Plunger Lift
¿QUÉ ES EL PLUNGER LIFT?
Esto no es más que 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.
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ELEMENTOS DEL EQUIPO DE PLUNGER LIFT: CONTROLADOR DE CABEZA DE POZO:
Es el elemento q controla las aperturas y cierres de la válvula de producción en función de los parámetros predeterminados, tiempos, presiones o una combinación de ambos.
TIPOS:
Controladores por tiempos fijos Controladores por presión Controladores por combinación de tiempo
y
presión Controladores por presión diferencial de tubos y
LUBRICADOR: Es el elemento q amortigua la llegada del pistón a la superficie y
q
contiene
el
dispositivo
de
detección
del
mismo,
permitiendo además atraparlo para inspección, cambio por necesidad de operación. VALVULAS MOTORAS: Son válvulas de operación neumáticas que se utiliza para controlar la producción y la inyección en los pozos asistidos. CONJUNTO DE SEPARACION Y REGULACION DE GAS: Es el dispositivo que suministra el gas de operación de las válvulas motoras con la calidad apropiada y a la presión adecuada.
PANEL SOLAR: Es el que mantiene la carga de la batería del controlado
RESORTE DE FONDO:
Es el elemento que amortigua la llegada del pistón al fondo del pozo, existen de varios tipos dependiendo de su utilización del anclaje. PISTON: Es el dispositivo viajero que constituye la interface entre el gas impulsor y el líquido producido.
Pistones macizos con sello turbulento
Pistones con válvulas de derivación
Pistones con almohadillas
CÓMO FUNCIONA ESTE SISTEMA?
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. 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. El sistema de extracción “Plunger Lift” es un sistema ampliamente utilizado en la extracción de líquidos acumulados en pozos productores de gas y condensado que producen por debajo de su caudal critico. Esta condición se alcanza cuando la velocidad del gas en el tubing no es suficientemente elevada para arrastrar las partículas líquidas que consecuentemente terminan acumulándose en el fondo del pozo (proceso denominado Load up).Si esta situación no se corrige a tiempo, inevitablemente se alcanzará el ahogue definitivo del pozo. 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. Este sistema de producción es un método cíclico o intermitente que utiliza la energía propia del reservorio para producir los líquidos acumulados mediante un pistón que actúa como una interfase sólida entre el slug de líquido y gas de levantamiento. 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.
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. * Gas Lift intermitente usando un pistón: se usa para pozos con una presión de fondo baja. En este caso la altura de la columna de fluido permite el paso de gas a través de esta en el ciclo de levantamiento. El tapón permite mantener el gas y el líquido separados reduciendo el regreso de líquido mientras se aumenta el flujo del líquido. El gas requerido para mover el pistón se inyecta desde la superficie. Este procedimiento no altera la densidad del fluido. * Con un empaque: se utiliza para pozos de gas o con una alta relación gas líquido. Este utiliza un empaque en el anular entre la tubería de producción y el casing. Cuando el pistón alcanza la superficie se mantiene allí para permitir el paso de fluido por la línea de producción
APLICACIONES:
* Remoción de líquidos de pozos productores de gas: por encima de cierta velocidad critica, los liquidos tienden a migrar hacia abajo en la tubería y empiezan a acumularse en el fondo. Esta velocidad crítica es función de la presión en cabeza durante el flujo y el tamaño de la tubería. Esto hecho genera pérdidas en la producción tanto de líquidos como de gas. La función del plunger es prevenir la acumulación de estos líquidos mediante la restauración de la presión hasta un valor suficiente para levantar los líquidos acumulados junto con el pistón dejando libre de fluido la tubería y permitiendo que la formación continúe fluyendo. Este sistema de levantamiento es muy efectivo incluso en pozos de gas con baja presión pero con buena productividad. * Pozos productores de petróleo con alto GOR: cuando la relación entre el gas y liquido es alto es fácil de obtener el desplazamiento hacia arriba y hacia abajo del pistón sin importar si se está produciendo gas o aceite. * Pozos que presentan parafinas y otras depositaciones: se debe ubicar el bumper Spring por debajo de las depositaciones así a medida que el pistón se desplaza por la tubería remueve las depositaciones presentes y evita la formación de nuevas. * 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.
VENTAJAS DE LA APLICACIÓN DE ESTE MÉTODO:
* Económico. Reduce costos de levantamiento. * Ofrece una gran variedad de diseños. * Gran cantidad y variedad de controladores en superficie. * Mayor eficiencia en la descarga de pozos productores. * Conserva la presión de gas en formación. * Incrementa la Producción. * Produce desde una presión baja en casing. * Disminución del promedio de BHP, lo que causa un incremento en la producción. * Maximizar el drawdown y mantener la curva de declinación normal. * Aplicable a diferentes condiciones de pozo. * Mantiene tubería de producción limpia de hidratos y parafinas. * No necesita energía adicional o externa para funcionar. * Bueno en pozos desviados.
DESVENTAJAS DE APLICACIÓN DE ESTE MÉTODO:
* El sistema utiliza GLR específicas. * Produce a 400 BPD. * No es adecuado para pozos con migración de sólidos.
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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Diseño mecánico:
Los plungers se fabrican en distintos diámetros, longitudes y rangos de temperatura según las necesidades específicas de cada pozo y fluido. Los plungers pueden ser sólidos o pueden tener una válvula de derivación interna que funciona con varilla. Los plungers sólidos caen al fondo lentamente y se utilizan en los pozos con tiempos de ciclo más largos. Los plungers con válvulas de derivación se utilizan en los pozos con los tiempos de ciclo más corto, donde es importante que el plunger caiga hasta el fondo con mayor rapidez.
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 estas condiciones sin embargo se corre el riesgo de un atascamiento de la herramienta o de daños en las facilidades de producción.
