Introduccion Plunger Lift

Producción II

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 muelle amortiguador y un receptor en superficie, un controlador para abrir y cerrar el pozo, y por supuesto, 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 luego ser 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.

El principio del émbolo es básicamente la utilización de un pistón libre actúa como una interfaz mecánica entre el gas de formación y los líquidos producidos, aumenta considerablemente la eficiencia de elevación del pozo. Funcionamiento del sistema se inicia cierre en la línea de flujo y permitiendo que el gas de formación que se acumulan en la corona de la carcasa a través de separación natural. La corona actúa principalmente como un reservorio de almacenamiento de este gas. Después de que la presión se acumula en la carcasa de un determinado valor, se abre la línea de flujo. La rápida transferencia de gas de la carcasa a la tubería además de gas desde la formación crea una alta velocidad instantánea que provoca una caída de presión entre el émbolo y el líquido.

Producción II El émbolo, a continuación, se mueve hacia arriba con todos los líquidos en el tubo por encima de él. Sin esta interfaz mecánica, habría recuperada sólo una parte de los líquidos.

Producción II

La aplicación del “Plunger Lift” tiene como objetivo, optimizar la producción de petróleo utilizando el gas como fuente de energía, de esta manera logramos producir un flujo multifásico con un sistema de extracción extremadamente económico.

La operación requiere de la realización de varios ciclos diarios. periodo

de

cierre

(Shut-In)

con

Cada ciclo comienza con un

el

objeto

de:

1. Permitir que el pistón, que inicialmente está dentro del lubricador en boca de pozo, mantenido por el flujo de producción, pueda caer hasta el fondo de la instalación en busca del líquido acumulado

durante

la

fluencia.

2. Permitir que el pozo acumule suficiente presión en el espacio anular para que la expansión del gas ubicado debajo del pistón pueda conducirlo hacia la superficie, llevando consigo el líquido acumulado.

Los controladores convencionales de Plunger Lift trabajan por presión y/o tiempo, el usuario puede fijar el tiempo de cierre para permitir que el pistón alcance el fondo y para que tenga la energía de levantamiento necesaria o también puede fijar la presión de casing a la que se quiere abrir el pozo, asegurando un tiempo mínimo que permite llegar con el pistón al fondo. PLUNGER LIFT.

PRINCIPIO DE OPERACIÓN:

Producción II El sistema Plunger Lift es una forma de levantamiento artificial basado en un método de cierre y apertura del pozo en superficie con el fin de utilizar la energía del yacimiento para producir los líquidos acumulados en el pozo mediante un plunger o pistón que actúa como una interface solida entre el nivel de liquido y gas de levantamiento. El pistón es una restricción que permite el paso de gas alrededor de este por efecto del slip alcanzando velocidades superiores a la velocidad crítica del líquido con el fin de minimizar el líquido que se regresa alrededor del plunger. El ciclo comienza con un periodo de cierre con el fin de permitir que el pozo acumule suficiente presión en el espacio anular es así como una de las válvulas de control laterales que controla el pazo de fluido a los tanques de almacenamiento se cierra mediante un motor para detener el flujo a través de la tubería de producción. La caja del bumper y el catcher en el cabezal del pozo alojan el plunger que cae libremente debido al efecto de la gravedad a través del tubing. Una válvula abierta en el plunger permite el paso de fluido a través de él mientras cae hasta llegar al fondo del pozo. Cuando esto sucede el plunger hace contacto con una pieza en el fondo (Bumper Spring) que cierra la válvula, esto genera que la presión en el fondo del pozo aumente progresivamente y permite que se acumule agua y aceite encima del plunger. Después de que se genera la restauración de la presión hasta determinado valor la válvula en superficie se abre. La transferencia rápida de gas desde el casing hacia la tubería además del gas proveniente de la formación, genera una alta velocidad instantánea que genera una caída de presión a través del pistón y el líquido. El diferencial de presión que se genera a través de la válvula del plunger lift hace que este viaje hasta la superficie a una velocidad desde 500 hasta 1000 pies por minuto dependiendo de la forma en la cual este configurado el chocke, de la carga del fluido y de la presión en fondo.

Mientras el plunger se desplaza hacia arriba por efecto de la

restauración de la presión, el fluido por encima del plunger es empujado hacia la superficie. En realidad con este procedimiento se esta sueveando el pozo en diferentes intervalos de tiempo.

Producción II Cuando el pozo es productor de aceite o contiene un gas débil la llegada del plunger a superficie activa un sensor controlado magnéticamente que cierra inmediatamente la válvula anteriormente mencionada con el fin de conservar el gas presente en la formación y en la tubería de producción para utilizarlo en el siguiente ciclo. Una vez el plunger llega al cátcher se detiene por un instante para repetir nuevamente el ciclo hasta cuando la presión y la configuración del sistema de levantamiento lo permita. PARTES DEL SISTEMA: El equipamiento de Plunger Lift está compuesto por las siguientes partes: * Stop Collar – Tubing Stop: El Stop Collar es un dispositivo que se fija en las cuplas del tubing y sirve para alojar el resorte de fondo. Cuando se utiliza una cañería del tipo SEC en vez de un Stop Collar se baja un Tubing Stop que cumple la misma función, con la diferencia que se puede fijar en cualquier parte de la tubería.

* Resorte de Fondo (Bumper Spring): El resorte se fija en el Stop Collar y tiene la finalidad de amortiguar la carrera descendente del pistón, actualmente se

dispone de

resortes en conjunto con Stop Collar y Standing Valve en un mismo cuerpo. La válvula de pie o Standing valve tiene la finalidad de no dejar escapar el líquido del tubing durante los periodos de cierre. Este elemento es de suma utilidad en pozos de poco caudal de líquido, evitando viajes secos del pistón.

* Pistón (Plunger): es la interface sólida entre el gas de levantamiento y el slug de líquido, éste viaja libremente dentro del tubing produciendo de manera intermitente.

* Catcher: Este dispositivo sirve para retener el pistón cuando arriba a superficie.

Producción II * Lubricador: Este dispositivo va instalado en la boca de pozo encima de la válvula maestra, tiene por objetivo el alojar al pistón cuando este arriba a superficie, internamente tiene un pequeño resorte que amortigua la llegada del pistón.

* Sensor de arribo: Este dispositivo va colocado en el lubricador y tiene la finalidad de detectar la llegada del pistón, cuando lo hace le envía una señal al controlador para que dé comienzo al periodo denominado Afterflow (almacenamiento).

* Válvula Neumática: Esta válvula se conecta en la salida de la producción y es el dispositivo que realiza el cierre y la apertura del pozo, gobernada por el controlador electrónico. INSTALACIONES DE SUPERFICIE: Como dispositivo de seguridad se instala en la línea de producción una válvula hidráulica de seguridad (Line Break) que posee dos pilotos que cortan por alta y baja presión. Todos estos pozos producen a estaciones separadoras que drenan el líquido mediante la presión del separador, si se produce un Shut Down de la estación por algún motivo, la válvula Line Break tiene la finalidad de cerrar el pozo para no trasmitir la presión acumulada a las instalaciones de superficie. La boca de pozo posee una vinculación entre el tubing y casing, esto permite producir el pozo a través del casing para revertir una situación de ahogue. En la línea de producción, se instala una válvula aguja (chocke de producción) para controlar el pozo al ponerlo inicialmente en producción, también posibilita la restricción del pozo ante cualquier necesidad operativa. TIPOS DE INSTALACIONES: * Convencional: este no usa un empaque y es utilizado en pozos que tienen suficiente gas de formación para levantar el fluido. Es el tipo de instalación más común.

Producción II * Gas Lift intermitente usando un pistón: se usa para pozos con una presión de fondo baja. En este caso la altura de la columna de fluido permite el paso de gas a través de esta en el ciclo de levantamiento. El tapón permite mantener el gas y el líquido separados reduciendo el regreso de líquido mientras se aumenta el flujo del líquido. El gas requerido para mover el pistón se inyecta desde la superficie. Este procedimiento no altera la densidad del fluido.

* Con un empaque: se utiliza para pozos de gas o con una alta relación gas líquido. Este utiliza un empaque en el anular entre la tubería de producción y el casing. Cuando el pistón alcanza la superficie se mantiene allí para permitir el paso de fluido por la línea de producción APLICACIONES: * Remoción de líquidos de pozos productores de gas: por encima de cierta velocidad critica, los liquidos tienden a migrar hacia abajo en la tubería y empiezan a acumularse en el fondo. Esta velocidad crítica es función de la presión en cabeza durante el flujo y el tamaño de la tubería. Esto hecho genera pérdidas en la producción tanto de líquidos como de gas. La función del plunger es prevenir la acumulación de estos líquidos mediante la restauración de la presión hasta un valor suficiente para levantar los líquidos acumulados junto con el pistón dejando libre de fluido la tubería y permitiendo que la formación continúe fluyendo. Este sistema de levantamiento es muy efectivo incluso en pozos de gas con baja presión pero con buena productividad.

* Pozos productores de petróleo con alto GOR: cuando la relación entre el gas y liquido es alto es fácil de obtener el desplazamiento hacia arriba y hacia abajo del pistón sin importar si se está produciendo gas o aceite.

Producción II * Pozos que presentan parafinas y otras depositaciones: se debe ubicar el bumper Spring por debajo de las depositaciones así a medida que el pistón se desplaza por la tubería remueve las depositaciones presentes y evita la formación de nuevas.

* Control de Hidratos: los hidratos se forman en función de la temperatura y la presión. Cuanto mayor sea la presión, mayor será la temperatura a la cual los hidratos se forman. Los pozos más propensos a este problema son los productores de gas con alta presión. El problema se da cuando una zona de agua fresca genera una anomalía en la temperatura, el enfriamiento causa la formación de hidratos que pueden bloquear el flujo en la tubería. para solucionarlo el sistema plunger lift es instalado en conjunto con una bomba neumática que se sincroniza con los ciclos del pistón para inyectar metanol o alcohol en la tubería de producción cuando la línea de flujo está cerrada y el pistón está cayendo. el alcohol suaviza el tapón de hidratos para ser posteriormente arrastrado por el tapón.

* Adicional a esto el sistema se usa Cuando la presión de fondo es insuficiente para permitir el flujo de fluidos hasta la

superficie. También para reducir al

posibilidad de que los líquidos se devuelvan y

máximo

la

eliminar la posibilidad la penetración de

gas. Proporciona un excelente rendimiento en campos pequeños y mejora el recobro en pozos desviados. En la siguiente tabla se dan a conocer las limitaciones de la herramienta:

VENTAJAS: * Económico. Reduce costos de levantamiento. * Ofrece una gran variedad de diseños. * Gran cantidad y variedad de controladores en superficie. * Mayor eficiencia en la descarga de pozos productores.

Producción II * Conserva la presión de gas en formación. * Incrementa la Producción. * Produce desde una presión baja en casing. * Disminución del promedio de BHP, lo que causa un incremento en la producción. * Maximizar el drawdown y mantener la curva de declinación normal. * Aplicable a diferentes condiciones de pozo. * Mantiene tubería de producción limpia de hidratos y parafinas. * No necesita energía adicional o externa para funcionar. * Bueno en pozos desviados. DESVENTAJAS: * El sistema utiliza GLR específicas. * Produce a 400 BPD. * No es adecuado para pozos con migración de solidos.

DISEÑO E INSTALACIÓN:

Para detener el plunger cuando cae al fondo, se cuenta con un resorte llamado Bumper Spring que es fijado con cable en la parte inferior de la secuencia de la tubería. Este bumper Spring se coloca justo por encima de las perforaciones. En los pozos que producen de formaciones con baja permeabilidad, una standing valve se puede instalar debajo de las perforaciones, entre la parada de la tubería y el bumper Spring. Diseño mecánico:

Producción II Los plungers se fabrican en distintos diámetros, longitudes y rangos de temperatura según las necesidades específicas de cada pozo y fluido. Los plungers pueden ser sólidos o pueden tener una válvula de derivación interna que funciona con varilla. Los plungers sólidos caen al fondo lentamente y se utilizan en los pozos con tiempos de ciclo más largos. Los plungers con válvulas de derivación se utilizan en los pozos con los tiempos de ciclo más corto, donde es importante que el plunger caiga hasta el fondo con mayor rapidez.

Determinación del pozo idóneo para el sistema Plunger lift:

Determinar la idoneidad de un pozo para este tipo de bombeo y el tipo de sistema de flujo debería ser considerado como los principales factores para las aplicaciones de plunger lift. Un método para realizar está evaluación fue definido por Foss y Gaul. La siguiente información es necesaria para realizar esa evaluación:

• Profundidad del pozo • Presión de cabeza • GLR (en MPC /Bl) • MPC requiere por ciclo • Se requiere la presión media en superficie del casing. • Máxima producción que puede alcanzar el pozo en BPD • Máximos ciclos por día.

Producción II También es importante tener en cuenta en la evaluación de un pozo o un campo para este tipo de bombeo

el suministro de gas para inyección. Toda la energía necesaria para

levantar el pistón y los fluidos producidos proviene del gas, así que si no hay suficiente gas en el fluido de formación o disponible en el sistema de separador de campo, éste debe venir de otra fuente.

Otras consideraciones en la evaluación de un pozo son los diámetros de la válvula maestra (master valve) y la tubería. Deben tener el mismo diámetro de manera que el plunger pueda moverse en el lubricador fácilmente y caer libremente en cada ciclo de levantamiento. Las condiciones que pueden hacer de este sistema un mal candidato para un pozo son puntos estrechos o inclinación en la tubería de producción, ciertos tipos de mandriles, o la producción de arena. Una desviación alta del pozo también puede impedir que el émbolo se mueva libremente a través de la tubería.

Limitaciones: Las aplicaciones del sistema están condicionadas a ciertas limitaciones. En todos los casos el proceso está condicionado al uso de una cantidad considerable de gas. La presión que se requiere y la relación gas líquido para una profundidad y un volumen determinado se establecen mediante las graficas que se muestran a continuación. Estas graficas son un poco conservadoras pues en ocasiones muestran una presión y una relación gas liquido más alta que la requerida para algunos pistones. Sin embargo, si el pozo que se está evaluando encaja con la grafica entonces se puede asegurar una buena instalación.

Otro aspecto que se debe considerar es el tamaño de la tubería y del cabezal. La tuberías de producción debe tener el mismo tamaño que el hanger al fondo del resorte (Bumper Spring); por su parte, la cabeza de pozo, incluyendo válvulas maestras y Tee de flujo, deben ser del mismo tamaño que la tubería. Se debe tener precaución en pozos con producción de arenas, se han observado casos en los cuales el sistema a operado bajo

Producción II estas condiciones sin embargo se corre el riesgo de un atascamiento de la herramienta o de daños en las facilidades de producción.

Caudal de gas requerido para levantar líquidos a través de la tubería de producción:

Como se mencionó anteriormente en las aplicaciones, por encima de cierta velocidad critica, los líquidos tienden a migrar hacia abajo en la tubería y empiezan a acumularse en el fondo. Esta velocidad crítica es función de la presión en cabeza durante el flujo y el tamaño de la tubería. Es precisamente por esto que es necesario determinar el caudal de gas que se requiere para lograr el desplazamiento del líquido por encima del pistón superando dicha velocidad crítica. Para ello es necesario conocer la presión y temperatura en superficie, el tipo de líquido a desplazar y el área interna de la tubería de producción (función del diámetro interno). Con estos datos se calcula el caudal de gas en MMCFD como se muestra en la figura:

Capacidad estimada de producción para una instalación de gas Lift intermitente:

La capacidad estimada de producción depende de tres etapas: 1. Carga inicial: La carga inicial es la presión en la válvula de operación justo cuando esta se abre. Esta presión es ejercida por la columna de fluido sobre esta. Para un diseño normal la presión

ejercida por la columna de fluido es del 50 al 70% de la presión

disponible en el casing. Para determinar la carga incial se debe calcular el volumen de líquido que se encuentra en el tubing de la siguiente manera: ∆P=Pt- Pts h=∆PGs Be=h*Ftb

Producción II Dónde: ∆p: presión impuesta por el fluido en el tubing sobre la válvula. Pt: presión del tubing en el fondo Pts: presión en cabeza del tubing h: la altura que alcanza el fluido en el tubing, ignorando la columna de gas. Gs: gradiente de presión del fluido producido. Ftb: capacidad del tubing, volumen/pie. Be: volumen de influjo, volumen/ ciclo. 2. Eficiencia de levantamiento: hace referencia a cuánto volumen del fluido que está en el tubing es producido durante el ciclo determinando la eficiencia del procedimiento. La eficiencia disminuye debido a que una pequeña cantidad del fluido que se encuentra en el tubing se queda adherido a las paredes por efecto del holdup. Se ha demostrado que un holdup de 5 a 7% de la carga inicial por cada 1000 ft existe cuando la carga tiene una presión que oscila entre el 65 - 75% de la presión del casing. Esta condición se cumple cuando los fluidos tienen una velocidad óptima. Al asumir un Hold Up de 5% por cada 1000 ft la eficiencia del levantamiento es: E=1.0-0.05*Dv1000*100 Dónde: E: eficiencia del levantamiento Dv: profundidad de la válvula del plunger lift (ft) Con esta información podemos calcular el volumen de fluido producido por ciclo, Bt . Bt=E100* Be

Producción II 3. Número de ciclos por día: Conociendo el volumen de fluido producido por ciclo, el siguiente paso es calcular el número de ciclos que son posibles por día, y se hace de la siguiente manera: Nc=24hrD*60minhr*1000fttc*Dv=1440000tc*Dv

Dónde: Nc = número de ciclos por días. tc = tiempo mínimo por ciclo (minutos por cada 1000 ft de profundidad) Dv= profundidad de la válvula, ft. Nc depende de la profundidad del levantamiento y del tiempo requerido para reducir la presión y los periodos de influjo. La tasa de producción diaria es el producto entre Nc y Bt. esta estimación genera un punto de partida seguro para determinar la producción diaria, el valor que se obtiene del número de ciclos por día es el ideal aunque normalmente el real suele ser mucho menor a este. Para calcular la máxima tasa de producción diaria q, se utiliza la siguiente fórmula: q= Nc* Bt=Nc*E*Be100 En el caso de una instalación de un sistema plunger Lift convencional no existe tal válvula sino que el gas proviene directamente de la formación sin la necesidad de una inyección externa. Es a partir de esto que se puede concluir que la profundidad de la válvula (Dv) puede ser reemplazada en las anteriores ecuaciones por la profundidad de los perforados o del intervalo productor ya que de aquí pasa directamente por el interior del bumper Spring en donde se realiza la acumulación y se restaura la presión.

TRABAJO DE INVESTIGACION

Producción II GESTION DE SEGURIDAD “PISTON ACCIONADO A GAS - PLUNGER LIFT SYSTEM”

1. INTRODUCCION Uno de los métodos de levantamiento artificial es el Pistón Accionado a Gas, también conocido como sistema Plunger Lift. Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. El principio de sistema plunger lift es básicamente el uso de un pistón libre que actúa como una interfase mecánica entre el gas de formación y los líquidos (o fluidos) producidos, incrementando en gran manera la eficiencia de levantamiento del pozo. La operación exitosa de estos sistemas se basa en asumir que los pozos no tienen packer o tienen comunicación entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento en el fondo de la sarta de producción. 2. INSTALACION DE UN SISTEMA PLUNGER LIFT Una instalación típica consiste en un conjunto de resorte y suspensor ubicado en el fondo de la sarta de producción, un lubricante y un sujetador en la superficie que actúa como un amortiguador al final de la carrera del pistón. El pistón recorre la distancia existente entre el suspensor y el lubricante a través de la tubería de producción. El sistema se completa con la adición de un controlador (de tiempo y/o de presión) y una válvula de arranque con la habilidad de abrir y cerrar la línea de flujo.

Instalación Típica de un Sistema Plunger Lift

3. OPERACIÓN DEL SISTEMA

Producción II La operación del sistema se inicia cerrando la línea de flujo, permitiendo que el gas de formación se acumule en el espacio anular de la tubería de revestimiento a través de la separación natural. El espacio anular actúa inicialmente como un reservorio para el almacenamiento de este gas. Después de que la presión en la tubería de revestimiento se eleva hasta un valor determinado, la línea de flujo es abierta. La rápida transferencia del gas de la tubería de revestimiento a la tubería de producción con el gas de la formación crea una velocidad instantánea alta que causa una caída de presión a través del pistón y del líquido. Entonces, el pistón se mueve en carrera ascendente con todos los fluidos de la tubería de producción sobre el. Sin este mecanismo de interfase, solo una porción de los fluidos serian recuperados. 4. VENTAJAS Algunas ventajas de este sistema son: * Bajo Costo Inicial * Requiere Poco Mantenimiento * No Requiere Fuentes de Energía Externa en la Mayoría de los Casos * Los sistemas Plunger Lift son aplicables en pozos con una relación gas-líquido alto * Las instalaciones de estos generalmente no son costosos * Mantiene la tubería de producción limpia de parafina * Estos sistemas son buenos para pozos con un índice de producción bajo, normalmente menos de 200 Bbl/d.

5. APLICACIONES 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

Producción II 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. 6.1. REMOCION DE LIQUIDOS 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 comienzan 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. Por un periodo de tiempo, el pozo es capaz de descargar las pequeñas 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

Producción II 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. 6.2. 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

Producción II 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? 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.

Producción II 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. 6.3. 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

Producción II 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.

6.4. INCREMENTO DE LA EFICIENCIA DE POZOS CON MECANISMO DE GAS LIFT INTERMITENTE. Los problemas encontrados en pozos profundos con mecanismo de Gas Lift intermitentes son dados en el manifold. Los fluidos del pozo son levantados desde la profundidad en el agujero en forma de bache. La eficiencia de la recuperación del bache depende de varios factores. Uno es el tamaño y la longitud del conducto por el cual este deberá viajar. La pared de la tubería de producción está ejerciendo una cantidad de fricción en el bache a medida que se va moviendo hacia la superficie. Esto crea un obstáculo en el perímetro exterior del bache y subsecuentemente asume una forma balística con gas debajo intentando abrir una brecha. Pero también, el remojo de la sarta de producción por cada

Producción II bache producido junto con partes del bache que perdieron velocidad a causa de lo que se conoce como retroceso. La severidad del retroceso está en función de la velocidad del bache. Esta velocidad es afectada por la presión de inyección del Gas Lift y la contrapresión de la superficie. Dependiendo de estas variables, la eficiencia de levantamiento puede ser desde un 60% hasta tan bajo como 30%. Este problema se manifiesta en gradientes de flujo altos en la tubería de producción y en presiones de fondo pozo altas. Esto reduce la presión de succión de formación y el llenado dentro de del agujero. La instalación de un embolo directamente por encima de la válvula de operación ofrece varios beneficios. Cuando la válvula de Gas Lift se abre y el gas es inyectado por debajo del embolo, este empieza a moverse hacia arriba con el bache de fluido por encima de él. Ya que la presión es mayor por debajo del embolo que por encima, virtualmente no existe resbalamiento de los fluidos hacia el pozo. De hecho, habrá una cantidad pequeña de gas escapando hacia arriba alrededor del perímetro del embolo efectuando una acción de barrido en la pared de la tubería de producción. Esta prevención de retroceder también ayuda a compensar la contrapresión de la superficie y la restricción. La eficiencia del levantamiento ahora se incrementa drásticamente casi a un 100%. Los beneficios inmediatos de este método son una reducción en costos de compresión. Otros beneficios son gradientes de flujo reducidos en la tubería de producción y presiones de fondo fluyentes bajas. El incremento resultante en la presión de succión de la formación nos permitirá que los líquidos alimenten al agujero del pozo más rápidamente. La frecuencia incrementada de los ciclos del pozo debería mostrar un incremento en la producción. Un beneficio adicional es la eliminación completa de cualquier problema de deposición de parafinas. 6. LIMITACIONES Las aplicaciones que se han discutido tienen también tienen sus desventajas. En todos los casos, hemos apretado mucho gas. La presión requerida y la relación gas fluido para una profundidad dada y un volumen de fluido es mostrada en los gráficos (figura 3 para tubing de 2 plg o figura 4 para tubing de 2 12). Estas graficas son conservadoras porque muestran

Producción II una necesidad de una presión y GFR mayor de lo necesario para algunos émbolos. Sin embargo, si el pozo a considerarse se acomoda al grafico entonces se puede asegurar una buena instalación.

Otra consideración debería ser la condición de la tubería de producción y el tamaño del cabezal de pozo. El tubing deberá ser del mismo tamaño desde el colgador hasta el fondo de la sarta. Un anillo de calibración se correrá con una unidad de línea de cable o wireline para indicar cualquier desperfecto que deberán ser removidos. El cabezal, incluyendo las válvulas maestras y la T de flujo, deberá ser del mismo tamaño que el tubing y en caso de que existan válvulas múltiples, deberán ser removidas para reducir la altura del arbolito. Cuando consideramos una aplicación de embolo, es más deseable preparar el pozo para una operación optima como para cualquier método de levantamiento artificial. Remover el packer y hacer correr el tubing con un niple de asiento en el fondo y colgarlo abierto en la parte superior de las perforaciones. Al mismo tiempo el cabezal puede ser adecuado como se vio previamente. Ubicando al tubing en la parte superior de las perforaciones nos asegura una buena separación natural y una cabeza hidrostática mínima desde las perforaciones hasta el fondo del tubing. Se deberá tomar precauciones cuando el pozo produce arena. Puede venir de formaciones no consolidadas o pueden ser de arenas fracturadas. Existen algunas instancias donde el embolo ha operado en presencia de arena pero el operador está arriesgando un atrapamiento de la herramienta o daño a las facilidades de producción. 7. TIPOS DE EQUIPO DE PISTÓN

8.5. CONTROLADORES Existen tres categorías básicas de controles que determinan el ciclo de la válvula de motor en la línea de flujo

Producción II * 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. * 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. * 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.

8.6. EMBOLOS Existen muchos tipos de émbolos. Estos operan con el mismo principio básico. Las variaciones son la eficiencia de sello, peso y la disposición del tubo de desviación. Cada embolo tiene normalmente un ventaja dada la situación. * Sello turbulento. Este tipo no es más que una serie de ranuras cortadas en unas barra solida o hueca. Puede o no incorporar una válvula interna dependiendo del mecanismo del fabricante y su aplicación. El sello se ve afectado por el movimiento rápido de gas por estas ranuras. Se forma un vórtice en cada ranura y se produce una caída de presión causando movimiento en el embolo.

Producción II * Tipo Wobble Washer. Este modelo incorpora una serie de anillos o arandelas de un poco menos que el diámetro del tubing. Estos están montados sobre el mandril y pueden o no tener integrada una válvula activada por una barra a través del centro del mandril. El sello se ve afectado por el movimiento del gas por las arandelas de forma especial, las cuales esta sostenidas contra la pared de la tubería por resortes excéntricos. Esto forma un sello similar el modelo previamente mencionado. * Tipo cepillo. Es un tipo de embolo inusual que utiliza un cepillo por elemento de cierre. Este modelo está disponible con o sin el arreglo del tubo de desviación. * Hoja expandible. Este modelo incorpora una serie de hojas con resortes cargados que se ajusten más estrechamente con el diámetro interno del tubing. Una vez más una válvula interna puede ser incorporada, dependiendo de la aplicación y el fabricante. La válvula puede ser cambiada por una barra interna o externa El sello se ve afectado por la tolerancia relativamente cerca de las hojas a las paredes de la tubería. * Segmento retráctil de almohadillas de metal. Este modelo incorpora una serie de almohadillas con resorte de acero que se ajustan estrechamente al diámetro interno de la tubería. El sello se ve afectado por la tolerancia de cierre del diámetro interno del tubing y el radio del pozo como también del acoplamiento exacto de las almohadillas. La desviación se logra por la habilidad que tienen las almohadillas de retractarse y reducir el diámetro externo de la herramienta. Este también está disponible sin la función retráctil, dependiendo de su aplicación

8.7. LUBRICADORES 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 de resorte para facilitar la inspección mencionada anteriormente. El lubricador es el elemento que amortigua la llegada del pistón a la superficie y que contiene

Producción II el dispositivo de detección del mismo, permitiendo además atraparlo para inspección, cambio o por necesidad de operación.

8.8. ARREGLO DE FONDO POZO El arreglo de fondo pozo consiste en una tapón y un resorte. Su función es proveer un choque amortiguador en la parte más baja del viaje del embolo. Las combinaciones dependen en el tipo de tubería y el enganche mecánico del pozo. Las partes normalmente usadas son las siguientes: * Collar Stop. Este dispositivo se posa en hueco interno creado por las juntas de la tubería en el collar. Trata de establecer y recuperar la línea de cable. * Tubing stop. este tipo de tapón de deslizamiento se utiliza cuando es necesario posar entre el hueco del collar o si se encuentra una junta integrada al tubing. * Cámara de la válvula fija. Esta es una bomba estándar con una cámara de válvula fija con un cuello de pesca adjunto para usar con el cable. Tiene un anillo llamado “no-go”, el cual se posa, en una bomba estándar con nipple asiento * Amortiguador del fondo de pozo. Este resorte se posa en la parte superior del tapón o de la válvula de pie para actuar como un colchón para el embolo cuando está en el fondo. Este tendrá un cuello de pesca en una salida para reparación. La otra salida puede tener un cuello de pesca o un collar para mantenimiento. También puede ser combinado con la cámara de la válvula de fija para recuperación un en viaje de ambas partes.

8. CONCLUSION La ventaja principal sobre el uso del mecanismo Plunger Lift para producir un pozo es la económica. Primeramente, el costo para una instalación promedio será de 3500 $us más algunos otros servicios, los cuales dependen del suministro y equipo de cada compañía. Comparando esto con una unidad de bombeo que hace el mismo trabajo (28000) o un compresor pequeño (32000). Segundo, no hay poder de consumo como ser de electricidad

Producción II o consumo de

gas. Toda esta energía es suministrada por el pozo incluyendo los

instrumentos a gas. La siguiente consideración es el hecho de que varias veces el embolo producirá más que otro mecanismo de levantamiento. Por último,

el bajo costo de

mantenimiento de e este sistema. Usualmente la única parte que se usa es el embolo, si es inspeccionado mensualmente y se nota un desgaste, este puede ser reemplazado o reparado a un costo mínimo.

BIBLIOGRAFÍA

* Beauregard, E., & Ferguson, P. (23 - 24 de April de 1981). Introduction to Plunger Lift: Application, Advantages and Limitations. Texas, Lubbock, USA. * http://www.monografias.com/trabajos11/pega/pega.shtml *

http://www.oilproduction.net/cms/index.php?

option=com_content&view=article&id=164:introduction-to-plunger-lift-application-advantages-andlimitations-&catid=50:gas-well-deliquification&Itemid=99

BOMBEO NEUMATICO INTERMITENTE CON PISTON VIAJERO BOMBEO NEUMATICO INTERMITENTE CON PISTON VIAJERO 2011-2 ALBARRAN FLORES DIEGO MARTINEZ CABRERA ADRIAN GERARDO

Producción II RAMIREZ ARRIAGA OSCAR TOVAR VILLEGAS YIBRAN MICHELT

2011-2 ALBARRAN FLORES DIEGO MARTINEZ CABRERA ADRIAN GERARDO RAMIREZ ARRIAGA OSCAR TOVAR VILLEGAS YIBRAN MICHELT

ASIGNATURA: SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN

ÍNDICE

ÍNDICE

1.

INTRODUCCIÓN

3

2.

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA

5

3.

CICLO DE FUNCIONAMIENTO

5

Producción II 4. PLUNGER- LIFT.

CONDICIONES ÓPTIMAS DE OPERACIÓN PARA UN SISTEMA 9

5.

COMPONENTES DEL SISTEMA

9

6.

SUPOSICIONES DEL MODELO

12

7.

PROBLEMAS OPERATIVOS EN EL SISTEMA PLUNGER LIFT 12

8.

TIPO DE PISTONES 14

9.

CONTROLADORES 15

10.

TECNOLOGÍA PACEMAKER

11.

BENEFICIOS ADICIONALES DEL SISTEMA DE BNI ASISTIDO CON

PLUNGER LIFT.

16

19

12.

LIMITACIONES.

20

13.

CONCLUSIONES

20

14.

APLICACIÓN EN CAMPO

15.

CONCLUSIONES

32

16.

BIBLIOGRAFIA

33

21

BOMEO NEUMATICO INTERMITITENTE CON PISTON VIAJERO

1. INTRODUCCIÓN

La implementación de un sistema artificial en los campos petroleros, ha ido incrementando con el paso del tiempo en nuestro país y en el mundo, este tipo de sistema se aplica con la

Producción II finalidad de mantener y optimizar la producción en los campos que han llegado a su atapa de madurez.

La combinación de un sistema de bombeo neumático intermitente con el uso de pistón viajero sin duda ha sido una buena alternativa para la recuperación de petróleo y gas alrededor del mundo.

En los pozos maduros de gas, la acumulación de fluidos en el pozo puede impedir y en ocasiones detener la producción de gas. El flujo de gas se mantiene mediante la eliminación de líquidos acumulados a través del uso de una bomba o con tratamientos de recuperación, tales como limpieza, enjabonando o ventilando a la presión atmosférica..

La instalación de un sistema de bombeo neumático es una alternativa rentable para la eliminación de líquidos. Los sistemas de bombeo de elevación tienen el beneficio adicional de aumentar la producción, así como reducir significativamente las emisiones de metano asociadas a las operaciones de purga.

Hay sólo unos pocos estudios sobre pozos operando con Bombeo Neumático Intermitente con Pistón Viajero.

White(1982) llevó a cabo una investigación sistemática experimental de bombeo neumático intermitente con y sin embolo. White concluyó que el uso de un émbolo de elevación aumenta la eficiencia y reduce el líquido de reserva. También encontró que un émbolo con un agujero a través de la zona centro tiene un efecto más positivo en la eficiencia de la elevación.

Producción II Hernández et al. (1993) desarrollaron el marco para combinar los datos de laboratorio y de campo para probar y ajustar los modelos teóricos sencillos necesarios para analizar el líquido de reserva en el bombeo neumático intermitente con émbolos. En su estudio, los autores reconocen la relación entre la velocidad de ascenso del émbolo y el líquido de retroceso. Chacín et al. (1992) presentan un modelo mecanicista y un método numérico para predecir y optimizarlas instalaciones del bombeo neumático intermitente asistido por un émbolo. El alcance de su trabajo fue analizar las interacciones entre las diferentes fases (acumulación de fluidos del yacimiento en el pozo, aumento de la presión en el espacio anular, émbolo/ liquido

aumento de la pega, la producción de líquido en la línea de flujo) en el ciclo

completo de producción. Para modelar las interacciones, se consideran parámetros importantes como la presión del yacimiento, el gasto, la tubería y las características de línea de flujo, presión de inyección disponibles, la inyección en superficie del estrangulador de diseño, el diseño y rendimiento de las válvulas del bombeo neumático. Los resultados obtenidos de este estudio que se realizó en una fase posterior del proyecto se informó en una publicación posterior (Chacín et al., 1995).

2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA

El principio de funcionamiento del sistema de Bombeo Neumático Intermitente con Pistón Viajero consiste en aumentar la presión anular mediante la inyección de gas en el espacio anular entre la tubería y la tubería flexible, y luego soltarlo para levantar el lingote líquido y el émbolo de la tubería flexible. El rendimiento del bombeo neumático intermitente con pistón viajero depende, entre otras cosas, del gasto de inyección de gas y la presión, la terminación del diseño del pozo, la caída del pistón y las alzas de la velocidad. El objetivo principal de este sistema es Implementar una metodología para aumentar la eficiencia del sistema de extracción Gas Lift Intermitente, estese basa en:

Producción II -Reducir la pérdida por resbalamiento (“Fallback”) en pozos con sistema

Gas Lift

Intermitente.

-Reducir el consumo de gas de inyección.

-Mantener la tubería libre de deposiciones de cristales de sal y parafina.

3. CICLO DE FUNCIONAMIENTO

El ciclo de funcionamiento del sistema de émbolo asistido con BNI se divide en cuatro partes: etapa de cierre, gas de inyección y aumento de la presión en la etapa, descarga de la fase liquida (por el émbolo y por la alta presión de expansión de gas) y descarga del pozo.

En las Figuras 1 y 2 se ilustra el cierre de la etapa.. Durante esta fase, la válvula del motor de la línea de flujo se cierra, el flujo se cierra, el émbolo cae en la tubería flexible y el flujo de líquido en el pozo aumenta mientras que la válvula de pie en el fondo de pozo sigue abierto. El émbolo cae a través del líquido acumulado en la tubería flexible y se detiene al golpear la sarta. En esta etapa, el nivel de líquido puede ser calculado a partir del valor de líquido que ha pasado a través de la válvula de pie durante la caída del émbolo (usando una relación de orificio), si la presión diferencial a través de la válvula, el tiempo de caída de émbolo, y el líquido flujo en el pozo son conocidos, o se puede suponer sobre la base de la capacidad de elevación deseada del sistema.

La inyección de gas se inicia a partir de una presión del sistema de 550 psi y se acumula a una presión de inyección deseado (por ejemplo, 800 psi) a través del espacio anular de la

Producción II tubería de producción que aumenta el volumen de gas inyectado. Durante esta fase, se dará por sentado que el nivel del líquido se mantiene constante tanto en el espacio anular de la tubería-coiled de producción. En realidad, como el gas en el espacio anular se encuentra a presión, el nivel de líquido en el espacio anular se moverá hacia abajo un poco, y que en la tubería coiled se moverá hacia arriba ya que el volumen de gas cerrada en la tubería coiled se presuriza y se contraen.

En comparación con la forma tradicional del embolo asistido con BNI, la característica única del diseño actual es el líquido de condensación (como se muestra en color azul) que se acumula en el tanque en forma de U formado entre la tubería coiled de producción y la tubería coiled. Los esquemas del tanque en forma de U que se presentan en las Figuras 3 y 4 se utilizan para el análisis de rendimiento del sistema.

La fase de descarga se inicia cuando la válvula de inyección de gas se cierra después de alcanzar la presión deseada de inyección (800 psi), la válvula de la línea de flujo del motor se abre y la expansión del gas de alta presión que se almacena en el espacio anular de la tubería coiled de producción comienza.

La súbita expansión del gas inyectado en el espacio anular proporciona la energía cinética y el efecto de flotabilidad que se necesita para de elevación el líquido acumulado y el émbolo a la superficie. Se supone en este punto que la válvula de pie no se abre cuando el émbolo se libera con la apertura de la válvula de la producción de la superficie. Las fotos instantáneas de la fase de descarga están representados en las figuras 5-7.

La llegada de émbolo y lingote líquido en la superficie marca el comienzo de la fase de vaciado. El final de esta fase es cuando la presión disminuye hasta que la válvula de pie vuelve a abrir, las alturas de líquido en la tubería coiledy en el espacio anular de la tubería coiled de producción aumenta , y luego el ciclo comienza de nuevo.

Producción II 4. CONDICIONES ÓPTIMAS DE OPERACIÓN PARA UN SISTEMA PLUNGER- LIFT.

Para el funcionamiento autónomo:

a. Operar el pozo a la menor presión posible. b. Lograr que el pistón este reanudando su viaje ascendente ni bien alcance el fondo o el menor tiempo posible después de esto. c. Que el pistón permanezca en superficie el tiempo mínimo necesario, el cual dependerá de las d. características de cada pozo.

Para el funcionamiento con asistencia exterior:

a. Las tres condiciones anteriores. b. Dosificar la inyección de gas a lo estrictamente necesario para el funcionamiento del sistema. 5. COMPONENTES DEL SISTEMA

Las características físicas de una instalación se deben identificar antes de que algún intento para modelarlo pueda ser realizado. En la siguiente figura se muestra una instalación del Bombeo Neumático Intermitente con Pistón Viajero con todos los componentes.

Producción II Controlador de cabeza de pozo: generalmente electrónico computarizado, es un elemento que controla las aperturas y cierres de la válvula de producción en función de parámetros predeterminados, tiempos, presiones o una combinación de ambos.

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 necesidad de operación.

Válvulas motoras: son válvulas de operación neumática que se utilizan para controlar la producción (y la inyección en los pozos asistidos) del pozo.

Conjunto de separación y regulación del gas de alimentación: es el dispositivo que suministra el gas de operación de las válvulas motoras con la calidad apropiada y a la presión adecuada.

Panel solar; mantiene la carga de la batería del controlador.

Válvula reguladora de flujo: se utiliza en los pozos que así lo requieran, regulándose con esta el caudal de gas y liquido de producción limitando la velocidad de ascenso del pistón.

Resorte de fondo: es el elemento que amortigua la llegada del pistón al fondo del pozo, existiendo

varios tipos dependiendo su utilización del anclaje disponible.

Producción II Pistón: es el dispositivo viajero que constituye la interface entre el gas impulsor y el líquido producido.

Instalaciones de Superficie:

Como dispositivo de seguridad se instala en la línea de producción una válvula hidráulica de seguridad (Line Break) que posee dos pilotos que cortan por alta y baja presión. Todos estos pozos producen a estaciones separadoras que drenan el líquido mediante la presión del separador, si se produce un Shut Down de la estación por algún motivo, la válvula Line Break tiene la finalidad de cerrar el pozo para no trasmitir la presión acumulada a las instalaciones de superficie. En la línea de producción, se instala una válvula aguja (choke de producción) para controlar el pozo al ponerlo inicialmente

en producción, también permite la posibilidad de

la

restricción del pozo ante cualquier necesidad operativa. El proceso de “load up” o carga de líquido está gobernado por la velocidad del gas, que es proporcional a la presión dinámica en el tubing. Si la presión dinámica aumenta, mayor será el caudal de gas necesario para evitar la acumulación de líquidos en el fondo del pozo.

6. SUPOSICIONES DEL MODELO

Las suposiciones detrás del modelo de análisis desarrollado para este estudio son los siguientes: * La mezcla tiene las propiedades de un gas real y los flujos en condiciones de estado estacionario.

Producción II * Los cambios de temperatura a lo largo del sistema son insignificantes

* Los niveles de líquido inicial, se supone que se basa en la capacidad de elevación deseada.

* Cuando no se cuenta con información del yacimiento la válvula de pie se supone que permanece cerrada, mientras que el émbolo está en ascenso.

* La válvula de pie se abre cuando la presión de la mezcla del fluido en el lado del sentido descendiente de la válvula es tal que la caída de presión en la válvula es igual a la caída de presión mínima que establece la apertura de la válvula.

* Hay un contacto gas-líquido, tanto en la tubería flexible como en el espacio anular.

* El gas y líquido forman una mezcla homogénea en la Región 2.

* La compresibilidad de la mezcla de gas-líquido en la Región 2 se considera insignificante.

* Hay una producción continua del yacimiento.

* La velocidad de la caída del émbolo se asume a partir de la medición del embolo inteligente en el campo

Producción II * Todas las perforaciones se modela como un conjunto equivalente de perforaciones.

7. PROBLEMAS OPERATIVOS EN EL SISTEMA PLUNGER LIFT

Una particularidad operativa es que este tipo de pozos 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 yacimientos de petróleo y gas simultáneamente, los problemas de ahogue se deben a las diferentes presiones estáticas de las capas. Una 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.

Dentro de los problemas más comunes están:

* Roturas en el tubing * Pérdidas en válvula neumática originadas por erosión del asiento. * No apertura de la válvula neumática por baja presión en el gas de instrumento a causa de la formación de hidratos o presencia de líquido.

Producción II * Mal funcionamiento en los sensores de presión. * Problemas en el sensor de arribo, imposibilitando el comienzo del afterflow debido a una no detección del pistón. * No arribo del pistón por excesivo desgaste del mismo.

8. TIPO DE PISTONES

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.

-Pistón convencional de almohadillas 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 promedio de 40 viajes por día.

Producción II -Pistón de fibra 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 metalfibra. 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.

-Los pistones con by pass de Flujo Continuo Representan un caso intermedio entre el PL Convencional y el Pacemaker, mejorando notablemente la velocidad de caída en el líquido (desde 500 ft/min 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.

9. CONTROLADORES

Los controladores convencionales de Plunger Lift trabajan por presión y/o tiempo, el usuario puede fijar el tiempo de cierre para permitir que el pistón alcance el fondo y para que tenga la energía de levantamiento necesaria o también puede fijar la presión de casing a la que se quiere abrir el pozo, asegurando un tiempo mínimo que permite llegar con el pistón al fondo.

Producción II El concepto de controladores Autoajustables se basa en el seguimiento continuo de la velocidad de ascenso del pistón, este dispositivo electrónico tiene un algoritmo matemático interno que básicamente autoajusta el tiempo de cierre “Shut In” y el de Afterflow para mantener la velocidad del pistón dentro de una ventana predefinida.

Respecto al tiempo de afterflow, es necesario definir un minino con el objetivo de que el pistón no realice viajes sin líquido y deteriore las instalaciones de superficie por no tener líquido que amortigüe la llegada del pistón a superficie. Este parámetro también debe tener un límite superior para no dejar acumular una excesiva cantidad de líquido que pueda llegar a provocar un no arribo y un posterior ahogue.

Para asegurar un buen funcionamiento del sistema se realiza el seguimiento de una variable denominada Factor de Carga que se calcula de la siguiente manera:

En la práctica, dicho valor no debería superar el 40 – 50% para asegurar un correcto funcionamiento del sistema.

10. TECNOLOGÍA PACEMAKER

El Pacemaker fue originalmente diseñado para terminaciones tubingless de diámetro reducido y en pozos que tienen

packer. Los pistones convencionales operan mejor,

cuando el espacio anular (tubing / casing) está disponible para acumular energía de presión debido a que éste actúa como un gran separador durante el periodo de cierre. Si observamos en la Figura siguiente, donde se muestra la Relación Gas Líquido (RGL) necesaria para instalar un PL en pozos con y sin packer, podemos ver que para una

Producción II profundidad de 10000 pies, un pozo sin packer requiere una RGL de 2800 pies3/bbl, el mismo pozo con packer necesita 5000 pies3//bbl. Esto se debe básicamente a que toda la instantánea de gas que aporta la entrecolumna para elevar el pistón a superficie cuando se abre la válvula neumática no está presente en un pozo con packer, por ende ese caudal de gas en este caso lo tiene que aportar el reservorio en un tiempo mínimo.

Por lo tanto la aplicación de los pistones tradicionales en pozos tubingless o con packer se ve limitada por el caudal de gas disponible.

Otros dos aspectos que se quisieron mejorar con la creación del Pacemaker son: reducir el tiempo de cierre para incrementar

la cantidad de ciclos diarios

y evitar grandes

oscilaciones de presión que afectan el sistema de captación.

Principio de funcionamiento del Pacermaker.

El principio de funcionamiento del Pacemaker no requiere de la utilización del espacio anular como almacenamiento de energía de Presión de Gas. Esto se basa en que este dispositivo efectúa muchísimos más ciclos por día (mayor a 100 ciclos diarios) con Slugs de líquido más pequeños, derivando en una Presión Dinámica de fondo más baja. Al elevar baches de líquidos muy pequeños en cada ciclo, la energía de levantamiento necesaria es mínima, dependiendo más de la velocidad del gas que de la presión.

El sistema está constituido por dos piezas interdependientes, un cilindro hueco y una esfera, como puede apreciarse en la siguiente fotografía.

Producción II Como puede verse en la siguiente imagen, en superficie, el lubricador tiene una barra separadora “Separador Rod” que permite separar la esfera y el pistón hueco , cuando ambos llegan a superficie transportando el bache de líquido, dando inicio a la carrera descendente de la esfera, mientras el pozo sigue en producción.

Partes relevantes del ciclo Pacemaker

11. BENEFICIOS ADICIONALES DEL SISTEMA DE BNI ASISTIDO CON PLUNGER LIFT.

Cada año se gasta mucho dinero para eliminar las acumulaciones de parafina en un pozo y esto se ve agravado por la pérdida de producción debido a la reducción antes del cierre y el tiempo durante el cierre.. La parafina comienza a formarse como una película microscópica debajo de una temperatura de aproximadamente 100 ° F, los pozos que tienen relaciones de suficiente gas líquido pueden utilizar el émbolo como una solución sencilla al problema. El embolo no corta y termina la parafina, pero contribuye con la futura acumulación de esta dependiendo del número de veces que se lleve a cabo un ciclo. La formación en el fondo de hidratos es otro problema que ha sido tratado con éxito mediante la aplicación del embolo viajero, estos hidratos se forman en función de 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 y este se complica si hay una zona de agua dulce que crea una anomalía de temperatura y por consecuencia este efecto de enfriamiento podría causar formaciones de hidratos de que puede bloquear todo el flujo de la tubería..

Producción II El problema ha sido resuelto en muchas zonas por la instalación de un émbolo, en relación con una sustancia química inyectada desde la superficie. Un ciclo típico de sincronización de inyección de metanol o alcohol se da por la tubería cuando la línea de flujo se cierra y el émbolo está cayendo, el metanol ablanda el tapón de hidrato de modo que el próximo ciclo del émbolo elimina los depósitos.

Este sistema también puede ser usado en conjunción con la descarga de líquidos del gas. La eficiencia del uso de este sistema cuando hay presencia de hidratos de gas, aumenta dramáticamente a casi el 100%. Los beneficios inmediatos de ello son la reducción de gases condensados y reducir los costos de compresión. Otros beneficios son la reducción de los gradientes de flujo en la tubería, y presiones más bajas en el fondo del pozo, además de un beneficio adicional es la eliminación completa de cualquier problema de solidoscomo el depósito de parafinas.

12. LIMITACIONES.

Sin duda, como todo sistema artificial de producción, este presenta algunas limitaciones:

* Una limitación importante es el estado mecánico y las conexiones superficiales para la implementación de sistema pungir lista..

* La tubería debe ser del mismo tamaño de la suspensión a la parte inferior.

* El cabezal del pozo, incluyendo válvulas maestras y camiseta de flujo, debe ser del mismo tamaño que la tubería y en caso de múltiples válvulas.

Producción II * Se debe tener mucho cuidado en pozos con alta producción de arena ya que esto representa un riesgo en las herramientas de fondo y desgaste en las instalaciones de producción.

13. CONCLUSIONES

Una de las principales ventajas de usar un sistema Plunger lift para producir en un pozo es el aspecto económico. El uso del sistema PL ayuda a mitigar problemas por acumulación de parafinas y formación de hidratos, lo que representa una mejora en la producción. Desde el punto de vista de Integridad de Pozos, al ser gas de baja presión, se reduce notablemente el riesgo al prescindir de un Packer. El PL es un método de extracción muy económico que maneja de manera muy eficiente la producción simultánea de Gas y Petróleo. Los pistones de Flujo Continuo con bypass son muy eficientes en pozos de profundidades importantes, gran potencial de líquidos y fluidos viscosos. Los pozos de gas que producen entre 25000 m3/d y 5000 m3/d son excelentes candidatos a Pacemaker. El Pacemaker es una metodología ya probada en la industria, con amplio éxito en su aplicación y representa el paso siguiente al PL Convencional en la vida de un pozo de gas. El Pacemaker es el único Plunger que puede ser conectado a un Compresor en boca de pozo.

14. APLICACIÓN EN CAMPO

Producción II Evaluación del sistema de BNI asistido con Pistón viajero y para su aplicación en un pozo productor de petróleo con alto contenido de arena.

En esta parte de aplicación, se presenta la experiencia adquirida durante el análisis realizado para la selección del Sistema de Extracción Artificial óptimo para un pozo productor de petróleo y gas con alto contenido de arena y desviado. El pozo en estudio es productor de petróleo, el cual posee varias características de integridad de pozo y condiciones de producción que lo hacen complejo al momento de seleccionar un Sistema de Extracción Artificial que permita la producción del mismo durante periodos prolongados.

Dichas características son:

· Producción de petróleo y gas con alto contenido de arena de granulometría muy fina · Inclinación de 44° en fondo · Integridad de Casing regular · Amplia longitud de punzados · Presencia de parafina

Durante 16 años de producción, el pozo fue explotado con tres Sistemas de Extracción Artificial (Gas Lift,Bombeo Mecánico y PCP) siendo el Gas Lift el más eficiente. Lamentablemente, con el pasar del tiempo el pozo Presento hasta el día del estudio una mala integridad de Casing, lo cual no permite continuar producidendo el pozo con este

Producción II Sistema y en consecuencia debemos buscar otras alternativas en Sistemas de Extracción Artificial.

Para ello se realizaron básicamente 2 análisis:

1. 1-Se analizó cual fue el rendimiento de cada Sistema de Extracción Artificial que tuvo el pozo y su rendimiento 2. 2-Se propusieron cuáles serían los Sistemas de Extracción más apropiados y porque podríamos o no utilizar cada uno, teniendo en cuenta las características de integridad y producción del pozo.

Como consecuencia, se concluyó que el Sistema de Extracción Artificial de Plunger Lift Asistido era el método recomendado para ser instalado en este pozo.

De este modo se lograría:

* Mantener la producción de petróleo y gas del pozo durante un periodo prolongado de tiempo mayor que el obtenido con Bombeo Mecánico y PCP * Producir el pozo con bajos costos de mantenimiento e inversión inicial * Obtener un corto tiempo de repago de la inversión inicial de la operación de instalación * Aprovechar el gas producido por el pozo como gas de inyección para el anular y el sobrante para ser utilizado para consumo del área * Estabilizar el aporte de arena desde la formación al pozo

Producción II * Disminuir la frecuencia de intervenciones del pozo * Evitar presurizar de manera excesiva el espacio anular

Antecedentes

El pozo Lo-114 es productor de petróleo desde el año 1993. Durante su vida productiva el pozo ha tenido diferentes Sistemas de Extracción Artificial, los cuales mostraron los siguientes rendimientos:

Al momento del análisis el pozo presentaba ciertas condiciones de producción que hacían inviables los Sistemas de Extracción Artificial mencionados anteriormente, como lo son:

* Integridad de Casing: Casing reparado de 1213 – 1253 mbbp en Marzo de 2006 y con un alto grado decorrosión-desgaste según registro de Vertilog.

* Producción de arena muy fina: la cual es muy difícil de ser manejada mediante Bombeo Mecánico tal como se observa a partir del año 2003 con las reiteradas intervenciones donde el nivel de arena * encontrado en fondo era una constante y las bombas salían aprisionadas por esta arena.

* Producción de gas libre: el pozo posee una producción de gas libre desde Formación de 3000-3500 m3/d como consecuencia de las características de producción del reservorio por segregación.

Producción II * Desviación del Pozo: Este pozo posee una desviación a partir de los 600 mbbp (alcanzando 44° @1450mbbp), lo que hace que todo Sistema de Extracción Artificial que incluya ejes móviles (v/b en rotaciónen PCP o v/b con movimiento axial en Bombeo Mecánico) produzcan un desgaste continuo de las varillas de bombeo y del tubing con posibilidades de entrar en pesca en corto tiempo de funcionamiento pinchaduras de tubing.

Análisis de cada Sistema de Extracción Artificial que tuvo el pozo.

Como ya comentamos el pozo durante sus 16 años de producción, tuvo la posibilidad de contar con diferentes sistemas de extracción artificial en función de las necesidades, medios disponibles e inconvenientes que presentaba el pozo al momento de producirlo. Debido a que el pozo no tuvo un buen rendimiento en los últimos años como consecuencia de las condiciones de producción mostradas por el pozo, entonces se había planteado nuevamente el desafío de encontrar un sistema de extracción artificial que nos permitiera producir el pozo durante periodos prolongados minimizando la cantidad de intervenciones y encontrando un caudal medio de producción de 13-15 m3/d de petróleo. En consecuencia se realizó un análisis como el que se muestra en el siguiente cuadro en el cual se compara el comportamiento década sistema de extracción artificial ya utilizado ante los desafíos existentes de producción:

Descripción de la aplicación de cada sistema

Gas Lift: Este es un Sistema de Extracción Artificial adecuado para la producción de arena, producción de petróleo liviano con gas libre y aplicable a pozos desviados.

Producción II El principal inconveniente que se nos presentaba en este pozo para la aplicación del Sistema de Gas Lift, es que debido a la integridad debilitada que presenta el Casing de producción, no sería posible aplicar las presiones de inyección necesarias en el espacio anular Tubing – Casing (mayores a 60 kg/cm2). Por tal motivo descartamos toda posibilidad de aplicación de Gas Lift en lo inmediato mientras no cambiemos las condiciones en las que se encuentra actualmente el Casing de producción. Otro de los problemas ya observados en este pozo cuando producía mediante Gas Lift es la formación de parafinas como consecuencia del enfriamiento de la corriente de petróleo que viene del fondo de pozo, al tomar contacto con el gas inyectado. De todos modos se controlaba de manera eficiente mediante operaciones de limpieza de tubing con Slikline con una frecuencia aproximadamente de una vez por mes, lo que generaba un costo de mantenimiento bajo. Además debemos de considerar dentro de los costos de mantenimientos la re-calibración de las válvulas de GasLift regulables, por lo que podemos concluir que los gastos de mantenimiento eran bajos.

Bombeo Mecánico: Como se puede observar, este pozo durante los años 2003 a 2008 produjo mediante Bombeo Mecánico, pero con una frecuencia de intervención con equipo de Workover muy elevada (13 intervenciones en5 años) y un tiempo de espera de pulling mayor de lo deseado, por lo que la cantidad de días efectivos de producción se vio fuertemente disminuida. El mayor inconveniente que se observó en el pozo, el cual impidió la adecuada producción mediante Bombeo Mecánico fue la cantidad de arena muy fina contenida con la producción de petróleo y agua, que no podía producirse en superficie adecuadamente, debido a dos grandes problemas:

· El primero de ellos era que la partícula de arena, al no tener velocidad suficiente para subir hasta la

Producción II bomba y ser bombeada a superficie, decantaba en la cámara del pozo y al acumularse producía el taponamiento de la admisión de la bomba. Esto se debía principalmente a que no se lograba una limpieza efectiva mediante el lavado de sobre fondo mediante circulación y la arena ingresaba nuevamente a los punzados para ser devuelta al pozo inmediatamente que se ponía en producción el pozo. De todos modos, como se trata de un pozo que aporta de manera continua arena, independientemente de la limpieza de la cámara, con el transcurso de los días, si el régimen de extracción era normal, la cámara se llenaba rápidamente.

· El segundo, es que los granos de arena que lograban llegar a la bomba y pasar a través de ella se acumulaban por encima de la misma en el espacio anular entre las varilla y el tubing, produciéndose el atascamiento de la bomba luego de un determinado tiempo de funcionamiento. Por estos motivos es que este pozo no pudo manejar en ningún momento los caudales de arena que entregaba la formación mediante Bombeo Mecánico. PCP: Tras haber intentado durante varios años contener o producir la arena entregada por la formación al pozo, se determinó que el Sistema de Extracción Artificial mediante bombeo por PCP era el más adecuado para producir la arena, dadas las condiciones de granulometría y condiciones de producción del pozo. En una primer intervención se instaló en el pozo una bomba PCP con una sarta de varillas de bombeo G-IIcombinada con diámetros de 1” y 7/8”, pero debido a la geometría del pozo, al grado de las varillas (G-II) y al pasaje de gas por la bomba se produjeron cargas de torque oscilantes que llevaron a la falla por fatiga de los pines de las varillas de 7/8”, quedando así en pesca la sarta. En un segundo intento y con un mayor análisis de la Completación a bajarse se instaló una nueva bomba PCP en la parte baja de los punzados, con una sarta de varillas de 1” de diámetro de acero Grado “D” (en esta caso se utilizaron todas varillas de bombeo nuevas).

Producción II Esta bomba trabajó de manera adecuada en fondo durante 5 días y luego quedamos sin producción en superficie como consecuencia de un efecto combinado de acumulación de arena en fondo de pozo que tapó la admisión de la bomba y una pérdida de hermeticidad en la columna de producción, la cual se atribuye a una falta de sello de la bomba y/o una posible fuga a través de los tubings porpinchdura. Debido a todo esto se realizó un tercer intento en el cual se bajó una nueva bomba con su admisión por debajo dela base de los punzados, previa limpieza con Sand Pump de la cámara del pozo. Esta bomba tuvo un muy buen rendimiento (75 % de eficiencia promedio) durante 35 días produciendo 16 m3/d de bruta promedio a 120 rpm. A partir del día 25 de producción, la bomba comenzó a perder rendimiento hasta dejar de producir en superficie. La falla de esta bomba se atribuye a una falta de hermeticidad de la bomba como consecuencia del pasaje de gasa través del elastómero del estator.

Resultados de los primeros sistemas implementados

De los tres, el más eficiente de los sistemas fue el Gas Lift, por su bajo costo de mantenimiento, baja frecuencia de intervención con equipo de Workover y alto rendimiento, pero para poder realizar una nueva aplicación de este sistema necesitábamos contar con una integridad de Casing de producción óptima, de tal modo que nos permita presurizar el espacio anular entre el Casing de producción y el tubing por arriba de 60 kg/cm2. Debido a que según el informe de integridad de Casing registrado con perfil Vertilog en 2006, el mismo se encuentra con zonas de alto grado de corrosión. Por lo tanto se descartó por completo la posibilidad de instalar un sistema de Gas Lift con estas condiciones de integridad del pozo. A futuro será necesario analizar la posibilidad técnica y económica de re-entubar el pozo en caso de que se desee colocar nuevamente el sistema deGas Lift.

Producción II De los otros dos métodos restantes ya aplicados Bombeo Mecánico y PCP, podemos decir que el Sistema de Bombeo Mecánico se descarta debido a que la suma de efectos que generan la producción de arena, gas y desviación del pozo no lo hacen apto para una reinstalación como se observó en las 13 intervenciones a las queso sometió el pozo en 5 años sin lograr mantener el pozo en producción más de un año de manera continua. Por su parte, el sistema de bombeo mediante PCP es un sistema que demostró ser adecuado para la producción de petróleo con arena, pero es importante poder contar con un nuevo estudio de Ingeniería para re-seleccionar el elastómero del estator que podría haber sido afectado por aromáticos, por la producción de gas libre y/u otros factores que aún se encuentran en estudio. Sumado a esto podemos mencionar que la desviación del pozo resulta desfavorable para este método ya que con el paso del tiempo desconocemos cuales podrían haber sido los inconvenientes. En conclusión, pudimos determinar que de los Sistemas de Extracción ya utilizados en el pozo, ninguno aplicaría dadas las condiciones impuestas de producción en dicho momento.

Sistemas de Extracción Artificial propuestos y selección del más adecuado

Para comenzar con la selección del Sistema de Extracción Artificial más adecuado para este pozo, se tomaron como puntos de partida las siguientes consideraciones:

* El sistema deberá tener la menor cantidad de partes móviles mecánicas para evitar las fallas por * rozamiento como consecuencia de la desviación del pozo. * Tiene que ser capaz de que el pozo produzca de un modo que no genere un drawdwon severo en fondo para así minimizar el aporte de arena de la formación al pozo.

Producción II * Los costos de inversión inicial para su instalación no deberán de ser elevados, para poder tener un * tiempo repago más acelerado de la inversión. * Bajo costo de mantenimiento mensual. * Baja frecuencia de intervención con equipo de Workover para mantenimiento de pozo. * Para ello el primer sistema que se analizó es el sistema de Plunger Lift. El sistema de Plunger Lift posee las siguientes ventajas en este tipo de pozo: * No se ve afectado por la desviación que posee el pozo a menos que se utilice un pistón de sellos * positivos (según la experiencia de los proveedores los pistones de sello positivo no pueden ser utilizados en pozos desviados ya que los mismos detienen su caída por el rozamiento, al no llegar al fondo la válvula de by pass no se cierra y no regresan a superficie). * La inversión inicial necesaria es baja para la compra de la instalación. * El costo de mantenimiento mensual es bajo (solo se debe contemplar la maniobras con Slickline para chequeos de sobre-fondo, re-calibración de la válvula de Gas Lift y recambio de pistón en caso de desgaste) * Es capaz de interactuar con la producción de arena. * Al producirlo a bajos caudales, la misma cámara del pozo oficia de separador natural de la arena por decantamiento por gravedad durante los periodos de cierre del pozo en cada ciclo. * No presenta inconvenientes con la producción de gas libre del pozo, sino que por el contrario, se ve potenciado cuanto mayor sea la Relación Gas Líquido (RGL) que proviene de la formación * Es de fácil operación

Producción II Como punto de partida del estudio se enviaron datos de la producción y problemática del pozo a los proveedores de Plunger Lift para realizar un análisis por especialistas sobre la factibilidad de aplicación de este sistema a las condiciones de nuestro pozo. Como resultado del análisis conjunto con los proveedores nos propusieron la aplicación de un Sistema de Extracción Artificial tipo Plunger Lift Asistido, el cual es aplicado a pozos en los cuales la energía del pozo(caudal de gas y presión) no es suficiente para producir correctamente con el sistema de Plunger Lift autónomo y en consecuencia es necesario inyectarle a través del espacio anular el gas faltante. Dependiendo de las cantidades de líquido a extraer se puede utilizar un pistón macizo o uno con by pass. La válvula adicional que maneja el suministro de gas también es operada por el controlador. Dentro de las completaciones que se pueden adoptar al momento de instalar un sistema de Plunger Lift Asistido, se encuentran dos tipos:

a. Instalaciones de Plunger Lift Asistido sin Packer: estas instalaciones son colocadas en pozos que no tienen gas suficiente en formación pero con un faltante menor al 30% del gas necesario.

b. Instalaciones de Plunger Lift Asistido con Packer: estas instalaciones son colocadas también en pozos que no tienen gas suficiente en formación pero con un faltante mayor al 30% del gas necesario. En estos casos es preferible y más efectivo utilizar una instalación con Packer y mandril de Gas Lif.

Para el caso del pozo de análisis, la producción de gas promedio es de 3200 m3/d por lo que nos faltaban más del30% del gas requerido para una operación optima del pistón (5100 m3/d de gas). Por lo tanto nuestra instalación de Plunger Lift Asistido está equipada con un Packer y un mandril de Gas Lift para la inyección del gas adicional por entre columna.

Producción II Detalle Operativo

El pozo Lo-114 fue intervenido en junio de 2009 para el acondicionamiento del pozo para producción mediantePlunger Lift Asistido. Como primera medida se retiró el material de PCP que poseía el pozo y se realizó una limpieza a consciencia del sobre-fondo de arena que poseía el pozo para lograr que su cámara estuviera 100% libre de arena. Para esta limpieza se utilizó una bomba tipo Sand Pump que nos permitió realizar la limpieza de la arena del pozo sin necesidad de circular y de este modo se evitó que la arena reingrese en la formación.

Se realizó una prueba de hermeticidad del casing con 500 psi para asegurar la estanqueidad del mismo al momento de inyección de gas por espacio anular para la asistencia del pozo. Una vez limpia la cámara del pozo, se bajó la siguiente instalación de producción para Plunger Lift Asistido como se detalla a continuación en el tally: De este modo NAB donde asentaríamos el Tubing Stop + Resorte quedó ubicado en una profundidad de 1346mbbp para recibir el pistón en fondo.

En la siguiente Figura se muestra el esquema final del pozo.

Puede apreciarse en el esquema de pozo que la cola de tubing quedó ubicada a 100 mts por encima del tope delos punzados. Esto tiene dos motivos:

Producción II 1. En caso que el aporte de arena vaya tapando la cámara de producción, de este modo podemos tener 100mts más de cámara para alojar dicha arena antes de que llegue a la zona de asiento del pistón. 2. Nos permite que el fluido que sale inmediatamente del punzado se vea obligado a recorrer 100 mts en un casing de 5” antes de llegar al tubing. De este modo la misma cámara del pozo nos hace de separador natural de la arena por decantación durante los periodos de cierre del pozo en cada ciclo. El mandril de gas lift se equipó con una válvula de Gas Lift tipo BK-1, la cual es operada por presión de inyección, permitiendo de este modo una operación del sistema más eficiente ya que no se vería afectada la apertura y cierre de la válvula por la presión interna del tubing. El tipo de pistón utilizado es de sello turbulento con válvula de by pass para permitir una mayor velocidad decaída en el momento de cierre del ciclo.

Resultados

A la fecha de reporte, el pozo llevaba produciendo 4 meses de manera continua con caudales de petróleo que cumplen con los objetivos planteados de 13 m3/d de petróleo. El pozo trabaja con un promedio de 100 ciclos día con una presión de inyección de gas por anular promedio de360 psi (25,3 kg/cm2).

Historia de producción completa del pozo.

Historia de producción de plunger lift asistido

Producción II 15. CONCLUSIONES

Como consecuencia del análisis de funcionamiento de los distintos Sistemas de Extracción Artificial aplicables a este pozo (Gas Lift, BM, PCP y Plunger Lift), con las condiciones de integridad de Casing, desviación de pozo y producción de arena fina y gas, se concluye que el Sistema de Extracción Artificial de Plunger Lift Asistido es el método adecuado para producir este pozo a bajo costo en este momento. Además los 4 meses de producción continua nos muestran que se trata de un sistema muy confiable que necesita de un mantenimiento básico de chequeo de pistón e instalaciones de fondo.

De este modo se logró hasta octubre del 2009:

* Producción de petróleo promedio de 13 m3/d.

* Mantener la producción de petróleo y gas del pozo durante un periodo prolongado de tiempo mayor que el obtenido con Bombeo Mecánico y PCP.

* Producir el pozo con bajos los costos de mantenimiento e inversión inicial.

* Obtener un corto tiempo de repago de la inversión inicial de esta operación.

* Aprovechar el gas producido por el pozo como gas de inyección para el anular y el sobrante para ser utilizado como gas combustible.

Producción II * Estabilizar el aporte de arena desde la formación al pozo mediante la separación de la misma en fondo.

* Disminuir la frecuencia de intervenciones del pozo.

* Maximizar la cantidad de días productivos del pozo.

16. BIBLIOGRAFIA

PERFORMANCE EVALUATION OF A PLUNGER ASSISTED INTERMITTENT GAS LIFT SYSTEM. O. Bello/Texas A&M University, G. Falcone/Texas A&M University, J. Xu/Shell Exploration&Production, S. Scott/Shell Exploration&Production. SPE 141251

MODELING AND OPTIMIZATION OF PLUNGER LIFT ASSISTED INTERMITTENT GAS LIFT INSTALLATIONS. J. Chacin, Intervep, S.A.: Z Schmidt and D. Doty, University of Tulsa.

APLICACIÓN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE PLUNGER LIFT EN EL YACIMIENTO CERRO DRAGÓN Pablo Bizzotto, Ingeniero de Producción de Gas Luciana De Marzio, Ingeniero de Producción de Gas

Producción II Rodrigo Dalle Fiore, Ingeniero de Producción de Gas Pan American Energy

INTRODUCTION TO PLUNGER LIFT: APPLICATION, ADVANTAGES AND LIMITATIONS E. Beauregard, Paul L. Ferguson Ferguson Beauregard

INSTALLING PLUNGER LIFT SYSTEMS IN GAS WELLS Natural Gas STAR

SELECCIÓN DE UN SISTEMA DE PRODUCCIÓN ARTIFICIAL PARA UN POZO PRODUCTOR DE PETROLEO Autores: Gustavo Ariel Álvarez Sebastián Bigliardo

PLUNGER LIFT ASISTIDO ENINSTALACIONES CONVENCIONALES DEGAS LIFT Pan American Energy

PLUNGER LIFT SYSTEMS Ferguson Beauregard

Producción II PLUNGER LIFT SYSTEMS Weatherford

INTRODUCIÓN

El Campo Los Lanudos se ubica al Norte del Campo La Concepción, la presencia de gas fue descubierta en los años 1940 con la perforación de los pozos C-141 al C-147, cuando aún se consideraba parte del Campo La Concepción. Para el año 1957, se perforaron los pozos C-222 al C-224, ninguno de estos pozos fueron puestos en producción por deficiencias en las facilidades para el manejo de gas. El desarrollo del área en la cual se incluyen el campo Los Lanudos, El Socorro, San Ignacio, Y Alcaravan, se produjo entre los años 1981 y 1982 con la perforación de 13 pozos, a los que siguieron otros pozos hasta llegar a la cantidad actual de 31. En 1982, al inicio de las operaciones del área Los Lanudos presentaba una producción de 30 MMPCD, al año 1997, la producción acumulada de gas era de 111.8 MMMPC por intermedio de 21 pozos en producción. Actualmente, la producción diaria es de 2,53 MMPCD con 14 pozos activos.

La declinación natural del yacimiento, la explotación a la

cual está sometido el campo, los problemas de agua asociada y el crecimiento poblacional de La Concepción han ocasionado un importante déficit de gas combustible que

Producción II compromete tanto la operatividad del campo como la disponibilidad de este recurso a los habitantes de las comunidades vecinas. Desde mediados del año de 1999, se ha venido aplicando en el área la concepción un sistema extractivo de levantamiento artificial denominado plunger lift, el cual puede ser asistido con gas a presión, como energía externa ó auto alimentado cuando el pozo genera el suficiente gas. Debido a que los pozos en el campo la concepción no tienen suficiente gas como para hacer levantar el pistón por si mismo, por medio de una fuente de energía externa (planta compresora) se le inyecta

el gas necesario para que pueda levantar el

plunger y a su vez el colchón de liquido. Sabiendo esto, el objeto de la investigación es proponer la factibilidad de la aplicación del método antes mencionado, en su variante auto-plunger, a los pozos del campo Los Lanudos, los cuales son netamente productores de gas y en la actualidad presentan grandes problemas de producción de agua.

El principio del plunger Lift es básicamente

el uso de un pistón libre introducido dentro del tubing que viaja de abajo hacia arriba y a la inversa dentro de este a manera de ciclo, con la única función de extraer al máximo el nivel de liquido desde el fondo hasta la superficie. Este trabajo de investigación ha sido estructurado en cuatro capítulos. El Capítulo I, presenta la formulación del problema así como los objetivos que se pretenden lograr. El Capitulo II, es el Marco Teórico y esta conformado por la recopilación de todo el material Bibliográfico en relación al tema en estudio. El capitulo III, es el Marco Metodológico en el cual se explica la forma en la cual se dispuso la información usada

para el desarrollo del trabajo, así como los recursos

igualmente utilizados. Por último, el Capitulo IV expone el Análisis de Resultados, en el cual se presentan los cálculos realizados y los cambios propuestos para cada uno de los pozos. Finalmente, se presentan las conclusiones a las cuales se llegó con el análisis de los resultados, así como las recomendaciones propuestas.

Producción II CAPITULO I

EL PROBLEMA

Conceptualización del problema.

Hoy en día la alta producción de agua en los pozos de hidrocarburo ha tomado una gran importancia dentro de la industria petrolera. El agua en la producción del pozo representa un factor determinante e importante durante la vida productiva del mismo, ella afecta todas las etapas de la vida del campo petrolero, desde la exploración hasta el abandono, pasando por el desarrollo. Siempre que un pozo se pone a producir tarde o temprano el agua va aparecer y por ende la implementación de su control. Viendo esto se sabe que los problemas asociados a la producción de agua son principalmente la merma de producción de hidrocarburo; en el caso de un pozo de gas esta va acumulándose hasta formar una columna de agua que posteriormente ahoga al pozo, otro inconveniente es el manejo del agua producida, normalmente no se dispone de las instalaciones necesarias para manejar altos caudales de agua de yacimiento; adjunto a estos problemas siempre esta asociado el aspecto económico el cual se ve afectado al tener que desviar capital para remediar los problemas de producción de agua. En Venezuela, el control de la producción de agua constituye un importante desafío para los ingenieros de yacimientos, producción y de reacondicionamiento de pozos. Para reducir el corte de agua e incrementar la vida útil del pozo, se debe

encontrar una solución

satisfactoria definiendo el origen del agua, esta puede estar dado por ciertas condiciones en el yacimiento o en las cercanías del pozo las cuales pueden ser: filtraciones en el revestidor, tubería de producción o empacaduras, Flujo canalizado detrás del revestidor, conificación, adedamiento, comunicación a través de fracturas, entre otros.

Producción II El área Los Lanudos se ubica al norte del campo La Concepción, la presencia de gas libre fue descubierta en los años 1940, con la perforación de los pozos C-141 y C-147, cuando aun se consideraban parte del campo La Concepción. Sin embargo, desde el año 1997, fueron pocas las actividades realizadas en esta área. Se cuenta con un informe como resultado de la evaluación de la producción de los pozos así como la recolección de la información de presión y evaluación de gradientes dinámicos. En este tiempo la producción comienza con una franca declinación. La problemática actual del campo Los Lanudos, radica en la creciente demanda de gas que tiene el campo petrolero La Concepción, (la cual es abastecida por el campo en estudio, Los Lanudos), para el levantamiento artificial de la mayoría de los pozos de petróleo. Es por esto que se hace importante aumentar la producción de gas del campo Los Lanudos, siendo esta producción de gas actualmente mermada principalmente por la alta presencia de agua, la cual paulatinamente y a corto-mediano plazo podría ahogar a los pozos productores de gas, trayendo como consecuencia, simultáneamente, la caída exponencial de la producción de petróleo del campo La Concepción. Es importante mencionar que en los pozos de gas del campo Los Lanudos no se utiliza ningún sistema de levantamiento artificial, excepto la aplicación de un método en el cual se cierra el pozo hasta que se haya restaurado la presión suficiente para que produzca de forma natural. Es evidente que esta medida no es la mas eficiente, debido al tiempo que el pozo queda sin producción, es por esto que se genera la necesidad de estudiar la posibilidad de implantar un método mas eficaz para contrarrestar la producción de agua y aumentar la producción de hidrocarburo, en este caso de gas, o mantener la producción de gas de manera constante. En muchos casos, las tecnologías innovadoras para el control del agua pueden significar una reducción de los costos de instalación, mantenimiento y equipamiento, y además proporcionar un aumento de la producción de hidrocarburos, representando esto una alta rentabilidad; Es por esto y tomando en cuanta la problemática antes descrita que se propone dar como alternativa el uso del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift en pozos productores de gas con agua asociada del campo Los Lanudos, buscando de esta forma levantar la columna de agua, que pueda estar presente en algunos de los pozos

Producción II del campo, evitando así que esta ahogue el pozo, optimizando de esta forma la producción de gas libre y pudiendo mantener constante la producción de gas.

Formulación del Problema

Fundamentado en el planteamiento anterior se propone responder a la siguiente interrogante:

¿Resulta factible técnicamente el uso del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift para los pozos productores de gas con agua asociada del campo Los Lanudos?

Objetivos de la investigación

Objetivo General

Proponer la factibilidad técnica del uso del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift para los pozos productores de gas con agua asociada del campo Los Lanudos.

Objetivos Específicos

➢ Analizar la información actual concerniente al campo Los Lanudos. ➢ Comparar el sistema Plunger Lift con el sistema de levantamiento artificial Gas Lift a fin de determinar diferencias y similitudes.

Producción II ➢ Evaluar la producción de gas de los pozos del campo los lanudos. ➢ Establecer los pozos candidatos que se ajusten a los parámetros requeridos para la aplicación técnica del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift. ➢ Determinar los cambios necesarios en la completación mecánica de los pozos candidatos para la posible implementación del levantamiento artificial de Plunger Lift.

Justificación de la Investigación

Esta investigación tiene por objetivo visualizar desde una perspectiva constructiva las posibles ganancias que tiene la aplicación de una metodología técnica-operacional que propone simplificar grandes gastos a nivel de tiempo y dinero. Enfocándose en el aspecto técnico la investigación busca proponer el uso del sistema Plunger Lift o auto Plunger Lift para los pozos que sean aptos para este, de esta forma se contarían con altos beneficios ya que este es un método muy eficaz y económico; además la investigación aporta un análisis detallado de la configuración mecánica de cada pozo en estudio, y de esta forma se tendrá información de fácil acceso para diagnosticar posibles problemas de tubería, obstrucciones (Fish), entre otros y así poder planificar posibles intervenciones o reacondicionamiento. Desde el punto de vista teórico es de gran importancia dentro de la ingeniería de petróleo, principalmente en las áreas de optimización y producción. Siendo el control de agua y producción de gas

una operación dentro de las actividades de optimización y

mejoramiento de la producción y así mismo aportando información importante del método de Plunger Lift para futuras investigaciones. Es importante destacar que el del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift o pistón metálico tiene como principio básico el uso de un pistón libre que provee una interfase mecánica entre los líquidos producidos y el gas, el cual puede ser natural o asistido. Este gas provee la energía necesaria para provocar el movimiento del pistón que produce la columna de líquido desde el fondo del pozo hasta la superficie y constituye una alternativa

Producción II para mejorar el perfil de producción del yacimiento, maximizando la producción de gas en los pozos. Además de aportar otros beneficios como la remoción de parafinas e hidratos. La investigación aporta, desde la perspectiva metodológica, una base para investigaciones posteriores, del conjunto de métodos utilizados en la propuesta del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift en el Campo Los Lanudos.

Delimitación de la Investigación

El área de objeto de estudio es el campo Los Lanudos ubicado en la parte norte del campo La Concepción, municipio Jesús Enrique Losada, perteneciente a la empresa PDVSA Petrowuayuu, en la ciudad de Maracaibo estado Zulia. La realización de los objetivos propuestos de este proyecto se enmarca en el periodo de 6 meses abarcando desde junio de 2010 hasta diciembre de 2010. Basándose en la evolución de las investigaciones de optimización del campo Los Lanudos. De acuerdo a lo propuesto en la Conceptualización del problema y de los objetivos proyectados se permite establecer este tema de investigación en la línea de optimización, ubicándola en el área de Producción.

CAPITULO II

MARCO REFERENCIAL

Antecedentes de la Investigación

Según Ortiz (2005). Los antecedentes, son todos aquellos trabajos de investigación que preceden al que se está realizando. Son los realizados relacionados con el objeto de estudio presente en la investigación que se está haciendo. Como ejemplo si el trabajo trata

Producción II sobre la cantidad de sedimentación de materiales orgánicos en los ríos de los Llanos, entonces todo trabajo relacionado con sedimentación en ríos, sean estos de otras partes del mundo, son antecedentes; todo trabajo que involucre materiales orgánicos en ríos, también serían antecedentes. Barboza y Rodríguez. (2006) “Optimización del levantamiento artificial por gas intermitente convencional y aplicación de nuevas tecnologías dentro de la unidad de explotación lagomar”. Universidad del Zulia. La situación actual de los pozos de la u e. lagomar, puede definirse como: bajos índices de productividad, bajos niveles de fluido; y bajo porcentaje de pozos instrumentados con registradores de dos presiones. La realidad: pozos con baja producción, alto consumo da gas de levantamiento y dificultades para optimizar por falta de recursos de medición. Obtener la producción dentro de las limitaciones de las instalaciones existentes, o minimizando las inversiones nuevas, es la mejor vía de optimización para un campo maduro como lagomar. El levantamiento artificial por gas intermitente, controlado por una válvula de subsuelo es la opción usada tradicionalmente, pero una segunda alternativa: el control del caudal de inyección por medio de controladores en superficie se abre paso en vista de las presiones actuales presentes en los yacimientos, donde es indispensable controlar la inyección para mantener la relación gas inyectado – líquido producido a un nivel rentable. Su uso permite variar el caudal de gas en un amplio margen, y el tiempo de ciclo total se puede controlar independientemente del volumen de gas por ciclo. Durante el año 1999 su uso se extendió a las unidades Bachaquero lago, Lagunillas Lago, y Tía Juana lago, brindando excelentes resultados en la optimización del consumo del gas de inyección y en algunos casos incrementando la producción de los pozos. El aporte de esta para la investigación viene dada al reconocimiento de los tipos de sistema Plunger Lift, en este caso del Plunger Lift asistido el cual podría ser implantado en pozos de gas que no posean suficiente RGL. Miquilena y García, (2005) “Uso del sistema plunger lift en el campo La Concepción”. Instituto Universitario de Tecnología de Cabimas. Con la implementación

del sistema

extractivo Plunger Lift se ha logrado la sustitución de métodos como Bombeo Mecánico (BM) y Bombas de Cavidad Progresiva (BCP), los cuales se distribuyen de la siguiente

Producción II manera: 5 cambios de sistema extractivo en bomba por cavidad progresiva (BCP), 3 cambios de sistema extractivo en bombeo mecánico, y 4 reactivaciones de pozos donde se cuenta con instalaciones de gas y donde otros sistemas extractivos no tuvieron aplicación. Lo que da un resumen en general con este sistema de 11 pozos. Como causa importante como para que se tome en cuenta su aplicación es que es de fácil instalación, sencillez operativa, gran confiabilidad. Además da soluciones a problemas que otros levantamientos no resuelven como: acumulación e parafinas, incrementos de cargas liquidas en pozos gasiféros, necesidad de operar en relación gas liquido relativamente altas, golpes de gas en bombas y baja eficiencia de producción. El aporte de esta investigación para el estudio fue las ventajas que presenta el método Plunger Lift con respecto a otros sistemas de levantamiento artificial Leal N, (2004) “Optimización del sistema Plunger Lift en el campo La Concepción”, La Universidad del Zulia. El estudio surge ante la necesidad de optimizar el sistema Plunger Lift en el campo la Concepción, actualmente el campo cuenta con 9 pozos que produce bajo este sistema y otros 9 pozos que producen con bombeo Mecánico pero debido a los costos asociados por el gran número de intervenciones que se les ha realizado (a causa de parafina y arena) se desea estudiar la factibilidad de su cambio a Plunger Lift. El sistema Plunger Lift opera por ciclos, además los pozos de la muestra requieren inyección de gas, por lo que el número de ciclos y el volumen de gas a inyectar son dos factores importantes para la optimización del sistema. Por lo tanto en base a las características operacionales y con data del yacimiento se utilizo un programa que generó el número de ciclos óptimos con el cual cada pozo operaría eficientemente. Así mismo empleando un criterio desarrollado para Ingepet se logro optimizar el consumo de gas del sistema. La contribución de esta investigación para el estudio es que a través de esta se pudo determinar los parámetros de uso del sistema Plunger Lift en pozos de petróleo, los cuales posteriormente fueron adaptados al uso de pozos de gas.

Producción II Bases Teóricas

Según Ortiz (2005) es importante señalar en el proyecto la estrecha relación entre teoría, el proceso de investigación y la realidad o entorno. La investigación puede iniciar una teoría nueva, reformar una existente o simplemente definir con más claridad, conceptos o variables ya existentes. Por tanto los fundamentos teóricos o el marco de referencia, es donde se condensara todo lo pertinente a la literatura que se tiene sobre el tema a investigar. Debe ser una búsqueda detallada y concreta donde el tema y la temática del objeto a investigar tengan un soporte teórico, que se pueda debatir, ampliar, conceptualizar y concluir. Ninguna investigación debe privarse de un fundamento o marco teórico o de referencia.

Levantamiento Artificial

Miquilena, (2005). Se define levantamiento artificial a la utilización de una fuente externa de energía para levantar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta superficie, su objetivo es crear una presión en la tubería de producción tal, que permita

al

pozo

generar la rata de flujo deseada, una vez que la energía natural del mismo ha disminuido. Los sistemas artificiales de extracción se pueden agrupar en forma general en dos tipos básicos: el levantamiento artificial por gas o “gas lift” donde la fuente externa de energía es el gas a alta presión proveniente de una planta compresora de gas, y el levantamiento artificial por bombeo donde la fuente externa de energía es una bomba accionada por un motor a gas en la superficie o un motor eléctrico que puede estar en superficie o en el subsuelo.

Métodos de Producción de Pozos.

Producción II Miquilena, (2005). Los métodos de producción de pozos son simplemente la metodología que aplican los ingenieros de producción y yacimientos para optimizar la producción de hidrocarburos en la industria petrolera. Todo yacimiento petrolero tiene particularidades, que por pequeñas que sean, lo hacen diferentes a todos los otros, teniendo a veces la única similitud de producir petróleo. A pesar de ello, el hombre ha logrado explotarlos y para estudiarlos los agrupo en cierta cantidad de modelos, de modo de poderlos definir, y decidir de que modo explotarlos, adaptando para ello toda la tecnología por él desarrollada, de modo que hoy no existen yacimientos que se pueda decir que son inexplotables, merced a la tecnología criterios y racionalmente aplicada. En la industria petrolera, como en todas las industrias, se han desarrollado distintas disciplinas de modo de achicar el campo a los profesionales con el fin de poder estudiar con más profundidad cada tema, y luego con una adecuada coordinación, aplicar el conjunto de disciplinas. Así por ejemplo se han definido alguna de estas, como ingeniería de reservorio (o minería), perforación, producción, etc. Es la ingeniería de producción la disciplina que estudiará los pozos de un yacimiento para luego decidir por cual de los sistemas adoptará para su explotación. Respecto al método de cómo explotar un pozo, en forma global, se puede decir que existen dos sistemas de extracción en todos los yacimientos petrolíferos, que son: Surgencia Natural y extracción Artificial. En el inicio de la explotación de un yacimiento, los pozos producen casi siempre por surgencia natural. A medida que su producción declina y la presión del yacimiento disminuye, se debe recurrir a métodos artificiales de extracción. Los métodos de extracción artificial son varios y cuando un operador deba decidir por la elección de un sistema de extracción artificial para su yacimiento, probablemente se encontrará con la disyuntiva de cual de todos adoptar. Para optar por uno u otro, deberán evaluarse varios factores que habrá que analizar separadamente, los técnicos por un lado y los económicos por otro. Los factores técnicos de más peso a tener en cuenta son:

Producción II ➢ Profundidad de los pozos. es la distancia que hay entre la superficie y el fondo del pozo. ➢ Índice de productividad (J). es el indicador de la capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo. ➢ Relación gas – petróleo (GOR) del pozo. Es la relación entre la proporción de gas producido y la del petróleo producido. ➢ Relación agua – petróleo (RAP). Es la relación del agua producida y la del petróleo producido. ➢ Presencia de parafina. es el nombre común de un grupo de hidrocarburos alcanos de fórmula general CnH2n+2, los cuales traen grandes problemas en las tuberías, ya que se depositan en las mismas trayendo como consecuencia reducción del diámetro de la tuberías, y obstrucciones de la misma. ➢ Presencia de arena. Es un problema común en los pozos de petróleo, trayendo como consecuencia grandes perdidas por corrosión de tuberías entre otros. ➢ Problemas de corrosión. se define como el deterioro de un material a consecuencia de un ataque electroquímico por su entorno, la cual trae grandes pérdidas a la industria petrolera. ➢ Pozos desviados. Son pozos que en su forma tienen un grado de inclinación pronunciado, es decir, no son uniformemente horizontales. ➢ Diámetro del casing. Es la longitud del segmento que pasa a la mitad de la circunferencia, en este caso de la tubería de revestimiento o casing.

Además si el yacimiento será explotado por recuperación secundaria, (inyección de agua u otro tipo), se deberá tener presente con el transcurrir del tiempo, los caudales de extracción deberán ir aumentando, a medida que se va obteniendo respuesta por secundaria, lo que exigirá al sistema adoptado, tener suficiente flexibilidad como para ir absorbiendo este aumento de producción, sin necesidad de cambiar de sistema.

Producción II En el otro extremo, en aquellos pozos con presión cercana a la de abandono en los cuales las producciones se van reduciendo hasta extremos del límite económico, también deberá existir un sistema capaz de extraer su producción. Los factores económicos son muchos y muy variados sin poderse contemplar todos en este articulo, pues existen casos especiales en los cuales se escapan detalles simplemente por ignorarlos. Entre los más importantes tenemos: ➢ Precio del barril de crudo. ➢ Precio del pie3 de gas (si se vende). ➢ Precio de los distintos sistemas de extracción. ➢ Costos de montaje. ➢ Tiempo que se estima recuperar la inversión. ➢ Costo del dinero (Intereses de los préstamos). ➢ Costo de mantenimiento. ➢ Disponibilidad de energía eléctrica.

Sistemas de levantamiento artificial

MIQUILENA, (2005). Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran los convencionales y no convencionales.

Métodos de levantamiento artificial convencionales:

Producción II Son aquellos que poseen una aplicación común en la industria petrolera, ya que son los más utilizados en la producción de crudo actualmente. Dentro de este grupo encontramos:

➢ Bombeo Mecánico

➢ Levantamiento Artificial por Gas

Métodos de levantamiento artificial no convencionales:

Son todas aquellas tecnologías desarrolladas y/o mejoradas en los últimos años. Entre estas se encuentran:

➢ Bombeo Electrosumergible

➢ Bombeo de Cavidad Progresiva

➢ Bombeo Hidráulico

➢ Plunger Lift

Levantamiento Artificial por Gas.

Producción II Miquilena, (2005). El Levantamiento Artificial por Gas (LAG) es un método que utiliza gas comprimido como fuente de energía para llevar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie. Básicamente el funcionamiento de gas lift consiste en hacer burbujear gas dentro de la columna de tubing, de modo de reducir lo más posible el gradiente de presión dentro del mismo, provocando la surgencia del pozo. La instalación del pozo está formada por la columna del tubing, anclada por medio de un packer o empacadura por encima de las arenas productoras. Intercalados entre la columna del tubing, van instalados unos dispositivos que permiten pasar gas del anular (dentro de la cual se inyecta gas desde la superficie) al interior del tubing por donde asciende el petróleo del pozo. Existen dos tipos de Levantamiento Artificial por Gas: Continuo e Intermitente. De acuerdo a los caudales de producción de los pozos, se podrá elegir entre gas lift continuo o gas lift intermitente. El primero se emplea en pozos de buena producción, generalmente encima de los 30 bls/día. Por debajo de este valor se adoptará el intermitente. De todos modos la cifra mencionada no es un patrón fijo para adoptar un sistema u otro y depende de una buena cantidad de factores, pero fundamentalmente del índice de productividad del pozo y de su producción. El sistema continuo es comparable a la surgencia natural, en el cual se inyecta gas en forma continua y el pozo produce también en forma continua. El orificio en el extremo del tubing está libre. En el gas lift intermitente se inyecta gas en forma intermitente a alta presión por debajo del nivel del líquido a un régimen relativamente alto para desplazar el colchón de líquido a superficie. Este proceso tiene lugar durante cierto tiempo y luego se detiene. Luego de transcurrido ese tiempo, durante el cual se recuperó el nivel de líquido vuelve a inyectarse gas, repitiéndose el ciclo. Cabe destacar que en el extremo inferior del tubing, se instala una válvula de pie. Este sistema es de gran versatilidad dado que prácticamente no existen topes de producción, ni inferior ni superior. El límite inferior lo fijará el costo de la instalación que puede llegar a ser muy elevada, pero no existen limitaciones técnicas. El límite superior lo podría fijar la alta pérdida de carga en el tubing, que podrá reducir la producción

Producción II potencial del pozo. El plunger lift es un sistema de levantamiento artificial considerado por muchos autores como una variación del método de gas lift intermitente.

Sistema de levantamiento artificial plunger lift

Miquilena, (2005). Este sistema tiene como principio básico el uso de un pistón libre que provee una interfase mecánica entre los líquidos producidos y el gas, el cual puede ser natural o asistido, este gas provee la energía necesaria para provocar el movimiento del pistón que produce la columna de líquido desde el fondo del pozo hasta la superficie. Algunos pozos tienen suficiente gas de formación para permitir operar un pistón sin ser asistido exteriormente, otras veces se debe efectuar inyección de gas en forma intermitente dentro del casing (anular). El sistema opera por ciclos y cada ciclo a su vez esta dividido en cuatro etapas: descenso del pistón al pie del tubing, periodo de “shut in” o periodo de cierre, ascenso del colchón y arribo del pistón a superficie. Un sistema de levantamiento artificial plunger lift, esta conformada por diversos componentes que dependen de los datos característicos del pozo así como de su equipo superficial. Instalaciones de plunger lift más utilizadas.

Figura 1. Instalaciones de Plunger Lift. Ferguson Beauregard (2010) Presentación Tecnología Plunger Lift

Tipos de Instalación de plunger lift.

Los pozos en donde las instalaciones de plunger lift, están siendo consideradas, pueden ser clasificados en tres tipos. Estos tipos no difieren para pozos de gas o de petróleo, solo difieren si la cantidad de gas producida por la formación es (1) excesiva, (2) la cantidad requerida, o (3) insuficiente para levantar el líquido producido a la superficie. En la primera

Producción II y segunda categoría, solo la energía del gas de formación es utilizada para levantar el líquido producido. En la tercera categoría, se debe suplir un volumen de gas adicional por el casing para producir el líquido, las instalaciones que utilizan el plunger en conjunto con válvulas de gas están en la tercera categoría

➢ Gas Lift Intermitente con Pistón o Plunger.

Estas instalaciones son usadas en pozos con presión de fondo tan bajas que el peso de la columna de líquido aportada por la formación no es suficiente prevenir la brecha del gas en la columna de líquido durante un ciclo de levantamiento intermitente. Todo el gas es provisto por una corriente suplementaria que necesariamente implica una corriente de energía exterior. El pistón permite una mejor utilización de la energía y menos resbalamiento, lo que permite una disminución en la presión de fondo y un aumento de influjo. La elección del equipo depende de la rapidez de los ciclos requeridos para alcanzar la producción máxima.

➢ Plunger Lift con Empacadura.

Raramente se utiliza una instalación de este tipo. Todo el gas

debe provenir

directamente de la formación durante la fase de levantamiento en el ciclo, así que, los requerimientos de RGL (Relación Gas Líquido) son mayores que los requeridos para una instalación de plunger convencional. Aunque el volumen de gas de la formación

sea

suficiente para el plunger lift convencional, puede que no sea lo suficientemente grande al instante para proporcionar el volumen necesario y levantar el plunger produciendo los líquidos del pozo. Normalmente este tipo de instalación se aplica solo en pozos gasíferos. Las operaciones que se realizan son las siguientes: la línea de flujo se cierra, el plunger viaja al fondo, la línea de flujo se vuelve a abrir. El plunger y el colchón de líquido son levantados y el ciclo recomienza.

Producción II ➢ Plunger Lift Convencional sin Empacadura.

El sistema plunger lift tradicional sin empacadura es usado normalmente solo en los casos donde el pozo suple toda la energía, aunque hoy en día, muchos de estos sistemas están siendo instalados usando gas adicional, la operación del sistema se inicia cerrando la línea de flujo y permitiendo la acumulación del gas innato en el espacio anular de la tubería de revestimiento mediante la separación natural. El espacio

anular de la tubería

de

revestimiento mediante la separación natural. El espacio anular actúa primeramente como un depósito para el almacenamiento de este gas. Después de que la presión aumenta hasta cierto valor en la tubería de revestimiento, se abre la línea de flujo. La rápida transferencia del gas de la tubería de revestimiento a la tubería de producción además del gas de la formación crea una velocidad instantánea alta que causa una baja de presión a través del émbolo buzo y el líquido. En seguida el émbolo se mueve hacia arriba con todos los líquidos en la tubería de producción en la parte superior. Sin este acoplamiento mutuo mecánico, solo se podría recuperar una porción de los líquidos.

Ciclos de Operación de Plunger Lift.

El ciclo del plunger lift se divide en cuatro etapas, a continuación se describen: ➢ Etapa 1: Arribo del plunger al fondo del tubing: Las presiones del casing y tubing se encuentran casi ecualizadas a un valor mínimo que corresponde aproximadamente al de la línea de producción. El Plunger se encuentra en el tope inferior del tubing, recién arribado allí luego de finalizar el ciclo anterior. En este instante encima del zapato del tubing habrá una altura h1 de líquido que será función del pequeño desequilibrio de presiones entre el casing y tubing y el líquido remanente de la carrera anterior.

Producción II ➢ Etapa 2: Carga del Plunger: La presión en el casing va en aumento, y la del tubing es levemente superior a la de la línea de producción. El Plunger permanece en el tope inferior del tubing. La formación aporta fluidos al interior del casing. El gas queda confinado entre columnas y el petróleo se acumula en el fondo del casing penetrando en el tubing y aumentando la columna en un valor h2.

En esta etapa el gas que se acumula en el

anular, desplaza el petróleo desde casing a tubing, ya que la presión de tubing es mucho menor que la del casing. ➢ Etapa 3: Ascenso del Plunger: La presión del casing es mucho mayor que la presión del tubing. Cuando La presión del casing ha alcanzado su valor máximo, habiéndose acumulado sobre el Plunger (h1 + h2) metros de petróleo en el tubing se producirá el ascenso del Plunger con el colchón del petróleo encima de él. En esta etapa se producirá la máxima presión en el casing, un momento antes que inicie el ascenso el Plunger, luego irá disminuyendo a medida que el Plunger se eleve. ➢ Etapa 4: El plunger en superficie: La presión del casing PC disminuye abruptamente y la del tubing PT aumenta. El Plunger al arribar al tope superior de tubing descarga todo el petróleo que elevó, en la línea, la cual será la producción Q. Un cierto volumen de petróleo quedará adherido a la pared interna del tubing. Esta pérdida se denomina resbalamiento o “fallback” y es minimizada por un diseño eficiente del plunger. Luego de descargar el colchón de petróleo en la línea y quedar el Plunger retenido en la cabeza del tubing, se producirá una gran fluencia de gas hacia la línea, la cual corresponde a la descompresión del casing y del tubing. Esta presión tuvo su valor máximo en el casing cuando comenzó a elevar el Plunger. El valor mínimo de la fluencia del gas estará dado por la presión de línea. Al llegar al final de la descompresión se producirán tres eventos: El Plunger descenderá hacia el tope inferior del tubing para reiniciar la etapa. La película de petróleo adherida al tubing (resbalamiento o fallback) tendrá su máxima velocidad de caída acumulándose en el fondo del tubing. Se inicia el aporte de fluidos de formación hacia el casing teniendo en cuenta que al finalizar la descompresión, se ecualizaran las presiones del casing, del tubing y de línea, se deduce por esto que el aporte fluidos de formación al interior del pozo estará relacionado con la diferencia de presiones entre la formación y la presión de línea.

Producción II Figura 2. Ciclos de Operación de Plunger Lift. Ferguson Beauregard (2010) Presentación Tecnología Plunger Lift)

Análisis del Plunger.

De la descripción de operación recientemente dicha, podemos distinguir cuatro etapas perfectamente diferenciadas, que la podemos describir así: El pistón recién arribado al zapato del tubing (tope inferior). En este momento encima del zapato habrá una altura h1 de líquido, que será función del desequilibrio de presiones entre el casing y el tubing y de la perdida por resbalamiento. El pistón permanece en el zapato del tubing. La altura del colchón crece desde h1 hasta h, por el aporte de líquido de la formación h2, durante el periodo que permanece sin producir el pozo (ni gas ni liquido) llamando a este periodo de cierre o “shut in”. En este periodo el gas se va acumulando en el anular, desplazando el fluido allí acumulado hacia el tubing, ya que este en superficie esta prácticamente libre y no acumula más presión que la de la línea de conducción, P1. Comienza el ascenso del colchón cuando la presión del casing ha alcanzado su máximo valor Pc máx. habiéndose acumulado (h1 + h2) metros de liquido en el tubing, se produce el ascenso del colchón y el pistón. En esta etapa se producirán las presiones extremas de operación en el casing siendo la máxima un momento antes que inicie el movimiento el pistón y la mínima justamente cuando emerja el pistón Pistón en superficie. Luego que fue producido todo el líquido de la etapa anterior, el pistón permanece en superficie y el pozo queda produciendo gas. Una vez descomprimido todo el tubing se igualan las presiones de tubing con la de la línea de conducción, cayendo el pistón. En esta etapa se producen las presiones extremas en la cabeza del tubing, siendo máxima en el momento que emerge el colchón, P1 y la mínima al final de la

Producción II producción de gas p2. Muestra la secuencia de las cuatro etapas del ciclo de Plunger Lift. Una vez completada la Etapa 4, se reinicia el ciclo. En la primera etapa tendremos las presiones del tubing y de casing más baja del ciclo, siendo P1 la presión del tubing igual a la contrapresión de la línea. En la segunda etapa, aparece la máxima presión de casing Pc máx., permaneciendo en P1 el valor de la presión en la cabeza del tubing, al mismo tiempo en esta etapa se producirá la acumulación adicional de fluido h2, aportado por la formación en el período de cierre.

Controlador de Pozos Plunger Lift: Auto-Cycle.

El controlador liquilift “Auto – cycle” es una derivación diferente y avanzada de los controladores tradicionales usados en las operaciones de Plunger Lift. Su flexibilidad permite hacer producir pozos que en muchos casos no eran satisfactorios. También permite mejores producciones de pozos que actualmente tienen plunger lift instalados. Es posible obtener mayores producciones de pozos con plunger lift por la capacidad única del Auto Cycle. Monitorea las perfomance de trabajo del plunger en cada ciclo. Cada vez que detecta la desviación del plunger hacia la ineficiencia, el controlador realiza los ajustes apropiados automáticamente. Esto significa que a medida que el pozo continua su declinación normal y como el plunger se gasta, el controlador lo tiene en cuenta y cambia los ciclos. Si la presión de la línea de venta fluctúa, si la línea de producción acumula parafina, si hay formación de hidratos, o cualquier cambio que puede causar una velocidad más lenta o más rápida, el controlador automáticamente efectúa los ajustes necesarios. El Auto Cycle ha sido diseñado para tomar las mismas decisiones que un operador si estuviera en el pozo observándolo. La teoría de operación esta basada en la velocidad de viaje del plunger. Hay un rango ideal de velocidad para impulsar al plunger. Esta velocidad varía con los distintos tipos de herramientas y es determinada por la efectividad de los elementos sellantes. Un plunger viajando demasiado lento permite que una considerable cantidad de gas se escape por él.

Producción II Este gas equivale a perder potencia. Cuanto más gas escape por el plunger en su camino a la superficie, menos gas hay disponible para la elevación de liquido. En el caso de un plunger que viaja demasiado rápido se trata también de un caso de ineficiencia, es como un automóvil girando sobre sus ruedas. Va a gastar una cantidad de energía que podría ser utilizada productivamente. En el caso del plunger, podría estar elevando más fluido y/o dejando el pozo cerrado por menos tiempo. Para efectuar cambios de ciclos, el auto cycle monitorea la velocidad del plunger

tomando tiempo de viaje a superficie. Inicialmente se

establece una serie de ventanas de funcionamiento. Por ejemplo para un pozo de 8000’, tenemos:

➢ Ventana Rápida: 0 – 10 minutos. ➢ Ventana Buena: 10 – 14 minutos. ➢ Ventana Lenta: 14 – 30 minutos. ➢ No arribo el plunger.

Un plunger que alcanza la superficie en menos de 10 minutos será considerado dentro de la ventana rápida, uno entre 10 y 14 minutos en la ventana buena. Cualquier arribo que insuma más de 14 minutos pero menos de 30 minutos estará dentro de la ventana lenta, y si no arriba dentro de los 30 minutos, se considera sin arribo. Los cambios apropiados por viajes en cualquiera de las ventanas de arriba deberán ser las siguientes: Ventana Rápida: ampliar el tiempo de fluencia y disminuir el tiempo de cierre. Ventana Buena: no se recomiendan cambios. Ventana Lenta: acortar el tiempo de fluencia y prolongar el tiempo de cierre. No – Arribo: Acortar el tiempo de fluencia y prolongar el tiempo de cierre.

Producción II La nueva versión del controlador Auto Cycle es un controlador electrónico automático que establece sus propios ciclos operativos. Monitorea la información que usted requiere y realizara ciertos cambios.

Las cosas que cambiaran son: tiempo de cierre y tiempo de

post – fluencia. Las cosas que hará son:

➢ Alargar o acortar el tiempo de cierre. ➢ Alargar o acortar el tiempo de post – fluencia. ➢ Cerrar el pozo si el plunger no esta trabajando correctamente. ➢ Cerrar el pozo cuando el plunger es agarrado con el catcher. ➢ Cerrar el pozo si la presión de línea se incrementa. ➢ Informar del tiempo de viaje del plunger (9 ciclos). ➢ Mostrar una historia de la perfomance de los ciclos.

El controlador para su operación, presenta varias teclas o funciones, que se describen a continuación: ➢ Paso 1:

Es la cantidad de tiempo que el controlador automáticamente deducirá del

tiempo de cierre para cada carrera rápida del plunger. Vale decir, cada vez que el plunger arriba más rápido que el tiempo bajo. Se recomienda que el tiempo del paso se mantenga bajo para permitirle al controlador hacer cambios pequeños. Una cifra típica para establecer el paso 1 deberá ser de tres a cinco minutos. ➢ Paso 2: Es la cantidad de tiempo que el controlador adicionara a la

post – fluencia

cuando el plunger arriba a la superficie dentro de la ventana rápida. Recuerde que el tiempo rápido es cualquier tiempo, menor que el tiempo bajo. Nota: Se recomienda que el tiempo del Paso 2 sea establecido en una cifra baja. Es mejor permitirle al controlador hacer una serie de pequeños cambios antes que uno grande.

Producción II Un valor típico para establecer el paso2 puede ser de uno a tres minutos para pozos marginales. El tiempo del paso 2 puede ser establecido para horas y minutos o minutos y segundos.

Tiempo de Funcionamiento.

El tiempo de funcionamiento es el tiempo total que usted desearía que el pozo quede abierto antes de decidir que el plunger no esta llegando a superficie. Una buena regla práctica debería ser doblar el tiempo alto. Para un típico pozo de 8,000’ el tiempo apropiado debería ser de 25 a 30 minutos. Esto significa que si el plunger no llega a superficie dentro de los 30 minutos, el pozo se cerrará y se contará como sin arribo.

Tiempo Cerrado.

Es el tiempo que el pozo esta sin producir. Esta será la cifra de tiempo cerrado con que usted comenzará. El controlador cambiará a medida que los ciclos progresen. Es recomendable establecer conservadoramente alto el tiempo cerrado para permitir al controlador comenzar a trabajar desde allí. Nota: Este controlador tiene un mínimo ajuste de tiempo cerrado, el controlador no acepta un tiempo cerrado más bajo que el establecido en el mínimo de tiempo cerrado.

Mínimo Cerrado.

Producción II El mínimo cerrado es el tiempo más corto que el controlador permitirá para reducir el tiempo cerrado. Esta particularidad es para evitar que el acortamiento de los ciclos haga que el plunger no tenga tiempo para alcanzar el fondo del pozo. Modo Post – Fluencia.

El modo post – fluencia es usado para cambiar la post – fluencia y el paso 2, a horas: minutos o segundos. Se debe considerar que cambiando el modo post – fluencia a horas: minutos o a minutos: segundos cambiara el paso 2; post – fluencia y los ajustes especiales que tratan con la post – fluencia. Todo es automáticamente cambiado al mismo tiempo.

Post – Fluencia.

Es el tiempo al que al pozo se le permitirá fluir una vez que el plunger ha llegado a superficie, o después que el plunger ha ascendido. Inicialmente puede ser establecido en 00:00 si usted desea que el pozo cierre al arribo del plunger. Si usted desea una post – fluencia inicial ajuste el tiempo y a partir del primer ciclo habrá post – fluencia con ese tiempo. En ambos casos el tiempo de post – fluencia cambiará a medida que los ciclos progresen.

Parámetros para el empleo de Plunger Lift.

LEAL, (2005). Para aplicar Plunger Lift a un pozo, es fundamental que el mismo tenga bajo índice de productividad (0,5 bls/día/psi) y alta relación

gas – liquido.

Ver figura 3, que corresponde a un desarrollo de T. E. W. Nind, provee una rápida aproximación de los requerimientos de la relación gas – líquido (RGL) en función del volumen del colchón.

Producción II Figura 3. Desarrollo de T. E. W. Nind. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift en el campo La Concepción.

La misma fue construida en base a la siguiente ecuación:

Donde: R: relación GRL requerida para extraer una producción q diaria, (bls/día) P1 y P2: presión máxima y mínima en la cabeza del tubing, en psi. N: el numero de ciclos por día. (L: gradiente de liquido en psi/pie. At: Área interna del tubing en pie2. De este modo, si por ejemplo tenemos un pozo de 1200 mts de profundidad (4100 pies) con una producción de líquido de un m3/día (6,28 bls/día) y una relación gas – petróleo de 4000 m3/m3 (std) (20400 pie3/bls). Suponiendo que pensamos extraer 1 bls de liquido por ciclo o sea 49,7 metros dentro de un tubing de 2 7/8” y cuyo casing sea de 7”, encontramos que para extraer un bls /ciclo, necesitaremos 2000 pie3 / bls

cada 1000’ de

profundidad, o sea que el requerimiento total será de 8200 pie3/bls. Dado que nuestro pozo produce con una relación gas – liquido pie3/ bls, el pozo perfectamente podría extraer por si solo la producción de 6,28 bls /día, necesitando hacerlo en algo más de a ciclos por día. Si el requerimiento de gas, hubiera dado un valor superior a la relación gas liquido del pozo, no seria posible aplicar Plunger Lift al pozo, o bien seria necesario asistirlo con gas exteriormente, para la que requeriría una instalación especial. Por otro lado T. E. W. Nind propone para el cálculo de la producción diaria de líquido la siguiente ecuación:

Producción II Donde: Q: producción diaria en bls / día. Ps: presión estática del reservorio en psi. P1: presión mínima del tubing en psi. J: índice de productividad en bls/día/psi. (IP).

Donde: D: profundidad del tubing, pie. At: área interior del tubing en pie2.

De estas dos expresiones podemos considerar a la capacidad de extracción del Plunger Lift como un porcentaje de la producción potencial del pozo como:

Donde: Q: producción diaria en bls / día. K: constante, adimensional. J: índice de productividad en bls/día/psi. (IP). Suponiendo despreciable P1 frente a la presión estática Ps. De aquí podemos estimar la efectividad del Plunger Lift como un porcentaje de extracción de la producción potencial del pozo, la cual recordemos que vale:

Producción II Donde: q’: producción potencial en bls / día. En la figura se sintetiza lo recientemente expresado, en cuanto a la efectividad del Plunger Lift. En este gráfico se podrá notar que a medida que aumenta el índice de productividad del pozo, disminuye la eficiencia del Plunger lift.

Figura 4. Índice de productividad vs. Eficiencia de PL. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift en el campo La Concepción

Con este gráfico, entrando con la profundidad del tubing hasta interceptar horizontalmente al diámetro del tubing, trasladándonos verticalmente hasta encontrar el índice de productividad (J) del pozo, podremos determinar rápidamente la eficiencia de extracción del Plunger Lift, para el pozo en cuestión. En función de que el porcentaje de la producción potencial se desea extraer, se considera eficiente o ineficiente el sistema. Un valor aceptable de extracción, para cualquier método, oscila entre el 50 y el 70% de la producción potencial. En el mismo gráfico se puede observar que cuanto mayor es el diámetro del tubing, mayor se hace la eficiencia de extracción del Plunger Lift. Esto resulta sumamente importante al realizar un diseño de este sistema para un determinado pozo, ya que de resultar ineficiente el sistema para un determinado diámetro de tubing (2 7/8” por ejemplo), quizás cambiando la columna por otra de mayor diámetro (3 ½”), probablemente se mejore la eficiencia pudiendo resultar aplicable el método para el pozo en estudio. Todos estos parámetros están basados para pozos de petróleo, Para Pozos de gas básicamente es necesario:

➢ Sartas de tubería de diámetro continuo ➢ Aplicar en pozos sin producción de arena.

Producción II ➢ Los pozos con presión de cierre de la cabeza del pozo que es mayor de 1.5 veces la presión de la línea de ventas. ➢ Altas presiones y relaciones gas – liquido. (400 pie3 por cada barril de agua por cada 1000´)

Limitaciones del Plunger Lift. LEAL (2005)

Las limitaciones que presenta este sistema de levantamiento artificial son: ➢ No se recomienda aplicar en pozos con producción de arena. ➢ Requiere óptimas condiciones de calidad interna de la tubería. ➢ No permite manejar altos caudales de producción. ➢ Requiere de altas presiones y relaciones gas – liquido. ➢ Se instala en frente de las perforaciones, lo que requiere de hoyos limpios. ➢ Se debe tomar en cuenta limitaciones de espacio y peso en el cabezal del pozo. ➢ Requiere sartas de tubería de diámetro continuo.

Ventajas del Plunger Lift.

➢ Mejora el uso de la energía en gas lift. ➢ Método más económico comúnmente usado. ➢ Fácil intervención sin máquinas de izamiento. ➢ No existe exposición de partes móviles o eléctricas.

Producción II ➢ Facilita inspecciones y evaluaciones al mínimo costo. ➢ No requiere de energía externa ni para la instrumentación. ➢ Facilita la aplicación en pozos con altas desviaciones. ➢ Evita problemas de resbalamientos de líquido en las tuberías. ➢ Es de muy sencilla instalación con equipo de guaya fina.

Utilización y Aplicación del Plunger Lift.

➢ Remoción de líquidos en pozos productores de gas. ➢ Producción de pozos petroleros con alto GOR. ➢ Control de parafinas e hidratos. ➢ Incrementar eficiencia en pozos con gas lift intermitente.

Otras Aplicaciones del sistema

➢ Remover líquidos de pozos de gas.

La mayoría de los pozos de gas durante algún tiempo de su vida de fluencia están sujetos a producir líquidos. Ya que las condiciones son tales que los pozos son capaces de sostener una suficiente velocidad en el tubing, los líquidos son arrastrados con el gas como un flujo multifase. Una indicación de que existe el problema de líquido alojado es exactamente, la declinación de las curvas de producción de gas y liquido. Cualquier pozo que periódicamente debe ser “purgado” (blow down) certifica que el pozo tiene liquido

Producción II almacenado. La función del plunger es prevenir que estos líquidos se acumulen hasta que el pozo se ahogué o requiera un periodo largo cerrado para recuperarlo.

➢ Control de hidratos y parafina.

Mucho dinero se gasta anualmente en remover parafina en un pozo de petróleo. El primer gasto es el costo de guaya fina o wire line pero esto está combinado por la pérdida de producción antes de la remoción y la pérdida de tiempo mientras se remueve. Las parafinas comienzan a formarse como una película microscópica por debajo de una temperatura aproximada de 100 ºF (38 ºC). Esto no va a representar un problema hasta que la deposición comience a engrosarse debido a la acumulación durante un periodo de tiempo. El fenómeno puede ser acelerado por la expansión del gas en el tubing con el resultante efecto de enfriamiento. Los pozos que tienen suficiente relación gas – líquido pueden utilizar el plunger como una simple solución para el problema. La instalación de un freno y resorte en algún lugar por debajo de la línea de parafina facilita la utilización de un plunger para limpiar el tubing varias veces por día para prevenir la formación de la misma. Los pistones no pueden cortar la parafina pero cuanto están instalados en tubing impedirán la acumulación, debido a una acción limpiadora mecánica. La frecuencia del ciclado dependerá de la severidad del problema. La formación en fondo de pozos de hidratos es otro problema que ha sido exitosamente dirigido con la aplicación de plunger. Los hidratos se forman como una función de la presión y la temperatura. Mientras más alta es la presión, más alta será la temperatura a la cual los hidratos se formarán. Los pozos de gas de alta presión son particularmente propensos a este problema. El problema se agrava si hay en fondo de pozo una zona de agua dulce que crea una temperatura irregular. Este efecto de enfriamiento puede causar la formación de hidratos que pueden bloquear el flujo ascendente en el tubing. El problema ha sido solucionado en muchas áreas con la instalación de un plunger en conjunto con una bomba química

Producción II neumática conectada al tubing en la superficie. Un ciclo típico podría sincronizar la inyección de metanol o alcohol dentro del tubing cuando la línea de flujo esta cerrada en la entrada y el plunger esta caliente. El metanol ablanda el tapón de hidratos para que el próximo ciclo del plunger remueva cualquier depósito.

Equipos de plunger lift.

Leal (2005). La primera pieza a ser considerada para una instalación de plunger lift es el tipo de válvula maestra.

➢ Válvula Maestra.

La válvula maestra sobre el pozo debe tener un diámetro igual al de la tubería del pozo para permitir el paso del plunger. La válvula no debe estar sobrediseñada, ya que esto permitiría que una cantidad de gas excesiva pase alrededor del plunger lo que impediría que el plunger o pistón ascendiera correctamente por el lubricador. El pistón debe alcanzar llegar al lubricador para permitir que se pueda tomar y chequear su estado, cambiarlo, etc.

➢ Émbolo o Pistón.

Existen varios tipos de émbolos, todos operan con el mismo principio básico. Las variaciones son la eficiencia del cierre, y arreglos del peso y desvío. Normalmente cada émbolo tiene ciertas ventajas en una situación dada. Algunos tipos de émbolos son:

Producción II a) Cierre Turbulento: Este tipo consta simplemente de una serie de ranuras cortadas en una barra hueca o sólida. Puede o no incorporar un mecanismo de válvula interna dependiendo del fabricante y de la aplicación. El cierre se efectúa mediante el movimiento rápido de gas por esas ranuras. Se forma un vórtice en cada ranura y ocurre una pérdida de presión que causa el movimiento del émbolo.

b) Tipo de Arandela Oscilante: Este modelo incorpora una serie de anillos o arandelas ligeramente menores que el diámetro de deriva de la tubería de producción. Se montan en un mandril y pueden o no tener una válvula integral activada mediante una biela a través del centro del mandril. El cierre se lleva en efecto por el movimiento del gas mediante las arandelas que tienen forma especial que se sujetan junto a la tubería mediante resortes excéntricos. Esto forma un cierre turbulento semejante al modelo que se mencionó anteriormente.

c) Tipo de Cepillo: Un tipo raro de émbolo que utiliza un cepillo para el elemento de cierre. Este modelo también es disponible con o sin el arreglo de desvío interno.

d) Aleta de Expansión: Este modelo incorpora una serie de aletas con carga de resorte que se ajustan muy de cerca al diámetro interno de la tubería de producción. Aquí también, se puede incorporar una válvula interna, dependiendo de la aplicación y del fabricante. La válvula puede cambiarse mediante una varilla integral o externa. El cierre se efectúa debido a la tolerancia relativamente restringida de las aletas a las paredes de la tubería.

e) Cojines Metálicos Segmentados Retractables: Este modelo incorpora una serie de cojines metálicos trabados con resortes cargados que se ajustan muy de cerca al diámetro interno total de la tubería. El cierre se efectúa por la tolerancia restringida al diámetro interno de la tubería y el radio así como las trabas de los cojínes. El desvío se lleva a cabo

Producción II por la habilidad de los cojínes a retractarse y reducir el diámetro externo de la herramienta. También es disponible sin la opción retractable, dependiendo de la aplicación.

A continuación se presentan en la figura 5. Algunos de los tipos de pistones que existen en el mercado.

Figura 5. Tipos de Pistones. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift en el campo La Concepción

➢ Lubricador.

El lubricador se instala directamente sobre el árbol o válvula maestra. La función principal es la de absorber la energía cinética del émbolo o plunger en el extremo superior de su viaje, Consiste básicamente de un resorte, placa de tope y una tapa móvil para la inspección del émbolo. Normalmente incorporado en el ensamble del lubricador se encuentra un tipo de

agarrador de bola o leva con resorte cargado para facilitar la

inspección mencionada arriba.

Figura 6. Lubricador. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift en el campo La Concepción

➢ Bumper Spring o Resorte.

El bumper spring es una parte esencial en las instalaciones de plunger lift que previene el choque excesivo del plunger cuando éste baja hacia el fondo especialmente cuando el

Producción II pozo no tiene liquido por encima del pare de tubería, en la Figura 7 se muestran algunos de los tipos de bumper spring, presentes en el mercado.

Figura 7. Resorte. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift en el campo La Concepción

➢ Pare de Tubería.

Cuando la sarta de producción del pozo no esta equipada con un niple de asiento, se puede utilizar un pare de tubería para posicionar el bumper spring y la válvula standing, muestra un pare. Nótese que si el pistón puede bajar al fondo cuando éste se encuentre seco,

un pare individual

debe ser usado

para colocar

la válvula

standing

independientemente del bumper spring. La experiencia ha demostrado que una caída del pistón en seco sobre el bumper spring, la válvula standing y el pare de tubería juntos puede causar una vibración que rápidamente causa una falla en la válvula standing.

➢ Controles de Superficie.

Existen tres categorías básicas de controladores que determinan el ciclo de la válvula motor en la línea de flujo:

a) Ciclo de Tiempo: Este controlador es principalmente un reloj de cuerda mecánico con una rueda sincronizada y un sistema neumático, Responde a un intervalo de tiempo ajustado en la rueda que envía o bloquea una señal de abastecimiento a una válvula motor El tiempo determina la frecuencia y duración de la señal de encendido y apagado.

Producción II Normalmente la única función es el tiempo, pero algunas variaciones responden a otros accesorios neumáticos.

b) Controlador de Presión: Este controlador se abre y cierra con el cambio de presión. Normalmente para aplicaciones de émbolo buzo, el pozo se abre cuando la presión alcanza un cierto valor alto en la tubería de revestimiento y se cierra cuando se reduce la presión a un valor bajo que se ajusta con anterioridad. Este controlador puede ser influenciado por otras señales tales como de cierre al llegar el émbolo.

c) Controlador Electrónico: Este controlador nuevo incorpora circuitos de estado sólido para el tiempo sincronizado y obtiene la energía mediante baterías de pila “D”. La vida promedio de las baterías es de un año. Sin embargo. El tiempo sincronizado es solo una de las funciones del controlador. El controlador responde a muchas otras señales externas tales como el cierre a la llegada del émbolo buzo, presión alta o baja, nivel de líquido o diferencial. Las señales se reciben electrónicamente en vez de neumáticamente. Esta capacidad permite un alcance muy amplio de aplicaciones y versatilidad. El modelo Auto cycle Solar de Ferguson Beauregard se presenta en la Figura.

Figura 8. Controlador Electrónico. LEAL, (2005) Optimización del sistema Plunger Lift en el campo La Concepción

Diseño del sistema Plunger Lift.

Según Manual de Pozos Plunger Lift, Milam Petroleum Services (2006) El sistema Plunger Lift depende su diseño básicamente de los tiempos en los que el mismo realiza sus respectivos ciclos, comúnmente esto es optimizado en campo de forma empírica, pero su diseño inicial viene dado de la siguiente forma:

Producción II Principio del Controlador

La teoría de operación esta basada en la velocidad de viaje del plunger. Hay un rango ideal de velocidad para impulsar al plunger. Esta velocidad varía con los distintos tipos de herramientas y es determinada por la efectividad de los elementos sellantes.

Un plunger

viajando demasiado lento permite que una cantidad de gas considerable se escape por él. Este gas equivale a perder potencia. Cuanto más gas escape por el plunger en su camino a la superficie, menos gas hay disponible para la elevación de liquido.

En el caso de

un plunger que viaja demasiado rápido se trata también de un caso de ineficiencia, es como un automóvil girando sobre sus ruedas, va a gastar una cantidad de energía que podría ser utilizada productivamente. monitorea la velocidad del plunger

Para efectuar cambios de ciclos, el auto cycle

tomando tiempo de viaje a superficie. Inicialmente se

establece una serie de ventanas de funcionamiento, que se definen a continuación:

➢ Ventana Buena:

Se define de esta manera, al intervalo de tiempo, en el cual llega el pistón a superficie con una velocidad óptima. Por tanto, lo optimo, lo recomendado y lo deseable es que el pistón arribe a superficie dentro de este intervalo de tiempo. Sabiendo que la velocidad optima de viaje del plunger se encuentra entre 800 y 1000 pie / min., podemos fijar los Limites inferior y superior de la ventana Buena. El límite inferior de la ventana buena se determina utilizando la siguiente ecuación:

El límite superior de la ventana buena se determina utilizando la siguiente ecuación:

Producción II ➢ Ventana Rápida:

Intervalo de tiempo que corresponde a que el pistón llegue a superficie en un tiempo menor al Límite inferior de la ventana buena. Si el pistón llega a superficie en este intervalo o antes estaría entonces desperdiciando energía y deberá ser reajustado con ayuda del controlador. ➢ Ventana Lenta:

Intervalo de tiempo que corresponde a que el pistón llegue a superficie en un tiempo mayor al Límite superior de la ventana buena. Para esta ventana tenemos un Límite superior. El límite superior de la ventana lenta se fija para establecer si el pistón arriba o no a superficie. Si el pistón no llega a superficie antes del tiempo asignado al límite superior de la ventana lenta se establece que el pistón NO ARRIVA a superficie. El límite superior de la ventana lenta se establece con la siguiente ecuación:

Producción de Gas y Agua Asociada

Leal, (2005). El gas natural es una mezcla de compuestos de hidrógeno y carbono y pequeñas cantidades de compuestos no hidrocarburos en fase gaseosa o en solución con el petróleo crudo que hay en los yacimientos. La molécula del gas natural está compuesta por un átomo de carbono y cuatro de hidrógeno, que se representan con la fórmula (CH4) como puedes apreciar en esta ilustración. Muchos de los hidrocarburos en el gas natural son saturados, lo que significa que cada átomo de carbono se enlaza a otros cuatro de hidrógeno. Éstos son los que se conocen como alcanos, parafinas y alifáticos. Podemos encontrar el gas asociado o no al petróleo; así como podemos producirlo de manera artificial a través de la destilación o por fermentación de sustancias orgánicas

Producción II El gas natural es una energía rentable de precio competitivo y eficiente como combustible, el cual utilizamos en nuestra cocina, para climatizar nuestro hogar, como carburante en la industria, para generar electricidad y como producto básico para síntesis químicas orgánicas. Es el combustible de origen fósil más limpio que existe, de manera que es más conveniente usar esta energía si se trata de querer conservar nuestro medio ambiente. La lucha contra la contaminación atmosférica es algo que nos atañe a todos, por lo tanto actualmente a nivel global, hacemos todo lo posible por controlar las emisiones de gases con efecto invernadero. El gas como alternativa energética, presenta una participación ascendente en los mercados mundiales energéticos y se espera que la demanda continúe aumentando en los próximos veinte años. La actividad que se realiza para buscar y encontrar gas se llama exploración y es la primera de la cadena de valor del gas natural. Esta labor se ha perfeccionado desarrollando nuevas tecnologías que reducen los factores de riesgo, sin embargo, no se ha encontrado un método que nos asegure la presencia de hidrocarburos en el subsuelo sin la perforación de pozos exploratorios. Esta etapa implica una cuantiosa inversión de capital para realizar los estudios de geología, sísmica y perforación a grandes profundidades. Además en este acometido se hace uso de todos los medios de detección de riesgos y de transporte necesarios para el desarrollo de las operaciones que conllevan en sí riesgos, debido a las altas presiones y temperaturas. Para comenzar la exploración, los geólogos realizan exámenes sobre la estructura de la tierra que les permitirá determinar las áreas con mayores posibilidades de encontrar gas natural. Estos exámenes son los estudios geológicos, cartografía de la superficie y de las capas subterráneas de una cierta área a fin de obtener información para concluir qué áreas son susceptibles a contener reservorios de gas; la fotografía aérea de determinados rasgos superficiales, el análisis de la desviación de ondas de choque por las capas geológicas y la medida de los campos gravitatorio y magnético. Al descubrir posibilidades de que en el subsuelo existan acumulaciones de gas natural, se comienza un proceso para ubicar el sitio con mayores posibilidades de comprobar y luego extraer el gas. En el proceso se utilizan métodos de alta tecnología como son las

Producción II técnicas: geológica, geofísica y geoquímica, levantamientos aeromagnéticos, gravimétricos y sísmicos convencionales apoyados por los recursos cibernéticos. El uso de las nuevas tecnologías y herramientas modernas nos permite encontrar en los sitios más recónditos los depósitos de hidrocarburos en las rocas porosas, ubicadas principalmente en lo que hace millones de años pudo haber sido un lago, río u océano. Por el método geológico se utiliza inicialmente la fotografía aérea y se estudian las rocas superficiales en busca de manaderos de petróleo, asfalto y gas. La geología de superficie también estudia la existencia de rocas asociadas al origen y almacenamiento de hidrocarburos, interpretando la posible existencia de trampas a través de la observación y medición de sus efectos en el terreno. El gas natural se extrae por expansión, esto significa que la misma presión del gas contenido en los depósitos de las rocas, produce el impulso de los fluidos hacia las paredes del pozo para luego subir al exterior. Es natural que la presión de producción de gas del pozo, disminuya gradualmente a lo largo de la explotación del yacimiento, sin embargo su vida útil se puede extender utilizando compresores para imprimirle fuerza al gas que se encuentra bajo tierra y ayudarlo a llegar hasta el gasoducto. Existen pozos que son exclusivamente gasíferos, es decir no estamos en presencia de gas asociado a petróleo sino de gas libre, el cual no necesariamente tiene que ser seco. En estos casos contamos con instalaciones acondicionadas para la separación primaria de líquidos, el manejo y control de la producción de gas. Una vez superada esta etapa, el proceso será el mismo para éste y para la producción de gas asociado ya separado. Existen tres pasos fundamentales en las operaciones de procesamiento de gas natural.

Tratamiento del gas.

Leal, (2005). Donde se eliminan elementos que pueden ser agua, compuestos ácidos como dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, helio, y otros sólidos e impurezas, que de no ser eliminados podrían corroer los gasoductos y dañar el medio

Producción II ambiente. El gas, antes de ser transportado y utilizado comercialmente debe ser purificado y haber pasado todas las normas de calidad que exigen los transportistas y consumidores. Durante el tratamiento se somete al gas natural a los procesos de extracción y fraccionamiento para separar sus componentes, y disponer de gas metano para su transportación y distribución bajo las normas de calidad establecidas. Los componentes separados en este proceso, como son el etano, propano, butano y pentano, se utilizarán posteriormente de manera individual como productos cotizados en el mercado, gracias a su gran variedad de usos, entre los cuales podemos mencionar la recuperación mejorada de crudos, la materia prima para las refinerías, las plantas petroquímicas y el uso energético. La propia explotación de los campos de gas que contienen impurezas, así como las regulaciones que se han establecido para mantener una buena calidad del aire; incluidas las que se refieren al control de emisiones de gases perjudiciales durante algunas etapas del proceso industrial, han contribuido al mejoramiento y avance tecnológico con que cuenta hoy en día la industria de los hidrocarburos.

El acondicionamiento del gas

Leal, (2005). Es el procedimiento mediante el cual logramos llevar el gas en óptimas condiciones que satisfagan los requerimientos de los clientes y del mercado. En esta etapa se utilizan secantes líquidos como por ejemplo Glicol, para retirar el agua y otras impurezas mediante un proceso de deshidratación. Este paso se hace necesario por las especificaciones de los gasoductos, los cuales deben transportar gas con un limitado contenido de agua. En el proceso de deshidratación con Glicol, se emiten contaminantes peligrosos como el benceno, tolueno, etilbenceno y xileno, por lo cual la industria gasífera ha desarrollado novedosas tecnologías de control de emisiones, a través de las cuales se llega a eliminar hasta el 95 por ciento de estos compuestos.

Procesamiento del gas.

Producción II Leal, (2005). Es la etapa donde se separan cada uno de los componentes de la mezcla de hidrocarburos para generar los productos que se demanda en el mercado. Algunos de estos productos son el gas licuado de petróleo (GPL), gasolina de motor, combustibles para calefacción en áreas residenciales y comerciales, componentes de valor útil en la petroquímica y la agricultura, y el gas natural, el cual se conoce comercialmente en nuestro país como gas metano. Básicamente, para procesar el gas natural seco, luego de extraerle los hidrocarburos líquidos y contaminantes, y llegar hasta la calidad requerida por el gasoducto, es necesario realizar las siguientes operaciones: Remoción de crudos y condensados. En el caso del gas asociado al petróleo, es necesario separar el mismo del fluido en el que se encuentra disuelto para facilitar su transporte y el posterior procesamiento. Esto se logra disminuyendo la presión contenida en el depósito, como cuando abrimos una bebida gaseosa, luego resulta más fácil la separación de los hidrocarburos. Para esta labor se instala en la cabeza del pozo o cerca de él un equipo llamado Separador Convencional, que es un tanque cerrado donde la fuerza de gravedad separa los crudos más pesados de los gases más ligeros. También se puede utilizar otros equipos especializados como por ejemplo el Separador de Baja Temperatura

Usos del gas natural

Existen anotaciones que datan de muchos siglos, las cuales aseguran que en las regiones china y japonesa se descubrió accidentalmente la presencia de gas por medio de las perforaciones de pozos en busca de agua y sal.

En el año 1640, J. B. Van Helmont

descubrió el Dióxido de Carbono (CO2), y tomando de base la palabra griega “CAOS”, creó el término “GAS”. A partir del siglo XVII, comenzó en Europa un creciente interés por descubrir la presencia de flujos espontáneos de gas natural emanado del subsuelo… pero la utilización

Producción II y verdadera comercialización del gas data del año 1821, cuando el pueblo de Fredonia, ubicado en el estado Nueva York, comenzó a utilizar el gas para alumbrarse. El pionero de esta empresa fue el señor William Aron Hart, quien abrió un pozo que tenía nueve metros de profundidad, le instaló un gasoducto de plomo con ramificaciones a los hogares y comercios, y construyó además un gasómetro para controlar las presiones, los volúmenes, las entregas y las mediciones de gas. Fue a partir de este hecho que tomó auge la búsqueda de gas natural y la abertura de pozos en los estados vecinos. Hoy en día el mercado de gas y derivados de éste, ya sea en forma directa como gas al usuario, o en forma de líquido embotellado que sale como gas, se ha convertido en una importante industria que se desarrolla y perfecciona constantemente en lo que respecta a tecnología. El gas natural separado del petróleo ( gas asociado) y el gas libre (no asociado), procedente de yacimientos de gas solo es procesado y acondicionado para obtener gas seco (metano), el cual luego es enviado a través de los gasoductos hacia las ciudades y los centros industriales donde se utiliza como combustible.

Ventajas del gas.

Leal, (2005). Es limpio. No produce hollín ni mugre. Por lo tanto, los equipos en que se usa como combustible no requieren mantenimiento especial. Puede manejarse a presiones deseadas de entrega en los sitios de consumo. Su poder calorífico y combustión son altamente satisfactorios. Volumétricamente es susceptible a la compresión o expansión, en función a la relación presión-temperatura que se le desee imponer. Puede ser transportado por sistemas de tuberías madres, troncales y ramales, especialmente diseñadas, que permiten mantener rangos de volúmenes a presiones deseadas. Su entrega a clientes puede ser continua y directa a los artefactos donde debe consumirse, utilizando controles y reguladores, sin requerimientos de almacenaje en sitio o

Producción II preocupación por volúmenes almacenados en el hogar, la oficina, el taller, la planta o fábrica. La reversibilidad gas-líquido-gas lo hace apto para el envasado en pequeños y seguros recipientes, fáciles de transportar, e instalar para suplir combustibles en sitios no servidos por red de tuberías de distribución. El gas licuado puede también transportarse en barcos, desde áreas remotas de producción y procesamiento a grandes terminales de almacenamiento que surten a industrias y a miles de clientes particulares. Por su eficiencia y poder calórico, su costo por volumen es muy económico. Las características de funcionamiento limpio y eficiente, su rendimiento y precio económico han logrado que cada día se expanda el mercado de gas natural para vehículos (GNV). Se ha comprobado que como combustible, el gas Metano es muchísimo menos contaminante del ambiente que otros como la gasolina y el Diesel.

El gas como insumo en las refinerías y petroquímicas

Leal, (2005). En la industria de la refinación y la petroquímica el gas seco, húmedo o condensado pasa por determinados procesos en las plantas de tratamiento, donde se hacen recombinaciones de las moléculas de los hidrocarburos para obtener materia prima semielaborada para continuar la cadena de procesos y productos terminados para los diferentes mercados. El gas sujeto a procesos y separado finalmente en metano, etano, propano y butano, puede ir directamente a la petroquímica para convertirse en una amplia gama de productos semielaborados o finales, o puede ser enviado a las refinerías, donde sus moléculas son desintegradas térmicamente, y con extracciones adicionales derivadas de los crudos allí refinados, ser enviado a la petroquímica. Es por esto que podemos decir que existe una interdependencia entre las distintas ramas de la industria petrolera, ya que la petroquímica puede recibir y enviar productos a la refinería y viceversa.

Producción II Yacimientos de gas en Venezuela

Leal, (2005). Las mayores reservas de gas en Venezuela se encuentran en la zona norte y noroeste del país, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, ocupando una extensión de más de 500.000 kilómetros cuadrados. En el occidente del país se cuenta con recursos gasíferos por 35 billones de pies cúbicos y en la zona oriental asciende a 65 billones de pies cúbicos. Los yacimientos de gas en Venezuela son prometedores al punto que las estimaciones de producción se prevén aumentar en el período que abarca hasta 2012, de 6.300 millones a 11.500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD). La producción en el occidente del país aumentará de 1.100 a 1.400 MMPCD, en el centro del país, específicamente en el área de Yucal Placer se aumentará la producción de 100 a 300 MMPCD; y en Anaco de 1.700 millones a 2.794 MMPCD. Todo esto sin contar la incorporación de la producción del proyecto Mariscal Sucre cuyas actividades se estiman por el orden de 1.200 MMPCD, y la Plataforma Deltana por 1.000 MMPCD. El proyecto Delta Caribe desarrollará el gas costa afuera en las áreas de la Plataforma Deltana, en la fachada atlántica y en las costas ubicadas al norte del estado Sucre, en el oriente de nuestro país. Con este proyecto se persigue superar el déficit de gas que presenta actualmente el mercado interno, calculado en 1.500 MMPCD.

En el golfo de Paria contamos con

yacimientos de gas natural no asociado de gran potencialidad, en esta región se desarrolla el proyecto Corocoro.

Las empresas Conoco Phillips, ENI y PDVSA mantienen licencias

para la producción de crudo bajo la figura de exploración a riesgo y ganancias compartidas. Por último tenemos el proyecto Rafael Urdaneta, ubicado al noreste del estado Falcón en el golfo de Venezuela. Estos yacimientos tienen un potencial de explotación de 26 BPC de gas natural no asociado y siete millones de barriles de hidrocarburos líquidos. De los 29 bloques que forman parte de este desarrollo, 18 están ubicados en el golfo de Venezuela y 11 en Falcón noreste, abarcando un área aproximada de 30.000 Km. cuadrados. A mediados de 2001, comenzó una producción incipiente de gas no asociado

Producción II en el centro del país, la misma ha ido incrementándose a medida que se avanza en nuevos descubrimientos y se incorporan empresas interesadas en el desarrollo y extracción de los hidrocarburos en nuestro país.

Completación mecánica de pozos

Aguirre y Vivas, (2003) Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción.

Factores que determinan el diseño de la completación de pozos.

Aguirre y Vivas, (2003) La productividad de un pozo y su futura vida productiva son afectados en gran parte por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma más eficiente, tomando en cuenta las características del método de levantamiento con el cual se piensa producir el pozo, debido a las notables diferencias entre los distintos métodos de explotación existentes y, por lo tanto, a la hora de realizar un diseño de completación, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección, tales como:

➢ Tasa de producción requerida. ➢ Reservas de zonas a completar.

Producción II ➢ Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar. ➢ Necesidades futuras de estimulación. ➢ Requerimientos para el control de arena. ➢ Futuras reparaciones.

Clasificación de las completaciones de acuerdo a las características del pozo.

Aguirre y Vivas, (2003). Básicamente existen cuatro tipos de completaciones de acuerdo a las características del pozo, es decir como se termine la zona objetivo, tales como; Completación

a Hueco

Abierto,

Completación

con Forro

o Tubería

Ranurada,

Completación con forro liso ó camisa perforada y Completación con Revestidor Cañoneado. De las cuales las siguientes se adaptan al sistema de levantamiento artificial Plunger Lift.

➢ Completación a Hueco Abierto.

Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande (100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación.

Producción II Figura 9. Completación a Hueco Abierto. AGUIRRE, VIVAS, (2003) Completación de pozos petroleros

Entre las variantes de este tipo de completación encontramos:

Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor de producción: En este tipo de completación las muestras de canal y la interpretación de los registros ayudan a decidir si colocar el revestidor o abandonar el pozo por ser no económico. Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestidor de producción.

a) Ventajas • Se elimina el costo de cañoneo. • Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado. • Es fácilmente profundizable. • Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor cañoneado. • Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés. • La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica. • Reduce el costo de revestimiento.

b) Desventajas • Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior.

Producción II • No puede ser estimulado selectivamente. • Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta. • Como la completación a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).

➢ Completación con Revestidor Cañoneado.

Es el tipo de completación que es una de las más usada en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo.

Figura

12.

Completación

con

revestidor

Cañoneado.

AGUIRRE,

Completación de pozos petroleros

a Ventajas

• La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada. • La formación puede ser estimulada selectivamente. • El pozo puede ser profundizable.

VIVAS,

(2003)

Producción II • Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales para el control de arena. • El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo. • Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.

b Desventajas

• Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes. • Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo • Pueden presentarse trabajos de cementación. • Requiere buenos trabajos de cementación. • La interpretación de registros o perfiles es crítica.

Configuración mecánica de los pozos.

De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, la completación del mismo puede clasificarse en Completación Convencional y Completación Permanente. Se entiende por “Completación Convencional” aquella operación en la cual existe una tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la cual fluyen los fluidos de la formación hacia la superficie. La mayoría de las partes mecánicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienen carácter permanente. Respecto a la “Completación Permanente” son aquellas operaciones en las cuales la tubería de producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad), se instalan de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con equipo

Producción II manejado a cable y la mayoría de sus partes son de carácter permanente, es decir no pueden ser removidos.

Factores que determinan el tipo de configuración mecánica.

➢ Tipo de pozo (productor, inyector, etc.). ➢ Número de zonas a completar. ➢ Mecanismo de producción. ➢ Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, etc.). ➢ Grado de compactación de la formación. ➢ Posibilidades de futuros reacondicionamientos. ➢ Costos de los equipos.

Tipos de completación de acuerdo a la configuración mecánica.

➢ Completación sencilla:

Esta es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas producen simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción. Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. Además, esta completación ofrece aislar zonas productoras de gas y agua. Entre las variedades se tiene:

Producción II ➢ Completación sencilla convencional:

Esta tipo de completación se realiza para la producción una sola zona, a través de la tubería de producción.

➢ Completación sencilla selectiva:

Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación.

Figura 13. Completación Selectiva. AGUIRRE, VIVAS, (2003) Completación de pozos ➢ Completación múltiple

Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de pozos a perforar.

➢ Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de producción:

En este tipo de completación, la zona superior produce a través del espacio anular revestidor / tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a través de la tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosión, etc.

Producción II Figura 14. Completación Doble con una Tubería de Producción y una Empacadura de Producción. AGUIRRE, VIVAS, (2003) Completación de pozos petroleros

➢ Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples empacaduras de producción:

Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles.

Figura 15. Completación Doble con Tuberías de Producción Paralelas y Múltiples Empacaduras de Producción. AGUIRRE, VIVAS, (2003) Completación de pozos petroleros

➢ Completación Triple:

Este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando dos ó más tuberías y empacaduras de producción

Sistema de Variables

Definición Nominal

Levantamiento Artificial Plunger Lift.

Producción II Definición Conceptual.

Forma de recuperación secundaria de hi9drocarburo, en la cual se usa gas que se encuentra a alta presión a los pozos productores, para estimular la salida de hidrocarburo. Según (Beauregard, E y Ferguson Paul L. Año 1981).

Definición Ocupacional

Miquilena, (2005). El Levantamiento Artificial Plunger Lift es la utilización de una fuente energía externa para levantar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta superficie, en el sistema Plunger Lift existen dos variables las cuales son con gas asistido y auto Plunger (el cual levanta los fluidos de manera autónoma con el gas que produce el pozo), su objetivo es crear una presión en la tubería de producción tal, que permita pozo generar la rata de flujo deseada, una vez que la energía natural del

al

mismo ha

disminuido, Utilizando un pistón que se encarga de levantar la columna de fluido por acción de la presión que ejerce el gas bajo este, tal pistón a su vez es regulado en su velocidad de ascenso por un controlador que se encuentra en superficie.

Operacionalización de la Categoría

Es definir las variables para que sean medibles y manejables, un investigador necesita traducir los conceptos (variables) a hechos observables

para lograr su medición. De

acuerdo con Hampel (1952) “La definición operacional de un concepto consiste en definir las separaciones que permiten medir ese concepto o los indicadores observables por medio de los cuales se manifiesta ese concepto”.

Producción II Cuadro Nº 1

|Objetivo General: Factibilidad técnica del uso del sistema de levantamiento artificial de Plunger Lift en pozos de gas con agua asociada en| |el

campo

Los

Lanudos

| |Objetivo especifico Análisis.

|Categoría

|Sub-categoría

|Unidad de

|

|Analizar la información actual|

|

|

| |concerniente a los pozos que |SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

|

|

| |se encuentran en el campo Los |ARTIFICIAL

|

|

| |Lanudos

|PLUNGER LIFT

|Información del campo Los

|

Superintendencia de yacimientos PDVSA petrowayuu| |

|

|Lanudos

|(2007)

| |

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|

|Comparar el sistema de |

|

|

|

Producción II |levantamiento Plunger Lift con|

|Sistemas de levantamiento

sistema Plunger Liften el Campo La |los distintos sistemas Miquilena y García.

|Uso del

|

|

|artificial.

|Concepción. T.E.G

|

|existentes

|

|

|

| |

|

|

|

|

|Evaluar la producción de gas |

|

|

| |

|

Plunger Lift en el

|

|

|

Leal, N (2005) |

|Producción de gas

|

|Optimización del sistema

|Campo La Concepción. T.E.G

| |

|

|Establecer Pozos candidatos

|

|

|

|

|

| |que se ajusten a los

|

|

|

| |parámetros requeridos para la |

|Parámetros para la aplicación|

Optimización del sistema Plunger Lift en el |aplicación técnica del sistema| Concepción. T.E.G Leal, N (2005) |Plunger Lift

| |de Plunger Lift

|Campo La

|

|

|

|

| |

|

|

|

|

Producción II |Definir los cambios necesarios|

|

|

| |en la completación mecánica de|

|

|

| |los pozos candidatos para la |

|

|

| |posible implementación de

|

|Completación mecánica de los |

Completación de pozos petroleros. Aguirre E. y | |Plunger Lift.

|

|pozos

|Vivas Y. (2003)

|

Definición de Términos Básicos.

API: Gravedad del crudo producido por el pozo. Abreviatura de la American Petroleum Institute. Oilfield Glossary ( www.theoilfieldglosary.slb.com)

Área de Explotación: Área donde se agrupan los yacimientos que presentan características similares

en las propiedades de las rocas y del petróleo producido. Oilfield Glossary

(www.theoilfieldglosary.slb.com)

Arena: Arena que tiene el yacimiento y se utiliza para determinar el tipo de formación del yacimiento. Porción estratigráfica permeable del subsuelo que puede ser o no petrolífera. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Producción II Barril: Medida “Estándar” de volumen, equivalente a 42 galones americanos (0.158988 metros cúbicos). Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

BBPD: Barriles brutos de petróleo por día. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

BNPD: Barriles netos de petróleo por día. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Bumper Spring: Es el elemento que amortigua la llegada del pistón al fondo del pozo, existiendo varios tipos dependiendo su utilización del anclaje disponible. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Campo: Grupo de pozos, adyacentes, separados por áreas no productivas o artificialmente delimitadas. Oilfield Glossary ( www.theoilfieldglosary.slb.com)

Controlador de cabeza de pozo: Generalmente electrónico computarizado, es un elemento que controla las aperturas y cierres de la válvula de inyección y producción en función de parámetros predeterminados, tiempos, presiones o una combinación de ambos. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Producción II Crudo: La palabra crudo o petróleo se emplea para designar cada uno de los compuestos químicos líquidos resultantes de la combinación del carbono (C) con el hidrógeno (H2). Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Estado: Indica la condición de producción del pozo, situación de operatividad del equipo o punto, se encuentre activo o inactivo. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Flujo: Es el volumen de gas o líquido registrado. Dícese del movimiento de un cuerpo cuyas moléculas, debido a la pequeña fuerza de cohesión, lo hacen capaz de adoptar la forma del recipiente que los contiene a o través del cual se moviliza. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Gas: Cuerpo en estado uniforme tal que sus moléculas, suficientemente alejadas unas de otras, ejercen fuerzas recíprocas atractivas muy pequeñas, o incluso despreciables, y tienden a ocupar todo el espacio disponible sin determinar una superficie límite. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Gas Asociado: El gas asociado es el gas que aporta la formación, se determina a partir de la diferencia del gas total (medido en superficie) y el gas inyectado. Se expresa en pie cúbicos por día. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Gas Inyectado: Es el gas que se inyecta al pozo, se expresa en pie cúbicos por día. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Producción II Gas Total: Es la suma del gas inyectado más el gas asociado. Se determina a partir de su medición en superficie y se expresa en pie cúbico por día. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Gravedad API: Termino usado en la industria Petrolera para expresar la densidad de los líquidos del petróleo, como una relación entre la gravedad específica a 60 ºF. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Hidrocarburos: Son sustancias compuestas principalmente por hidrógeno y carbono. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Índice de Productividad: El índice de productividad representa la capacidad de aporte de fluidos de un pozo y se define como el número de barriles por día de líquido, que el pozo produce por cada libra por pulgada cuadrada (Psi) de caída de presión en el yacimiento, es decir, BBPD/Psi. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

IRGL: Relación gas- líquido de inyección. Relación entre el gas de inyección y el caudal de líquido (Petróleo más agua y sedimentos). Se expresa en pie cúbicos por barril. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com) LAG: Levantamiento Artificial por gas. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Levantamiento Artificial: Forma de recuperación secundaria de crudo, en la cual se le inyecta gas a alta presión a los pozos productores, para estimular la salida de crudo. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Producción II Línea:

Es

la

tubería

por

donde

se

transporta

el

fluido.

Oilfield

Glossary

(www.theoilfieldglosary.slb.com)

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

necesidad

de

operación.

Oilfield

Glossary

(www.theoilfieldglosary.slb.com)

Mandril: Es parte de instalación de fondo diseñado para alojar la válvula de subsuelo en la instalación de gas lift. La cual se conecta a la tubería de producción. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Medida: Expresa el valor del parámetro. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Muestra: Muestra de crudo o producto, tomada a nivel del tanque, línea o buque. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Múltiple de Producción: Instalación en la cual llegan varios pozos y se distribuye el fluido a los patios. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Panel solar: Mantiene la carga de la batería del controlador. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Producción II Petróleo Sub-saturado: Es un petróleo que tiene deficiencia de gas, es decir, en las condiciones actuales de presión y temperatura tiene en solución una cantidad de gas inferior a la que realmente podría tener. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Petróleo Saturado: Es un petróleo que bajo ciertas condiciones de presión y temperatura tiene

en

solución

la

máxima

cantidad

de

gas

posible.

Oilfield

Glossary

(www.theoilfieldglosary.slb.com)

Pistón: Es el dispositivo viajero que constituye las interfases entre el gas impulsor y el líquido producido. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

POES: Petróleo originalmente en sitio. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Porcentaje de A y S: Porcentaje de agua y sedimento contenido en el fluido producido por el pozo y obtenido en los laboratorios después de un proceso de centrifugación. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Pozo: Es una instalación, donde se ha perforado un hoyo, con sus revestimientos y cruz de producción. Perforación vertical cilíndrica y profunda efectuada en las capas superficiales de la corteza terrestre y que alcanza un yacimiento petrolífero. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Pozo pesado: Se llama así cuando deja de producir por una sensible pérdida de presión en el sistema y/o el nivel de líquido sube con la cual la presión existente es insuficiente para llevar el fluido hacia la superficie. Si se define el pozo pesado se ingresará con equipo de suabeo. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Producción II Presión: Relación entre la intensidad de una fuerza y el área de la superficie sobre la cual actúa. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Presión Hidrostática: La presión ejercida por una masa de agua tranquila a cierta elevación en casos de agua subterránea, la presión a cierta elevación debido al peso del agua en niveles

más

altos

en

la

misma

zona

de

saturación.

Oilfield

Glossary

(www.theoilfieldglosary.slb.com)

RGP: Relación gas – Petróleo. Relación entre el gas de formación y el petróleo Neto (Fluido menos sedimentos y agua) producido por un pozo o grupo de pozos. Se expresa en pie cúbicos por barril. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

RGL: Relación gas – líquido de formación. Relación entre el gas de formación y el caudal de líquido (Petróleo más agua y sedimentos. Se expresa en pie cúbicos por barril. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Separador: Es un recipiente en forma cilíndrica o esférica, colocada en posición horizontal o vertical cuyo propósito es deparar el gas del fluido producido por el pozo. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Sistema de Levantamiento de Gas (Gas Lift): Conjunto de líneas que conducen gas desde las plantas de compresión hasta los múltiples de levantamiento y de allí a un grupo de pozos, a los cuales se les inyecta gas para aumentar su producción. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Producción II TRGL: Relación

gas- líquido total. Relación entre el gas total

y el caudal de líquido

(Petróleo más agua y sedimentos). Se expresa en pie cúbicos por barril. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Válvulas: Equipos usados básicamente para control de fluidos; por medio de estas se logra gobernar

variables como presión, nivel, caudal y temperatura. Oilfield Glossary

(www.theoilfieldglosary.slb.com)

Válvula de Control: Válvula que permite el control del flujo o presión en una tubería determinada. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Válvula de subsuelo: Equipo de subsuelo que sirve para el control de la presión y volumen inyectado de gas dentro del pozo, con instalación de gas lift las cuales funcionan automáticamente, abriéndose y cerrándose de acuerdo a las presiones predeterminadas. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Válvula de Venteo: Válvula que permite el desalojo de gas, cuando el equipo esta por encima

de

la

presión

normal

de

operación.

Oilfield

Glossary

(www.theoilfieldglosary.slb.com)

Válvulas motoras: Son válvulas de operación neumática que se utilizan para controlar la producción y la inyección en los pozos. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Yacimiento. Unidad natural de acumulación de gas, petróleo y agua, originada por determinadas circunstancias geológicas. Oilfield Glossary (www.theoilfieldglosary.slb.com)

Producción II CAPITULO III

MARCO METODOLÓGICO

Para alcanzar los objetivos propuestos en esta investigación se hizo necesaria la implementación de estrategias que facilitaron un conjunto de aspectos técnicos que son indispensables en el proceso de recolección de datos. Es por ello que en este capitulo se presentan las estrategias técnicas metodológicas utilizadas para ofrecer validez al estudio, tal como lo es la modalidad y el tipo de investigación, población, muestra, técnicas de recolección de antecedentes y procedimientos seguidos de la misma.

Modalidad de la Investigación

El tema de investigación propuesto “Factibilidad técnica del uso del sistema de levantamiento artificial de Plunger Lift en pozos de gas con agua asociada en el campo Los Lanudos” responde al perfil de una investigación Documental, según Franklin (1997) define la investigación documental aplicada a la organización de empresas como una técnica de investigación en la que “se deben seleccionar y analizar aquellos escritos que contienen datos de interés relacionados con el estudio...,”

Tipo de Investigación

La investigación se establece como de tipo Proyectiva, según Hurtado Y. ”Este tipo de investigación, consiste en la elaboración de una propuesta, un plan, un programa o un

Producción II modelo, como solución a un problema o necesidad de tipo práctico, ya sea de un grupo social, o de una institución, o de una región geográfica, en un área particular del conocimiento, a partir de un diagnóstico preciso de las necesidades del momento, los procesos explicativos o generadores involucrados y de las tendencias futuras, es decir, con base en los resultados de un proceso investigativo” El tipo de investigación es proyectiva ya que se propone la implementación del sistema de levantamiento de gas Plunger Lift, por medio de informaciones físicas y

digitales

suministradas por PDVSA Petrowuayuu las cuales están en su mayoría descritas apropiadamente con referencia a las medidas necesarias para llevar a cabo una investigación

Procedimientos

Para alcanzar el proceso de documentación y elaboración del presente trabajo especial de grado se realizó y se desarrollaron las etapas enumeradas a continuación.

FASE I:

En esta Analizó la información del Campo, sus historiales de producción, estratigrafía, estructura entre otros.

FASE II:

En esta se comparó el sistema de levantamiento artificial Plunger Lift con el sistema de gas Lift para de esta forma determinar la utilidad de este y sus ventajas en cuanto a este.

Producción II FASE III:

Se realizó una evaluación de la producción de gas de cada uno de los pozos del campo, a través de graficas que arrojan la tendencia de producción del campo Los Lanudos.

FASE IV:

Se precedió a proponer pozos candidatos aptos para la posible aplicación del sistema Plunger Lift, para esto fue necesario un análisis de configuración mecánica de cada uno de los pozos del campo.

FASE V:

Se definieron los cambios necesarios en la configuración mecánica de aquellos pozos que cumplían con los parámetros de aplicabilidad del método Plunger Lift.

Población y muestra

Según Chacin, J (2002) La población se de fine como “ el conjunto de elementos cuyas características tratan de estudiar, y acerca de la cual se desea información” Asimismo señala que el subconjunto de la población que se elige para observar y a partir del cual se trata de

conocer las características de la población para el cual serán validas las

conclusiones del estudio, Para la elaboración de este trabajo se tomaran en cuanta los

Producción II pozos del campo Los Lanudos, los cuales son 18, (C-147, C-222, C-223, C- 231, C-235, C236, C- 238, C- 239, C- 240, C-241, C- 242, C- 243, C- 250, C- 251, C- 252, C-253, C- 254, C- 255).

De estos se estudiaran los que cumplan con las condiciones para el

establecimiento del sistema de levantamiento Plunger Lift.

Técnicas de análisis

Según Meléndez, y Vidal (2004) “Las técnicas de análisis de datos describen las distintas operaciones a las que le serán sometidos los datos” una vez obtenida la información es necesario identificar la problemática y luego se procederá a organizar los datos. Para llevar a cabo las pruebas correspondientes que se realizaran”. Las técnicas de procesamiento de esta investigación fue la recolección, validación y el desarrollo de la información el cual tiene como propósito estudiar la factibilidad técnica del uso del sistema de levantamiento artificial Plunger Lift en pozos de gas con agua asociada del campo Los Lanudos, incluyendo además todo el material que se tiene en las bases teóricas a fin de emitir el desarrollo de los objetivos planteados en dicha investigación y así dar recomendaciones y conclusiones sobre la misma. -----------------------