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1. Objetivo del Gas lift El sistema de elevación artificial tiene como objetivo recuperar los fluidos que aporta una formación a bajas presiones o yacimientos que se encuentran en la etapa de agotamiento,adicionándole energía suficiente para que este petróleo llegue a la superficie(batería) 2.      3.

Condiciones gas lift Caudal de producción Presión de fondo del agujero (BHP) Índice de productividad (IP) Profundidad de levantamiento Presión de inyección del gas Tipos de LAG

Existen dos tipos básicos de levantamiento artificial por gas: 

LAG Continuo: donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantar la bajo condiciones de flujo continuo. Con el propósito de disminuir la presión fluyente en el fondo del pozo aumentando el diferencial depresión a través del área de drenaje para que la formación productora aumente la tasa de producción que entrega al pozo.  LAG Intermitente: donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido para levantar la en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de líquido. 4. Mecanismos de Levantamiento LAG continuo  Reducción de la densidad del fluido y del peso de la columna lo que aumenta el diferencial de presión aplicado al área de drenaje del yacimiento.  Expansión del gas inyectado la cual empuja a la fase líquida.  Desplazamiento de tapones de líquido por grandes burbujas de gas 5. Mecanismos de levantamiento LAG intermitente En el levantamiento artificial por gas intermitente los mecanismos de levantamiento involucrados son: Desplazamiento ascendente de tapones de líquido por la inyección de grandes caudales instantáneos de gas por debajo del tapón de líquido. Expansión del gas inyectado la cual empuja al tapón de líquido hacia el cabezal del pozo y de allí a la estación de flujo. 6. Rangos de aplicación

7. Aplicar LAG continuo o LAG intermitente

8. Clasificacion de instalaciones LAG a).-Instalación Abierta La instalación abierta se emplea exclusivamente en los pozos de flujo continuos por las cañerías de revestimiento y en los pozos de flujo por las tuberías de producción cuando las condiciones del pozo (arena,sólido,etc.)no permiten instalar un packer. En ese caso , el bombeo continuo resulta más eficiente que el bombeo intermitente

b) Instalación Semicerrada Es similar a la instalación abierta excepto que se adiciona un empacador que sirve de aislante entre la TP y la TR. Este tipo de instalación puede utilizarse tanto para bombeo neumático continuo como para intermitente. Para el caso del último,el empacador aísla a la formación de la presión que se tenga en la TR. Sin embargo, esta instalación permite que la presión del gas en la TP actúe contra la formación. c) Instalación Cerrada Es similar a la instalación semicerrada excepto que se coloca una válvula de pie en la TP. Aunque la válvula de pie se coloca normalmente en el fondo del pozo, se puede colocar inmediatamente debajo de la válvula operante. La válvula de pie evita que la presión del gas de inyección actúe contra la formación. 9. Equipos para la instalación de LAG a) Equipos Superficiales  Planta compresora Es la encargada de comprimir el gas de baja presión de acuerdo con su capacidad para luego ser inyectado a los pozos mediante una red de distribución.  Sistema de distribución del gas Está constituida por las redes de tuberías que se encargan del transporte del gas desde la planta de compresión hacia los pozos para su inyección. La presión y el volumen del gas de inyección que llega al pozo dependerán de la presión y volumen disponible en la planta de compresión y la caída de presión originada por el transporte del gas.  Sistema de recolección de fluidos Lo conforman los ductos que se encargan del transporte del fluido del pozo hacia el separador, para luego llevar la fase líquida a los tanques de almacenamiento y la fase gaseosa hacia el sistema de compresión.

b)   

Equipos Subsuperficiales Mandril convencional no recuperable Mandril con bolsillo lateral interno recuperable Mandriles.-. Son tuberías que se conectan a la sarta de producción que sirven para la instalación de las válvulas de inyección a la profundidad necesaria existen diferentes tipos de mandriles.  Mandril Convencional. -Consta de un tubo en la que se enrosca la válvula de inyección mediante una conexión externa. Posee un protector por encima de la válvula y por debajo de ésta.  Mandril Concéntrico.-La válvula de inyección es ubicada en el centro del mandril por la cual pasa toda la producción del pozo.

 Mandril de Bolsillo. -La válvula de inyección se encuentra instalada en el centro del mandril en una zona llamada bolsillo, puede ser instalada y removida sin la necesidad de sacar la sarta de producción. Mecánica de válvulas En la válvula el elemento de cierre es un fuelle cargado con gas a presión (aunque algunas utilizan un resorte al igual que el regulador); las fuerzas de apertura provienen de la acción de la presión del gas (corriente arriba) y de la presión del fluido ó presión de producción (corriente abajo) sobre el área del fuelle y el área del asiento respectivamente o viceversa dependiendo del tipo de válvula. 10. Clasificación de las válvulas  Válvula balanceada Este tipo de válvula se caracterizan porque la presión de apertura es igual a la presión de salida Existen tres tipos de válvulas balanceadas   

Accionada por la presión del gas de inyección: cerradas por la presión del gas que se inyecta Accionada por la presión del fluido: cerradas por el gradiente de presión del fluido de producción Accionada por la presión del gas y del fluido: abiertas por un aumento en el espacio anular o en la sarta de producción y son cerradas por una caída de presión en el espacio anular o en la sarta de producción; dependiendo del diámetro de los orificios  Válvula desbalanceada Se abre a una presión determinada y se cierra a una presión variable La presión de apertura depende de la superficie del orificio del controlador a la del fuelle. 11. Ventajas  No requiere fluidos a presión para el levantamiento  No usa tubing ni varilla que requieran limpieza o reemplazo debido a problemas de parafinas carbonatos y corrosión  No requiere equipos de pulling para realizar a pesca en los casos que en la manguera caiga al fondo por la rotura de la cinta  Pequeñas dimensiones  Recomendable para pozos poco profundos 12. Desventajas  No fue probada en pozos con casing de diámetros variables con la profundidad (telescópico)que deben tener minio 4 ½” en el fondo  Poco tiempo de aplicación. no se tiene historia sobre el tiempo de vida del equipo  Profundidad de trabajo limitada menor que los otros equipos o sistemas de extracción  No recomendable como equipo portátil por su baja capacidad extractiva  No recomendable para pozos profundos

13. Que es Plunger lift El Plunger-Lift es un sistema de extracción que, en su versión autónoma, aprovecha la energía propia del reservorio para producir petróleo y gas. 14. Condiciones optimas para el 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 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.

15. Donde aplicar plunger lift Este método es aplicable en los pozos ( 100 Bbl/D), pozos profundos (+ 16.000 pies), slimhole pozos (2 ⅞ -a 3 ½ pulgadas casing), y los pozos con los empacadores (packers). Los operadores han utilizado con éxito el plunger lift en presencia de parafinas, de arena, y en la producción de hidratos. 16. Descripcion del sistema El principio del Plunger Lift es básicamente un pistón libre actuando como una interfase mecánica entre el gas de formación o el gas de asistencia y el liquido producido aumentando la eficiencia del pozo. La principal operación de estos sistemas está basada en la hipótesis que los pozos no poseen packers y 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. La operación del sistema se inicia por el cierre en la línea de producción mediante una válvula motora, comandada actualmente por un controlador automático programable, permitiendo que el gas de formación se acumule en el espacio anular(casing) por segregación natural. Después que la presión del casing aumenta hasta un cierto valor, se abre la línea de producción. La rápida transferencia de gas desde el casing al tubing, en adición al gas de formación, crea una alta

velocidad instantánea que provoca un salto de presión entre el pistón y el liquido. El pistón debe viajar desde el fondo de la tubería (Niple de Asiento) hasta la superficie, elevando una determinada cantidad de líquido en cada carrera ascendente, para luego volver a descender completando un ciclo. Sin esta interfase mecánica, sólo sería elevada una porción del líquido. El Plunger Lift es un sistema de extracción el cual, en su versión Autónoma, aprovecha la energía propia del reservorio 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 y caudal adecuados. 17. Tipo de completaciones Dentro de las completaciones que se pueden adoptar al momento de instalar un sistema de Plunger Lift Asistido,se encuentran dos tipos: 

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  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 Packery mandril de Gas Lift. 18. Descripcion y funcionamiento del sistema 19. Equipo de superficie  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. 

Brochas de tubería

Las Brochas de Tubería se utilizan para afeitar las rebabas y las áreas apretadas de las paredes de la tubería para que la operación de la elevación el émbolo sea en un área lisa. 

Regulador del drip pot

El regulador del Drip Pot proporciona un interfaz mecánico entre el regulador y la válvula del motor para lograr que ningún líquido se incorpore a la línea de gas drenando el sistema sobre una base activada a presión. La presión del pozo se debe regular al regulador y encendido a la válvula del motor al límite de funcionamiento requerido (15-90 PSI) para hacer funcionar la válvula del motor. 

Galga de los datos y temperatura

El Galga es una central de datos de la presión y de la temperatura en un émbolo. El émbolo funciona como el sistema de la entrega en lugar de un wireline/de un slickline.  Embolo de los PC  Conseguir el acceso a los datos en pozos alejados

 Recuperar los datos de la temperatura y de la presión sobre tu horario, sin un equipo  Recopilar los datos para ayudar en la optimización bien  Controladores Programación Como timeron-off puro. Programación como presostatohi-lowpuro. Programación por combinación de presión y mínimo tiempo de cierre o cualquier otra combinación posible. Posibilidad de producir el pozo mediante la elección de la carga a elevar en cada ciclo, por la utilización de la presión diferencial, asegurando así que la energía disponible sea suficiente para realizar el ciclo. Acumulación en memoria del total de arribos de pistón. Acumulación del total de aperturas de las válvula de producción. Acumulación del tiempo total de apertura de la válvula de producción. Acumulación del tiempo total de cierre por no arribo del pistón 20. Clases de controladores  Ciclo de Tiempo.-Son controladores elementales que manejan una sola variable, el tiempo, el cual puede ser modificado únicamente por el operador. Este controlador es principalmente un reloj mecánico o tipo digital, engranajes o ruedas sincronizadas y un sistema neumático. Responde a un intervalo de tiempo ajustado en la rueda que envía o bloquea una señal de abastecimiento de gas a una válvula motora. El tiempo determina la frecuencia y duración de la señal de abierto y cerrado.  Controlador de 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.  Controlador Electrónico.-Este controlador incorpora circuitos de estado sólido y obtiene la energía mediante baterías. Recibe las señales electrónicamente en lugar que reumáticamente. Controlan el sistema por combinación simultánea de tiempos y presiones, e igualmente según sean programadas pueden responder a otras señales externas, tales como presión diferencial casing/tubing, el cierre a la llegada del pistón, presión alta o baja, nivel del líquido o diferencial. Entre estos tenemos: Los controladores por presión diferencial (que es la representación en superficie de la diferencia de niveles de liquido en el casing y 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. Los controladores por tiempo auto ajustables.-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 (retraso de cierre de válvula), en función del tiempo que tarde el pistón en llegar al lubricador a partir del momento en que se abre la válvula de producción. Los

mismos varían automáticamente los tiempos mencionados sin la intervención directa del operador. 21. Valvulas Motoras Válvulas de operación neumática que se utilizan para controlar la producción y la inyección (en los pozos asistidos). Como accesorios de las válvulas se incluye un conjunto de separación y regulación para que el gas de instrumentos tenga la calidad y presión adecuadas. 22. Lubricadores 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. Normalmente lleva incorporado un sensor de arribos de pistón y un “catcher” de bola o leva con resorte, que atrapara al pistón para su cambio o por necesidad operativa. Se instala directamente sobre la válvula maestra. 23. Pistones 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. 

Macizo con sello 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 sello se efectúa mediante el movimiento rápido de gas por esas ranuras, formando un vórtice en cada ranura y ocurre una pérdida de presión que causa el movimiento del plunger. Los pistones macizos con sello turbulento se utilizan en pozos cuya producción de líquido no supere los 60 bIs/día, siendo la viscosidad del mismo media o baja y la profundidad del pozo hasta 5500 pies. Si la profundidad es mayor o la viscosidad alta, este valor de producción diaria disminuye. Dentro de los valores consignados este puede considerarse como pistón universal. Tiene la ventaja de su bajo costo y su larga duración.

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Con Almohadillas : Se utilizan en pozos cuya columna de tubingpresenta irregularidades en el diámetro interior (abolladuras, incrustaciones, etc.), en los cuales el costo de intervención es elevado para el nivel de producción de los mismos o por las características propias del pozo. Con válvula de bypass.-Se utilizan en todo pozo que supere las condiciones de profundidad, viscosidad o producción del primer caso. Existen en las 2 versiones descritas (turbulento y con almohadilla). Su ventaja radica en la velocidad de descenso, al moverse mejor en líquidos de alta viscosidad. Esto le permite un mayor número de viajes, mejorando los parámetros operativos del pozo. Es un pistón más caro y de menor duración por sus características constructivas y operativas. La función principal del plunger no es formar un sello hidráulico, sino una gran burbuja o bolsón de gas que realmente empujará el colchón de líquido.

24. Equipo de fondo 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. Esta conformado por 25. Resorte de Fondo (BumperSpring) .-Este resorte va sobre el tope o cámara de válvula fija para actuar como amortiguador cuando el pistón llega al fondo. Cuenta con un cuello de pesca para su recuperación con wireline. 26. Tope de Fondo.-Es el tope para el resorte, el cual puede ser cualquiera de los tres elementos siguientes 

Tope collar (Collar Lock) .-Este dispositivo llega al rebajo creado por las uniones de la tubería en el collar. Se instala y recupera con wireline.  Tope de la tubería (TubingStop).-Este tope con asiento ajustable permite instalarlo en el fondo del tubingque el operador requiera. Puede ser colocado y retirado del tubingcon wireline.  Válvula de pie (standing valve).-Esta es una válvula fija de bomba normal con un cuello de pesca en un extremo para recuperarlo con wireline. Cuenta con anillo “NO GO” que llega a un niplede siento de bomba normal. 27. Funcionamiento Del Sistema  Primero El émbolo descansa en el resorte impulsor del agujero inferior que se ubica en la base del pozo. Conforme se produce gas en la línea de ventas, los líquidos se acumulan en el agujero del pozo, creando un aumento gradual en contrapresión que hace más lenta la producción de gas. 

Segundo

Para invertir el descenso de la producción de gas, el pozo se cierra temporalmente en la superficie mediante un controlador automático. Esto causa que la presión del pozo aumente conforme un volumen grande de gas a alta presión se acumula. Una vez que se obtiene suficiente volumen de gas y presión, el émbolo y la carga de líquido son empujados a la superficie. 

Tercero

Desde ese momento, el pistón metálico comienza su viaje ascendente y arrastra los líquidos desde el fondo, producto del impulso transmitido por la alta velocidad del gas que se encontraba presurizada anteriormente, mas la producción de gas proveniente del yacimiento.

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Cuarto

El émbolo llega y queda capturado en el lubricante, situado enfrente de la salida superior del lubricador. 

Quinto

El gas que ha levantado el émbolo fluye a través de la salida inferior a la línea de ventas. Mientras en el fondo vuelve a formarse liquido 

Sexto

Una vez que se estabiliza el flujo de gas, el controlador automático libera el émbolo, bajándolo por la tubería. 28. Instalaciones Utilizadas En Plunger Lift  Plunger lift convencional sin packer ni válvulas de gas lift.Es la instalación más común, aplicable a pozos con suficiente gas de formación para elevar el fluido. La ventaja de no usar packeres que el anular tiene un buen espacio para almacenar gas suficiente para impulsar el pistón y el líquido encima de él hasta la superficie, ayudando así a los pozos con baja productividad. Sin embargo, en caso de necesitar inyección intermitente de gas dentro del casing esto provocará una contrapresión a la formación reduciendo el flujo de petróleo al pozo. 

Plunger lift con packer, válvula de pie con retención y válvulas de gas lift.-

Esta instalación es utilizado en pozos con cortos intervalos perforados y que tienen energía suficiente para fluir. La válvula de gas lift es para los casos que el pozo no tenga energía para fluir solo y tenga que ser ayudado con inyección de gas. 29. Tipos De Plunger  Plunger para flujo continuo El plunger para fluido continuo maximiza el flujo interno al caer manteniendo la robustez del equipo. Utilizado correctamente, el plungercae en contra de la corriente y luego utiliza la velocidad del gas para formar un sello dinámico, descargando los fluidos rápidamente . El plunger es particularmente efectivo en las siguientes aplicaciones: Pozos de altas tasas de producción de gas con problemas por producción de líquidos. Pozos de alta producción de líquido que requieren numerosos viajes (trips) para descargar las cantidades necesarias de fluidos producidas por el pozo. Pozos que recién comienzan a producir líquidos y cabeceo 

Plunger para flujo continuo con almohadillas

Maximiza la corriente de fluido mientras mantiene la fuerza en el material. Utilizado correctamente el plunger cae contra la corriente y usa la velocidad del gas para formar un sello de metal sobre metal, entregando fluido sin ningún tiempo de demora. El plunger con almohadillas es particularmente efectivo en las siguientes aplicaciones:  Pozos de gas alta velocidad que experimentan carga de líquido  Pozos de alta producción de líquido que requieren numerosos viajes

 para mover las cantidades necesarias de fluido.  Pozos que recién comienzan a cargar líquido El plunger con almohadillas operará en un estado de flujo continuo de fluido entre los 10 y 15 pies/segde velocidad de gas 

Plunger con cepillo fijo

El plunger de cepillo fijo está diseñado para maximizar la corriente de fluido al barrer el fluido a través de las tuberías (fubtng) en forma eficiente, a pesar de la presencia de arena, láminas de carbón u otras irregularidades. Cuando se utiliza apropiadamente, el plunger cae rápidamente y usa la velocidad del gas para formar un sello cepillo a metal, descargando los fluidos rápidamente. 

Plunger cepillo

El plunger cepillo está diseñado para barrer eficientemente el fluido a través de la tubería, a pesar de la presencia de arena, láminas de carbón u otras irregularidades. Es suficientemente resistente para soportar aplicaciones de alta temperatura. La versión estándar del plunger está estimada hasta 260o F (127' C) y la versión de alta temperatura está estimada hasta 375o F (191" C). Hay también disponibles para temperaturas más altas y una versión para aplicaciones de ambientes corrosivos. 

Plunger con almohadillas tipo T

El Plunger con almohadillas tipo "T" está diseñado para proporcionar un sello de óptimo desempeño. Las pruebas de campo han demostrado que el plunger tiene una durabilidad entre 25 y un 40o/o mayor que los otros plungers similares del mercado. Es el plunger ideal para pozos marginales, en limpieza de tubería (tubing) y pozos que producen agua, condensado o petróleo. La característica opcional DuraSealrMes ideal para pozos que requieren un sello aun más eficiente. 

Plungers combinados

Estos modelos incorporan las características de diseño y beneficios de varios plungers en una única herramienta. La combinación de plungers incluye modelos tales como pad(almohadilla)x cepillo, padx espiral, y espiral x cepillo. Diseñados para ser utilizados en pozos que producen cantidades pequeñas de arena, parafina, o escamas, son versátiles para adaptarse también fácilmente a otros tipos de pozos. 

Plunger Espiral

El plunger espiral está diseñado para ser utilizado en pozos con altas relaciones gas a líquido. El plunger espiral es tambiénefectivo en pozos con parafina alta, sal o contenidos de escamas. 30. Mantenimiento de equipos  Por la característica de las instalaciones de fondo, el tiempo de vida útil es largo porque normalmente no esta sujeto a mucho desgaste o deterioro, descontando cualquier condición severa de arena o corrosión, no requiriendo ningún mantenimiento. Igualmente sucede con los lubricadores y cátcher.

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El Pistón, por ser la única parte con mayor movimiento, requiere cierta atención, dependiendo del tipo y material del cual está construido. El desgaste del pistón es un factor critico de este sistema, cabiendo mencionar que durante el período de evaluación se rompieron 2 plunger (Pozos: 7548 y 7893) y en los otros 6 se notan huellas de fuertes golpes, esto debido a que estuvieron corriendo a velocidades encima de 1000 pie/minuto, como resultado de las pequeñas cargas y alto diferencial con que se estuvo trabajando, lo mismo que fue remediado en parte ajustando los ciclos. Otro elemento que puede tener menor tiempo de vida útil es el resorte del lubricador debido a los fuertes golpes a los que están expuestos por la alta velocidad de los pistones. Los controladores electrónicos (estado sólido) requieren muy poco mantenimiento; sus cajas herméticas protegen los circuitos eléctricos del agua y polvo.

31. Factores A Tomar En Cuenta Para Su Diseño. Al igual que para la instalación de cualquier sistema de levantamiento artificial en la instalación del Plunger Lift se prepara el pozo para una óptima operación, teniendo en cuenta lo siguiente: 

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Registrar y evaluar el tamaño y condición mecánica del tubing. Con wirelinecorrer driftal tubingy cambiarlo de ser necesario. Si el tubingtiene restricciones, hueco o pérdida, es determinado o se sospecha, efectuar pullingpara corregir el problema antes de instalar el sistema de plunger. El diámetro interno del la válvula maestra del cabezal del pozo debe ser igual al interior del tubing, a efectos que el plunger selle en la carrera de ascenso cuando pasa por la válvula y no quede trabado en su carrera de descenso (si el diámetro de paso de la válvula es mayor, el pistón puede inclinarse trabarse). Revisar que las conexiones de las líneas de superficie estén debidamente apretadas para soportar las presiones. -Las válvulas de control deben estar dimensionadas a la presión máxima de trabajo. -Revisar las luz de la cabeza del pozo, incluyendo las válvulas maestras y teesde flujo, deben ser del mismo diámetro que el de la tubería. -Retirar el packersi el pozo lo tuviera, y colocar un niplede asiento en el tubinga efectos de asentar el amortiguador de fondo, sobre él. -En pozos de poco aporte y amplia ventana de punzados se ubica la punta de los tubos no mayor de 200’ del fondo del pozo. Si el pozo fuera de buen aporte y ventana de punzados pequeña sería mas recomendable colocar la punta de tubos encima de los punzados. -Si la cantidad de liquido acumulado en el tubingprevio a la puesta en marcha, fuera excesiva y no podrá ser elevada a superficie por el pistón, deberá alivianarse la columna mediante pistoneo. -Pozos de Alto GOR y de bajo aporte productivo, en los cuales el sistema de bombeo mecánico tenga baja eficiencia por la interferencia frecuente de gas al operarios con niveles de sugerencia muy escasos. -GLR actual e histórico de los pozos sea mayor a 500 pie3/bl/l000pies, es muy importante conocer si el pozo tendrá la suficiente Presión de gas para levantar el pistón y liquido. -El restablecimiento de presión en el casingsea mayor de 250 psi en 3 horas

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-La contrapresión de la línea no debe ser muy alta porque disminuye la velocidad de flujo y por consiguiente requerirá un mayor consumo de gas para elevar el pistón y liquido a superficie.  -No considerar pozos que producen arena, que pueden proceder de formaciones poco consolidadas o arenas de frac. El plunger puede correr el riesgo de pegarse o que la arena obstruya el cierre de la válvula motora de producción.  -La tubería de producción debe tener una superficie pareja, con el fin de que la presión necesaria para mover el pistón sea sólo la que resulte de dividir el peso de la herramienta por el área seccional del tubing, la cual esta en el orden de una presión diferencial de 3 a 7 psi  -La presión neta, identificada como la presión del casingmenos la máxima presión en la línea durante el ciclo de operación, sea suficiente para levantar los volúmenes de producción esperados. Como regla práctica se considera que la cabeza hidrostática a levantar por el plunger (taco de líquido en el tubing) esta en el orden del 50 a 60% de la presión neta. 32. Aplicaciones Del Plunger Lift  Remoción De Líquidos En Pozos De Gas Bajo una cierta “velocidad critica”, los líquidos tienden a migrar por debajo de la tubería y comienzan a acumularse en el fondo. La función del pistón es prevenir que estos líquidos se acumulen hasta el punto de que el pozo depleteo requiera de un periodo de cierre para se recuperación (periodo en el cual es intervenido). 

En Pozos Con Alta Relación De Petróleo.

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. 

Control De Parafina

La Parafina comienza a formarse a una temperatura de aproximadamente 100 °F. 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. 33. Problemas Operativos  •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,  •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, Shutin, etc.

34. 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 tubinglibre 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. 35. Desventajas  •Requiere de relaciones de gas-líquido específicas para que funcione el sistema.  Bajas ratas de producción.  •Pobre funcionamiento en presencia de sólidos.  •Requiere vigilancia para su óptimo funcionamiento.  •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 puede alcanzar el pistón durante la carrera.  •Se requiere comunicación entre el casingy el tubing para una buena operación, a menos que se use con gas lift. 36. Principio de funcionamiento del BES  Levantar el fluido del reservorio hasta la superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba electrosumergible.  La potencia requerida por la bomba es suministrada por un motor eléctrico que se encuentra ubicado en el fondo del pozo; la corriente eléctrica, necesaria para el funcionamiento del motor, es suministrada desde la superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el motor. 37. Sistema del BES Un sistema de bombeo electrosumergible se basa en la extracción de petróleo mediante el uso de bombas centrifugas, similares a las utilizadas para la producción de agua. 38. División de un BES  Equipos de Superficie  Equipos de Subsuelo  Cable 39. Equipo de superficie  Transformadores El primer transformador reduce el voltaje de distribución de 13,8 kV al voltaje de 480 V, necesario para el funcionamiento del variador de velocidad , mientras que el segundo transformador eleva el voltaje de

salida del variador (480Vvariable en frecuencia) al voltaje que requiere el motor electrosumergible con las respectivas conexiones delta o estrella. 

Multi-Tabs

El Transformador Multifrecuencia es frecuentemente utilizado en aplicaciones como alimentación de motores para bombas pozo profundo. 

Cabezal del pozo

El cabezal cierra mecánicamente el pozo en la superficie, soporta el peso del equipo electrosumergible instalado, además mantiene un control sobre el espacio entre el casing y la tubería de producción del pozo. 

Caja De Venteo

Cumple con tres funciones importantes: a) Proveer un punto de conexión entre el bobinado secundario del transformador elevador multitaps y el cable eléctrico de potencia proveniente del fondo del pozo. b) Ventea a la atmósfera cualquier gas que se encuentre en la armadura de protección del cable eléctrico de potencia que proviene del pozo. c) Facilita puntos de prueba accesibles para realizar mediciones eléctricas del equipo de fondo  Tablero de control Es el componente desde el que se gobierna la operación del aparejo de producción en el fondo del pozo .dependiendo de la calidad de control que se desea tener ,se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos al tablero .este puede ser sumamente sencillo y contener únicamente un botón de arranque y un fusible de protección por sobrecarga;o bien puede contener fusibles de desconexión por sobrecarga y bajacarga, mecanismos de relojería para restablecimiento automático y operación intermitente, luces indicadores de la causa de paro,amperímetro,y otros dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos 40. Instrumentos El Controlador Del Motor Electrosumergible Variable Speed Driver (VSD) está constituido por:    

Un conversor AC/DC Un inductor Un capacitor Puente trifásico de semiconductores del tipo IGBT

El controlador del motor electrosumergible VSD (VariableSpeedDriver), que se instala en la superficie del pozo entre los transformadores reductor y elevadormultitaps, éste controla la velocidad de rotación del eje en el motor electrosumergible que se encuentra axialmente acoplado al eje de la bomba centrifuga multi-etapa ubicada en el fondo del pozo.

La estructura interna de un VSD de 6 pulsos, consta de una etapa conversora de 6 pulsos, etapa de filtrado y una etapa inversora, se representa mediante un diagrama de bloques. 41. Accesorios  Separador de gas  Flejes para cable  Extensión de la mufa  Válvula de drene  Válvula de contrapresión,  Centradores  Sensor de presión  Temperatura de fondo  Dispositivos electrónicos para control del motor, caja de unión, y controlador de velocidad variable