INTRODUCCIÓN

La carga líquida del agujero del pozo con frecuencia es un problema serio en los pozos de producción envejecientes. Los operadores comúnmente usan bombas de balancín o técnicas de remedio, como la ventilación o el “purgado” del pozo a la presión atmosférica, o la eliminación de la acumulación de líquido y la restauración de la productividad del pozo. Sin embargo, estas técnicas causan pérdidas de gas. Los sistemas plunger lift son una alternativa económica a tanto las bombas de balancín como al purgado del pozo y pueden reducir significativamente las pérdidas de gas, eliminar o reducir la frecuencia de tratamientos futuros del pozo y mejorar la productividad del pozo. El sistema plunger lift es una forma de bombeo intermitente de gas que usa la acumulación de la presión de gas en el espacio anular de la tubería para empujar un émbolo de acero, y la columna de líquido que está más adelante, hacia arriba de la tubería del pozo hasta la superficie. El émbolo sirve como pistón entre el líquido y el gas, lo cual minimiza el retroceso del líquido, y como raspador de escamas y parafina.

Los dos requisitos mínimos para plunger lift son GLR mínimo y la acumulación de la presión. Como sabemos la operación requiere gas disponible para proporcionar la fuerza de elevación, en cantidad suficiente por barril de líquido para una determinada profundidad del pozo. El requisito mínimo de GLR es de aproximadamente 400 scf /bbl por cada 1.000 pies de profundidad y se basa en la energía almacenada en un volumen comprimido de 400 scf de gas en expansión, bajo la presión hidrostática de 1 barril de líquido.

Descripcion

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:

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.

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 liquido acumulado.

Durante el periodo de cierre se producen efectos no deseados: El tiempo de cierre provoca una pérdida de producción, ya que parte del liquido acumulado

por efecto del aumento de la presión debido al Build Up de la formación de gas, es forzado a ingresar a la formación productiva o a otra capa de baja presión estática. Por ello es muy importante la utilización de resortes con válvulas de pie o retención que evite que el líquido salga del tubing durante los periodos de cierre.

Elevadas acumulaciones de Presión, originan grandes oscilaciones dentro del sistema de captación de producción y por ende en la succión de los Compresores.

Posterior al cierre, una vez que se alcanza la presión requerida para que el pistón eleve los líquidos acumulados y asegurándonos que el Plunger haya alcanzado la profundidad del resorte, se procede a la apertura de la válvula neumática. Esta genera un diferencial de presión instantáneo debido a la descompresión del gas del ciclo anterior que quedó atrapado en el tubing. Este diferencial de presión causa la expansión del gas acumulado en el casing, llevando el pistón hacia la superficie, en una primera instancia se observa un flujo niebla seguido del slug macizo de líquido.El flujo niebla es generado debido a que una parte del gas de empuje pasa a través de la luz grafico de presión puede observarse un aumento de presión debido a este flujo niebla, luego de la expansión del gas acumulado en la parte superior del tubing.

A continuación de este primer aporte de líquido, le sigue el Slug elevado por el pistón en su carrera ascendente. El arribo del pistón es detectado en superficie mediante un sensor magnético que le envía una señal 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 líquido que no pueden ser elevadas.Este líquido acumulado es producido en el ciclo siguiente, consecuentemente el tiempo de Afterflow es crítico en pozos con elevadas producciones de líquido, en dónde una acumulación excesiva puede dificultar el arribo del pistón en el próximo ciclo.Analizando esta variable, podemos identificar dos tipos de pozos:

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

Pozos de petróleo con gas, en donde la meta es producir los líquidos mediante la energía depresión del gas. En este caso los periodos de Afterflow son más cortos, con la finalidad deresguardar la energía de levantamiento del gas y hacer la mayor cantidad de ciclos por día,simulando un efecto de pistoneo.

Se adjunta un diagrama típico de un ciclo de producción, donde se ve el comportamiento dela presión de boca de pozo en el tiempo. La duración de cada etapa depende de las características decada pozo en particular y del pistón utilizado. El diagrama de presiones es una de las herramientasfundamentales de seguimiento de los pozos que producen mediante PlungerLift y en formaconjunta con los datos históricos almacenados en el Controlador electrónico se pueden detectarcualquier tipo de desviación en el funcionamiento del sistema.

1) La válvula neumática está cerrada y la presión en el espacio anular hace el build up.

2) La válvula abrey el gas del anularse expandelevantandopistón y el sluglíquido.

3) El líquido y el pistón alcanza la superficie, elpistón es mantenido en el lubricador por el flujo de gas.

4) La velocidaddel gas decrece y comienza aacumularselíquido en el fondo del pozo. Si se lo deja fluir más tiempo puede ahogarse.

5) La válvula neumáticacierra y el plunger cae primero a través de gas y luego a través de líquido. Una vez que alcanza el fondo el ciclo se repite nuevamente.

Los modelos se basan en la suma de fuerzas que actuan sobre el embolo mientras que se levanta con liquido en la tuberia. Estas fuerza en cualquier punto dado en los tubos son las siguientes: •Presión almacenada que actúa sobre la sección transversal del émbolo. • El peso del líquido. • El peso del émbolo. • La fricción del fluido con el tubo. • La fricción del pistón con la tubería. • Gas de fricción en la tubería. • Deslizamiento del gas hacia arriba más allá del émbolo. • Deslizamiento de líquidos hacia abajo pasado el émbolo. • Superficie de presión (presión de la línea y las restricciones) que actúa en contra de la carrera del émbolo.

APLICACIONES MAS COMUNES DEL PLUNGER LIFT

• Pozos de gas.

• Pozos de petróleo.

• Escamas y parafinas.

• Bombeo intermitente de gas.

• Pozos de gas. En pozos de gas se presenta acumulación de pequeñas cantidades de líquido en el fondo del pozo, lo que puede llegar a reducir o suspender la producción de crudo, ventilando el pozo se puede remover solo una porción del líquido que se encuentra depositado en el fondo.

• Pozos de petróleo. En pozos de petróleo con bajo volumen de producción o ya catalogados como marginales a medida que envejecen se hace más difícil su producción por los elevados costos de mantenimiento anual requeridos para asegurar la misma, a esto es necesario agregarle el desgaste y el deterioro que se presenta en la maquinaria y equipos de trabajo, al disminuir el volumen de liquido y a aumentar el volumen de gas lo cual incrementa los costos de mantenimiento. En estos pozos, la instalación del Plunger Lift puede ser combinada con la producción por flujo natural ya que al aumentar el volumen de gas se presentan mejores condiciones para la implementación del sistema y así se logrará obtener mayor rentabilidad.

• Tubería flexible. En los casos donde una tubería de producción flexible no es capaz de mantener el pozo libre de líquidos, el sistema Plunger Lift puede ser instalado para remover dichos líquidos y evitar que se acumulen en el pozo.

• Las condiciones de los pozos varían a medida que pasa el tiempo, líquidos pueden empezar a acumularse en la sarta debido a la reducción de la velocidad del gas. Instalando el sistema Plunger Lift se puede remover dicho bache de líquido periódicamente, cuando la sarta se encuentre libre de fluido la velocidad del gas puede incrementar gracias a la diseño del sistema.

• Escamas y parafinas. Con el sistema Plunger Lift se logra mantener la tubería libre de escamas y parafinas, limpiándola antes que estas se adhieran a las paredes de la misma. Esto permite una mejora en la producción debido a la eliminación de posibles restricciones de flujo que se puedan encontrar en la tubería y posibles tiempos de inactividad del pozo debido a trabajo de mantenimiento del mismo como raspados de tubería mediante wireline o tratamientos con aceite caliente.

• Bombeo intermitente de gas. El sistema Plunger Lift puede ser instalado en conjunto con el sistema de levantamiento por inyección intermitente de gas lo que reduce la presión y el volumen de inyección de gas, de esta manera se incrementa la eficiencia del sistema y se disminuyen costos de operación.

CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA PLUNGER LIFT

O Pozos de alta relación gas petróleo.

O Bajo aporte productivo.

O Restablecimiento de la presión sea mayor a 250psi en 3 horas.

O Máxima desviación del pozo de 60°.

O Comúnmente se utiliza en pozos con profundidad mayor a 8000pies.

O Alto contenido de Parafinas.

Este método no requiere de energía adicional a la del yacimiento.

EQUIPOS DE SUPERFICIE

Lubricador: Es uno de los componentes más importantes del sistema, su función principal es la protección de los operarios y amortiguar el Plunger en su llegada a superficie, también permite el acceso al Plunger para facilitar su inspección, remoción o reemplazo. Este dispositivo va instalado en la boca del pozo, por encima de la válvula maestra, tiene por objetivo alojar al pistón cuando este arribe a superficie, internamente tiene un pequeño resorte que amortigua la llegada del Plunger, dependiendo del lubricador pueden alcanzar a soportar velocidades de arribo de hasta 3000 metros/minutos

La válvula maestra: permite el paso del plunger desde el lubricador hacia la tubería de producción, un tamaño incorrecto de esta puede obstruir el paso del plunger. Esta debe tener una capacidad de apertura igual al tamaño de la tubería. Una válvula de gran tamaño puede permitir el paso de gas hacia el equipo de superficie lo que podría generar problemas con el lubricador, el cátcher o el sensor de arribo.

CATCHER

Este dispositivo sirve para capturar y mantener el plunger o pistón en el lubricador cuando llega a superficie, para así poder ser revisado o cambiado

SENSOR DE ARRIBO

Este dispositivo va colocado en el lubricador y tiene la finalidad de detectar la llegada del pistón, cuando lo hace envía una señal al controlador para que dé comienzo al periodo de apertura denominado Afterflow.

VALVULA NEOUMATICA

Esta válvula se conecta en la salida de la producción y es el dispositivo que realiza el cierre y la apertura del pozo, es controlada por el controlador electrónico. Permite trabajar presiones de 1000, 2000 y hasta 4000 psi.

PANEL SOLAR

Provee de energía a las baterías recargables del controlador.

CONTROLADOR

Abre y cierra la válvula ya sea basándose en el tiempo, la presión o la tasa de flujo. Proporciona datos de presión en superficie de la tubería de producción, la tubería de revestimiento y la línea de flujo esto con el fin de optimizar la producción. Se clasifican de acuerdo a los parámetros de trabajo, tiempo o presión.

Controladores basados en el tiempo. Controlan automáticamente la producción, se basan en parámetros de tiempo.

Controladores mediante presión. Controlan automáticamente la producción usando datos de presión en tiempo real.

EQUIPOS DE FONDO DE POZO

TUBERIA

La tubería debe ser posicionada lo más cerda a las perforaciones. Si se posiciona muy arriba de las perforaciones puede permitir que los líquidos recubran la formación obstruyendo así la producción. Si se posiciona muy por debajo de estas se genera un bloqueo de líquido en pozos con poca presión o con demasiada carga liquida.

La tubería debe estar en buen estado, libre de curvaturas, espacios estrechos, residuos o cortes de perforación y revestimiento interno. Ese es el estado ideal en el cual se debe encontrar la tubería antes de iniciar los viajes del plunger.

PLUNGER

Es la interfase sólida entre el gas de levantamiento y nivel de fluido acumulado durante el periodo de flujo. Éste viaja libremente dentro de la tubería de producción, recuperando fluido de manera intermitente, adicionalmente mantiene limpia la tubería mediante la eliminación de arena, sal, parafinas y escamas con los fluidos producidos.

TIPOS DE PISTONES

PISTONES MACIZOS

Se utilizan en pozos cuya producción de liquido no supere los 10 m 3 /día, siendo la viscosidad del mismo media a baja y la profundidad del pozo hasta 1500 mts

PISTONES CON VALVULA (BY-PASS)

Tiene una válvula de bypass interna que permite que el gas y los líquidos pasen a través de su cuerpo central y de la parte superior,  mejorando el tiempo de desplazamiento de los líquidos.

PISTONES CON ALMOHADILLAS

Especialmente indicados para pozos que producen sólidos (arena). El pistón tiene la capacidad de colapso de su diámetro exterior, de modo que puede pasar por espacios estrechos dentro de la tubería.

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 sólidos

PISTONES SOLIDOS DE ACERO

Está hecho de una sola pieza de acero y no tiene partes móviles.

PISTONES DE ACERO HUECO

Está hecho de una sola pieza de acero y el núcleo de la pieza está en la parte inferior del pistón, reduciendo el peso sin comprometer su durabilidad.

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.

CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DEL PISTON

l. Resistencia al impacto y al desgaste.

2. Coeficiente de fricción con el tubo.

3. Alto grado de repetición del funcionamiento de la válvula.

4. Capacidad de proporcionar un buen sellado contra el tubo durante el viaje hacia arriba.

5. La capacidad de caer rápidamente a través de gas y líquido.

RESORT DE FONDO

Elemento que amortigua la llegada del pistón al fondo del pozo.

INSTALACIÓN Y MANTENIMIENTO.

Un candidato de plunger lift debe cumplir con los requisitos de presión y GLR, pero el método de instalación y la configuración mecánica del pozo también son muy importantes. La instalación es un causa frecuente de que el sistema falle. Los siguientes son los elementos clave en la correcta instalación de un sistema de émbolo: • Equipo de la calidad y la metalurgia. • Evaluación de las configuraciones de pozos actuales y posibles. • Tubos y preparación del pozo. • Evaluación e instalación de los equipos en el fondo de pozo . • Evaluación e instalación de boca de pozo y equipo de émbolo de superficie. • Consideraciones sobre el diseño y la selección de un émbolo. • Evaluación de los métodos de control. • Evaluación y modificación de instalaciones de producción.

RESTRICCIONES DE USO DEL SISTEMA

1. Restricciones en los equipos de superficie en las válvulas del árbol de navidad o en el cabezal del pozo.

2. Desviación excesiva del pozo.3. Áreas restringidas en el tubo.4. Áreas excesivas en la tubería.5. Alta tasa de intermitentes operaciones de bombeo de gas.

PROBLEMAS MAS COMUNES

Roturas en el tubing (igualdad entre la presión de tubing y casing)

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.

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.

Configuración incorrecta de las variables de operación , por ejemplo: Afterflow, Shut in, etc.

Ventajas y Desventajas

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.* 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.* Específicamente diseñado para el uso en pozos de baja tasa conproblemas de carga de líquido, por ejemplo para remover el líquido depozos de gas.* Fácil 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 energía externa, excepto parala apertura remota de las válvulas.

Desventajas:* Bajas ratas de producción. El sistema utiliza GLR específicas.* Produce a 400 BPD.* No es adecuado para pozos con migración de solidos.* Anular vivo, lo cual representa riesgo en superficie.* No permite alcanzar la depleción del yacimiento, para lo cual se requeriría de otro sistema