a otro pozo en forma
barata, pues el equipo de subsuelo es 100 % recuperable sin el uso
de unidad de pulling y conjuntamente con el equipo de superficie,
es fcil de transportar.Describa por lo menos 3 ventajas que tiene
el sistema plunger lift: El sistema Plunger Lift es una alternativa
efectiva frente al sistema de bombeo mecnico, principalmente cuando
se produce pozos marginales y de alto GOR. La recuperacin de un
promedio de 4400 Bls. de petrleo mensual de 10 pozos durante el
perodo de evaluacin. Menor inversin inicial y menor costo de
instalacin frente al sistema de bombeo mecnico u otros sistemas de
produccin Ventajas Del SistemaEl sistema presenta buena
confiabilidad relacionada a fcil mantenimiento, bajos costos de
instalacin y operacin, fcil de recuperar sin estructura ni taladro,
es aplicable para pozos con alto GOR, ayuda a tener la tubera libre
de parafinas y escamas se puede utilizaren conjunto con gas lift
intermitente.
Especficamente diseado para el uso en pozos de baja tasa con
problemas de carga de lquido, por ejemplo para remover el lquido de
pozos de gas .Buena confiabilidad, combinada con un fcil
mantenimiento y bajos costos de instalacin y operacin. Ayuda a
mantener el tubing libre de parafinas. Se puede utilizar incluso
sin suministro de energa externa, excepto para la apertura remota
de las vlvulas. Se puede utilizar en conjunto con gas lift
intermitente. Fcil de recuperar, sin estructura ni taladro. Al
producirlo a bajos caudales, la misma cmara del pozo hace el papel
de separador natural de la arena por decantacin de la misma (por
gravedad),durante los periodos de cierre del pozo en cada ciclo.
Desventajas Del SistemaRepresenta un peligro en las instalaciones
de superficie asociado altas velocidades que puede alcanzar el
pistn durante la carrera hacia superficie, se opera a bajas ratas
de produccin.No se ve afectado por la desviacin que Peligro para
las instalaciones en poseer el pozo a menos que se utilice una
superficie, asociado a las altas pistn de sellos positivos.
Velocidades que puede alcanzar el pistn durante la carrera. Es
capaz de interactuar con la produccin Anular vivo, lo cual
representa riesgo ende arena. Superficie. No presenta
inconvenientes con la Bajas rata de produccin. Produccin de gas
libre del pozo. Aplicable para pozos con alto GOR. Se requiere
comunicacin entre el casing y el tubing para una buena operacin, a
menos que se use con gas lift. La inversin inicial necesaria es
baja para Requiere supervisin de ingeniera para la compra de la
instalacin. una adecuada instalacin. No permite alcanzar el
agotamiento del yacimiento, para lo cual se requiere de otro
sistema.
