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Plunger lift

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Transcript

  • 1. PLUNGER LIFT DANIEL BAHAMON LESLY MEDINA ANGELA TRUJILLO TATIANA RIVERA VANESSA MENDIBLE JOHN ANGULO Producción II, MAYO DE 2011
  • 2. INTRODUCCIÒN  Fue diseñado e implementado inicialmente en los Estados Unidos.
  • 3. INTRODUCCIÒN  Elsistema consiste de un muelle amortiguador en el fondo, un lubricador con conexión en T, un muelle amortiguador y un receptor en superficie, un controlador para abrir y cerrar el pozo, y un plunger o pistón libre. También requiere de una superficie interna de tubing lisa y un diámetro uniforme.
  • 4. INTRODUCCIÒN  Este método no requiere de energía adicional a la del yacimiento.
  • 5. FUNCIONAMIENTO Se apoya en la acumulación natural de presión en el gas del pozo durante el tiempo en que el pozo esté cerrado temporalmente
  • 6. FUNCIONAMIENTO 1. La válvula neumática está cerrada y la presión en el espacio anular hace el Build Up.
  • 7. FUNCIONAMIENTO 2. La válvula abre y el gas del anular se expande levantando el pistón y el slug de líquido.
  • 8. FUNCIONAMIENTO 3. El líquido y el pistón alcanza la superficie, el pistón es mantenido en el lubricador por el flujo de gas.
  • 9. FUNCIONAMIENTO 4. La velocidad del gas decrece y comienza a acumularse líquido en el fondo del pozo. Si se lo deja fluir mas tiempo puede ahogarse.
  • 10. FUNCIONAMIENTO 5. La válvula neumática cierra y el plunger cae, primero a través de gas y luego a través de liquido. Una vez que alcanza el fondo el ciclo se repite nuevamente. Funcionamiento
  • 11. EQUIPOS EN FONDO
  • 12. EQUIPO EN FONDO RESORTE DE FONDO  Amortigua la llegada del pistón al fondo del pozo.
  • 13. EQUIPO EN FONDO PLUNGER Ò PISTÒN  Este viaja libremente dentro del tubing produciendo de manera intermitente.  Constituye la interfase entre el gas impulsor y el líquido producido
  • 14. EQUIPO EN FONDO TIPOS DE PISTONES PISTONES MACIZOS  Se utilizan en pozos cuya producción de liquido no supere los 10 m 3 /día, siendo la viscosidad del mismo media a baja y la profundidad del pozo hasta 1500 mts.
  • 15. EQUIPO EN FONDO PISTONES CON VÀLVULA (BY- PASS)  Tiene una válvula de bypass interna que permite que el gas y los líquidos pasen a través de su cuerpo central y de la parte superior, mejorando el tiempo de desplazamiento de los líquidos.
  • 16. EQUIPO EN FONDO PISTONES CON ALMOHADILLAS  Especialmente indicados para pozos que producen sólidos (arena). El pistón tiene la capacidad de colapso de su diámetro exterior, de modo que puede pasar por espacios estrechos dentro de la tubería.
  • 17. EQUIPO EN FONDO PISTONES CON CUERPO DE CEPILLO  Son pistones con prestaciones similares a los pistones con almohadillas, pueden ser utilizados en pozos con problemas de ID y que produzcan sólidos.
  • 18. EQUIPO EN FONDO PISTONES SÓLIDO DE ACERO  Está hecho de una sola pieza de acero y no tiene partes móviles.
  • 19. EQUIPO EN FONDO PISTONES DE ACERO HUECO  Está hecho de una sola pieza de acero y el núcleo de la pieza está en la parte inferior del pistón, reduciendo el peso sin comprometer su durabilidad.
  • 20. EQUIPO EN FONDO DOBLE PISTON  Presenta ranuras que permiten el flujo de gas para generar un efecto de giro del rotor creando un efecto de corte en las acumulaciones de ceras.
  • 21. SELECCIÓN DEL PISTÓN l. Resistencia al impacto y al desgaste. 2. Coeficiente de fricción con el tubo. 3. Alto grado de repetición del funcionamiento de la válvula. 4. Capacidad de proporcionar un buen sellado contra el tubo durante el viaje hacia arriba. 5. La capacidad de caer rápidamente a través de gas y líquido.
  • 22. EQUIPOS EN SUPERFICIE
  • 23. EQUIPO EN SUPERFICIE LUBRICADOR  Amortigua la llegada del pistón a la superficie y contiene el dispositivo de detección del mismo permitiendo además atraparlo para inspección o cambio por necesidad de operación.
  • 24. EQUIPO EN SUPERFICIE SENSOR DE LLEGADA Ò ARRIBO  Es aquel que monitorea la llegada del pistón a la superficie y reporta dichas llegadas al controlador.
  • 25. EQUIPO EN SUPERFICIE VÀLVULA NEUMÀTICA  Se utilizan para controlar la producción y la inyección en los pozos asistidos.
  • 26. EQUIPO EN SUPERFICIE 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.
  • 27. EQUIPO EN SUPERFICIE TIPOS DE CONTROLADORES Controladores por tiempos fijos  Controladores por presión Controladores por combinación de tiempos y presiones. Controladores por presión diferencial casing/tubing Controladores por tiempo autoajustables
  • 28. EQUIPO EN SUPERFICIE PANEL SOLAR  Mantiene la carga de la batería del controlador. CONJUNTO DE SEPARACIÓN Y REGULACIÓN DE GAS  Suministrael gas de operación de las válvulas motoras con la cantidad y presión adecuada
  • 29. INSTALACIONES COMUNES DE PLUNGER LIFT Gas Lift Intermitente con Packer Plunger Lift Convencional sin Packer y con comunicación entre el casing y el tubing. Plunger Lift con Packer y sin comunicación entre el casing y el tubing.
  • 30. GAS LIFT INTERMITENTE CON PACKER Este tipo de instalación se emplea cuando no se dispone completamente del gas de la formación, sino que el gas proviene completa o parcialmente de una fuente externa.
  • 31. PLUNGER LIFT CONVENCIONAL SIN PACKER Y CONCOMUNICACIÓN ENTRE EL CASING Y EL TUBING.
  • 32. PLUNGER LIFT CON PACKER Y SIN COMUNICACIÓNENTRE EL CASING Y EL TUBING. Este tipo de instalación requiere que todo el gas venga directamente de la formación durante el ciclo de levantamiento
  • 33. PARÁMETROS DE DISEÑOLa velocidad normal de funcionamiento de un pistón: 750 – 1000pies/min.Velocidades por encima de los 1000 pies/min : Desgaste excesivo de loscomponentes y además comprometen la integridad de la instalación desuperficie.Velocidades inferiores a 750 pies/min: Disminuyen la eficiencia de sellodel pistón.Tiempo de afterflow: Definir un minino y un limite superiorPara asegurar un buen funcionamiento del sistema se realiza elseguimiento de una variable denominada Factor de Carga que se calculacon la siguiente ecuación:
  • 34. RANGOS RECOMENDADOS El restablecimiento de presión en el casing sea mayor de 250 psi en 3horas. Alto contenido de parafinas. GOR mínimo de 300 – 400 SCF/BL por cada 1,000 ft de profundidad que se desee levantar, si se espera implementar este sistema sin ningún empuje o gasto de energía adicional. Desviación máxima recomendada de 35° a 40°.
  • 35. VENTAJASEspecíficamente diseñado para el uso en pozos de baja tasa con problemasde carga de líquido, por ejemplo para remover el líquido de pozos de gas.Buena confiabilidad, combinada con un fácil mantenimiento y bajos costos deinstalación y operación.Ayuda a mantener el tubing libre de parafinas.Se puede utilizar incluso sin suministro de energía externa, excepto para laapertura remota de las válvulas.Se puede utilizar en conjunto con gas lift intermitente.Fácil de recuperar, sin estructura ni taladro.Al producirlo a bajos caudales, la misma cámara del pozo hace el papel deseparador natural de la arena por decantación de la misma (por gravedad),durante los periodos de cierre del pozo en cada ciclo.
  • 36. VENTAJAS DESVENTAJASNo se ve afectado por la desviación que Peligro para las instalaciones enposee el pozo a menos que se utilice un superficie, asociado a las altaspistón de sellos positivos. velocidades que puede alcanzar el pistón durante la carrera.Es capaz de interactuar con la producción Anular vivo, lo cual representa riesgo ende arena. superficie.No presenta inconvenientes con la Bajas rata de producción.producción de gas libre del pozo.Aplicable para pozos con alto GOR. Se requiere comunicación entre el casing y el tubing para una buena operación, a menos que se use con gas lift.La inversión inicial necesaria es baja para Requiere supervisión de ingeniería parala compra de la instalación. una adecuada instalación. No permite alcanzar el agotamiento del yacimiento, para lo cual se requiere de otro sistema.
  • 37. PROBLEMAS COMUNES Roturas en el tubing (igualdad entre la presión de tubing y casing) Pérdidas en válvula neumática originadas por erosión del asiento. No apertura de la válvula neumática por baja presión en el gas de instrumento a causa de la formación de hidratos o presencia de líquido. Mal funcionamiento en los sensores de presión. Problemas en el sensor de arribo, imposibilitando el comienzo del afterflow debido a una no detección del pistón. No arribo del pistón por excesivo desgaste del mismo. Configuración incorrecta de las variables de operación , por ejemplo: Afterflow, Shut in, etc.
  • 38. GRACIAS

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