BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El bombeo electrosumergible es un método que se comenzó a utilizar en Venezuela en 1958, con el pozo silvestre 14. Se considera un método de levantamiento artificial que utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar los fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo.La técnica para diseñar las instalaciones de bombeo electrosumergible consiste en: seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la producción deseada, de asegurar el incremento de presión para levantar los fluidos, desde el pozo hasta la estación, y escoger un motor capaz de mantener la capacidad de levantamiento y la eficiencia del bombeo.

Factores más relevantes que afectan este tipo de instalaciones:Configuración del equipo de subsuelo: tanto el diámetro del revestidor como el de la tubería limitan el tamaño de la bomba.

Flujo del pozo.Tipo de Completación: Generalmente este tipo de instalaciones es diseñado en función de pozos verticales.Viscosidad de los fluidos: La viscosidad afecta a este tipo de bombas bajando la capacidad de levantamiento, reduciendo la eficiencia y aumentando el consumo de energía del motor.Temperatura: Indica la temperatura a la cual operara el motor.

Ventajas:Puede levantar altos volúmenes de fluidos.Maneja altos cortes de agua.Puede operar a velocidades de bombeo variable.El equipo de superficie requiere poco espacio.Aplicable costa afuera.La inversión es baja en pozos poco profundos y con altas tazas de producción.Puede utilizarse para inyectar fluidos a la formación.

Desventajas:Se requiere controlar el equipo en cada pozo.Susceptible a la producción de agua, gas y arena.El cable eléctrico es sensible a la temperatura y manejo. Es altamente costoso.Necesita disponibilidad de corriente eléctrica.Su diseño es complejo.

BOMBEO MECÁNICO:

El bombeo mecánico es el método más usado en el mundo. Consiste una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que es abastecida con energía producida a través de una sarta de cabillas. La energía es suministrada por un motor eléctrico o de combustión interna colocado en la superficie. Tiene su mayor aplicación mundial en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque también se utiliza en la producción de crudos medianos y livianos.

La función principal de la unidad de bombeo mecánico es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de cabillas y estas, la bomba de subsuelo. La unidad de bombeo, en su movimiento, tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto inferior.

Cuando el balancín está en el punto muerto inferior sus válvulas fija y viajera se hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permite la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del pozo hacia el interior de la bomba. Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y permanecerá cerrada durante la carrera ascendente.

El fluido continúa llenando la bomba hasta que el pistón llega hasta el punto muerto superior. La válvula fija cierra y comienza la carrera descendente, el pistón se mueve hacia abajo y produce un efecto de compresión. Cuando la presión interna es superior a la que existe sobre la válvula viajera, esta se abre y el fluido es transferido al pistón hasta llegar al punto muerto inferior, donde se repite el ciclo de bombeo.

Ventajas:El diseño es poco complejo.El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por personal de campo.Se puede aplicar a completaciones sencillas y múltiples.Puede utilizar gas o electricidad como fuente de energía.Puede bombear crudos viscosos y a altas temperaturas.

Desventajas:Esta limitado por profundidad de 16.000’.El equipo de superficie es pesado y voluminoso.

BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS:El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva es una bomba de desplazamiento rotativo positivo. Esa bomba es accionada desde la superficie por medio de cabillas que transmiten la energía a través de un motor eléctrico ubicado en la superficie. Este sistema se adapta en particular a fluidos viscosos, pesados aún si estos transportan partículas sólidas, y/o flujos bifásicos de gas y petróleo.

La bomba consta de dos hélices, una dentro de la otra: el estator con una hélice interna doble y el rotor con una hélice externa simple. Cuando el rotor se inserta dentro del estator, se forman dos cadenas de cavidades progresivas bien delimitadas y aisladas. A medida que el rotor gira, estas cavidades se desplazan a lo largo del eje de la bomba, desde la admisión en el extremo inferior hasta la descarga en el extremo superior, transportando, de este modo el fluido del pozo hasta la tubería de producción.

Ventajas:Bajo costo de instalación.Bombeo de caudales constantes sin válvulas.Puede bombear crudos viscosos.Capaz de manejar gas y arena.Bajo costo de mantenimiento.Se elimina la flotación de cabillas.Opera con bajo torque.Nivel de ruido muy bajo.

Ideal para áreas urbanas.

Desventajas:Profundidad máxima de operación 6.000’.Requiere energía eléctrica.

BOMBEO HIDRAULICO

Una bomba hidráulica es un dispositivo tal, que recibiendo energía mecánica de una fuente exterior, la transforma en una energía de presión transmisible de un lugar a otro de un sistema hidráulico a través de un líquido cuyas moléculas estén sometidas precisamente a esa presión.Los sistemas de bombeo hidráulico proporcionan una flexibilidad extraordinaria en la instalación y capacidad de funcionamiento para cumplir una amplia gama de requerimientos de extracción artificial. La instalación de la potencia superficial puede ponerse en un lugar central para servir a pozos múltiples, o como una unidad conveniente montada sobre patín localizada en el lugar del pozo individual. El requerimiento de equipo mínimo en el cabezal del pozo acomoda de cerca el pedestal de perforación espaciado de cerca, o las terminaciones de plataforma, así como los requerimientos superficiales de perfil bajo.

El bombeo hidráulico se basa en un principio sencillo: “La presión ejercida sobre la superficie de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones” .Aplicando este principio es posible inyectar desde la superficie un fluido a alta presión que va a operar el pistón motor de la unidad de subsuelo en el fondo del pozo. El pistón motor esta mecánicamente ligado a otro pistón que se encarga de bombear el aceite producido por la formación. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo.En cuanto a su función, podemos considerar dos posibilidades extremas de bombas:un gran caudal a pequeña presión 

La misión evidentemente llenar rápidamente las conducciones y cavidades del circuito (como ocurre al hacer salir un cilindro que trabaje en vacío). Un pequeño caudal a alta presión.Servirán para hacer subir y mantener la presión en el circuito.Claro que en la mayoría de los casos no se van a usar dos bombas y hay que buscar un compromiso entre estos extremos. Otras consideraciones llevan a la

necesidad de construir bombas que tengan características determinadas. Así, para obtener una velocidad constante en un cilindro, nos hará falta una bomba de caudal constante. Las bombas se fabrican en muchos tamaños y formas - mecánicas y manuales - con muchos mecanismos diferentes de bombeo y para aplicaciones muy distintas.

Capacidades de FuncionamientoLas capacidades de funcionamiento significativas de este sistema de hidráulico de extracción incluyen:•Caudales de producción desde 100 hasta 15.000 BPD - ajustables en la superficie, del 20 a 100% de capacidad•Profundidades de operación mayores de 15.000 pies•Selección de bombas de chorro de pistón de desplazamiento positivo para que funcionen en tubos de 2" a 4 pulgadas•Las bombas de desplazamiento positivo pueden lograr máximo volumen de desagüe remanente•Las bombas de chorro manejan altas relaciones de gas/petróleo, y fluidos del pozo que son arenosos, corrosivos o de alta temperatura•Uso del agua o crudo producido como fluido de potencia•Sistemas de fluido de potencia cerrados para que las instalaciones de la bomba de pistón aíslen el fluido de potencia de la producción•Las bombas de chorro y de pistón pueden encajar intercambiadas en el mismo conjunto del fondo del pozo de "bomba libre

Ventajas-Pueden ser usados en pozos profundos (+/- 18000 pies).-No requieren taladro para remover el equipo de subsuelo.-Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitios inaccesibles.-Varios pozos pueden ser controlados y operados desde una instalación central de control.-Puede manejar bajas concentraciones de arena.

Desventajas 

-Costo inicial alto-Las instalaciones de superficie presentan mayor riesgo, por la presencia de altas presiones.

-Altos costos en la reparación del equipo.-No es recomendable en pozos de alto RGP.-Problemas de corrosión. -El diseño es complejo

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT

El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie.

TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

*         INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO CONTINUO:

Se considera una extensión del método de producción por flujo natural: esto consiste en suplir el gas de formación mediante la inyección continua de gas en la columna de fluidos, con la finalidad de aligerar el peso de ésta.

*         INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE:

Se inyecta cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción, con el propósito  de desplazar, hasta la superficie, la columna o tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección.

TIPOS DE INSTALACIONES PARA UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

            Existen diferentes tipos de  instalaciones para este método, los cuales se clasifican dependiendo de sí el pozo se encuentra equipado o no, con empacadura y/o válvula fija. 

*         INSTALACIONES ABIERTAS: en este tipo de instalación la sarta de tubería está suspendida dentro del pozo sin empacadura.

*         INSTALACIONES SEMICERRADAS: es similar a la abierta con la diferencia de que se instala una empacadura que sella la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular.

*         INSTALACIONES CERRADAS: la instalación es similar a la semicerrada, excepto que se coloca una válvula fija en la sarta de producción, generalmente  en el fondo del pozo. Este es el tipo ideal para flujo intermitente.

COMPONENTES DEL EQUIPO UTILIZADO PARA EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS.

            La mayoría de los sistemas de levantamiento artificial por inyección de gas están diseñados para re circular el gas de levantamiento.

            Cuando en un campo existen varios pozos que producen por este método, se deben considerar que forman parte de un sistema de superficie y subsuelo del cual es imprescindible conocer su función y los elementos que lo conforman.

*         EQUIPOS DE SUPERFICIE.

El equipo de superficie se encuentra constituido por la planta compresora, el sistema de distribución del gas  de alta presión y el sistema de recolección de fluidos.

a)   PLANTA COMPRESORA:

Es donde se realiza el proceso de comprimir el gas de baja a alta presión. Puede ser Centrífuga (turbina) o Reciprocante (motor compresor). Recibe el gas de baja, el cual puede provenir de los pozos, lo comprime a su capacidad, lo envía como gas  de alta presión a la red de distribución y, de allí, a cada pozo.

b)   SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS:

La red de distribución, la cual puede ser del tipo ramificado o poseer un múltiple de distribución, es la encargada de transportar el gas y distribuirlo a cada pozo. La presión y el volumen de gas que llega al pozo dependerá de la presión y el volumen  disponibles en la planta compresora, menos la pérdida que se origina en el sistema de distribución.

            El equipo utilizado para la medición y el control está conformado por el registrador de dos plumas, a través del cual se miden las presiones de inyección y producción; el estrangulador ajustable, la placa orificio donde se regula y controla el gas de inyección, las válvulas de bloqueo mediante las cuales se controla el contra flujo que se pueda generar.

c)     SISTEMA DE RECOLECCIÓN DE FLUIDOS:

Está formado por las líneas de flujo, encargadas de transportar el fluido hacía el separador, donde se separan la fase líquida, la cual es transportada a los tanques, y la fase gaseosa, que es enviada a la planta compresora.

*         EQUIPO DE SUBSUELO.

Los componentes del equipo de subsuelo, en este tipo de levantamiento, son los mandriles y las válvulas de inyección. La cantidad o número de mandriles y válvulas requeridas dependerá fuertemente de la presión de inyección disponible.

a)     MANDRILES:

Son tuberías con diseños especiales. En sus extremos poseen roscas para conectarse a la sarta de producción formando, de este modo, parte integrada de ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o inyección a la profundidad que se necesite.

TIPOS DE MANDRILES:

Existen tres tipos de mandriles: convencional, concéntrico y de bolsillo.

1) MANDRIL CONVENCIONAL: es el primer tipo usado en la industria. Consta de un tubo con una conexión externa, en la cual se enrosca la válvula, con protector por encima de la válvula y otro por debajo. Para cambiar la válvula, se debe sacar la tubería.

2) MANDRIL CONCENTRICO: la válvula se coloca en el centro del mandril y toda la producción del pozo tiene que pasar a través de ella. No es posible correr  bombas de presión ni herramientas por debajo del primer mandril colocado, debido a  la limitación del área  (1 3/8 pulgadas de diámetro)

3)  MANDRIL DE BOLSILLO: la válvula se encuentra instalada en el interior del mandril, en un receptáculo llamado bolsillo. Puede ser fijada y recuperada con una guaya fina, sin necesidad de sacar la tubería.

TAMAÑO DE LOS MANDRILES

El tamaño de los mandriles por utilizar dependerá del diámetro de la tubería de producción. Los tamaños más utilizados son los de 2  3/8",  2  7/8"  y  3  ½".

Al definir el tamaño se define la serie.  Entre los tipos de serie se encuentran los mandriles tipo K para válvulas de una pulgada y los mandriles tipo M para válvulas de 1  ½ pulgada.

b) VÁLVULAS

La válvula de Levantamiento Artificial por Gas son básicamente, reguladores de presión. Deben ser diseñadas para operar en condiciones de fondo y ser capaces de inyectar el gas a la presión y volumen requeridos.

CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS.

De acuerdo con la presión que predominantemente abre la válvula, se clasifican en:

-    Válvulas Operadas por Presión de Gas.

-    Válvulas Operadas por Presión de Fluido.

-    Válvulas de Respuesta Proporcional.

-    Válvulas Combinadas

Las más utilizadas en la industria petrolera son las:

-   VÁLVULA OPERADAS POR PRESIÓN DE GAS (Pg):

Ésta actúa sobre el área del fuelle (mayor área), por lo que esas válvulas abren principalmente por esa presión (presión de gas).

-   VÁLVULAS OPERADAS POR PRESIÓN DE FLUIDO (Pp):

Donde la presión del fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle, por lo que esa presión gobierna su apertura.

En ambos tipos de válvulas, el gas más utilizado para cargar el fuelle es el nitrógeno, ya que es económico, abundante, no corrosivo y de propiedades predecibles.

El objetivo que se persigue con el diseño de una instalación de Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es inyectar gas lo más profundo posible, con el volumen y la presión de gas disponibles en la superficie y en las condiciones de producción en el pozo.

La situación más desfavorable se tiene cuando el pozo se encuentra lleno de fluido de Completación. Si se dispone de suficiente presión para transferir el fluido de completación del anular hacia la tubería de producción, en forma de vaso comunicante (descarga del pozo), a través de un hueco imaginario situado a 60 pies por encima de la empacadura (Demp-60"), solo se requerirá la instalación de

un mandril con su válvula a la mencionada profundidad, para lograr inyectar el gas lo más profundo posible. Si esto no es posible, se deben usar válvulas adicionales (válvulas de descarga) por encima de la operadora.

PROCESO DE DESCARGA.

Inicialmente todas las válvulas (operadas por presión de gas) están abiertas  y cubiertas de fluido de carga. La inyección del gas se comienza en forma lenta para transferir gradualmente la presión del sistema en el nivel del pozo (presión de arranque) hacia el anular. De lo contrario, la acción abrasiva del fluido de completación podría erosionar el asiento de las válvulas, por alta velocidad con la que circula a través de los mismos.

-   PRESIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA:

En la medida en que se incrementa la presión  en el anular, el nivel de fluido en él va descendiendo hasta descubrir la válvula tope. Esta regulará la presión en el anular a un valor ligeramente menor que la presión de operación del sistema.

-   REDUCCIÓN DE PRESIÓN:

 La reducción  de presión en la tubería, producida por el gas que entra a través de la válvula tope, permite que la descarga del pozo continúe hasta descubrir la segunda válvula. Al descubrirse esta, la tasa de gas que sale del anular hacia la tubería de producción es mayor a la que entra por la superficie, originando una reducción de presión del gas en  el anular, que trae como consecuencia el cierre de la válvula tope, siempre y cuando su presión de cierre en la superficie sea mayor que la presión de cierre de la segunda. El gas continúa pasando por medio de la segunda válvula hasta que se descubre la tercera y, así, sucesivamente, hasta llegar a la que quedará como operadora.

En este proceso es importante destacar que las presiones de apertura  y cierre de las válvulas deben ir disminuyendo a medida que van  colocadas más profundas en la sarta de producción. Por otro lado, el asiento de cada válvula debe permitir el paso del gas requerido para reducir la presión en la tubería, lo suficiente para lograr descubrir la  válvula más profunda.

En el diseño de este tipo de instalaciones para flujo continuo, la caída de presión entre dos válvulas consecutivas pozo abajo debe ser lo suficientemente alta para evitar la interferencia entre ellas.

VENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:

-  Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas

-  Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales

-   Ideal para pozos de alta  relación gas - líquido y con producción de arena

-   Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma

-  El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo

-  Bajo costo de operación

 DESVENTAJAS DEL MÉTODO DE  LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:

-   Se requiere una fuente de gas de alta presión

-    No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro

-   El gas de inyección debe ser tratado

-   No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso.

-   Su diseño es laborioso

-   Aplicable a pozos de hasta   +  10.000 pies

PÁRAMETROS DE APLICACIÓN  DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:

-  Una gran seguridad de compresión  requiere de  95% o más de tiempo de corrida. El gas debe estar deshidratado y dulce.

-  Posee un costo bajo por pozo, el costo de compresión dependerá del costo del combustible y mantenimiento del compresor. La llave es inyectar  lo que más posible sea de RGL.

-  Posee una excelente confiabilidad para sistemas de compresión bien diseñados y con buen mantenimiento

-  Buen mercado para un buen compresor usado y algunos se dan como pago por su valor como mandriles y válvulas

-  Buena Eficiencia. Incrementa para pozos que requieren pequeñas RGL de inyección. Baja eficiencia para pozos con alta  RGL de inyección. Eficiencia típica de 20% pero un rango de 5 a 30%.

- Excelente flexibilidad. Variadas tasas de inyección de gas para diferentes tasas de producción. Necesidades de tuberías para diferentes tamaños.

-  Es necesaria una fuente de gas de adecuado volumen, alta presión, seco, no corrosivo y limpio durante toda la  vida del sistema. Necesario un enfoque del sistema. Es beneficiosa una baja contrapresión. Es necesaria buena data para el diseño y espaciamiento de las válvulas. Se pueden seguir las recomendaciones, las prácticas de operaciones, pruebas y especificaciones API.

- Su uso es bueno y flexible para  altas tasas. Este sistema es utilizado en pozos con alta presión de fondo. Es el más parecido al flujo natural de los pozos.

- Las restricciones  de tubería son las siguientes: Revestidores de 4,5 y 5,5 pulgadas con eductor de 2 pulgadas. Limita las tasas < 1000Bpd. Para tasas > 5000 Bpd se usa casing > 7 pulg. Y tuberías de producción > 3,5 pulgadas.

-  Las limitaciones de profundidad están controlado por el sistema de inyección de presión y las tasas de fluido. Típicamente, para 1.000 Bpd con eductor 2,5 pulgadas. 1440 lpc de presión de levantamiento y RGL de 1000 PC/Bls, tendrá una profundidad de inyección de 10000 pies.

-  Tiene una pobre capacidad de admisión, restringida por el gradiente de gas del fluido levantado. Típicamente las tasas moderadas están limitadas alrededor de 100 lpc/1000 pies de profundidad de inyección. Así, la contrapresión en pozos de 10000 pies puede ser > 1000 lpc

-  Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero alto en el compresor

-   El espacio físico es bueno, de bajo perfil, pero los compresores causan problemas. Las medidas de seguridad deben ser  tomadas para las líneas de alta presión.

-  Los motores, turbinas y maquinas pueden ser usadas para la compresión, siendo buenas fuentes de energía

-  La presión de fondo y el  perfil de producción son fáciles de obtener. Se puede considerar optimización y automatización con procesadores.

-   Posee buena habilidad para manejar corrosión / escamas. Es posible usar inhibidores en el gas de inyección y/o en baches dentro del eductor, aumentándolos para evitar la corrosión en las líneas de inyección.

-  Es excelente para hoyos desviados. Presenta pocos problemas con la guaya fina para desviaciones superiores a 70º con válvulas retraibles

-  Es excelente su habilidad para el manejo de gas, ya que reduce la necesidad de inyección de gas

- Posee una excelente capacidad para manejar parafinas, pero la inyección de gas puede  agravarse; ya que  muchas veces se requiere de cortadores metálicos.

-  Puede ser posible que se utilice en completación de hoyos reducidos, pero resultaría problemático el diseño e ineficiente.

- Peste método posee una excelente habilidad para el manejo de sólidos en este caso la arena, limitado por el influjo y los problemas de superficie. Típicamente el límite es de 0.1 % de arena para el influjo y el equipo de superficie.

- La  Temperatura está limitada  por un valor máximo alrededor de 350ºF. Es necesario conocer la temperatura para diseñar por debajo de las válvulas de descargas.

-   La capacidad de manejo  de fluidos altamente viscosos es regular, presenta pocos problemas para crudos > 16 ºAPI o viscosidades menores de 2 cps. Excelente para levantar crudos  viscosos con altos cortes de agua.

-  Tiene una excelente capacidad para levantar Altos Volúmenes, restringido al tamaño del tubing, tasa de inyección y profundidad. Depende de la presión del yacimiento y el índice de productividad (IP) tasas de 500 Bpd a 1000 pies y  tubería de 4 pulgadas.

-  Tiene una capacidad regular  de manejar bajo volumen, limitado por el cabeceo y  el deslizamiento.  Se deben evitar rangos de flujo inestable. Típicamente limitado a 20 BPD para eductores de 2 pulgadas sin cabeceo, 400 BPD para 2,5 pulgadas y 700 BPD para 3 pulgadas de diámetro.

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR PLUNGER LIFT

INTRODUCCIONEl 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 (FlowTee), 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 locual, se abre de nuevo el pozo y se repite el ciclo.

1) ¿EN QUÉ CONSISTE EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PLUNGER LIFT?

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 líquido 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) quecierra 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 dela 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 está sueveando el pozo en diferentes intervalos de tiempo.

2) ¿PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR PLUNGER LIFT?

El principio del Plunger Lift es básicamente un pistón libre actuando como una inter fase mecánica entre el gas de formación o el gas de asistencia y el líquido producido aumentando la eficiencia del pozo. La principal operación de estos sistemas está basada en la hipótesis que los pozos no poseen packersy tienen comunicación entre el tubing y el casing en la parte inferior de la sarta de producción. Esta consideración no es excluyente para la utilización del sistema Plunger Lift, pero su no cumplimiento requiere análisis especiales.

3) ¿EQUIPOS DE SUPERFICIE Y SUBSUELO DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR PLUNGER LIFT, DESCRIBIR CADA UNO?

EQUIPO DE SUPERFICIE.CONTROLADOR: Puede ser de diferentes tipos. La tarea principal es abrir o cerrar la válvula maestra. Este permite el control de las presiones del pozo y la remoción efectiva del fluido.VALVULA MAESTRAS: Son válvulas de operación neumática que se utilizan para controlar producción y inyección (en los pozos asistidos) y son operadas por el controlador. Como accesorios de las válvulas se incluye un conjunto de separación y regulación para que el gas de instrumentos tenga la calidad y presión adecuada.LUBRICADOR: es el elemento que amortigua la llegada del pistón a superficie. Consiste básicamente de un resorte, de una placa de tope y una tapa removible para la inspección del resorte. Normalmente lleva incorporado un sensor de arribos de pistón y un “cátcher” de bola o leva con resorte, que atrapa el pistón para su cambio o por necesidad operativa. Se instala directamente sobre la válvula maestra.PISTON: Es el dispositivo que viaja libremente desde del fondo del pozo hasta la superficie, el cual forma una interfacemecánica entre la fase de gas y la fase de fluido en el pozo. Existen varios tipos de pistón, que operan con el mismo principio básico, las tiene variaciones van dirigidas a la eficiencia del sello y la fricción. Normalmente cada pistón tiene ciertas ventajas en una situación dada. La función principal del pistón no es formar un sello hidráulico, sino una gran burbuja o bolsa de gas que empuja el colchón de líquido.

EQUIPOS DE SUBSUELO:

El ensamblaje 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:Resorte de fondo (bumper spring): Este resorte va sobre el tope o cámara da válvula fija para actuar como amortiguador cuando el pistón llega al fondo. Cuenta con un cuello de pesca para su recuperación con equipo de wireline.RESORTE DE FONDO: Es tope para resorte, el cual puede ser cualquiera de los elementos siguientes:TOPE COLLAR (COLLAR LOCK): este dispositivo llega creado al espacio por las uniones de tuberías en collar. Se instala y se recupera con equipo de wireline.TOPE DE TUBERÍA (TUBING STOP): este tope con asiento ajustable permite instalarlo en el fondo del tubing a la profundidad que el operador requiera. Puede ser colocado y retirado con equipo de wireline.VÁLVULA DE PIE (STANDING VALVE): esta es una válvula fija de bomba normal con un cuello de pesca a un extremo para recuperarlo con equipo de wireline. Cuenta con anillo “NO GO” que llaga a un nilple de asiento de bomba normal.

4) ¿TIPOS DE INSTALACIONES DEL SISTEMA PLUNGER LIFT?

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.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.

5) ¿CUÁLES SON LAS CONDICIONES PARA OPERAR UN SISTEMA DE PLUNGER LIFT?Las condiciones óptimas de operación para un sistema Plunger- Lift son:Para el funcionamiento autónomo: - Operar el pozo a la menor presiónposible- Lograr que el pistón este reanudando su viaje ascendente ni bien alcance el fondo o el menor tiempo Posible después de esto.- Que el pistón permanezca en superficie el tiempo mínimo necesario, el cual dependerá de lasCaracterísticas de cada pozo.Para el funcionamiento con asistencia exterior: Las tres condiciones anteriores.

Dosificar la inyección de gas a lo estrictamente necesario para el funcionamiento del sistema.

. 6) ¿VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR PLUNGER LIFT?

VENTAJAS.- Específicamente diseñado para el uso en pozos de baja tasa con problemas de carga de líquido, por ejemplo para remover el líquido de pozos de gas.- Buena confiabilidad, combinada con un fácil mantenimiento y bajos costos de instalación y operación.- Fácil de recuperar, sin estructura ni taladro.- Ayuda a mantener el tubing libre de parafinas y scales.- Aplicable para pozos con alto GOR.- Se puede utilizar en conjunto con gas lift intermitente.- Se puede utilizar incluso sin suministro de energía externa, excepto para la apertura remota de las válvulas.

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 ensuperficie, asociado a las altas velocidades que puede alcanzar el pistón durante la carrera.- Se requiere comunicación entre el casing y el tubing para una buena operación, a menos que se use con gas lift.