Plunger Lift Plunger Lift Plunger Lift PLUNGER LIFT INTEGRANTES: 2011 GRUPO N 6 06/11/2011 Jenny Vanessa Crespo Guzmán Ana Paola Lino Eguez Mónica Zambrana Vicente Corrales Paul Ortiz Julisa Rocabado INDICE Pág. INTRODUCCION……………………………………………………………………… 1-Elevacion Artificial…………………………………………………………………. 2.-Plunger Lift………………………………………………………………………….. 3.- Aplicaciones…………………………………………………………………………… 4.-Partes del equipo………………………………………………………………….. 5.-Ventajas……………………………………………………………………………….. 6.-Desventajas……………………………………………………………………………. 7.-Limitaciones………………………………………………………………………… 8.-Diseño del Sistema………………………………………………………………….. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………………………………… ANEXOS……………………………………………………………………………… REFERENCIA BIBLIOGRAFICA………………………………………………….. PLUNGER LIFT INTRODUCCION: Debido a que cada vez es menos probable encontrar yacimientos con grandes reservas, se hace importante obtener reservas adicionales de los campos existentes. Así como se habla de la ‘eficiencia energética’ como una nueva fuente de energía, el aumento de la productividad en los campos maduros resultaría en un incremento real de las reservas al aumentar el factor de recobro por encima de los valores históricos de 35% para crudos y 70% para gas. Si se piensa en los altos volúmenes de hidrocarburos que quedan remanentes se puede apreciar el inmenso potencial que presentan estos campos para adicionar reservas, lo cual aparece difícil de alcanzar con nuevos descubrimientos. El objetivo básico al aumentar la productividad de los pozos es lograr un aumento en el recobro de hidrocarburos, con lo cual se extiende la vida útil del campo y se mejora la rentabilidad del mismo. Ya que estos campos tienen una infraestructura existente, no es necesario hacer grandes inversiones en sistemas de tratamiento y transporte que se necesitarían en nuevos desarrollos, o adelantar costosas campañas de perforación de nuevos pozos. Una coyuntura económica que ayuda a la industria es el alto precio del crudo y gas, que sumado al constante incremento de la demanda hacen que se puedan aplicar técnicas y metodologías para mejoramiento de la productividad que antes no eran económicamente viables, dando como resultado un aumento real en el volumen de crudo y gas recuperado. 1.-DEFINICION ELEVACIÓN ARTIFICIAL: El levantamiento artificial trabaja de dos formas básicas, ya sea disminuyendo la densidad del fluido que se produce o añadiendo una energía extra en un punto dado de la tubería. Las técnicas más comunes incluyen la inyección de gas o gaslift (también llamada bombeo neumático), el bombeo mecánico (BM), hidráulico (BH) y las bombas electro sumergibles (BES) y de cavidad progresiva (BCP) y Plunger Lift. La escogencia de un sistema en particular dependerá de condiciones de operación como el caudal, el corte de agua, la relación gas-líquido, la profundidad del pozo, etc., y de características de los fluidos, como la cantidad de CO2 y H2S y la viscosidad. PLUNGER LIFT: Es un sistema de levantamiento muy económico que maneja de manera eficiente la producción simultánea para pozos que producen líquidos a bajas tasa con relación gas líquido (RGL) elevadas. 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. 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. 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, se cierra y el pistón cae de nuevo al fondo. El aumento en la presión de gas se inicia de nuevo y el proceso se repite tan pronto como la energía del gas por debajo del pistón sea superior a la carga del fluido por encima de este, tras lo cual, se abre de nuevo el pozo y se repite el ciclo. 2.- APLICACIONES · Pozos de gas y condensado en donde el objetivo principal es maximizar la producción de gas, con periodos de Afterflow importantes, sin llegar a comprometer el pozo por un ahogue. Cantidad de Gas -RGL (RelaciónGas Líquido): · Pozos sin Packer: RGL > 1000 (pc/bbl)/1000 ft prof. · Pozos con Packer: RGL > 400 (pc/bbl)/1000 ft prof. · Pozos de petróleo con gas, en donde la meta es producir los líquidos mediante la energía de presión del gas. En este caso los periodos de Afterflow son más cortos, con la finalidad de resguardar la energía de levantamiento del gas y hacer la mayor cantidad de ciclos por día, simulando un efecto de pistoneo. Regla de pulgar para plunger lift: límite de aplicación del sistema RGL 400scf/bbl cada 1000ft lo que es equivalente a 233m3gas/m3liq cada 1000m La desviación máxima del pozo es importante ya que el pistón debe regresar al fondo por gravedad solamente. La desviación máxima permisible varia entonces con los parámetros de fluido del pozo (especialmente la viscosidad) pero a manera de guía se recomienda una desviación máxima de 35° a 40°. PARTES DEL EQUIPO: a) Equipamiento de superficie Lubricador Válvula Neumática Controlador digital Sensor de arribo Panel Solar Controladores.- Hay tres categorías básicas de los controles que determinan el ciclo de la válvula del motor en la línea de flujo. 1. Tiempo de ciclo - Este control es principalmente un reloj mecánico tipo ‘wind-up con una rueda de sincronización y un sistema neumático. Responde a un intervalo de tiempo en la rueda para enviar o bloquear una señal de alimentación a una válvula de motor. El tiempo determina la frecuencia y duración de la señal de encendido y apagado. Normalmente, la única función es el tiempo, pero algunas variaciones responden a otros accesorios neumáticos. 2. Controlador de presión - Este controlador se abre y se cierra con un cambio en la presión. Normalmente, para la aplicación de émbolo, el pozo se abre cuando la presión ha alcanzado un alto valor determinado en la cañería de revestimiento y se cierra cuando la presión se reduce a un mínimo preestablecido. Este controlador también puede estar influenciado por señales neumáticas tales como cierre a la llegada del émbolo. 3. Controlador Electrónico - Este nuevo controlador incluye circuitos de estado sólido para medir el tiempo y es alimenta por baterías "D". El promedio de vida de las baterías es de un año. Sin embargo, el tiempo es la única una función del controlador. El controlador responde a muchas otras señales externas tales como la llegada del émbolo de cierre, la presión alta o baja, el nivel de líquido o diferenciales. Las señales son recibidas por vía electrónica en lugar de neumática. Estas capacidades permiten una amplia gama de aplicaciones y versatilidad. Lubricador/Catcher.- Se instala directamente en la parte superior del arbol o de la valvula maestra. La función principal es la de absorber la energía cinética del émbolo en el extremo superior de su recorrido. Básicamente consiste en un muelle, una plataforma de choque y una tapa removible para la inspección del émbolo. Sensor de arribo.- Señala la llegada del planger a superficie y envía la señal al controlador para cerrar la valvula Válvula Neumática.- abre y cierra para la produccion del pozo y depende de la señal y calibración del controlador b) Equipamiento de sub-superficie Tubing Stop o Collar Stop Bumper Spring Plunger (Pistón) Plungers (émbolos).- Hay varios tipos de pistones, todos ellos operan con el mismo principio básico. Las variaciones son la eficiencia del sello, el peso y la disposición del by-pass. Cada pistón normalmente tiene una ventaja en una situación dada. 1. Sello turbulento - Este tipo no es más que una serie de ranuras cortadas en una barra sólida o hueca. Puede o no puede incorporar un mecanismo de válvula interna en función del fabricante y la aplicación. El sello se ve afectado por el movimiento rápido del gas por estas ranuras. Un vórtice se forma dentro de cada ranura y una caída de presión se produce causando el movimiento del pistón. 2. Bamboleo Tipo Lavadora - Este modelo incorpora una serie de anillos o arandelas de diámetro ligeramente inferior al drift de la tubería. Se montan sobre un mandril y puede o no tener una válvula integral que se activan por una barra a través del centro del mandril. El sello se ve afectado por el movimiento del gas por las arandelas cortadas de forma especial, esto forma un cierre turbulento similar al modelo anteriormente mencionado. 3. Tipo de cepillo - un tipo inusual de émbolo que utiliza un cepillo para el elemento de sello. Este modelo también está disponible con o sin el arreglo de by-pass. 4. Hoja de Expansion- Este modelo incorpora una serie de hojas de resorte que se ajustan más estrechamente al diámetro interno de la tubería. Una vez más una válvula interna se pueden incorporar, dependiendo de la aplicación y el fabricante Tubing stop – Bumper spring.- Tubing stop viene a ser el niple asiento del planger lift. Bumper spring es un muelle o resorte que se encuentra encima del tubing stop, el cual tiene la función de amortiguar la caída del plunger que baja por efecto de la gravedad. ESQUEMAS DE INSTALACIONES LIQUIDOS POZOS DE GAS POZOS CON PACKER Y GAS LIFT PARA DESCARGAR LÍQUIDOS CON ALTOS VOLUMENES DE GAS ESQUEMA DEL FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE PLUNGER LIFT: Ciclo de producción de un Plunger Lift Este sistema de producción es un método cíclico o intermitente que utiliza la energía propia del reservorio para producir los líquidos acumulados mediante un pistón que actúa como una interfase sólida entre el slug de líquido y gas de levantamiento. La operación requiere de la realización de varios ciclos diarios. Cada ciclo comienza con un periodo de cierre (Shut-In) con el objeto de: · Permitir que el pistón, que inicialmente está dentro del lubricador en boca de pozo, mantenido por el flujo de producción, pueda caer hasta el fondo de la instalación en busca del líquido acumulado durante la fluencia. · Permitir que el pozo acumule suficiente presión en el espacio anular para que la expansión del gas ubicado debajo del pistón pueda conducirlo hacia la superficie, llevando consigo el líquido acumulado. · Durante el periodo de cierre se producen efectos no deseados: · El tiempo de cierre provoca una pérdida de producción, ya que parte del líquido acumulado por efecto del aumento de la presión debido al Build Up de la formación de gas, es forzado a ingresar a la formación productiva o a otra capa de baja presión estática. Por ello es muy importante la utilización de resortes con válvulas de pie o retención que evite que el líquido salga del tubing durante los periodos de cierre. · Elevadas acumulaciones de Presión, originan grandes oscilaciones dentro del sistema de captación de producción y por ende en la succión de los Compresores. Posterior al cierre, una vez que se alcanza la presión requerida para que el pistón eleve los líquidos acumulados y asegurándonos que el Plunger haya alcanzado la profundidad del resorte, se procede a la apertura de la válvula neumática. Esta genera un diferencial de presión instantáneo debido a la descompresión del gas del ciclo anterior que quedó atrapado en el tubing. Este diferencial de presión causa la expansión del gas acumulado en el casing, llevando el pistón hacia la superficie, en una primera instancia se observa un flujo niebla seguido del slug macizo de líquido. El flujo niebla es generado debido a que una parte del gas de empuje pasa a través de la luz existente entre el pistón y el tubing, arrastrando parte del líquido en forma de pequeñas gotas. En el gráfico de presión puede observarse un aumento de presión debido a este flujo niebla, luego de la expansión del gas acumulado en la parte superior del tubing. A continuación de este primer aporte de líquido, le sigue el Slug elevado por el pistón en su carrera ascendente. El arribo del pistón es detectado en superficie mediante un sensor magnético que le envía una señal al controlador, dando comienzo al periodo denominado purga, venta o Afterflow. Durante este intervalo de tiempo, el pozo aporta gas al sistema y a medida que la velocidad del gas disminuye, comienzan a acumularse gotas de líquido que no pueden ser elevadas. Este líquido acumulado es producido en el ciclo siguiente, consecuentemente el tiempo de Afterflow es crítico en pozos con elevadas producciones de líquido, en dónde una acumulación excesiva puede dificultar el arribo del pistón en el próximo ciclo. Se adjunta un diagrama típico de un ciclo de producción, donde se ve el comportamiento de la presión de boca de pozo en el tiempo. La duración de cada etapa depende de la características de cada pozo en particular y del pistón utilizado. El diagrama de presiones es una de las herramientas fundamentales de seguimiento de los pozos que producen mediante Plunger Lift y en forma conjunta con los datos históricos almacenados en el Controlador electrónico se pueden detectar cualquier tipo de desviación en el funcionamiento del sistema. 5.-VENTAJAS: · Específicamente diseñado para el uso de baja tasa con problemas de carga de líquido, por ejemplo para remover el líquido de pozos de gas. · Buena confiabilidad, combinada con un fácil mantenimiento y bajos costos de instalación y operación. · Fácil de recuperar, sin estructura ni taladro. · Ayuda a mantener el tubing libre de parafinas y scales. · Aplicable para pozos con alto GOR. · Se puede utilizar en conjunto con gas lift intermitente. · Se puede utilizar incluso sin suministro de energía externa, excepto para la apertura remota de las válvulas. 6.- DESVENTAJAS: · Bajas ratas de producción. · Anular vivo, lo cual representa riesgo en superficie. · No permite alcanzar la depleción del yacimiento, para lo cual se requeriría de otro sistema. · Requiere supervisión de ingeniería para una adecuada instalación. · Peligro para las instalaciones en superficie, asociado a las altas velocidades que pueden alcanzar el pistón durante la carrera. · Se requiere comunicación entre el casing y el tubing para una buena operación, a menos que se use con gas lift. La habilidad para manejar sólidos es razonablemente buena. Se puede utilizar un pistón tipo cepillo para manejar los sólidos, pero estos reducen la eficiencia. El pistón también tiende a controlar el crecimiento de escamas y parafinas en la tubería. Una alternativa común para proveer energía adicional al sistema es instalar el muelle amortiguador inferior encima de un mandril de gas lift. DISEÑO DEL SISTEMA: Ecuacion de Foss & Gaul · Presion Minima el Casing Balance de Fuerzas Donde: Pc.min:Presion minima necesaria para ciclar el plunger. Pp: Presion para levantar el peso del plunger. Pip: Presion de linea de flujo. Pa: Presion Atmosferica. Piw: Presion para levantar el peso de liquio por barril. Pif: Perdida de presion por friccion del líquido por barril. L: Tamaño de la carga. D: Profundidad de la tuberia hasta el standing valve(encima el niple),ft. K: Constante para mostrar la relacion entre el tamaño de la tuberia y las pérdidas de presiion por friccion · Presión promedio del Casing. · Presión Máxima del Casing · Gas Requerido por ciclo · Numero de ciclos por día · Pozos de Petróleo: (Ciclos Cortos) · Pozos de Gas: (Ciclos Largos) LIMITACIONES Una particularidad operativa es que este tipo de pozos multicapas se ahoga durante un periodo de cierre prolongado, contrariamente a lo que ocurre con los pozos netamente gasíferos, en donde el ahogue se produce durante el periodo de fluencia, cuando disminuye la velocidad de gas, causando la acumulación de líquidos en el fondo. En los pozos en donde se producen reservorios de petróleo y gas simultáneamente, los problemas de ahogue se deben a las diferentes presiones estáticas de las capas, permitiendo el Cross-Flow entre ellas. Esto último deriva en variaciones de las permeabilidades relativas de los reservorios, las capas de gas depletadas de baja presión estática, permiten el ingreso de líquido, cambiando la saturación de fluido en ellas. Pero más allá de que se pueda poner en producción al pozo nuevamente, sucesivos eventos de ahogue deterioran las productividades de las capas de gas, debido a que la permeabilidad relativa al gas no se recupera en su totalidad. · Roturas en el tubing (igualdad entre la presión de tubing y casing) · Pérdidas en válvula neumática originadas por erosión del asiento. · No apertura de la válvula neumática por baja presión en el gas de instrumento a causa de la formación de hidratos o presencia de líquido. · Mal funcionamiento en los sensores de presión. · Problemas en el sensor de arribo, imposibilitando el comienzo del afterflow debido a una no detección del pistón. · No arribo del pistón por excesivo desgaste del mismo. · Configuración incorrecta de las variables de operación, por ejemplo: Afterflow, Shut in, etc. Grupo N°6 Página 6