Plunger lift - Método de levantamiento artificial PDF

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Método de levantamiento artificial ...

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1.1 OBJETO DE ESTUDIO Asimilar la información bibliográfica adquirida acerca del método de Plunger Lift, para poder determinar sus características, ventajas, desventajas, configuración, condiciones de operación. 1.2 OBJETIVOS 1.2.1

Objetivo General

Recabar información sobre el método de levantamiento artificial PLUNGER LIFT. 1.2.2

Objetivos Específicos

 Investigar antecedentes de levantamiento artificial PLUNGER LIFT  Recopilar información del funcionamiento y características principales del PLUNGER LIFT.

 Determinar las características principales de aplicación del método PLUNGER LIFT.

 Investigar las herramientas, equipos que componen el método de PLUNGER LIFT.

 Indagar la aplicación del método PLUNGER LIFT en Bolivia. 1.3 DISEÑO METODOLÓGICO Se siguió el método de Investigación Bibliográfica, la cual se basó en la búsqueda de información en documentos, libros, páginas de internet, todo aquello relacionado al método de Plunger Lift. 

Técnicas e instrumentos de recolección de datos Se utilizó fuentes de investigación secundaria. Las fuentes secundarias, se refieren a la obtención de información a través de documentos, publicaciones, resúmenes, etc. Se dispuso de fuentes secundarias como: biblioteca virtual, libros de texto, enciclopedias y proyectos ya realizados acerca del método de levantamiento artificial Plunger Lift.

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CAPÍTULO I 2. MARCO TEORICO CONTEXTUAL 2.1 INDICE DE PRODUCTIVIDAD Y EL IPR Antes de seleccionar un método de levantamiento artificial para ser implementado en un campo en particular es necesario comprender los factores que afectan el flujo de los fluidos desde la formación hacia el pozo, así como las relaciones entre los mismos, para poder predecir las posibles tasas de flujo y la presión de fondo fluyente, que finalmente serán el factor clave para la elección del sistema de levantamiento. La tasa de producción de un pozo es una de las variables de mayor importancia en la selección del sistema de levantamiento, la cual, no puede ser asignada arbitrariamente dado que depende fundamentalmente de la capacidad de flujo de la formación de interés, más que del sistema de levantamiento artificial instalado. Es importante tener en cuenta que hay dos variables en un pozo cuyos efectos deben ser estudiados por separado: la tasa de producción total durante una etapa particular de la historia del pozo y la producción acumulativa obtenida del mismo. 

IPR-Inflow Performance relation

Este se define como la relación funcional entre el caudal de producción y la presión dinámica del pozo. 2.2 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA FORMA DEL IPR Presión de reservorio promedio (Pr), daño o estimulación cerca Wellbore (S), reducción del área de drenaje (Re), reducción de la permeabilidad efectiva debido a efecto de flujo de 2 fases o migración de finos (K), reducción del espesor de reservorio (H), incremento en la producción de agua (Wc). 2.3 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Un sistema de levantamiento artificial, es un mecanismo externo a la formación productora encargado de levantar crudo desde la formación a una determinada tasa, cuando la energía del pozo es insuficiente para producirlo por sí mismo o cuando la tasa es inferior a la deseada. Los sistemas de levantamiento también pueden ser clasificados como convencionales como Gas Lift, Bombeo Mecánico, Bombeo Electro sumergible (ESP), Bombeo por Cavidades Progresivas (PCP) y Bombeo Hidráulico; y no convencionales, como el Plunger Lift, 2

Chamber Lift, RECOIL, y sistemas combinados. Este estudio se enfocará en las características del sistema de levantamiento no convencional Plunger Lift. 2.4 PLUNGER LIFT 2.4.1

Descripción del sistema

El principio de funcionamiento del Plunger Lift está fundamentado básicamente en el movimiento de pistón libre que actúa como una interface mecánica entre el gas de formación y el líquido producido aumentando la eficiencia del pozo. La principal operación de esto sistemas está basada en la hipótesis de que los pozos no poseen empaques y tienen comunicación entre el tubing y el casing en la parte inferior de la sarta de producción. El Plunger Lift es un sistema de extracción el cual, en su versión autónoma, aprovecha la energía propia del yacimiento para producir petróleo y gas. Cuando no se dispone en el pozo productor, de la energía suficiente para llevar los fluidos hasta la superficie, se puede utilizar una fuente de energía exterior, generalmente gas a presión, esta última aplicación se conoce como versión asistida del Plunger Lift (Figura 1).

Figura 1. Esquema del Plunger lift Convencional 3

Equipos de Superficie o Lubricador: Es el elemento que amortigua la llegada del pistón a superficie. Consiste básicamente de un resorte, placa de tope y una tapa removible para la inspección del resorte. Se instala directamente sobre la válvula maestra.

Fig. 2: Lubricador Fuente: Production lift companies, [ CITATION

o 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.

Fig. 3: Controlador de cabeza de pozo Fuente: Production lift companies, [ CITATION pro20 \l 3082 ]

Tipos de controladores:  Controladores por tiempos fijos; Son controladores elementales que manejan una sola variable, el tiempo, el cual puede ser modificado únicamente por el operador.

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Fig. 4: Controlador de tiempo fijo Fuente: Production lift companies, [ CITATION pro20 \l 3082 ]

 Controladores por Presión: Son controladores elementales que operan sobre la válvula de producción, abriéndola a una presión y cerrándola a otra, ambas fijas y modificables por el operador.

 Controladores por combinación de tiempos y presiones; Este controlador incorpora circuitos de estado sólido y obtiene la energía mediante baterías.

 Controladores por presión diferencial Casing/ Tubing: Permiten trabajar con las cargas que la energía disponible pueda manejar, lográndose de esta manera una combinación tiempo-presión óptima para la operación del sistema, determinada por el pozo en sí y no por un programa rígido impuesto.

 Controladores por tiempo autoajustables; Permiten operar sobre el tiempo de cierre de la válvula de producción o el tiempo de flujo de gas posterior al arribo del pistón a superficie. o Panel Solar: El Panel Solar es vital para el funcionamiento máximo del plunger lift. La función principal del panel solar es proporcionar una corriente eléctrica que recarga a la batería y los reguladores electrónicos. o Sensores de émbolo: Los sensores del émbolo ( Fig. 5 se colocan en el lubricador / receptor para detectar cuando el émbolo ha llegado a la superficie) . Los controladores simples usan el sensor estrictamente para contar el número de veces que el émbolo ha llegado a la superficie. Hay diferentes tipos de sensores disponibles, pero la mayoría son acústicos o magnéticos.

Fig. 5 : Conjuntos de lubricador / receptor. Fuente: Petrowiki, [ CITATION Pet20 \l 3082 ] 5

o Válvulas de motor: Las válvulas de motor accionadas neumáticamente se usan comúnmente para cerrar y hacer fluir un pozo levantado por émbolo, pero se pueden usar motores eléctricos, diafragmas neumáticos y operación hidráulica.

Fig. 6: Válvula motora, de alta presión Fuente: Production lift companies, [ CITATION pro20 \l 3082 ]

o Pistones: Es el dispositivo que viaja libremente desde el fondo del pozo hasta la superficie, el cual forma una interface mecánica entre la fase gas y la fase de fluido en el pozo. Existen varios tipos de pistones, que operan con el mismo principio básico. Las variaciones van dirigidas a la eficiencia del sello y la fricción. Normalmente cada plunger tiene ciertas ventajas en una situación dada. Equipo de Subsuelo El ensamble de fondo consiste de un accesorio de tope y resorte. Su función es la de proporcionar un amortiguador en el extremo inferior del viaje del pistón. Las combinaciones dependen del tipo de tubería y el sistema mecánico de conexión del pozo. Está conformado por: o Tope de tubería: (Fig. 8) Es útil cuando las boquillas de perfil no se colocan en una cadena de tubería, o cuando el tope se colocará a cierta distancia por encima de la boquilla de asiento o Tope de cuello: Se puede colocar en la mayoría de los tipos de tubería que tienen espacio entre los collares de tubería (Fig. 7). El tope del collar es el tope más fácil de desmontar y puede desmontarse debido a las altas velocidades del flujo de gas. Las paradas de mala calidad pueden derrumbarse más fácilmente.

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