Trabajo de Plunger Lift

2012

Producción petrolera III

Escuela Militar de Ingeniería 04/06/2012

PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III

Tabla de contenido 1

INTRODUCCIÓN........................ INTRODUCCIÓN...................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................. ................. 6

2

OBJETIVOS............................. OBJETIVOS............................................ ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................. ............................ ................. .... 6

3

2.1

Objetivo general............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 6

2.2

Objetivos específicos ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................. ............................. ...................... ........ 6

MARCO TEÓRICO ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 7 3.1

Reseña histórica ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 7

3.2

Propósito de Plunger Lift .................................. ................................................ ............................ ............................ ............................ ............................. ......................... .......... 8

3.3

Embolo Lift de operación y ciclos ................................. ............................................... ............................ ............................ ............................ ......................... ........... 10

3.4

Instalación del sistema de plunger lift ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 11

3.5

El sistema mecánicamente trabaja de la siguiente forma: ............................... ............................................. ............................ ................ .. 12

3.6

La presión de respuesta durante los ciclos de émbolo ...................... .................................... ............................ ............................ .................. .... 13

3.7

Obtener la máxima m áxima producción en el plunger lift ...................... ..................................... ............................. ............................ ......................... ........... 15

3.8

Aplicaciones del Plunger Lift .................. ................................. ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ .................. .... 17

3.8.1

Remoción de líquidos en pozos de d e gas........................... .......................................... ............................. ............................ ............................ .................. .... 17

3.8.2

En pozos con alta a lta relación de petróleo. ............................ .......................................... ............................ ............................. ............................ ............... .. 18

3.8.3

Control de hidratos y parafina ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 20

3.8.4

Rango recomendado de operación ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 20

3.8.5

Ventajas .......................... ......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 21

3.8.6

Desventajas ........................... .......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 21

3.9

Diseño y Modelos. ........................... ......................................... ............................ ............................. ............................. ............................ ............................ ......................... ........... 21

3.9.1

Diseños.......................... Diseños........................................ ............................ ............................. ............................. ............................ ............................ ............................ ......................... ........... 21

3.9.2

Modelos .......................... ......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 24

3.10

Ecuaciones básicas de Foss y Gaul (Modificado por Mower y Lea) ............................ ........................................... ..................... ...... 26

3.10.1

Presiones Requeridas ........................... ......................................... ............................ ............................. ............................. ............................ ......................... ........... 26

3.10.2

Gas (MPCS) requerida por ciclo ............................... ............................................. ............................ ............................ ............................ ..................... ....... 27

3.10.3

Ciclo máximo .......................... ........................................ ............................ ............................. ............................. ............................ ............................ ......................... ........... 27

3.11

EQUIPOS DE SUPERFICIE. ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................. ............................ ............. 28

3.11.1

Lubricador ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .............. 29

3.11.2

Receptor ............................ ........................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 31

3.11.3

Controlador .......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .............. 31

3.11.4

Sensor de llegada .......................... ........................................ ............................ ............................. ............................. ............................ ............................ .................. .... 34 Escuela Militar de Ingeniería.

2


Tabla de contenido 1

INTRODUCCIÓN........................ INTRODUCCIÓN...................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................. ................. 6

2

OBJETIVOS............................. OBJETIVOS............................................ ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................. ............................ ................. .... 6

3

2.1

Objetivo general............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 6

2.2

Objetivos específicos ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................. ............................. ...................... ........ 6

MARCO TEÓRICO ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 7 3.1

Reseña histórica ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 7

3.2

Propósito de Plunger Lift .................................. ................................................ ............................ ............................ ............................ ............................. ......................... .......... 8

3.3

Embolo Lift de operación y ciclos ................................. ............................................... ............................ ............................ ............................ ......................... ........... 10

3.4

Instalación del sistema de plunger lift ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 11

3.5

El sistema mecánicamente trabaja de la siguiente forma: ............................... ............................................. ............................ ................ .. 12

3.6

La presión de respuesta durante los ciclos de émbolo ...................... .................................... ............................ ............................ .................. .... 13

3.7

Obtener la máxima m áxima producción en el plunger lift ...................... ..................................... ............................. ............................ ......................... ........... 15

3.8

Aplicaciones del Plunger Lift .................. ................................. ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ .................. .... 17

3.8.1

Remoción de líquidos en pozos de d e gas........................... .......................................... ............................. ............................ ............................ .................. .... 17

3.8.2

En pozos con alta a lta relación de petróleo. ............................ .......................................... ............................ ............................. ............................ ............... .. 18

3.8.3

Control de hidratos y parafina ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 20

3.8.4

Rango recomendado de operación ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 20

3.8.5

Ventajas .......................... ......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 21

3.8.6

Desventajas ........................... .......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 21

3.9

Diseño y Modelos. ........................... ......................................... ............................ ............................. ............................. ............................ ............................ ......................... ........... 21

3.9.1

Diseños.......................... Diseños........................................ ............................ ............................. ............................. ............................ ............................ ............................ ......................... ........... 21

3.9.2

Modelos .......................... ......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 24

3.10

Ecuaciones básicas de Foss y Gaul (Modificado por Mower y Lea) ............................ ........................................... ..................... ...... 26

3.10.1

Presiones Requeridas ........................... ......................................... ............................ ............................. ............................. ............................ ......................... ........... 26

3.10.2

Gas (MPCS) requerida por ciclo ............................... ............................................. ............................ ............................ ............................ ..................... ....... 27

3.10.3

Ciclo máximo .......................... ........................................ ............................ ............................. ............................. ............................ ............................ ......................... ........... 27

3.11

EQUIPOS DE SUPERFICIE. ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................. ............................ ............. 28

3.11.1

Lubricador ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .............. 29

3.11.2

Receptor ............................ ........................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 31

3.11.3

Controlador .......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .............. 31

3.11.4

Sensor de llegada .......................... ........................................ ............................ ............................. ............................. ............................ ............................ .................. .... 34 Escuela Militar de Ingeniería.

2

PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III 3.12

EQUIPOS DE SUPSUPERFICIE ..................................... ................................................... ............................ ............................ ............................ ............................ .............. 35

3.12.1 3.13

PLUNGERS ........................... .......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 38

3.13.1

Pistón convencional de almohadillas almohadi llas “Ferguson” ........................... ......................................... ............................ ....................... ......... 38

3.13.2

Pistón de fibra “Ferguson” ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 39

3.13.3

Pistones con by pass de Flujo Continuo........................... .......................................... ............................. ............................ ......................... ........... 39

3.13.4

Pad plunger “LUFKIN” .......................... ........................................ ............................ ............................. ............................. ............................ ......................... ........... 40

3.13.5

Pistón mini fex con by pass............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 41 41

3.13.6

Pistón Mini-Flex “Ferguson” ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 41

3.13.7

Doble pistón o tornado plunger “LUFKIN” ........................... ......................................... ............................ ............................. ....................... ........ 42

3.13.8

Pistones sólidos de acero Barstock Cleanout ........................... ......................................... ............................ ............................ .................. .... 42

3.14 4

Bumper spring ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................. ............................. ...................... ........ 35

Problemas operativos .......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................. ............................. .................... ...... 43

MARCO PRÁCTICO. ........................... ......................................... ............................ ............................. ............................. ............................ ............................ ............................ .................. .... 45 4.1

Ejemplos de reglas re glas generales y cálculos según Foss y la Galia ..................................... ................................................... .................. .... 45

4.1.1

Ejemplo de d e cálculo de GLR regla de Thumb ...................... .................................... ............................ ............................. ............................ ............... .. 45 45

4.1.2

Ejemplo de regla de oro para el casing requisito de presión a pistón de elevación (Simple) ( Simple) ...... 45

4.1.3

Ejemplo de regla de oro para la carcasa requisito de presión (Mejora) .............................. ..................................... ....... 45

4.1.4 Ejemplo de Foss y el tipo de la Galia del método para determinar el émbolo Lift Rango de funcionamiento. ........................... .......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 46 4.2

Nomenclatura ............................ ........................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 48

5

CONCLUCIONES.............. CONCLUCIONES............................ ............................. ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 49

6

BIBLIOGRAFIA ............................ .......................................... ............................ ............................. ............................. ............................ ............................ ............................ ......................... ........... 49

Escuela Militar de Ingeniería.

3


Índice de ilustraciones Ilustración 1: Sistema de plunger lift ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................. ............................. ................ 7 Ilustración 2: Gas y los regímenes de flujo de carga. ................... .................................. ............................. ............................ ............................ ........................... ............. 8 Ilustración 3: En el ciclo de carga de líquidos. (Modificado de Phillips y Listiak.10) Este ciclo puede ocurrir en

horas o días en los pozos que se han estabilizado las tasas de flujo por debajo de la tasa crítica de descarga. Tal es el comportamiento de muchos pozos.......................... ......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ .................... ...... 9 Ilustración 4: La descarga de las tasas de diversos tamaños de tubos. (Turner). .............. ............................ ............................ ................ .. 10 Ilustración 5: Ciclo de viaje del embolo. ......................... ........................................ ............................. ............................ ............................ ............................ ......................... ........... 11 Ilustración 6: Foto real de una instalación in stalación típica de pistón viajero mostrando sus componentes. .................. .................. 12 Ilustración 7: Instalación típica de un sistema de levantamiento "plunger lift" ...................................... .............................................. ........ 12 Ilustración 8: Típico ciclo de émbolo ........................................ ...................................................... ............................ ............................ ............................. ............................ ............... .. 14 Ilustración 9: Típico gráfico de la producción de émbolo ........................... .......................................... ............................. ............................ ......................... ........... 15 Ilustración 10: Producción en el plunger lift ............... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 16 Ilustración 11: El émbolo de elevación con el control del flujo de caja. .................... .................................. ............................ ......................... ........... 16 Ilustración 12: Esquema de boca de pozo y secuencia de funcionamiento. ............................ .......................................... ......................... ........... 17 Ilustración 13: Los efectos de émbolo de elevación en una disminución de la producción típica de gas......... 23 Ilustración 14: Entrada-rendimiento-análisis para estimar la relación de émbolo de elevación del

rendimiento. El gráfico muestra aumento de la producción resultante de la reducción de la presión hidrostática de líquido con un sistema de bombeo de elevación. ...................................... .................................................... ............................ ................ .. 24 Ilustración 15: Embolo fuerza de d e equilibrio. (Basado en Lea) ......................... ....................................... ............................ ............................. ..................... ...... 25 Ilustración 16: Componentes superficiales............................ superficiales........................................... ............................. ............................ ............................ ............................ .................. .... 28 Ilustración 17: Lubricador ........................... .......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................ .. 29 Ilustración 18: Lubricador Ferguson ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................. ............................ ............... .. 29 Ilustración 19: Lubricador PSC ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 30 Ilustración 20: Receptores PSC y Ferguson ........................... .......................................... ............................. ............................ ............................ ............................ .................. .... 31 Ilustración 21: Controlador ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .............. 31 Ilustración 22: PCS controlador “high low timer” ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ....................... ......... 31 Ilustración 23: Extreme pressure changes ............................ ........................................... ............................. ............................ ............................ ............................ .................. .... 32 Ilustración 24: PCS 3000. Electronic ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................. ............................ ............... .. 32 Ilustración 25: Controlador liqlift .......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................. ............................. .................... ...... 33 Ilustración 26 : Controlador autocycle .......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................. ............................ ............. 33 Ilustración 27: Sensor de llegada .......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................. ............................. .................... ...... 34 Ilustración 28: Sensor 3DSO PSC ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ............................. ............................. .................... ...... 34 Ilustración 29: Sensor Ferguson ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................. ............................. .................... ...... 34


4

PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III Ilustración 30: Bumper spring .......................................................................................................................... 35 Ilustración 31: Bumper spring / collar lock ...................................................................................................... 36 Ilustración 32: Bumper Spring with Collet Latch .............................................................................................. 36 Ilustración 33: Bumper Spring/Standing Valve Combo .................................................................................... 37 Ilustración 34: Pressure-Relieving Standing Valve ........................................................................................... 37 Ilustración 35: Pistón de almohadillas ............................................................................................................. 38 Ilustración 36: Pistón de fibra .......................................................................................................................... 39 Ilustración 37: Pistón con ByPass ..................................................................................................................... 40 Ilustración 38: Pad plunger de Lufkin ............................................................................................................... 40 Ilustración 39: Pistón Mini-Flex con by pass .................................................................................................... 41 Ilustración 40: Pistón Mini Flex "Ferguson" ..................................................................................................... 41 Ilustración 41: Tornado Plunger....................................................................................................................... 42 Ilustración 42: pistón Barstock Cleanout ......................................................................................................... 42 Ilustración 44: Bache formado por liquidos ..................................................................................................... 44 Ilustración 43: montado del sistema por la compañía LUFKIN ........................................................................ 43


5


1

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 receptor en superficie.

6



Un controlador para abrir y cerrar el pozo. 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 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.

2 2.1

OBJETIVOS Objetivo general

Describir teóricamente el sistema de plunger lift sus ventajas desventajas diseños del sistema y metodología de funcionamiento del método de producción

2.2

Objetivos específicos

Describir los equipos superficiales de este método de producción. Describir los equipos subsuperficiales de plunger lift asi también los tipos de émbolos o plungers. Realizar ejemplos de aplicación de formulas de diseño de este método de producción.



3 3.1

MARCO TEÓRICO Reseña histórica

Tradicionalmente, el émbolo de elevación se utilizan en los pozos de petróleo, como los pozos empezaron a cargar o como un medio de elevación de gas. Émbolo de elevación últimamente se ha vuelto más común en los pozos de gas, y los documentos a partir del 1980 se han centrado en este aspecto. En la década de 1980, se realizaron varios estudios en el campo y en los pozos de prueba para verificar los modelos 1950 y 1960 y para comprender mejor el funcionamiento del émbolo. Morrow y Rogers, Mower, Lea y Rosina (entre otros) presentaron documentos para verificar y modificar los modelos anteriores presentados por Beeson, Foss y Gaul. Estas mejoras han permitido al plunger lift poder ser utilizado para una amplia gama de tipos y condiciones, así, lo que permite su aplicación incluso en muy baja presión de los pozos (<100 psia), los pozos con una producción de líquidos de alta (> 100 Bbl/D), pozos profundos (+ 16.000 pies), slimhole pozos (2 ⅞ - a 3 ½ pulgadas casing), y los pozos con los empacadores (packers). Los operadores han utilizado con éxito el plunger lift en presencia de parafinas, de arena, y en la producción de hidratos. El éxito en los sistemas de bombeo depende de la identificación candidato apropiado, pozo propio en instalación, y la eficacia del operador. Identificación de candidatos consiste principalmente en la elección de un pozo con GLR adecuado y suficiente presión de la acumulación en el pozo, sin embargo, el maquillaje o la compresión de gas se puede utilizar para modificar GLR no satisfechas y la acumulación de los requisitos de presión. La instalación adecuada es importante. Un émbolo debe desplazarse libremente desde el fondo del pozo para el gas de alto y de nuevo a la parte inferior, transporte líquidos, así, y producir con un mínimo de restricción. Problemas con la tubería, en boca de pozo, o la configuración y puede causar fallas.

Ilustración 1: Sistema de plunger lift

El operador también debe ser capaz de entender el sistema. Plunger Lift puede ser un proceso difícil de visualizar, ya que comprende el fondo del pozo movimiento del líquido y el gas durante el flujo y cierre de períodos. Los operadores deben comprender el mecanismo de petróleo y (especialmente) de gas y de carga, tener una comprensión básica del funcionamiento de entrada, y ser capaz de solucionar los problemas pozos en la base de presiones existentes en los tubos, la carcasa y el rendimiento de flujo. Incluso con los controladores electrónicos, los operadores son necesarios para la conclusión inicial de plunger lift, rangos de Escuela Militar de Ingeniería.

7

PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III operación, la elección de los tipos adecuados de émbolo, y la realización de tareas básicas de mantenimiento y solución de problemas. El operador sin estas habilidades, se tienen problemas incluso con la mejor de plunger candidatos.

3.2

Propósito de Plunger Lift

A principios de la vida de los pozos de petróleo un gas líquido que producen o bien alta GLR, las tasas y las velocidades por lo general son lo suficientemente altas para mantener el pozo de líquidos claros (ilustración. 2). En este punto, los líquidos típicamente se producen en forma de neblina arrastrada en la corriente de gas. La alta turbulencia y la velocidad de estas tarifas de gas proporciona un mecanismo eficiente para la elevación de los líquidos y el pozo produce a velocidades de flujo constante.

Ilustración 2: Gas y los regímenes de flujo de carga.

Cuando las presiones del reservorio declinan y caudales / velocidad se reducen, el mecanismo de elevación cambia. Líquidos no son arrastrados por la niebla y comienzan a unirse en las paredes de la tubería de producción. Los líquidos aún pueden moverse hacia arriba y hacia fuera del pozo, pero un poco menos eficientemente que en forma de niebla. Como las tarifas de gas y las velocidades siguen cayendo, el efecto de la gravedad de los líquidos se hace más evidente. Líquidos en las paredes de la tubería que se mueve hacia arriba comienza a estancarse, y el gas se desliza a través del centro del líquido. Al puesto de suficiente líquido, los baches de líquido que se forman inhiben el flujo de gas. El pozo se inicia un proceso cíclico de la descarga de líquidos que normalmente se vuelve a se conoce como "heading" o "slugging". Líquido se acumula en las paredes de la tubería, la contrapresión hidrostática aumenta, restringe el flujo de gas y, además, disminuye la velocidad del gas. En un corto período de tiempo, el reservorio puede crear suficiente presión de gas bajo las bolsas de líquido para superar la presión hidrostática y la fuerza de las baches de liquido que da marcha atras del tubing. Este gas se expande, parcialmente llevando líquidos, parcialmente deslizando a través del líquido. Gran parte del líquido se lleva a cabo del pozo y el pozo fluye a tasas más altas debido a una disminución de la presión hidrostática. Con el tiempo, el líquido que queda detrás de la tubería y el líquido de nuevo desde el reservorio forma baches de liquido, y se repite el proceso (ilustración. 3).


8


9

Ilustración 3: En el ciclo de carga de líquidos. (Modificado de Phillips y Listiak.10) Este ciclo puede ocurrir en horas o días en los pozos que se han estabilizado las tasas de flujo por debajo de la tasa crítica de descarga. Tal es el comportamiento de muchos pozos

Mientras que el flujo de vapor es un método eficaz para la eliminación de líquidos del pozo, la partida no es grave. La razón de esta ineficacia es que el gas tiende a fluir a través de líquidos en lugar de empujar hacia arriba y fuera del pozo, especialmente a bajas velocidades. En bombeo intermitente de gas, una regla de oro es que el 5 y el 7% de la carga líquida se quede atrás por cada 1.000 pies de profundidad. En unos 10.000 pies, así que puede ser del 70% de la carga de líquido. Esta reserva ejerce presión hidrostática en el reservorio, lo que restringe la producción de gas. Una vez solo, en dirección puede ocurrir durante semanas o posiblemente meses, dependiendo de la permeabilidad del yacimiento, la presión del yacimiento y el flujo de líquido. Al final, un pozo dejará de rumbo y dejar de producir líquidos (o la mayoría de los líquidos) por completo. El pozo a veces se siguen produciendo con caudales bajos, o puede dejar de fluir por completo (conocido como "cargada", "conectadooff", o "muerto"). En este punto, los líquidos no están saliendo del pozo, y ninguna más que la producción de gas está en ebullición a través de una columna de líquido estática. De acuerdo con el Turner de corriente crítica coeficiente de correlación (Ilustracion. 4), un pozo que produce gas y agua en 2 ⅜ in. [1.995 in. diámetro interior (ID)] la tubería a una presión superficial de 100 psia requiere aproximadamente de 320 MPCD caudal de reserva para prevenir y descarga de líquidos. Por debajo de esta tasa, de reserva de líquido se produce y los líquidos no puedan ser eliminados de manera adecuada. El mismo pozo con una presión en reservorio de 500 psia sólo requiere de una columna de agua de 800 a 1.000 pies para cerrar el flujo completamente. Que la presión hidrostática es equivalente a <4 barriles de agua en 2 ⅜ - in tubo. Por lo tanto, debajo de las tasas de flujo crítico, una cantidad muy pequeña de líquido puede limitar la producción de gravedad.



10

Ilustración 4: La descarga de las tasas de diversos tamaños de tubos. (Turner).

Cuando se utiliza el plunger lift, sin embargo, la descarga se basa menos en las tasas de flujo crítico y mucho más en la capacidad del pozo, para almacenar la presión de gas suficiente para levantar el émbolo y las bolsas de líquido a la superficie. El pistón como el interfaz del émbolo proporciona entre el líquido y el gas actúa como un sello entre las dos, la prevención de reserva y permitiendo que la energía del pozo para construir suficientemente para levantar los líquidos del pozo. Por lo tanto, los líquidos pueden ser removidos de manera eficiente, incluso cuando la velocidad del gas es muy baja.

3.3

Embolo Lift de operación y ciclos

El “Plunger” o pistón viajero, es una interface mecánica entre los líquidos del pozo y el gas producido. Los

líquidos son levantados hasta la superficie, mediante el movimiento ascendente de un pistón viajero que va desde el fondo hasta la superficie. Esta interface elimina o reduce el resbalamiento de líquido en las paredes de la tubería, incrementando la eficiencia del gas para levantar los líquidos del fondo. El incremento en eficiencia, resulta en presiones de fondo fluyente más bajas. Muchas aplicaciones de este tipo, han sido evaluadas por muchos años en pozos de gas de bajo potencial, con mayor presencia en los campos gasíferos de los Estados Unidos, asociados a campos muy maduros y yacimientos carboníferos de muy baja porosidad En su forma más simple, la operación consiste en el émbolo de cierre y los periodos de flujo. Los períodos de flujo se dividen en períodos de descarga y el flujo después de la llegada del émbolo. Las longitudes de estos períodos varían según la aplicación, capacidad de producción del pozo, y las presiones. En casos especiales que el uso de pistones que pueden caer en contra del flujo, puede que no haya un cierre de periodo, sin embargo, la mayoría de los pozos requieren algún cierre.



11

Ilustración 5: Ciclo de viaje del embolo.

3.4

Instalación del sistema de plunger lift

Este consiste de un resorte instalado en el fondo de la tubería de producción, el pistón metálico que viaja a lo largo de la tubería de producción desde el tope del resorte hasta la superficie, donde lo espera un sistema comprendido de un agarrador – lubricador - válvulas, diseñados para capturar el pistón en su viaje ascendente, alojar el mismo dentro del lubricador para su siguiente viaje hacia el fondo, y el arreglo de válvulas necesarias para efectos operacionales. Adicionalmente, una válvula motora con un controlador es instalada a nivel de la línea de producción de superficie, para controlar el fluido producido mediante en ciclos programados de apertura y cierre, con la finalidad de que el pistón metálico pueda nuevamente viajar hacia el fondo y comenzar el ciclo nuevamente.



12

Ilustración 6: Foto real de una instalación típica de pistón viajero mostrando sus componentes.

Ilustración 7: Instalación típica de un sistema de levantamiento "plunger lift"

3.5

El sistema mecánicamente trabaja de la siguiente forma:

Con la válvula motora instalada en superficie (calibrada para estar parcialmente cerrada), se cierra el pozo para iniciar el proceso de acumulación de presión en el espacio anular (si el pozo es completado con tubería de producción sin empacadura) y en la tubería, hasta alcanzar la máxima presión de cierre en el cabezal. Escuela Militar de Ingeniería.

PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III Se activa manualmente el agarrador ubicado en la parte inferior del lubricador, para dejar caer libremente el pistón metálico hacia el fondo, el cual reposara en el tope del resorte. Una vez alcanzada la máxima presión en el cabezal del pozo, el controlador emite una señal hacia la válvula motora para su apertura, y el pozo se abre automáticamente a producción. Para este fin, todas las válvulas maestras y la válvula lateral del arbolito, deberán estar alineadas a producción previamente (totalmente abiertas) Desde ese momento, el pistón metálico comienza su viaje ascendente y arrastra los líquidos desde el fondo, producto del impulso transmitido por la alta velocidad del gas que se encontraba presurizada anteriormente, mas la producción de gas proveniente del yacimiento. Una vez que el pistón metálico llega al cabezal, un pequeño dispositivo detecta el paso del pistón hacia el lubricador e instantáneamente emite una nueva señal hacia el controlador, accionando al mismo tiempo la válvula motora para cerrarse por completo, y el agarrador para atrapar el pistón metálico dentro del lubricador. En este punto, un nuevo ciclo comenzara en el sistema. Es importante resaltar, que para que sea efectivo el desplazamiento del pistón metálico desde el fondo hasta la superficie, el pozo deberá presentar la energía suficiente para levantar el peso del pistón metálico, más la columna de líquido a producir. En todo caso, si el sistema no es bien diseñado, el pistón puede disminuir su eficiencia o simplemente, no alcanza llegar su viaje hasta la superficie, debido a una excesiva acumulación de líquidos por encima del pistón, o por problemas mecánicos posteriores, tales como corrosión en la tubería o precipitación de carbonatos. Hay muchos nombres comunes para estos períodos. Cierre de también se conoce como "cerrado", "off" o "período de acumulación". El tiempo durante el cual el émbolo se desplaza hacia arriba el agujero también se conoce como "abierto", "on", "descarga", o período de "flujo". El período de flujo después de que el émbolo llegue a la superficie es conocido también como "abierto", "on", "flujo", "afterflo w", "purga", o período de "ventas".

3.6

La presión de respuesta durante los ciclos de émbolo

La respuesta de la presión de un pozo de plunger lift ayuda a explicar los ciclos de plunger lift. La discusión a continuación describe una respuesta de la presión típica de un pozo con la tubería y el empacador no y selección de tubería asta superficie y la presión casing se puede medir. (ilustración. 8) muestra tres presiones: de la tubería de revestimiento, tubería, y la línea y la velocidad de flujo instantáneo de un bien durante un ciclo de émbolo. (Ilustración. 9) muestra las mismas presiones y velocidad durante un período de varios días.


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Ilustración 8: Típico ciclo de émbolo

Al final de la parada en el periodo, el pozo se ha construido hasta la máxima presión de casing y tubos a una presión que es inferior a la presión del casing. La diferencia entre estos es equivalente a la presión hidrostática del líquido en la tubería. Cuando el pozo se abre, la presión de la tubería disminuye rápidamente a la presión de línea, mientras que la presión de casing disminuye lentamente hasta que el émbolo llegue a la superficie. A medida que el pistón se acerca a la superficie, el líquido en la parte superior del pistón puede surgir a través del sistema, haciendo que los picos de presión en la línea y la velocidad de flujo. Esto continúa hasta que el émbolo llegue a la superficie. Después de las superficies de émbolo, un gran aumento en la tasa de flujo se producen tubos de altas presiones y un aumento en la presión de la línea de flujo. Presión de la tubería se bajará a la línea de presión muy cerca. La presión del casing llegará a su mínimo ya sea a la llegada del émbolo, o posteriormente, mientras que los golpes cubierta abajo y también la produce, con un mínimo de líquidos en el tubo. Si el pozo se mantiene por encima de la tasa crítica de descarga, la presión del casing se mantiene relativamente constante o podría disminuir aún más. A medida que la tasa de gas gotas, líquidos se mantuvo en el tubo y el casing aumenta la presión. Al cierre del casing de la presión se acumula más rápidamente. ¿Con qué rapidez? depende del rendimiento de entrada y la presión del yacimiento del pozo. A medida que la fricción con el gas que fluye cesa, la presión de la tubería aumentará rápidamente de la línea de presión y, finalmente, hará un seguimiento de la presión del casing (menos de la slug de líquido). La presión del casing seguirá aumentando a la máxima presión hasta que el pozo se abre de nuevo.



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Ilustración 9: Típico gráfico de la producción de émbolo

3.7

Obtener la máxima producción en el plunger lift

En un pozo con pistón de elevación, como la mayoría de los pozos, la producción máxima se produce cuando el pozo produce en contra de la presión de fondo más bajo posible. El plunger lift, el más bajo promedio de presión de fondo casi siempre se obtiene mediante el cierre en el pozo para el mínimo tiempo. Sin embargo, la experiencia práctica y los modelos de plunger lift que el levantamiento de grandes sligs de líquido requiere de fondo de pozo promedio más alto de presión, sin embargo, por lo que la meta de este bombeo se debe a cerrar el pozo para el período de tiempo mínimo y sólo para producir en forma de líquidos tanto como se puede levantar a esta presión mínima acumulación (Ilustración. 10). El mínimo de cierre en el tiempo, independientemente de las condiciones de funcionamiento, es el tiempo que tarda el émbolo para llegar al fondo. (La excepción a esta regla es buzos especializados que caen mientras el pozo está fluyendo.) Émbolos suelen caer entre 200 y 1.000 m/min en el gas seco, y de 20 a 250 pies/min en líquidos, depende del tiempo de caída total del tipo de pistón, la cantidad de líquido en los tubos, la condición de la tubería (por ejemplo, ondulado, sacacorchos, corroídas), y la desviación de la tubería o pozo.



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Ilustración 10: Producción en el plunger lift

La duración del período de flujo durante y después de la llegada del émbolo se utiliza para controlar las cargas líquidas. En general, un período de flujo de corto trae una carga de líquido más pequeño, y un largo período de flujo aporta una mayor carga de líquido, por lo que el pozo puede fluir hasta que la carga de líquido deseado ha entrado en el tubo. Un bien con un GLR alta podría ser capaz de períodos de tiempo sin flujo que requieren más mínimo de cierre en el tiempo. En tal caso, el émbolo puede operar tan sólo uno o dos ciclos por día. Por el contrario, un pozo con una GLR bajo podría no ser capaz de fluir después de la llegada del émbolo, y podría requerir 25 o más ciclos por día. En la práctica, si el pozo se está cerrando en tan sólo la cantidad mínima de tiempo, puede hacer fluir el mayor tiempo posible para mantener las velocidades de ascenso del émbolo. Si el pozo está cerrando durante más tiempo que el tiempo mínimo, debería haber poco o ningún flujo después de que el émbolo llega a la superficie.

Ilustración 11: El émbolo de elevación con el control del flujo de caja.



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Ilustración 12: Esquema de boca de pozo y secuencia de funcionamiento.

3.8

Aplicaciones del Plunger Lift

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 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.

3.8.1

Remoción de líquidos 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 c omienzan 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.


PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III Por un periodo de tiempo, el pozo es capaz de descargar las pe queñas 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 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.

3.8.2

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 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? Escuela Militar de Ingeniería.

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PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III 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. 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.


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3.8.3

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 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.

3.8.4

Rango recomendado de operación

Se requiere de un GOR mínimo de 300 – 400 SCF/BB por cada 1,000 ft de profundidad que se desee levantar, si se espera implementar este sistema sin ningún empuje o gasto de energía adicional. La desviación máxima del pozo es importante ya que el pistón debe regresar al fondo por la gravedad solamente. La desviación máxima permisible varía con los parámetros de fluido del pozo (especialmente la viscosidad) pero a manera de guía se recomienda una desviación máxima de 35° a 40°.


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3.8.5

Ventajas Específicamente diseñado para el uso en pozos de baja tasa con problemas de carga de líquido, por ejemplo para remover el líquido de pozos de gas. Buena confiabilidad, combinada con un fácil mantenimiento y bajos costos de instalación y operación. 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 para la apertura remota de las válvulas.

      

3.8.6

Desventajas Requiere de relaciones de gas-líquido específicas para que f uncione el sistema. Bajas ratas de producción. Pobre funcionamiento en presencia de sólidos. Requiere vigilancia para su óptimo funcionamiento. Anular vivo, lo cual representa riesgo en superficie. No permite alcanzar la depleción del yacimiento, para lo cual se requeriría de otro sistema. Requiere supervisión de ingeniería para una adecuada instalación. Peligro para las instalaciones en superficie, asociado a las altas velocidades que puede alcanzar el pistón durante la carrera. Se requiere comunicación entre el casing y el tubing para una buena operación, a menos que se use con gas lift.

        

La habilidad para manejar sólidos es razonablemente buena. Se puede utilizar un pistón tipo cepillo para manejar los sólidos, pero éstos reducen la eficiencia. El pistón también tiende a controlar el crecimiento de escamas y parafinas en la tubería. Una alternativa común para proveer energía adicional al sistema es instalar el muelle amortiguador inferior encima de un mandril de gas lift.

3.9

Diseño y Modelos.

3.9.1

Diseños

Sistemas de plunger lift, se puede evaluar utilizando las reglas generales en relación con la producción del pozo histórico, o con un modelo matemático de émbolo. Debido a que los sistemas de plunger lift, por lo general son baratos y fáciles de instalar y poner a prueba la mayoría, son evaluados por las reglas generales.

3.9.1.1

GLR y requisitos de la acumulación de presión

Los dos requisitos mínimos para el funcionamiento del émbolo de elevación son GLR mínimos y también la acumulación de presión. Émbolo de elevación de funcionamiento requiere de gas disponible para Escuela Militar de Ingeniería.

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PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III proporcionar la fuerza de elevación, en cantidad suficiente por barril de líquido para una determinada profundidad. El requisito mínimo de GLR es de aproximadamente 400 scf/bbl por cada 1.000 pies de profundidad del pozo y se basa en la energía almacenada en un volumen comprimido de 400 scf de gas en expansión bajo la presión hidrostática de 1 bbl de liquido. Un inconveniente de este estado de general es que no se considera una presión de contacto. Presiones de línea excesivamente altos en relación con la acumulación de presión puede aumentar la exigencia. La regla de oro también asume que la expansión del gas se puede aplicar desde un anillo grande abierta, sin restricciones, pero slimhole pozos y los pozos con packers que requieren de gas para viajar a través del depósito o a través de pequeñas perforaciones en el tubo que causa una mayor restricción y la pérdida de energía, lo que aumenta la exigencia de GLR mínimo hasta un máximo de 800 a 1.200 PC/Bbl por cada 1.000 pies. La acumulación de presión, así es la presión de fondo justo antes de que el pistón inicia su ascenso (equivalente a la presión de la superficie cubierta en un pozo con un anillo abierto). En la práctica, el mínimo de cierre en el requerimiento de presión para plunger lift es equivalente a una vez y media el máximo de venta en línea de presión, a pesar de la necesidad real podría ser mayor. Esta regla general funciona bien en los pozos de profundidad intermedia (entre 2.000 y 8.000 pies) con un tamaño de bala de 0,1 a 0,5 barriles/ciclo. No se aplica de forma fiable, sin embargo, a mayores volúmenes de líquido, los pozos más profundos (debido a la fricción en aumento), y las restricciones excesivas de presión en la superficie o en el pozo. Una regla de oro para la mejora de la presión mínima es de un pozo que puede levantar un trago de líquido cuando la presión hidrostática babosa (P HS ) es igual a 50 y el 60% de la diferencia entre el cierre del casing de presión (PCS ) y la presión máxima de venta en línea:

       Este estado de cuentas de oro para la producción de líquido, se puede utilizar para los pozos con mayor producción de líquidos que requieren tamaños trago de más de 1 a 2 Bbl/ciclo, y es considerado como una estimación conservación de los requisitos de presión mínima. Para utilizar las ecuaciones: 1.1 y 1.2, en primer lugar estimar la producción total de líquido en el plunger lift y el número de posibles ciclos por día. A continuación, determinar la cantidad de líquido que puede ser levantada por ciclo. Utilice el tamaño de la tubería y para convertir ese volumen de líquido por cada ciclo en la presión hidrostática babosa, y el uso de las ecuaciones para estimar la presión necesaria en el casing para operar el sistema (ver ejem plo). Un bien que no cumpla con los requisitos mínimos de GLR la presión podría ser levantado el émbolo con la adición de una fuente externa de gas. En este punto, el diseño es más una cuestión de la economía de la prestación del gas añadido al pozo a una presión deseada. Varios trabajos en la literatura discutir la adición de gas de maquillaje para una instalación de émbolo a través de levantamiento artificial por gas existentes operaciones, la instalación de un campo de gas del sistema de suministro, o el uso de boca de pozo compresión.


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3.9.1.2

Estimación de Tasas de producción con Plunger Lift

El método más simple y, a veces más exacto de determinar los aumentos de la producción de plunger lift es el declive de la curva análisis (Ilustración. 13). Yacimientos de gas y el petróleo suelen tener caídas previsibles, ya sea exponencial o hiperbólica. Tasas iniciales de producción suelen ser lo suficientemente alta como para producir el bien por encima de las tasas de críticas (sin carga) y establecer una curva de declinación. Al cargar el líquido se produce una marcada disminución y desviación de la declinación normal se puede ver. Descarga del pozo con el émbolo de elevación puede volver a establecer una disminución normal. Aumenta la producción de plunger lift estará en algún lugar entre las tasas del pozo cuando se inició la carga y la velocidad de una curva de descenso prolongado hasta la actualidad. Idealmente, las curvas de caída se utilizan con curvas críticas velocidad para predeterminar cuando el émbolo de elevación debe ser instalado. Esto permitiría al plunger lift para mantener la producción en una disminución constante y no permitir nunca que el bien para empezar a cargar.

Ilustración 13: Los efectos de émbolo de elevación en una disminución de la producción típica de gas.

Otro método para estimar la producción es la construcción de un rendimiento de entrada (IP) la curva a partir de la ecuación de contrapresión (Ilustracion. 14). Esto es especialmente útil si el bien tiene un anillo abierto y fluye hasta el tubo, y si la presión del casing se conoce. La presión del casing se aproxima mucho a la presión de fondo de pozo. Construir la curva de IP sobre la base de la presión del yacimiento estimada, la presión la cubierta, y la tasa de flujo de corriente. Dado que el trabajo de los de plunger lift es reducir la presión de fondo mediante la eliminación de líquidos, la estimación de la presión de fondo con ningún tipo de líquidos. Use esta nueva presión para estimar una tasa de producción con menores presiones de fondo de pozo.


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Ilustración 14: Entrada-rendimiento-análisis para estimar la relación de émbolo de elevación del rendimiento. El gráfico muestra aumento de la producción resultante de la reducción de la presión hidrostática de líquido con un sistema de bombeo de elevación.

3.9.2

Modelos

Plunger Lift, los modelos se basan en la suma de fuerzas que actúan sobre el émbolo mientras se levanta un lingote líquido hasta la tubería (Ilustración 15). Estas fuerzas en cualquier punto dado en el tubo son:  

       

La presión almacenados caja libre que actúa sobre la sección transversal del émbolo. Almacenada presión del yacimiento que actúa sobre la sección transversal del émbolo, sobre la base de entrada el rendimiento. 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. Gas deslizamiento hacia arriba más allá del émbolo. Deslizamiento de líquido hacia abajo más allá del émbolo. Superficie de presión (presión de la línea y restricciones) que actúa en contra de la carrera del émbolo.

Varias publicaciones han tratado con este enfoque. Beeson presentó ecuaciones por primera vez de alta GLR pozos en 1955, sobre la base de un análisis empírica. Foss y Gaul deriva una ecuación de equilibrio de fuerzas para su uso en pozos de petróleo en el campo de la Avenida Ventura en 1965. Lea presentó un análisis dinámico de bombeo de pistón libre que añade el deslizamiento de gas y la entrada de reservorio, y matemáticamente se describe todo el ciclo (no sólo el ascenso del émbolo) para tight-gas/very alta GLR pozos.



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Ilustración 15: Embolo fuerza de equilibrio. (Basado en Lea)

Metodología de Foss y la Galia fue calcular (P C ) min , la presión del casing necesario para mover el émbolo y el lingote líquido justo antes de llegar a la superficie. Debido a que (P C ) min se encuentra al final del ciclo de émbolo, la energía del gas en expansión de la caja de la tubería es mínima. Ajuste (P C ) min para la expansión del gas de la caja a la tubería durante el ciclo completo de los rendimientos de émbolo (P C )max , la presión necesaria para iniciar el émbolo en el inicio del ciclo de émbolo. La presión debe construir (P C )max para operar con éxito. El promedio de Pc Presión de casing, máximo ciclos C max y el gas requerido por ciclo (V g ) se puede calcular a partir de (PC )min y (PC )max . Las siguientes ecuaciones son esencialmente los presentados por Foss y Gaul pero se resumen aquí presentado por Mower. El modelo de Foss y la Galia no es rigurosa que asume la constante fricción asociada con aumento de velocidades de émbolo 1.000 ft/min; no calcula afluencia depósito; asume un valor para el deslizamiento de gas más allá del émbolo; asume un anillo abierto, sin restricciones, y se supone que el usuario puede determinar tarifas de descargas de gas y líquidos de forma independiente del modelo. Por otra parte, ya que este modelo fue diseñado originalmente para la operación de pozos de petróleo que asumió el pozo se cerrará a la llegada del émbolo, la P C es sólo un promedio durante el viaje del émbolo. El resultado neto de estos supuestos es una over predicción de la presión del casing sea necesario. Si un bien cumple con los criterios de Foss y la Galia, es casi seguro que un candidato para bombeo de embolo libre. Escuela Militar de Ingeniería.


3.10 Ecuaciones básicas de Foss y Gaul (Modificado por Mower y Lea) 3.10.1 Presiones Requeridas

                                  Foss y la Galia sugiere una aproximación donde K y P LH +PLF son constantes para un determinado tamaño de la tubería y una velocidad de émbolo de 1.000 ft/min (Tabla 16.1).


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3.10.2 Gas (MPCS) requerida por ciclo

              3.10.3 Ciclo máximo

           



3.11 EQUIPOS DE SUPERFICIE. El sistema de émbolo se opera a la superficie usando un controlador electrónico. El controlador puede utilizarse para proporcionar tanto los datos actuales e históricos sobre la tubería y la presión del casing, los tiempos de viaje del émbolo y el caudal. Basándose en estas lecturas el operador determina el tiempo necesario para que el émbolo pueda alcanzar el fondo y las presiones necesarios para que el émbolo pueda levantar los líquidos a la superficie. El operador utiliza el controlador para activar la válvula motora para abrir o cerrar en función del tiempo o una determinación presión. Plunger lift tiene los siguientes equipos de superficie: lubricador, receptor, controlador, válvula motora y sensor de llegada.

Ilustración 16: Componentes superficiales.

Lubricador.- Amortigua el impacto del émbolo que llega y permite el acceso seguro para el mantenimiento del émbolo. Receptor.-(Catcher) captura y mantiene el émbolo en el lubricador de modo que el émbolo se puede desplazar con seguridad. Controlador.- abre y cierra la válvula motora, basándose en un tiempo, presión o caudal. Escuela Militar de Ingeniería.

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PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III Panel Solar.- proporciona una fuente de energía continua y recargable para las pilas del controlador Válvula Motora.- una válvula de diafragma neumática cuando esta activa arranca y para la producción basada en la información enviada por el controlador Sensor de Llegada.-(Arrival Sensor)detecta la llegada émbolos y informes al controlador

3.11.1 Lubricador 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 resorte para facilitar la inspección mencionada anteriormente. El 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

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necesidad de operación. Ilustración 17: Lubricador

3.11.1.1 Combinación De Lubricator/Catcher “FERGUSON” CARACTERÍSTICAS:

El enchufe del flujo y la entrerrosca del colector se construyen como una unidad. Esto elimina una conexión adicional y hace la instalación más simple. Esta unidad también incluye una cubierta del sensor, tipo colector de "V", resorte del choque y bloque delantero. VENATAJAS:

La construcción de una sola pieza de la entrerrosca del colector y de la te del flujo hace la instalación más simple y elimina la conexión adicional. El perfil de la te del flujo se diseña para permitir el paso del flujo incluso cuando el émbolo está en el lubricador. Se ha diseñado aceptar el más corto Mini-Doblan o más largo Du'oDoblar los émbolos. El diseño apropiado del resorte lo hace seguro y útil. Disponible en una variedad de tamaños y en los materiales especiales para el servicio severo.

Ilustración 18: Lubricador Ferguson



3.11.1.2 Lubricadores “PCS” Los lubricadores de las PCS se mueven hacia atrás por 20 años de desarrollo para asegurar durabilidad, seguridad y eficacia máximas. Las PC recomiendan el funcionar de los émbolos entre 500-1.000 ft/min. Sin embargo, nuestros lubricadores pueden soportar llegada aceleraron a 3.000 ft/min. Las PC son el líder en diseñar los lubricadores modificados para requisitos particulares para resolver sus especificaciones y configuraciones principales. Más seguro y más avanzado que los productos de los competidores El casquillo largo opcional de la longitud mejora seguridad y permite un acceso más fácil al émbolo. Una bola más grande del colector mejora la capacidad conmovedora del émbolo. El enchufe doble del flujo aumenta la producción y reduce el congelar. El lubricador doble del puerto del flujo es eficaz para los altos volúmenes de gas y de aceite. La construcción de acero resistente soporta condiciones extremas VENTAJAS 

Mejora la seguridad bien del sitio para los operadores y el equipo



Puede soportar fractura de los émbolos potencialmente el rápido-levantamiento Más durable y eficiente que productos competitivos



Puede fácilmente ser modificado para requisitos particulares basado en sus especificaciones.



Ilustración 19: Lubricador PSC


30


3.11.2 Receptor 3.11.2.1 Válvula motora “FERGUSON” y ”PSC” Este dispositivo sirve para retener el pistón cuando llega a superficie

31 Ilustración 20: Receptores PSC y Ferguson

3.11.3 Controlador

Ilustración 21: Controlador

3.11.3.1 Controladores “PSC” Existen tres categorías básicas de controles que determinan el ciclo de la válvula de motor en la línea de flujo 

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. Ilustración 22: PCS controlador “high low timer”


PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III 

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.

Ilustración 23: Extreme pressure changes



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.

Ilustración 24: PCS 3000. Electronic

3.11.3.2 Controladores electrónicos “FERGUSON” Ideal para el uso que los operadores quieren utilizar los ajustes de tiempo o presión para émbolo de elevación de control y donde aplicaciones tienen la línea fluctuante presiones. Utiliza un sistema patentado de Auto-Cycle para ofrecer un control múltiple. 

Reguladores liqlift

El regulador electrónico de LiquiLift de Ferguson Beauregard es el más último de la serie de LiquiLift™.

Reconocido extensamente para los reguladores electrónicos para plunger lift. La operación controlada por menú de LiquiLift™ III hace fácil el funcionamiento. incluye la capacidad de

funcionar bien debajo un número de condiciones. Contenido en un recinto completamente de acero . con una Escuela Militar de Ingeniería.

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PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III batería recargable y un panel solar, este regulador se puede montar remotamente en un manantial en las condiciones ambientales más extremas. CARACTERISTICAS

• Contador de émbolo • Contador de Ciclo • El nivel de voltaje de la batería • Los datos acumulados del ciclo • Batería recargable w / panel solar

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• Caja de acero • Construcción modular • Electrónica Avanzada • Operación controlada por menú •Varias posiciones de operación

Ilustración 25: Controlador liqlift

• Un chip,de múltiples operaciones • Yacimientos Pet rolíferos resistente

Controllers auto cycle



Fuera de-the-Box Innovación en una sola caja • Autocycle ™ émbolo de controles de levantamiento en el interior • Diseñado para aplicaciones de baja potencia de vigilancia y control • Opciones de seguimiento y co ntrol incluyen ::    

Embolo de elevación de control Tanque o de nivel de supervisión Monitoreo de Temperatura acceso a la PC local para la instalación y el funcionamiento  mensaje de texto SMS y correo electrónico Teclado de que muestra función completa • C onectividad integrada a distancia para el acceso a las condiciones reales de tiempo en boca de pozo desde cualquier lugar en cualquier momento

Ilustración 26: Controlador autocycle



3.11.4 Sensor de llegada Estos sensores están montados en la cabeza del pozo a detectar la llegada del émbolo, lo que permite al operador supervisar más fácilmente las aplicaciones en la detección del émbolo es difícil o poco fiable. Después de correr en la instalación, se utiliza el controlador suministro de energía para la operación y su sensibilidad se puede ajustar para obtener una señal óptima.

34 Ilustración 27: Sensor de llegada

3.11.4.1 Arrival Sensor 3DSO PSC” “

Impulsado por un microprocesador incrustado, continuamente se auto calibra para filtrar el ruido del ambiente. Utiliza tecnología avanzada 3D. Montada en el lubricador de superficie. Ilustración 28: Sensor 3DSO PSC

3.11.4.2 Sensor “FERGUSON” APLICACIÓN:

Puede ser montado en cualquier lugar de la boca del pozo para detectar la llegada del émbolo. Es aplicable a cualquier sistema de bombeo neumático. CARACTERÍSTICAS:

la señal Electrónica-generada de la llegada alerta el regulador de la llegada del émbolo. Utiliza la fuente de alimentación del regulador, y es sensibilidad puede ser ajustado para ganar la señal óptima. VENTAJAS : Ilustración 29: Sensor Ferguson Debido a su ajustabilidad, este sensor puede ser usado en aplicaciones donde la detección del émbolo es difícil o poco fiables. No requiere una cubierta del montaje, de modo que puede amarrarse en cualquier parte de la cabeza del pozo. Su cubierta está sellada del medio ambiente y permite un fácil acceso para los ajustes.



3.12 EQUIPOS DE SUPSUPERFICIE El montaje inferior del agujero de un sistema del émbolo abarcará típicamente de dos componentes. El resorte de parachoques, que se utiliza para absorber el choque del émbolo que cae de superficie, y un componente del mantenimiento. El componente del mantenimiento se significa para mantener el resorte lugar así que no puede viajar hacia arriba y hacia abajo en la secuencia de la tubería. Esto se puede asentar en una entrerrosca o aterrizar dentro de un collar o de la tubería sí mismo de la tubería con cualquier una parada del collar, parada de la tubería o montaje de la taza. El resorte se puede también diseñar para flotar en la sección más baja de la tubería.

3.12.1 Bumper spring

Ilustración 30: Bumper spring

3.12.1.1 Bumper spring de LUFKIN CARACTERÍSTICAS Y VENTAJAS       

Todos los resortes vienen estándar con 17-4 resortes del acero inoxidable. El montaje entero del resorte está disponible en acero inoxidable. Puede ser la caída libre fijada de la superficie que usa un asiento de la taza se mantiene. Opción de la bola y del asiento para el líquido de la interceptación. Wireline recuperable. Se tiran los resortes martillaron para quitar cualquier fractura posible de la tensión. Equipo amargo del servicio disponible.


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3.12.1.2 Bumper spring Ferguson Disponible en cuatro estilos dependiendo de características bien, Ferguson Beauregard las formulaciones del tope de resorte son instalado en el fondo del pozo tubería e instalación fácil de la oferta y costos bajos del mantenimiento y de reemplazo.



B u m p e r s p r i n g C o l l ar l o c k

USO Instalado dentro de la secuencia de la tubería en la tubería que es "collared". Debe ser fijado con el wireline. La cerradura del collar se fija en el boquete del collar entre los extremos de dos pedazos de tubería. CARACTERÍSTICAS Facilidad de una sola pieza de los permisos de construcción de la instalación y de la recuperación. La cerradura del collar, pescando el cuello y el resorte todo del tope se incluyen en esta unidad. VENTAJAS Instalado vía wireline. Puede ser fijado en un solo viaje y ser recuperado en un solo viaje. Unido permanentemente, el resorte no puede viajar para arriba detrás del émbolo. Ilustración 31: Bumper spring / collar lock



Bumper Spring with Collet Latch

USO Puede ser trabado a cualquier cuello estándar de la pesca. Utilizado normalmente cuando se requiere una parada "especial" o abajo un dispositivo del agujero está ya en el pozo. CARACTERÍSTICAS Robusto abajo agujerear el resorte de parachoques con un cuello estándar de la pesca en un extremo y un cierre del collar en el otro extremo. Dentro de, un mandril del sólido conecta con dos pedazos de extremo. VENTAJAS Este montaje de la primavera se ranura y se vira hacia el lado de babor para el flujo máximo. Está instalado fácilmente vía wireline y puede ser unido a cualquier cuello estándar de la pesca. El resorte se diseña para soportar el choque de un émbolo que cae, con todo mantiene bastante flexión para amortiguar la caída del émbolo. Ilustración 32: Bumper Spring with Collet Latch


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PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III NUEVA INTELIGENCIA EN SOLUCIÓN DE PROBLEMAS El resorte de parachoques con el cierre del collar es otro método barato, eficiente de aumentar y de optimizar la producción en los pozos del aceite y de gas que tienen características marginales del flujo. 

Bumper Spring/Standing Valve Combo USO Instalado dentro de la secuencia de la tubería cuando hay una entrerrosca del asiento de la bomba del API. CARACTERÍSTICAS Dos pedazos de equipo se combinan para crear a una asamblea. Un resorte de parachoques, absorber llegada del émbolo, junto con la válvula derecha (con o sin la bola y el asiento). VENTAJAS Combinar el resorte y la válvula derecha crea un pedazo del equipo que es más fácil, más aprisa y menos costoso instalar y recuperar. Puede ser utilizado como válvula derecha (con la bola y el asiento agregados) o la jaula derecha de la válvula (sin la bola y el asiento) se puede utilizar como conveniente se mantiene. Instalado generalmente con un wireline, pero en algunos casos puede ser caído de la superficie. NUEVA INTELIGENCIA EN SOLUCION DE PROBLEMAS La válvula del tope Spring/Standing combo es otro método barato, eficiente de aumentar y de optimizar la producción en los pozos del aceite y de gas que tienen características marginales del flujo. Ilustración 33: Bumper Spring/Standing Valve Combo



Pressure-Relieving Standing Valve

USO La idea de la elevación del émbolo es quitar tanto líquido como sea posible del pozo, con el émbolo llegando la superficie cada ciclo. Si un operador utiliza una válvula derecha con la bola y el asiento estándares, las operaciones pueden ser obstaculizadas si el lingote líquido es demasiado grande.La presión de la acumulación en la pieza anular puede no permitir que bastante gas de la elevación traiga el émbolo y el lingote para emerger, así causando una condición cargada.

Ilustración 34: Pressure-Relieving Standing Valve


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PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III CARACTERÍSTICAS Ferguson Beauregard introduce una nueva presión que releva la válvula derecha (PRSV), con un montaje de parachoques integrado del resorte, para relevar el líquido potencialmente indeseado de la secuencia de la tubería. VENTAJAS DE INSTALACIÓN la presión que releva la válvula permitirá que el operador iguale la tubería y las presiones que encajonan en el manantial y drene con eficacia el líquido de la tubería. Se logra esto cuando la presión agregada en la columna de la tubería comprime el resorte de la relevación, moviendo el asiento a través de las ranuras que permiten que el líquido drene. Un resorte de balance en la válvula derecha preservará un lingote líquido pequeño dentro de la secuencia de la tubería para asegurarse contra "seca funcionamiento." Durante operaciones normales, las cargas líquidas son apoyadas por la presión que trabaja hacia arriba contra el montaje del asiento.

3.13 PLUNGERS 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.

3.13.1 Pistón convencional de almohadillas “Ferguson” 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 prome dio de 40 viajes por día. Ilustración 35: Pistón de almohadillas


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PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III USO

Ideal para pozos más débiles donde está marginal el funcionamiento del émbolo o donde los émbolos no han probado previamente acertado. CARACTERÍSTICAS

Contiene ocho cojines del acero inoxidable que se enclavijan que se amplíen a un diámetro mayor que el diámetro interior de la tubería bien. El sistema avanzado del sello elimina resbalamiento del gas. Nuestro mejor émbolo del lacre. VENTAJAS

De pozos donde está marginal el funcionamiento del émbolo, este modelo puede aumentar la producción. Beau-Doblar puede trabajar en pozos donde hay presión de gas escasa de funcionar otros émbolos. NUEVA INTELIGENCIA EN SOLUCION DE PROBLEMAS

Beau-Doblar el émbolo es otro método barato, eficiente de aumentar y de optimizar la producción en los pozos del aceite y de gas que tienen características marginales del flujo.

3.13.2 Pistón de fibra “Ferguson” Se 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-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. USO

Para el uso en pozos más débiles donde sellando eficacia es crítico. Ideal en pozos arena-que producen. CARACTERÍSTICAS

Disponible con el cuello de la pesca en cada extremo. Nilón sección del sello de la espiral-herida con o sin puente. VENTAJAS

Ningunas piezas móviles hacen esto un émbolo ideal donde está presente la arena. La eficacia de la fibra El sello hace su uso posible donde otros no trabajarán. NUEVA INTELIGENCIA EN SOLUCION DE PROBLEMAS

El émbolo del Fibra-Sello es otro barato, método eficiente de aume nto y de optimización producción en los pozos del aceite y de gas que tienen características marginales del flujo.

Ilustración 36: Pistón de fibra

3.13.3 Pistones con by pass de Flujo Continuo Representan un caso intermedio entre el PL Convencional Representan un caso intermedio entre el PL Convencional y el Pacemaker, mejorando notablemente la velocidad de caída en el líquido (desde 500 ft/min Escuela Militar de Ingeniería.

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PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III 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.

40

USO

Ideal para los pozos que requieren poco o nada cerrado en tiempo. CARACTERÍSTICAS

Ilustración 37: Pistón con ByPass

Mandril de acero con los surcos trabajados a máquina en superficie externa. Diseño único de la válvula. VENTAJAS

Este modelo tiene surcos trabajados a máquina en el externo para crear un sello "turbulento". Único diseño de la válvula permite que el émbolo caiga contra el flujo y la caída continua de los aumentos clasifica, que disminuciones cerradas de la hora permitiendo para más pozo productivo. NUEVA INTELIGENCIA EN SOLUCION DE PROBLEMAS

El émbolo continuo de la acción de la barra del flujo es otro método barato, eficiente de aumento y producción óptima en pozos del aceite y de gas eso tiene características marginales de flujo.

3.13.4 Pad plunger “LUFKIN” Los émbolos del cojín de Lufkin son extremadamente durables y se pueden utilizar en casi todos los tipos de situaciones. Los cojines están disponibles en configuraciones solas, duales y triples del cojín. Los cojines por resorte pueden ampliarse y contrato para guardar un sello constante con las paredes de la tubería que proporcionan el resbalamiento mínimo del gas y del líquido. Los cojines se hacen de enclavijar 17-4 bastidores sometidos a un tratamiento térmico del acero inoxidable. Los mandriles son diseñados, dirigidos y fabricados en nuestra facilidad de Houston por el maquinista altamente experimentado. 4140 aceros rodados, sometidos a un tratamiento térmico calientes y el acero inoxidable 302 hacen para arriba los resortes del cojín. Ilustración 38: Pad plunger de Lufkin


PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III CARACTERÍSTICAS Y VENTAJAS Eficacia alta debido al sello metal sobre metal (sello de la fricción). Los cojines por resorte pueden derrumbarse para funcionar más allá de anomalía. Trabajos lo más mejor posible en pozos más bajos de GLR. Satisfecho lo más mejor posible a los pozos de baja presión. Usar-capacidad excelente debido a la extensión de los cojines como usan. Puede funcionar el cojín solo, doble, o triple dependiendo de la profundidad del pozo y de la cantidad de producción flúida.      

41

3.13.5 Pistón mini fex con by pass Con este tipo de pistón (Miniflex con by pass) se ha logrado realizar 70 viajes por día con una producción de líquido de 25 m3/d y a una profundidad 2226 mts, lo cual significa una gran mejora con respecto a los pistones utilizados históricamente. Sin embargo la utilización de los pistones con bypass deja de tener sentido cuando el built up de presión requiere de tiempos prolongados, de nada sirve alcanzar el fondo rápidamente, si luego es necesario esperar energía de levantamiento. Es una condición necesaria que la recuperación de presión se logre rápidamente, de manera que cuando el pistón alcanza el fondo, se esté en condiciones de dar inicio a la carrera ascendente inmediatamente. Ilustración 39: Pistón Mini-Flex con by pass

3.13.6 Pistón Mini-Flex “Ferguson” USO

Uno de una familia de los émbolos pad, Mini-Flex es aplicable para el uso en la mayoría embolo. CARACTERÍSTICAS

Con ocho cojines del acero inoxidable que se enclavijan, Mini-Flex crea un sello eficiente. Los cojines por resorte se amplían siempre, con todo tienen bastante flexión para permitir que el émbolo caiga con anomalías de menor importancia del tamaño de la tubería. VENTAJAS

Mini-Flex, es pequeño, ligero y simple. Esto diseño extensamente imitado se ha convertido en un estándar de la industria. Ilustración 40: Pistón Mini Flex "Ferguson"


PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III NUEVA INTELIGENCIA EN SOLUCION DE PROBLEMAS

Mini-Flex es otro método bajo-eficiente de aumentar y de optimizar la producción en los pozos de petroleo y de gas que tienen características marginales del flujo.

3.13.7 Doble pistón o tornado plunger “LUFKIN” El émbolo del tornado es un émbolo impresionante adaptable. Quita con eficacia la arena de la formación, la arena del frac y la parafina. Los surcos socavados especialmente diseñados realzan la turbulencia del gas, aumentando la eficacia del sello. El émbolo está disponible con a rifled la nariz y el talón, que eficacia de aumentos posteriores generando un vórtice del gas y del líquido. El tornado se hace del acero de aleación endurecido que aumenta su vida y durabilidad. Está disponible para el servicio amargo. CARACTERÍSTICAS Y VENTAJAS • Bajo surcos cortados realzar el sello turbulento y reduce grandemente el resbalamiento comparado a los émbolos regulares de la acción o de la arena de la barra. • La producción mejorada para los pozos bajos de LGR comparó a los émbolos del cojín debido a la fricción friccional reducida. • Rifling proporciona más desgaste uniforme en pozos desviados Ilustración 41: Tornado Plunger

3.13.8 Pistones sólidos de acero Barstock Cleanout Está hecho de una sola pieza de acero y no tiene partes móviles. USO

Ideal para los pozos con el alto gas a los cocientes líquidos, los pozos que hacen cantidades pequeñas de la arena o los pozos con los puntos apretados. CARACTERÍSTICAS

El diseño sólido de una pieza hace el émbolo durable y económico. Gas externo profundo de la trampa de los surcos a ayudar a crear el sello. Los bordes redondeados en surcos permiten que el émbolo pase a través de algunos puntos apretados que pudieron colgar los émbolos con los bordes agudos. Un O.D. levemente más pequeño que los émbolos convencionales del barstock. Ilustración 42: pistón Barstock Cleanout


42

PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III VENTAJAS

Este émbolo tiene surcos trabajados a máquina en la superficie externa para crear un sello "turbulento". El émbolo es más corto que la mayoría de los émbolos del barstock que las ayudas él paso a través de puntos apretados o de curvas leves. El émbolo tiene tendencias mínimas del desgaste. NUEVA INTELIGENCIA EN SOLUCION DE PROBLEMAS

El émbolo de Barstock Cleanout es otro método barato, eficiente de aumentar y de optimizar la producción en los pozos del petroleo y de gas que tienen características marginales del flujo.

3.14 Problemas operativos 43 Una 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 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 reservorios de petróleo y gas simultáneamente, los problemas de ahogue se deben a las diferentes presiones estáticas de las capas, permitiendo el Cross-Flow entre ellas. Esto último deriva en variaciones de las permeabilidades relativas de los reservorios, las capas de gas depletadas de baja presión estática, permiten el ingreso de líquido, cambiando la saturación de fluido en ellas. Esto sin duda que se puede revertir arrancando el pozo nuevamente produciendo a un tanque ecológico, favoreciendo la surgencia debido a que bajo este escenario no se tiene la contrapresión del sistema. Pero más allá de que se pueda poner en producción 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.

Ilustración 43: montado del sistema por la compañía LUFKIN

Otra 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. Escuela Militar de Ingeniería.

PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III Cabe destacar, que esta maniobra operativa no se puede llevar a cabo si el resorte tiene una válvula de pie instalada, ya que esta actúa como retención desde arriba hacia abajo, sin dejar retornar el líquido acumulado en el tubing hacia el casing para que sea descargado. Problemas a Minimizar 

Fall-back o resbalamiento: cada slug de líquido pierde entre un 5 y 7% por cada 1,000ft de prof.



Formación de Anillos de sal, por evaporación del agua de formación.



Depósitos de parafinas y asfaltenos

44

Ilustración 44: Bache formado por liquidos



4

MARCO PRÁCTICO.

4.1

Ejemplos de reglas generales y cálculos según Foss y la Galia

Los ejemplos de las reglas del pulgar y de los cálculos de Foss y Galia en esta sección utilizan los datos de la (Tabla 16.2).

4.1.1

Ejemplo de cálculo de GLR regla de Thumb

El mínimo GLR (R GL ) = 400 scf/bbl por 1.000 pies de profundidad del pozo. GLR del pozo es:

           Donde el qg se da en el PCS. El GLR así es> 400 scf / bbl por cada 1.000 pies y es adecuado para bombeo por Embolo Libre.

4.1.2

Ejemplo de regla de oro para el casing requisito de presión a pistón de elevación (Simple)

La regla de oro para el cálculo del mínimo de cierre en el casing de presión para que el émbolo de elevación, en psia, es:

        Con 800 psia de presión caja disponible, el bien cumple con los requisitos de presión para plunger lift, sin embargo, esta es la presión mínima absoluta necesaria para personas de bajos volúmenes de líquido, intermedio y profundo, y la línea de bajas presiones.

4.1.3

Ejemplo de regla de oro para la carcasa requisito de presión (Mejora)

Para este caso, supongamos de 10 ciclos/día, equivalente a un viaje de émbolo cada 2.4 horas. Cualquier número razonable de los ciclos puede suponer para el cálculo de las presiones. A 10 ciclos/día y 10 barriles de líquido, el émbolo de elevación 1 bbl/ciclo. La presión hidrostática babosa (PHS ), de 1 de barriles de líquidos de 2 ⅜ in. tubería con un gradiente de líquido 0.45 psi/ft es de aproximadamente 120 psia. Usando la ecuación 1b, la presión del casing es necesario, en psia, se calcula así:

             Escuela Militar de Ingeniería.

45

PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III Con 800 psia de presión caja disponible, el bien cumple con los requisitos de presión para plunger lift.

4.1.4

Ejemplo de Foss y el tipo de la Galia del método para determinar el émbolo Lift Rango de funcionamiento.

En la determinación de émbolo de elevación rango de operación, uso del software libre y la Galia K y Plh+Plf valores de 2 ⅜ in. tubos y media de la velocidad de aumento de 1.000 ft/m in. Calcular los nuevos factores de fricción, si las velocidades son más o menos de 1.000 pies/min. Calcular las constantes At, Pp, Aa, Ra, Fgs, L, y Vt: Área de la tubería, ft 2:

                    La presión diferencial para plunger lift, psi:

     2

En donde At se da como in . Por lo tanto:

         2

Área de anillo, ft :

                               Proporción del área total de zona de la tubería (Ec. 8):

          Lea modificado Foss y Gaul factor de deslizamiento [Foss y la Galia utiliza un factor de 15% (1,15) que puede ser traducido aproximadamente al 2% por cada 1.000 ft]:


46


     Longitud de 1 Bbl de fluido en la tubería, ft/Bbl (5,615 PCS=en 1 Bbl):

         

Volumen de la tubería por encima de la bala (el uso de tamaños diversos babosa) (Ec. 10, pero aquí en MPCS):

         Supongamos que algunos valores de S (bbl) y la construcción de la Tabla 16.3. Fue dado que la producción estimada es de 200 sin carga MPCS/D de 10 B / D de líquido (GLR = 200/10 = 20 Mpc / bbl), y que la presión del casing está disponible (o la presión a la que la caja se basará entre los ciclos de émbolo) es de 800 psia. La presión del casing disponibles, P C , es equivalente a la calculada (P C )max o la presión necesaria para levantar el tamaño de bala asumido. El GLR y es equivalente a la GLR necesaria calculada. El líquido máximo de producción es un producto del tamaño de babosas (S) y los ciclos máximo por día (Cmax). Es importante destacar que, Cmax no es un número requerido de viajes de pistón, sino el máximo posible sobre la base de Escuela Militar de Ingeniería.

47

PLUNGER LIFT producción por embolo viajero Producción petrolera III las velocidades de émbolo. En realidad, la mayoría de los pozos operan por debajo de Cmax debido a pozo cerrado en el tiempo es requerido para construir ningún tipo de presión la cubierta. En la Tabla 16.3, tenga en cuenta que la presión del casing (P C ) como máximo de 810 psia, el GLR, de 20 MPCS/Bbl, y la tasa de producción de 10 B / D se producen en tamaños de entre babosa 0,1 y 2,5 barriles. El pozo de bombeo neumático en funcionamiento.

4.2

Nomenclatura

A= una variable equivalente a aproximadamente 50 a 60% de la diferencia entre el cierre en la carcasa de la presión y máximo de venta en línea de presión Aa = área de sección transversal del anillo, ft2 A = área de sección transversal de la tubería, ft2 o pulg2 Cmax = máximo número de viajes de todo el émbolo posibles por día d = diámetro de la tubería, pulgadas dci = carcasa de diámetro interior, mm = dti tubo, el diámetro interior, mm = dto tubo, el diámetro exterior, in D = punto más profundo de émbolo de viaje (la profundidad del pozo), ft fg = Darcy-Weisbach factor de fricción para el flujo de gas a través del tubo FGS = Foss y el factor de deslizamiento de la Galia del gas perdido émbolo pasado en el ciclo de ascenso [aprox-madamente un 2% por cada 1.000 pies de profundidad (= 1 + D / 1.000 x 0,02), Foss y la Galia utilizados 1.15 factor de 8,000 pies sobre los pozos.] fl = Darcy-Weisbach factor de fricción para el slug líquido gg = gravedad específica de gas K = fricción en la tubería de gas L = la longitud de un barril de líquido en la tubería, ft / bbl pc = presión de la carcasa, psia pc = presión media de la carcasa durante el funcionamiento, psia (Pc) max = la presión necesaria para iniciar el émbolo en el inicio del ciclo de émbolo, psia (PC) min = la presión de carcasa necesario para mover el émbolo y el lingote líquido justo antes de llegar a la superficie, psia pcs = presión en la carcasa de cierre en, psia PHS = diferencia de presión hidrostática babosa, psi pl = línea de presión, psia plf = diferencia de presión necesaria para vencer la fricción de líquido por barril, psi / bbl PLH = diferencia de presión necesaria para levantar peso líquido por barril, psi / bbl = Presión máxima de la línea durante el émbolo de ascenso, psia pp = diferencia de presión necesaria para levantar el peso del émbolo, psi pR = presión del yacimiento, psia pt = presión de la tubería, psia qg = caudal de gas, Mpc / D ql = tasa de flujo de líquido, B / D R = constante de los gases específicos (aire), el 53,3 lb-ft / (lbm ° R-) Ra = coeficiente de anillo + tubo de sección transversal al anillo área de sección transversal RGL = gas / líquido, scf / bbl S = volumen de carga (babosa) sobre el pistón, bbl G T = temperatura media del gas en el pozo durante el émbolo de ascenso, ° F v = velocidad, m / s Escuela Militar de Ingeniería.

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Trabajo de Plunger Lift

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