Este documento describe el sistema de Plunger Lift, el cual usa la presión natural del gas en un pozo para impulsar un pistón y así levantar líquidos a la superficie. Explica los equipos clave como el pistón, válvula neumática y controlador, y cómo funciona el ciclo de impulsión. También cubre parámetros de diseño, ventajas, desventajas y problemas comunes. El Plunger Lift es una técnica efectiva para producir pozos de baja tasa con problemas de carga de líquido.

1. PLUNGER LIFT
DANIEL BAHAMON
LESLY MEDINA
ANGELA TRUJILLO
TATIANA RIVERA
VANESSA MENDIBLE
JOHN ANGULO
Producción II, MAYO DE 2011

3. INTRODUCCIÒN
 Fue diseñado e
implementado
inicialmente en los
Estados Unidos.

4. 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.

5. INTRODUCCIÒN
 Este método no requiere de energía adicional a
la del yacimiento.

6. FUNCIONAMIENTO
 Se apoya en la
acumulación natural
de presión en el gas
del pozo durante el
tiempo en que el
pozo esté cerrado
temporalmente

7. FUNCIONAMIENTO
1. La válvula neumática
está cerrada y la presión
en el espacio anular hace
el Build Up.

8. FUNCIONAMIENTO
2. La válvula abre y el gas
del anular se expande
levantando el pistón y el
slug de líquido.

9. FUNCIONAMIENTO
3. El líquido y el pistón
alcanza la superficie, el
pistón es mantenido en el
lubricador por el flujo de
gas.

10. 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.

11. 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

13. EQUIPOS EN FONDO

14. EQUIPO EN FONDO
RESORTE DE FONDO
 Amortigua la llegada
del pistón al fondo
del pozo.

16. 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

17. 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.

18. 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.

19. 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.

20. 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.

21. EQUIPO EN FONDO
PISTONES SÓLIDO DE ACERO
 Está hecho de una sola pieza
de acero y no tiene partes
móviles.

22. 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.

23. 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.

24. 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.

25. EQUIPOS EN SUPERFICIE

26. 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.

27. 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.

28. EQUIPO EN SUPERFICIE
VÀLVULA NEUMÀTICA
 Se utilizan para
controlar la producción
y la inyección en los
pozos asistidos.

29. 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.

30. 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

31. 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

32. 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.

33. 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.

35. PLUNGER LIFT CONVENCIONAL SIN PACKER Y CON
COMUNICACIÓN ENTRE EL CASING Y EL TUBING.

36. PLUNGER LIFT CON PACKER Y SIN COMUNICACIÓN
ENTRE EL CASING Y EL TUBING.
Este tipo de instalación
requiere que todo el
gas venga directamente
de la formación durante
el ciclo de levantamiento

37. PARÁMETROS DE DISEÑO
La velocidad normal de funcionamiento de un pistón: 750 – 1000
pies/min.
Velocidades por encima de los 1000 pies/min : Desgaste excesivo de los
componentes y además comprometen la integridad de la instalación de
superficie.
Velocidades inferiores a 750 pies/min: Disminuyen la eficiencia de sello
del pistón.
Tiempo de afterflow: Definir un minino y un limite superior
Para asegurar un buen funcionamiento del sistema se realiza el
seguimiento de una variable denominada Factor de Carga que se calcula
con la siguiente ecuación:

38. 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°.

39. 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.
Ayuda a mantener el tubing libre de parafinas.
Se puede utilizar incluso sin suministro de energía externa, excepto para la
apertura 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 de
separador natural de la arena por decantación de la misma (por gravedad),
durante los periodos de cierre del pozo en cada ciclo.

40. VENTAJAS DESVENTAJAS
No se ve afectado por la desviación que Peligro para las instalaciones en
posee el pozo a menos que se utilice un superficie, asociado a las altas
pistón 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 en
de 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 para
la compra de la instalación. una adecuada instalación.
No permite alcanzar el agotamiento del
yacimiento, para lo cual se requiere de
otro sistema.

41. 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.

42. GRACIAS