Plunger Lift

Plunger Lift

Plunger LiftPLUNGER LIFTINTEGRANTES:2011GRUPO N 606/11/2011

Jenny Vanessa Crespo GuzmnAna Paola Lino EguezMnica ZambranaVicente CorralesPaul OrtizJulisa Rocabado

INDICEPg.INTRODUCCION1-Elevacion Artificial.2.-Plunger Lift..3.- Aplicaciones4.-Partes del equipo..5.-Ventajas..6.-Desventajas.7.-Limitaciones8.-Diseo del Sistema..CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONESANEXOSREFERENCIA BIBLIOGRAFICA..

PLUNGER LIFT

INTRODUCCION:Debido a que cada vez es menos probable encontrar yacimientos con grandes reservas, se hace importante obtener reservas adicionales de los campos existentes. As como se habla de la eficiencia energtica como una nueva fuente de energa, el aumento de la productividad en los campos maduros resultara en un incremento real de las reservas al aumentar el factor de recobro por encima de los valores histricos de 35% para crudos y 70% para gas. Si se piensa en los altos volmenes de hidrocarburos que quedan remanentes se puede apreciar el inmenso potencial que presentan estos campos para adicionar reservas, lo cual aparece difcil de alcanzar con nuevos descubrimientos.El objetivo bsico al aumentar la productividad de los pozos es lograr un aumento en el recobro de hidrocarburos, con lo cual se extiende la vida til del campo y se mejora la rentabilidad del mismo. Ya que estos campos tienen una infraestructura existente, no es necesario hacer grandes inversiones en sistemas de tratamiento y transporte que se necesitaran en nuevos desarrollos, o adelantar costosas campaas de perforacin de nuevos pozos.

Una coyuntura econmica que ayuda a la industria es el alto precio del crudo y gas, que sumado al constante incremento de la demanda hacen que se puedan aplicar tcnicas y metodologas para mejoramiento de la productividad que antes no eran econmicamente viables, dando como resultado un aumento real en el volumen de crudo y gas recuperado.

1.-DEFINICION

ELEVACIN ARTIFICIAL:

El levantamiento artificial trabaja de dos formas bsicas, ya sea disminuyendo la densidad del fluido que se produce o aadiendo una energa extra en un punto dado de la tubera.

Las tcnicas ms comunes incluyen la inyeccin de gas o gaslift (tambin llamada bombeo neumtico), el bombeo mecnico (BM), hidrulico (BH) y las bombas electro sumergibles (BES) y de cavidad progresiva (BCP) y Plunger Lift.

La escogencia de un sistema en particular depender de condiciones de operacin como el caudal, el corte de agua, la relacin gas-lquido, la profundidad del pozo, etc., y de caractersticas de los fluidos, como la cantidad de CO2 y H2S y la viscosidad.

PLUNGER LIFT:

Es un sistema de levantamiento muy econmico que maneja de manera eficiente la produccin simultnea para pozos que producen lquidos a bajas tasa con relacin gas lquido (RGL) elevadas. Este mtodo no requiere de energa adicional a la del yacimiento, pero si necesita espacio donde la energa 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 propsito, pero, si el pozo ha sido fracturado, el espacio de la fractura es tambin una buena opcin.

El sistema consiste de un muelle amortiguador en el fondo, un lubricador con conexin 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 pistn libre. Tambin requiere de una superficie interna de tubing lisa y un dimetro uniforme.

La energa del gas es usada para empujar el pistn, transportando un pequeo bache de lquido hasta la superficie. Despus de producir el gas de cola, se cierra y el pistn cae de nuevo al fondo. El aumento en la presin de gas se inicia de nuevo y el proceso se repite tan pronto como la energa del gas por debajo del pistn 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.

2.- APLICACIONES

Pozos de gas y condensado en donde el objetivo principal es maximizar la produccin de gas, con periodos de Afterflow importantes, sin llegar a comprometer el pozo por un ahogue.

Cantidad de Gas -RGL (RelacinGas Lquido):

Pozos sin Packer: RGL > 1000 (pc/bbl)/1000 ft prof. Pozos con Packer: RGL > 400 (pc/bbl)/1000 ft prof.

Pozos de petrleo con gas, en donde la meta es producir los lquidos mediante la energa de presin del gas. En este caso los periodos de Afterflow son ms cortos, con la finalidad de resguardar la energa de levantamiento del gas y hacer la mayor cantidad de ciclos por da, simulando un efecto de pistoneo.

Regla de pulgar para plunger lift: lmite de aplicacin del sistema RGL 400scf/bbl cada 1000ft lo que es equivalente a 233m3gas/m3liq cada 1000mLa desviacin mxima del pozo es importante ya que el pistn debe regresar al fondo por gravedad solamente. La desviacin mxima permisible varia entonces con los parmetros de fluido del pozo (especialmente la viscosidad) pero a manera de gua se recomienda una desviacin mxima de 35 a 40.PARTES DEL EQUIPO:

a) Equipamiento de superficieLubricadorVlvula NeumticaControlador digitalSensor de arriboPanel Solar

Controladores.- Hay trescategoras bsicasde los controlesque determinanel ciclode la vlvuladel motoren lalnea de flujo.

1.Tiempo de ciclo-Este controles principalmente unreloj mecnicotipo wind-up con unarueda de sincronizacinyun sistema neumtico.Responde aun intervalode tiempoen la ruedapara enviar o bloquear unaseal de alimentacina una vlvula demotor.El tiempo determinala frecuencia y duracinde la seal deencendido y apagado.Normalmente,la nica funcines el tiempo,peroalgunas variacionesrespondena otros accesoriosneumticos.2.Controlador de presin-Este controladorse abre y se cierracon un cambio en la presin.Normalmente,para la aplicacin dembolo, el pozose abre cuandola presinha alcanzado unalto valor determinadoen la caera de revestimientoy se cierra cuandola presin se reducea un mnimopreestablecido.Este controlador tambinpuede estar influenciado porseales neumticastales comocierrea la llegadadel mbolo.3.Controlador Electrnico-Este nuevo controladorincluyecircuitos de estado slidopara medir el tiempoy es alimenta porbateras"D".El promedio de vida delas baterases de un ao.Sin embargo, el tiempo esla nica una funcindel controlador.El controladorresponde a muchasotras sealesexternas tales comola llegadadel mbolode cierre,la presinaltaobaja,el nivel de lquidoo diferenciales.Las seales son recibidaspor va electrnicaen lugar deneumtica.Estas capacidades permitenuna amplia gama deaplicacionesy versatilidad.

Lubricador/Catcher.- Se instala directamenteen la parte superiordel arbol o de la valvula maestra.La funcin principales la de absorberla energa cinticadel mboloen el extremo superiorde su recorrido.Bsicamente consiste enun muelle,una plataformade choque yuna tapa removiblepara la inspeccindel mbolo.

Sensor de arribo.- Seala la llegada del planger a superficie y enva la seal al controlador para cerrar la valvula

Vlvula Neumtica.- abre y cierra para la produccion del pozo y depende de la seal y calibracin del controlador

b) Equipamiento de sub-superficieTubing Stop o Collar StopBumper SpringPlunger (Pistn)

Plungers (mbolos).- Hay varios tiposdepistones, todos ellos operanconel mismo principio bsico.Las variaciones sonla eficiencia del sello, el pesoy la disposicindel by-pass.Cadapistn normalmentetiene una ventajaen una situacin dada.

1.Selloturbulento-Este tipono es ms queuna serie de ranuras cortadas enuna barra slidao hueca.Puede o nopuedeincorporar un mecanismo devlvula internaen funcin del fabricantey la aplicacin. El sellose ve afectado porel movimiento rpidodelgaspor estas ranuras.Un vrticese formadentro de cadaranura yuna cada de presinse producecausando el movimientodel pistn.2.BamboleoTipoLavadora-Este modelo incorporauna serie de anilloso arandelas dedimetroligeramente inferior aldriftde la tubera. Se montansobre un mandrily puedeo no teneruna vlvula integral que se activan poruna barraa travs del centrodel mandril.El sellose ve afectado porel movimiento del gasporlas arandelas cortadasde forma especial,esto forma un cierreturbulentosimilar al modelo anteriormentemencionado.3.Tipo decepillo-un tipo inusual demboloque utilizaun cepillopara el elemento de sello.Este modelotambin est disponiblecon o sin el arreglo de by-pass.4.Hoja de Expansion-Este modelo incorporauna serie dehojas de resorteque se ajustanmsestrechamentealdimetro interno de la tubera.Una vez msuna vlvula internase pueden incorporar, dependiendo de la aplicaciny el fabricante

Tubing stop Bumper spring.- Tubing stop viene a ser el niple asiento del planger lift. Bumper spring es un muelle o resorte que se encuentra encima del tubing stop, el cual tiene la funcin de amortiguar la cada del plunger que baja por efecto de la gravedad.

ESQUEMAS DE INSTALACIONESLIQUIDOS

POZOS DE GAS

POZOS CON PACKER Y GAS LIFT

PARA DESCARGAR LQUIDOS CON ALTOS VOLUMENES DE GAS

ESQUEMA DEL FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE PLUNGER LIFT:Ciclo de produccin de un Plunger Lift

Este sistema de produccin es un mtodo cclico o intermitente que utiliza la energa propia del reservorio para producir los lquidos acumulados mediante un pistn que acta como una interfase slida entre el slug de lquido y gas de levantamiento.

La operacin requiere de la realizacin de varios ciclos diarios. Cada ciclo comienza con un periodo de cierre (Shut-In) con el objeto de: Permitir que el pistn, que inicialmente est dentro del lubricador en boca de pozo, mantenido por el flujo de produccin, pueda caer hasta el fondo de la instalacin en busca del lquido acumulado durante la fluencia. Permitir que el pozo acumule suficiente presin en el espacio anular para que la expansin del gas ubicado debajo del pistn pueda conducirlo hacia la superficie, llevando consigo el lquido acumulado. Durante el periodo de cierre se producen efectos no deseados: El tiempo de cierre provoca una prdida de produccin, ya que parte del lquido acumulado por efecto del aumento de la presin debido al Build Up de la formacin de gas, es forzado a ingresar a la formacin productiva o a otra capa de baja presin esttica. Por ello es muy importante la utilizacin de resortes con vlvulas de pie o retencin que evite que el lquido salga del tubing durante los periodos de cierre. Elevadas acumulaciones de Presin, originan grandes oscilaciones dentro del sistema de captacin de produccin y por ende en la succin de los Compresores.

Posterior al cierre, una vez que se alcanza la presin requerida para que el pistn eleve loslquidos acumulados y asegurndonos que el Plunger haya alcanzado la profundidad del resorte, se procede a la apertura de la vlvula neumtica. Esta genera un diferencial de presin instantneo debido a la descompresin del gas del ciclo anterior que qued atrapado en el tubing. Este diferencial de presin causa la expansin del gas acumulado en el casing, llevando el pistn hacia la superficie, en una primera instancia se observa un flujo niebla seguido del slug macizo de lquido.

El flujo niebla es generado debido a que una parte del gas de empuje pasa a travs de la luzexistente entre el pistn y el tubing, arrastrando parte del lquido en forma de pequeas gotas. En el grfico de presin puede observarse un aumento de presin debido a este flujo niebla, luego de la expansin del gas acumulado en la parte superior del tubing.

A continuacin de este primer aporte de lquido, le sigue el Slug elevado por el pistn en sucarrera ascendente. El arribo del pistn es detectado en superficie mediante un sensor magntico que le enva una seal al controlador, dando comienzo al periodo denominado purga, venta o Afterflow. Durante este intervalo de tiempo, el pozo aporta gas al sistema y a medida que la velocidad del gas disminuye, comienzan a acumularse gotas de lquido que no pueden ser elevadas.

Este lquido acumulado es producido en el ciclo siguiente, consecuentemente el tiempo deAfterflow es crtico en pozos con elevadas producciones de lquido, en dnde una acumulacin excesiva puede dificultar el arribo del pistn en el prximo ciclo.Se adjunta un diagrama tpico de un ciclo de produccin, donde se ve el comportamiento dela presin de boca de pozo en el tiempo. La duracin de cada etapa depende de la caractersticas de cada pozo en particular y del pistn utilizado. El diagrama de presiones es una de las herramientas fundamentales de seguimiento de los pozos que producen mediante Plunger Lift y en forma conjunta con los datos histricos almacenados en el Controlador electrnico se pueden detectar cualquier tipo de desviacin en el funcionamiento del sistema.

5.-VENTAJAS: Especficamente diseado para el uso 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. Fcil de recuperar, sin estructura ni taladro. Ayuda a mantener el tubing libre de parafinas y scales. Aplicable para pozos con alto GOR. Se puede utilizar en conjunto con gas lift intermitente. Se puede utilizar incluso sin suministro de energa externa, excepto para la apertura remota de las vlvulas.6.- DESVENTAJAS: Bajas ratas de produccin. Anular vivo, lo cual representa riesgo en superficie. No permite alcanzar la deplecin del yacimiento, para lo cual se requerira de otro sistema. Requiere supervisin de ingeniera para una adecuada instalacin. Peligro para las instalaciones en superficie, asociado a las altas velocidades que pueden alcanzar el pistn durante la carrera. Se requiere comunicacin entre el casing y el tubing para una buena operacin, a menos que se use con gas lift.La habilidad para manejar slidos es razonablemente buena. Se puede utilizar un pistn tipo cepillo para manejar los slidos, pero estos reducen la eficiencia. El pistn tambin tiende a controlar el crecimiento de escamas y parafinas en la tubera.

Una alternativa comn para proveer energa adicional al sistema es instalar el muelle amortiguador inferior encima de un mandril de gas lift.

DISEO DEL SISTEMA:Ecuacion de Foss & Gaul Presion Minima el Casing Balance de Fuerzas

Donde:

Pc.min:Presion minima necesaria para ciclar el plunger.Pp: Presion para levantar el peso del plunger.Pip: Presion de linea de flujo.Pa: Presion Atmosferica.Piw: Presion para levantar el peso de liquio por barril.Pif: Perdida de presion por friccion del lquido por barril.L: Tamao de la carga.D: Profundidad de la tuberia hasta el standing valve(encima el niple),ft.K: Constante para mostrar la relacion entre el tamao de la tuberia y las prdidas de presiion por friccion

Presin promedio del Casing.

Presin Mxima del Casing

Gas Requerido por ciclo

Numero de ciclos por da

Pozos de Petrleo: (Ciclos Cortos)

Pozos de Gas: (Ciclos Largos)

LIMITACIONESUna particularidad operativa es que este tipo de pozos multicapas se ahoga durante un periodo de cierre prolongado, contrariamente a lo que ocurre con los pozos netamente gasferos, en donde el ahogue se produce durante el periodo de fluencia, cuando disminuye la velocidad de gas, causando la acumulacin de lquidos en el fondo. En los pozos en donde se producen reservorios de petrleo y gas simultneamente, los problemas de ahogue se deben a las diferentes presiones estticas de las capas, permitiendo el Cross-Flow entre ellas. Esto ltimo deriva en variaciones de las permeabilidades relativas de los reservorios, las capas de gas depletadas de baja presin esttica, permiten el ingreso de lquido, cambiando la saturacin de fluido en ellas. Pero ms all de que se pueda poner en produccin al pozo nuevamente, sucesivos eventos de ahogue deterioran las productividades de las capas de gas, debido a que la permeabilidad relativa al gas no se recupera en su totalidad.

Roturas en el tubing (igualdad entre la presin de tubing y casing) Prdidas en vlvula neumtica originadas por erosin del asiento. No apertura de la vlvula neumtica por baja presin en el gas de instrumento a causa de la formacin de hidratos o presencia de lquido. Mal funcionamiento en los sensores de presin. Problemas en el sensor de arribo, imposibilitando el comienzo del afterflow debido a una no deteccin del pistn. No arribo del pistn por excesivo desgaste del mismo. Configuracin incorrecta de las variables de operacin, por ejemplo: Afterflow, Shut in, etc.

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