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INDICE

Parte 1: Informe técnico y características del sistema de

extracción de petróleo y gas Plunger Lift. Páginas 1 a 18 Parte 2: Programas de Telemetría y Telecontrol para

Plunger Lift “TELEMAX” MR Páginas 19 a 28 Parte 3: Diferentes aplicaciones del sistema de

extracción de petróleo y gas Plunger Lift. Páginas 29 a 52 Parte 4: Programa de análisis de pozos “JLM 803” MR Páginas 53 a 58 Parte 5: Base de datos de equipos Plunger Lift insta-

lados por Casing S.A. Páginas 59 a 63 Parte 6: Combinación Gas Lift Pistón White G. W. Páginas 65 a 82 Parte 7: Plunger Lift un sistema efectivo y económico,

Programas para análisis económico-financiero “Plunger Lift 1, 2 y 3” MR Páginas 83 a 90

Parte 8: Incremento de producción en el Yacimiento

Loma de la Lata con Plunger Lift asistido. Páginas 91 a 105

1

INFORME TECNICO DE CARACTERISTICAS PARTICULARES DEL SISTEMA DE EXTRACCION DE GAS Y PETROLEO "PLUNGER-LIFT"

Descripción del sistema Plunger-Lift

Plunger-Lift es un sistema de extracción que, 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 elevar los fluidos hasta la superficie, se puede utilizar una fuente de energía exterior, generalmente gas a presión y caudal adecuado; esta última aplicación se conoce como combinación gas lift - pistón o versión asistida del Plunger-Lift.

Las condiciones óptimas de operación para un sistema Plunger- Lift son: a.- Para el funcionamiento autónomo

Operar el pozo a la menor presión posible. 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 las características de cada pozo.

b.- Para el funcionamiento con asistencia exterior Las tres condiciones anteriores. Dosificar la inyección de gas a lo estrictamente necesario para el funcionamiento del sistema.

Elementos que integran un equipo Plunger-Lift

1.- 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.

2.- Lubricador; es el elemento que amortigua la llegada del pistón a la superficie y que contiene el dispositivo de detección del mismo, permitiendo además atraparlo para inspección, cambio o por necesidad de operación.

3.- Válvulas motoras; son válvulas de operación neumática que se utilizan para controlar la producción (y la inyección en los pozos asistidos) del pozo.

4.- Conjunto de separación y regulación del gas de alimentación; es el dispositivo que suministra el gas de operación de las válvulas motoras con la calidad apropiada y a la presión adecuada.

5.- Panel solar; mantiene la carga de la batería del controlador.

6.- Válvula reguladora de flujo; se utiliza en los pozos que así lo requieran, regulándose con esta el caudal de gas y liquido de producción limitando la velocidad de ascenso del pistón.

7.- Resorte de fondo; es el elemento que amortigua la llegada del pistón al fondo del pozo, existiendo varios tipos dependiendo su utilización del anclaje disponible.

8.- Pistón; es el dispositivo viajero que constituye la interface entre el gas impulsor y el liquido producido.

2

De todos los elementos descritos precedentemente, los que en mayor medida influyen en el comportamiento de la instalación son el controlador electrónico y el pistón. Por lo tanto, corresponde hacer un análisis de los distintos tipos de controladores y pistones que se ofrecen en el mercado para poder seleccionar los mas adecuados a cada caso.

Distintos tipos de controladores 1.- Controladores por tiempos fijos; son controladores elementales que manejan una sola variable, el tiempo,

el cual puede ser modificado únicamente por el operador. 2.- 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. 3.- Controladores por combinación de tiempos y presiones; son controladores que pueden ser programados

utilizando tiempos y presiones en forma simultánea, solucionando en gran medida los inconvenientes que se presentan cuando se utiliza una sola variable, sea esta la presión o el tiempo.

4.- Controladores por presión diferencial casing/tubing; estos controladores son capaces de reconocer la

presión diferencial nombrada, presión que es la representación en superficie de la diferencia de niveles de liquido, hecho que permite 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.

5.- Controladores por tiempo autoajustables; estos controladores operan 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.

Para definir las ventajas e inconvenientes de cada tipo de controlador, corresponde considerar independientemente los casos de pozos autónomos y los de pozos asistidos con inyección de gas exterior. 1.- Pozos autónomos. En estos casos, los controladores por tiempo autoajustables, los controladores por

presiones y tiempos combinados y los diferenciales deberían comportarse, en general, de manera similar. No obstante, podemos señalar algunas ventajas e inconvenientes de unos con respecto a otros en casos de características especiales de los pozos a operar y del nivel de capacitación de los operadores. Así para operadores con escasa experiencia en el sistema Plunger-Lift, sería ventajosa la utilización de controladores por tiempo autoajustables. Por el contrario, si se tratara de pozos con recuperación de presión muy lenta, con curvas de build-up de forma achatada, cercana a la asintótica, los controladores por tiempo autoajustables no operarían eficientemente ya que los ajustes de tiempos no se traducirían en aumentos equivalentes de presión, corriéndose el riesgo de ahogo del pozo por excesiva acumulación de líquido, al hacerse extremadamente largos los tiempos de cierre. En estos casos sería preferible el uso de controladores por presión diferencial o por presión y tiempo combinados. En general podemos decir que los controladores por tiempo autoajustables tienen la ventaja de la simplicidad de su operación, mientras que los controladores por presión diferencial o por presión y tiempo combinados se adecuan a una más amplia gama de pozos.

3

2.- Pozos asistidos con inyección de gas exterior. Para este caso debemos distinguir dos situaciones

distintas: 1.- Cuando la asistencia de gas se hace desde un sistema cuya presión es indiferente a las variaciones

de carga. 2.- Cuando la presión en el sistema de asistencia de gas varía con la carga. En la primera de estas situaciones no habría diferencias importantes en la utilización de ambos tipos de

controladores; por el contrario en la segunda situación, los controladores por tiempo autoajustables no serían utilizables, ya que por las variaciones de presión del sistema, a un mismo ajuste del tiempo no corresponderían los mismos caudales de inyección, y aunque el controlador en el ciclo siguiente cambiará el tiempo de inyección, al no ser estable la presión del sistema este ajuste resultará inadecuado. En cambio, un controlador por presión y tiempos combinados, variará automáticamente el tiempo de inyección de cada ciclo en función de la presión del sistema para llevar al pozo a la presión óptima de trabajo.

Como caso extremo podemos analizar lo que ocurriría con un controlador por tiempo autoajustable cuando se produce un corte total en el suministro de gas de inyección:

1.- Se interrumpe el suministro de gas. 2.- A pesar de que durante el tiempo de apertura de la válvula de inyección no ingresó gas al pozo, el

controlador igualmente abre la válvula de producción. 3.- El pistón no llega a la superficie por falta de gas de impulsión. 4.- El controlador incrementa el tiempo de inyección. 5.- Como no ingresa gas, se repite el ciclo, y esto ocurre en forma indefinida hasta producirse el ahogo

del pozo. En cambio el controlador por presiones y tiempos combinados, abrirá la válvula de inyección pero, al no alcanzarse la presión de trabajo por falta de ingreso de gas, no abrirá la válvula de producción permaneciendo el tubing presurizado minimizando el ingreso de líquido al mismo, con lo cual en la gran mayoría de los casos, el pozo arrancará en forma autónoma al restablecerse el suministro de gas al sistema de inyección.

Distintos tipos de pistón

De la amplísima gama de pistones existente en el mercado, describiremos solo los de mas frecuente uso en el ámbito local.

1.- Pistones macizos con sello turbulento, se utilizan en pozos cuya producción de liquido no supere los 10 m3/día, siendo la viscosidad del mismo media a baja y la profundidad del pozo hasta 1500 mts. 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 alta duración.

2.- Pistones con almohadillas, se utilizan en pozos cuya columna de tubing presente 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. Los parámetros funcionales son similares a los del pistón macizo con sello turbulento.

3.- Pistones con válvula de bay-pass, se utilizan en todo pozo que supere las condiciones de profundidad, viscosidad o producción del caso 1. Existen en las dos versiones descritas (turbulento y con almohadi-llas). Su ventaja radica en la velocidad de descenso, moverse mejor en líquidos de alta viscosidad, permitiendo un mayor número de viajes y mejorando por esto los parámetros operativos del pozo. Es un pistón mas caro y de menor duración por sus características constructivas y operativas.

4

Resorte de fondo

Niple asiento 2 7/8"

anclaje a copas.-

P R E S S U R E C O N T R O L L E R T.M.

M U L T I

M F G . b y

"MaxIII"

PUENTE DE PRODUCCION PLUNGER-LIFT

Válvula pasaje total igual

interior del TUBING.-

Instalación para pozos con gas suficiente de formación.-

A Batería

o levemente mayor a diámetro

OPCIONAL En función del

sistema de producción

Cupla cruceta

5

Resorte de fondo


anclaje a copas.-


M U L T I

M F G . b y

"MaxIII"




Instalación para pozos con gas de formación superior al necesario.-

A Batería




Cupla cruceta

6

SISTEMA ACTUAL PLUNGER LIFT POZOS ASISTIDOS CONVENCIONALES

Resorte de fondo


anclaje a copas.-

Acometida linea de GAS

P R E S S U R E C O N T R O L L E RT.M.

M U L T I

M F G . b y

7

Resorte de fondo

Válvula de Gas Lift


anclaje a copas.-

Mandril de Gas Lift

Válvula de pie

Niple asiento 2 3/8"Packer


M U L T I

M F G . b y

"MaxIII"




Instalación para pozos con asistencia exterior de gas.-


A Batería




8

SISTEMA ACTUAL PLUNGER LIFT POZOS ASISTIDOSINYECCION DE GAS POR ESPACIO ANULAR 2 7/8”-1 1/4”"



M U L T I

M F G . b y

Tubería de ½” para inversiónde flujo de gas en arranque.

Tubería de 2”para inversiónde flujo de gasen arranque.

9

SISTEMA ACTUAL PLUNGER LIFT POZOS ASISTIDOS INYECCION DE GAS POR LINEA PARALELA DE 1” o 11/4”

Resorte de fondo

Tubing 2 7/8“ - 6,5 lbs/pié

Tubing maccaroni 1 1/4“ óCoil tubing de igual medida

Casing 7“ o mayor


anclaje a copas.-

Mandril de Gas Lifttipo BLT

Válvula de pie




M U L T I

M F G . b y

14

CAPITULO II

Equipamiento mas adecuado para PLUNGER-LIFT asistido con gas exterior En base a la experiencia obtenida de los ensayos realizados en pozos de los yacimientos Centenario Nq., Loma La Lata Nq., Las Chivas Nq., Los Bastos Nq., Río Neuquén, Puesto Molina Mdza. y Los Cavaos Mdza. con equipos Plunger-Lift marca MULTI Products. Co., aconsejamos, para un proyecto de aplicación del sistema con asistencia exterior de gas, lo siguiente: 1.- Equipamiento de fondo.

Considerando la gran sensibilidad que evidenciaron la mayoría de los pozos ensayados a las variaciones de la presión ejercida sobre la formación productiva, aconsejamos una instalación de fondo que inde-pendice a la formación de la presión de inyección. Tal equipamiento estaría constituido por válvula de pie, Packer y mandril con válvula de gas-lift, tal como se muestra en la figura 1.

2.- Controlador.

Sugerimos los controladores HYDRUS (Telemax) o MAX III AB Inyección de MULTI, porque son los únicos controladores que permitirán conjuntamente con la instalación de fondo propuesta, dosificar per-fectamente el gas inyectado logrando los menores caudales para cada pozo.

Ultimas instalaciones y aplicaciones En los últimos años se han desarrollado nuevas instalaciones para optimizar la aplicación del sistema en yacimientos cuyas características impedían la utilización de Plunger Lift con asistencia de gas en superficie como las descriptas hasta ahora, por tratarse de pozos con multiplicidad de arenas perforadas y con muy bajas presiones de formación, especialmente en las arenas mas someras, o aquellos con roturas de casing que permitieran la pérdida del gas inyectado. Para esto se han utilizado dos instalaciones de fondo diferentes, en función de la cañería de intubación. Para casing de 5 1\2” o mayores la instalación es dual paralela, siendo una de las tuberías la de producción (tubing 2 3\8”, 2 7/8”, 3 ½”, etc.) y la otra de menor diámetro ( 1” o 1 ¼”) la de conducción del gas comprimido al extremo inferior de la instalación. En el punto de conjunción de ambas cañerías se instala un resorte de fondo amortiguador del pistón con una válvula de pie incorporada, esta ultima para impedir que el gas abandone el sistema de las cañerías paralelas. Para casing de dimensiones menores a 5 ½” la instalación también es dual

15

pero concéntrica, consistiendo en un tubing de 2 7/8” con una válvula de pie en su extremo inferior y en su interior se cuelga un tuging UN de 1 ¼” ( Próximamente se realizarán pruebas con Coiled tubing de 1 ¼”). Con este tipo de instalaciones se ha conseguido producir los pozos mencionados manteniendo en entre columna en cabeza de pozos presiones iguales al sistema de separación y niveles sobre el punto de ingreso del fluido del sistema de entre ochenta a ciento cincuenta pies ( 25 a 46 mts.) y con un requerimiento de gas de 500 cuft/bbl/1000ft ( 290 m3/ m3/1000mts). Se han desarrollado para este tipo de instalaciones programas especializados capaces de administrar la inyección de gas en función de la presión existente en el sistema de gas comprimido.

Características principales de los distintos Controladores electrónicos producidos por la firma MULTI

Products. Co. 1.- TiMax y MiniMax. Estos posibilitan la operación de un pozo privilegiando el criterio de un menor costo.

Las posibilidades que ofrece son: Programación de todos los parámetros en horas:minutos:segundos. Acumulación en memoria del total de arribos de pistón contabilizado. Acumulación del total de aperturas de la válvula de producción. Acumulación del tiempo total de apertura de la válvula de producción. Acumulación del tiempo total de cierre por no arribo de pistón.

Las características constructivas son:

Totalmente autocontenido en caja metálica. Sistema operativo de muy bajo voltaje. Batería de acumuladores recargable. Componentes modulares que facilitan las reparaciones.

2.- MAX I + Plus Es un controlador de mediano costo, que trabaja por combinación de presión y tiempos. Fue desarrollado para operar en pozos autónomos (con energía suficiente contenida en la propia formación), ya sea con o sin packer anular.

Las posibilidades que ofrece son: Programación como timer on-off puro. Programación como presóstato hi-low puro. Programación por combinación de presión de apertura y mínimo tiempo de cierre o cualquier otra combinación posible. Programación con parámetros de presión de línea (alta o baja), por seguridad o por sincronización del ingreso de los pozos a batería. Trabajo en modo packer o standard a elección del operador. Acumulación en memoria del total de arribos de pistón contabilizado. Acumulación del total de aperturas de la válvula de producción. Acumulación del tiempo total de apertura de la válvula de producción. Acumulación del tiempo total de cierre por no arribo de pistón. Memoria ampliada que puede ser bajada desde un computador portátil o a través de un enlace (radial, telefónico, etc.) Memoria ampliable, bahía de expansión para nuevo hardware, protocolo, modem, etc. Software de operación totalmente reemplazable desde un PC por cualquiera de las vías mencionadas.

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Las características constructivas son: Totalmente autocontenido en caja metálica. Transductores de presión electrónicos de altísima precisión incluidos en la misma caja metálica. Sistema operativo de muy bajo voltaje. Batería de acumuladores recargable. Componentes modulares que facilitan las reparaciones.

4.- MAX III + Plus. Es el 2do controlador de mayor costo del mercado, y trabaja por combinación de presión y tiempos. Esta basado en el controlador MAX I y tiene capacidades ampliadas al ser capaz de monitorear las tres presiones presentes en cualquier boca de pozo, incluyendo la posibilidad de permitir la programación de parámetros de presión diferencial casing/tubing o tubing/línea.. Las posibilidades que ofrece son:

Programación como timer on-off puro. Programación como presóstato hi-low puro. Programación por combinación de presión de apertura y mínimo tiempo de cierre o cualquier otra combinación posible. Posibilidad de producir un pozo mediante la elección de la carga a elevar en cada ciclo por la utilización de presión diferencial, asegurándose así que la energía disponible sea suficiente para realizar el ciclo. Programación con parámetros de presión de línea (alta o baja), por seguridad o por sincronización del ingreso de los pozos a batería. Acumulación en memoria del total de arribos de pistón contabilizado. Acumulación del total de aperturas de la válvula de producción. Acumulación del tiempo total de apertura de la válvula de producción. Acumulación del tiempo total de cierre por no arribo de pistón. Memoria ampliada que puede ser bajada desde un computador portátil o a través de un enlace (radial, telefónico, etc.) Memoria ampliable, bahía de expansión para nuevo hardware, protocolo, modem, etc. Software de operación totalmente reemplazable desde un PC por cualquiera de las vías mencionadas.

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4.- HYDRUS. Es el controlador de mayor costo del mercado, y trabaja por combinación de presión y tiempos. Esta basado en todos los controladores de MULTI y tiene capacidades ampliadas al ser capaz de ser monitoreado, comandado, programado y obtener información del mismo mediante un enlace remoto que puede ser cualquiera (satelital, radial UHF, radial Spread Spectrum, radial VHF, telefonía celular, línea terrestre, etc.). A la capacidad de manejar y conocer las tres presiones presentes en cualquier boca de pozo, incluyendo la posibilidad de permitir la programación de parámetros de presión diferencial casing/tubing, le agrega la posibilidad de ajustar automáticamente los tiempos de funcionamiento en función del tiempo de arribo del pistón, el manejo de cuatro válvulas neumáticas y la gama casi infinita de posibilidades que le confiere su característica técnica principal que es la de ser un controlador basado en tecnología electrónica de ultima generación con chips de EEPROM borrables y reescribibles con baja potencia, lo que significa que este controlador puede adaptarse casi a cualquier necesidad de campo. En la actualidad existen programas para la operación en Plunger Lift, Control de Compresores, Manejo de pozos Gasíferos y Medición de Gas.

Las posibilidades que ofrece son: Programación como cualquiera de los controladores y programas existentes en la línea de MULTI Products Co.. Programación como controlador de compresores de gas. Programación como controlador de pozos gasíferos con puente de cuatro portaorificios o una válvula de orificio variable. Posibilidad de producir un pozo mediante la elección de la carga a elevar en cada ciclo por la utilización de presión diferencial, asegurándose así que la energía disponible sea suficiente para realizar el ciclo. Programación con parámetros de presión de línea (alta o baja), por seguridad o por sincronización del ingreso de los pozos a batería. Acumulación en memoria del total de arribos de pistón contabilizado. Acumulación del total de aperturas de la válvula de producción. Acumulación del tiempo total de apertura de la válvula de producción. Acumulación del tiempo total de cierre por no arribo de pistón. Acumulación de siguientes parámetros de funcionamiento: Fecha y HH:MM:SS, Presión de casing, Presión de línea, Presión de tubing, Presión diferencial casing/tubing, Estado de cada Válvula (abierta ó cerrada), Arribo de pistón, Pistón en lubricador, Límite alcanzado (alto o bajo) en Presión de Casing, Presión de Línea y Presión Diferencial. TODO ESTO PARA CADA EVENTO, almacena hasta 1755 eventos. Tiempo mínimo entre eventos 1 minuto. Programa TELEMAXMR para manejo de la telemetría, desarrollado bajo WINDOWS MR , de muy fácil manejo, totalmente compatible con EXELMR, WORDMR y POWER POINTMR. Las características constructivas son: Totalmente autocontenido en caja metálica. Transductores de presión electrónicos de altísima precisión incluidos en la misma caja metálica. Sistema operativo de muy bajo voltaje. Batería de acumuladores recargable. Componentes modulares que facilitan las reparaciones.

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Tanto el AutoMax como el MAX I + Plus y el MAX III + Plus ofrecen la posibilidad de operar dos válvulas motoras, el HYDRUS con cuatro válvulas; originalmente esta variante fue concebida para solucionar el problema planteado al intentar producir con Plunger-Lift pozos que tienen dificultad para entrar a un sistema de baterías con presiones de línea elevadas. Estos controladores pueden derivar la producción del líquido a un sistema de baja presión o a un tanque a través de una segunda válvula, si verifican según los parámetros programados, que en un determinado ciclo el pistón y su carga no serán capaces de ingresar al sistema colector normal. A partir de esta posibilidad se fueron desarrollando programas que permitieron operar exitosamente pozos con asistencia de gas exterior (Plunger-gas-lift) controlando el suministro de gas al pozo ya sea por tiempos o por presiones; pozos a los cuales conviene reducirles la presión produciendo gas desde el espacio anular, etc. En general podemos decir que estos sistemas ofrecen tantas posibilidades como necesidades tenga el operador, siendo suficiente que el mismo plantee sus requerimientos para poder desarrollar el programa adecuado.

38

Válvula de producción abierta, pistón en viaje ascendentecon su taco de líquido, válvula de suministro de gas cerrada, gas inyectado al espacio anular circulando haciael interior del tubing a travez de la válvula de gas lifthasta alcanzar la presión mínima del spread de la válvula.El pistón continuará su carrera ascendente por expansióndel gas ingresado al tubing aún cuando la válvula de gaslift se halla cerrado.La válvula de gas lift debe operar exclusivamente por la presión de espacio anular.

10 SISTEMA ACTUAL PLUNGER LIFT POZOS ASISTIDOS

PRESSURE CONTROLLER T.M.M U L T I

MFG. by

"MaxIII"


a batería

The Plunger Lift people

39

Válvula de producción abierta, pistón en viaje ascendentecon su taco de líquido, válvula de suministro de gas cerrada, válvula de gas lift cerrada.El pistón continúa su carrera ascendente por expansióndel gas ingresado al tubing, alcanzará el lubricador ypermanecerá en el mismo mientras el gas de la carreraes despachado hacia el separador, hasta alcanzar la menorpresión posible (separador o un poco mayor), luego la válvula de producción se cierra y el pistón inicia su descenso hacia el fondo del pozo.



MFG. by

"MaxIII"


a batería


40

Válvula de producción cerrada, pistón en viaje descen-dente, válvula de suministro de gas cerrada, válvula de gas lift cerrada. El pistón continúa su carrera descenden-te hasta llegar al fondo del pozo, al bajar la presión de tubing la válvula de pie se abrió permitiendo el ingreso de líquido para el proximo viaje. Es fundamental que laválvula de gas lift solo opere con la presión del espacio anular, ya que de ser sensible a la presión de tubing po-dría abrirse durante el descenso del pistón o cuando la presión de casing aún no sea la adecuada durante el ingreso de gas de asistencia, provocando en ambos casosun mal funcionamiento del conjunto.

12SISTEMA ACTUAL PLUNGER LIFT POZOS ASISTIDOS


MFG. by

"MaxIII"



41

Válvula de producción cerrada, pistón en el fondode pozo, válvula de suministro de gas a punto de abrir para llevar la presión en la entrecolumna alvalor de apertura de la válvula de producción o superior a este si fuera necesario.


Resorte de fondo


anclaje a copas.-


MFG. by

"MaxIII"



42

Válvula de producción abierta, pistón en viaje ascendentecon su taco de líquido, válvula de suministro de gas cerrada, gas inyectado al espacio anular circulando haciael interior del tubing.



MFG. by

"MaxIII"


a batería


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Válvula de producción abierta, pistón en viaje ascendentecon su taco de líquido, válvula de suministro de gas cerrada.El pistón continúa su carrera ascendente por expansióndel gas ingresado al casing, alcanzará el lubricador, luego la válvula de producción se cierra y el pistón inicia su descenso hacia el fondo del pozo.

15SISTEMA ACTUAL PLUNGER LIFT POZOS ASISTIDOS


MFG. by

"MaxIII"


a batería


44

Válvula de producción cerrada, pistón en viaje descen-dente, válvula de suministro de gas cerrada.El pistón continúa su carrera descendente hasta llegar al fondo del pozo.



MFG. by

"MaxIII"



58

ANALISIS APLICACION SISTEMA PLUNGER LIFTEN POZO : H-106

DATOS DEL POZO

FECHA : 09/21/01 COMPAÑIA : Pioneer N. R.C.YACIM. : Dadin

CAÑERIA ENTUBACION (CASING) 5 1/2 pulgadasCAÑERIA PRODUCCION (TUBING) 2 7/8 pulgadasPROFUNDIDAD ZAPATO o COLLAR STOP 1,165 metrosPUNZADOS metros

PRODUCCION TOTAL DE LIQUIDOS 4.00 m3/díaPORCENTAJE DE AGUA 7.0 %

PRODUCCION DE GAS 4,500 m3/díaDENSIDAD DEL PETROLEO 0.870 Kg./litroPRESION DE LINEA EN BOCA DE POZO 2.00 Kg./cm2 (mínima)VISCOSIDAD DEL PETROLEO 156 S.S.U.PACKER (SI) (NO) PROFUNDIDAD metros

RECUPERACION DE PRESION EN BOCA DE POZO (CASING ó (TUBING C/PACKER))INICIAL 0 minutos 2.00 Kg./cm2

5 minutos 5.00 Kg./cm2











RESULTADOSPistón con válvula integral Pistón sin válvula integral

Número de ciclos máximos posibles 169 83 Presión de trabajo promedio en cabeza pozo 4.1 Kg./cm2 5.3 Kg./cm2

Caudal de gas necesario para la operación 2,875 m3/día 1,856 m3/díaCarga de líquido por ciclo 23.7 litros 48.0 litrosVolumen de gas necesario para un ciclo 17 m3 22 m3

Ciclos determinados por el operador 36 Presión de trabajo promedio 8.5 Kg./cm2 121 psi

Caudal de gas necesario para la operación 1,296 m3/día 45.8 MCF/díaCarga de líquido por ciclo 111.1 litros 0.70 barrilesVolumen de gas necesario para un ciclo 36 m3 1,271 SCF

Comentario:

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150

Minutos

Kg

/cm

2

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Base de datos con pozos instalados por Casing S.A.

Nº EMPRESA POZO Fecha de CARACT PROFUN PRODUC PRODUC EQ. MULTI Instalación del pozo metros m3 Liq./día m3

Gas./día modelo modo

CUENCA NEUQUINA

1 YPF S.A. NQ OF 388 01-12-88 808 1.5 MAX III autónomo 2 YPF S.A. LLL-139 01-08-90 2370 3 MAX III asistido 3 YPF S.A. M NQ PMO 153 01-07-91 dirigido 650 14 MAX III autónomo 4 YPF S.A. M NQ PMO 154 01-07-91 dirigido 636 16 MAX III asistido 5 YPF S.A. LLL-53 01-07-91 2350 23 MAX III asistido 6 YPF S.A. LLL-35 01-02-92 2300 4 MAX III asistido 7 YPF S.A. LLL-140 01-02-92 2500 25 MAX III asistido 8 YPF S.A. LLL-13 01-08-92 2300 5 MAX III asistido 9 YPF S.A. LLL-150 02-10-92 2500 52 90000 AUTOMAX autónomo

10 YPF S.A. NQ OF 425 25-02-94 808 6.5 AUTOINJECT asistido 11 YPF S.A. NQ OF 427 28-06-94 808 2.5 AUTOINJECT asistido 12 YPF S.A. NQ F Mo 13 16-03-94 1600 58 120000 AUTOMAX autónomo 13 YPF S.A. NQ L S X1 21-03-94 2070 32 AUTOMAX autónomo 14 YPF S.A. M NQ OF 420 25-03-94 1460 4 AUTOMAX autónomo 15 YPF S.A. M NQ P M 165 04-04-94 600 3 AUTOMAX autónomo 16 YPF S.A. M NQ P B 9 05-04-94 1098 50 AUTOMAX autónomo 17 YPF S.A. M NQ E M X1 06-04-94 1600 35 AUTOMAX autónomo 18 YPF S.A. M NQ P M 148 14-04-94 578 8 AUTOMAX autónomo 19 YPF S.A. NQ OF 437 17-04-94 1050 4 MAX III asistido 20 YPF S.A. M N P M N X1 29-04-94 500 1 AUTOMAX autónomo 21 YPF S.A. NQ A T 53 12-05-94 1850 29 MAX III autónomo 22 YPF S.A. NQ A T 91 19-05-94 2290 42 AUTOMAX autónomo 23 YPF S.A. NQ OF 449 19-08-94 573 3 AUTOMAX autónomo 24 YPF S.A. NQ OF 389 14-09-94 860 3 MAX III autónomo 25 YPF S.A. NQ NG 55 02-10-94 1890 9 MAX III AB autónomo 26 YPF S.A. NQ AT 83 16-10-94 1940 21 MAX III autónomo 27 YPF S.A. NQ NG 72 20-10-94 1800 12 MAX III asistido 28 YPF S.A. NQ NG 103 27-10-94 2050 26 MAX III asistido 29 YPF S.A. NQ NG 41 01-10-94 1930 9.5 MAX III asistido 30 YPF S.A. NQ B O 48 05-11-94 1870 16 MAX III asistido 31 YPF S.A. NQ NG 43 12-11-94 2100 21 MAX III asistido 32 YPF S.A. NQ AT 75 08-02-95 1900 8 MAX III asistido 33 YPF S.A. NQ AT 92 21-03-95 1635 18 MAX III autónomo 34 YPF S.A. NQ AT 44 27-03-95 1950 23 MAX III autónomo 35 YPF S.A. NQ AT 84 25-04-95 1970 11 MAX III asistido 36 YPF S.A. NQ AT 80 01-05-95 1800 9 AUTOMAX autónomo 37 YPF S.A. NQ NG 91 11-05-95 2080 16 MAX III asistido 38 YPF S.A. NQ AT 43 15-05-95 1700 12 MAX III asistido 39 YPF S.A. NQ NG 124 16-07-95 2100 8 MAX III asistido 40 YPF S.A. NQ AT 76 20-07-95 1900 21 MAX III asistido 41 YPF S.A. NQ AT 74 07-08-95 1900 4 MAX III asistido 42 YPF S.A. NQ NG 50 12-08-95 2100 5 MAX III asistido 43 YPF S.A. NQ NG 125 12-08-95 1900 8 MAX III asistido 44 YPF S.A. NQ AT 50 20-08-95 2150 6 MAX III asistido 45 YPF S.A. NQ AT 77 21-08-95 2100 6 MAX III asistido 46 YPF S.A. NQ AT 85 26-08-95 2000 10 HYDRUS asistido 47 YPF S.A. NQ AT 44 26-08-95 2000 4 HYDRUS asistido 48 YPF S.A. NQ AT 57 28-08-95 2000 5 MAX III asistido 49 YPF S.A. NQ BO 57 30-08-95 2100 5 MAX III asistido 50 YPF S.A. NQ AT 49 07-09-95 2000 16 MAX III asistido 51 YPF S.A. NQ C B N 9 08-09-95 1400 5 MAX III asistido 52 YPF S.A. NQ AT 52 15-09-95 2100 10 MAX III asistido 53 YPF S.A. NQ AT 40 22-09-95 2000 8 MAX III asistido 54 YPF S.A. NQ AT 12 25-09-95 2000 12 MAX III asistido 55 YPF S.A. NQ B A X 1 15-09-95 2500 20 30000 AUTOMAX autónomo

60

56 YPF S.A. NQ NG 110 13-10-95 2200 14 MAX III asistido 57 YPF S.A. NQ AT 47 15-10-95 2200 14 MAX III asistido 58 YPF S.A. NQ AT 65 18-10-95 2200 26 MAX III asistido 59 YPF S.A. NQ AT 56 23-10-95 2200 5 MAX III asistido 60 YPF S.A. NQ AT 66 05-11-95 2200 14 MAX III asistido 61 YPF S.A. NQ AT 57 10-11-95 2057 8 HYDRUS asistido 62 YPF S.A. NQ AT 61 15-11-95 2100 8 HYDRUS asistido 63 YPF S.A. NQ AT 60 25-11-95 2000 10 HYDRUS asistido 64 YPF S.A. NQ AT 22 26-11-95 2087 5 HYDRUS asistido 65 YPF S.A. NQ AT 73 02-12-95 2070 6 HYDRUS asistido 66 YPF S.A. NQ AT 63 08-12-95 2000 4 HYDRUS asistido 67 YPF S.A. NQ AT 64 09-12-95 2000 7 HYDRUS asistido 68 YPF S.A. NQ AT 42 11-12-95 2000 4 HYDRUS asistido 69 YPF S.A. NQ AT 78 13-12-95 2200 9 HYDRUS asistido 70 YPF S.A. NQ AT 21 17-12-95 2000 5 HYDRUS asistido 71 YPF S.A. NQ NG 20 17-12-95 2000 4 HYDRUS asistido 72 YPF S.A. NQ AT 06 19-12-95 2000 8 HYDRUS asistido 73 YPF S.A. NQ AT 87 29-12-95 2000 7 HYDRUS asistido 74 YPF S.A. NQ AT 62 24-12-95 2000 4 HYDRUS asistido 75 YPF S.A. NQ NG 88 26-12-95 2000 6 MAX I autónomo 76 YPF S.A. NQ AT 17 31-12-95 2000 4 HYDRUS asistido 77 YPF S.A. NQ AT 28 02-01-96 2000 6 HYDRUS asistido 78 YPF S.A. NQ AT 70 07-01-96 2000 4 HYDRUS asistido 79 YPF S.A. NQ AT 34 10-01-96 2000 10 HYDRUS asistido 80 YPF S.A. NQ AT 04 14-01-96 2000 4 HYDRUS asistido 81 YPF S.A. NQ AT 67 17-01-96 2000 10 HYDRUS asistido 82 YPF S.A. NQ AT 88 25-01-96 2000 4 HYDRUS asistido 83 YPF S.A. NQ N G 105 28-01-96 2000 10 HYDRUS asistido 84 YPF S.A. NQ N G 115 04-02-96 2000 4 HYDRUS asistido 85 YPF S.A. NQ N G 118 06-02-96 2200 9 HYDRUS asistido 86 YPF S.A. NQ AT 84 10-02-96 2000 10 HYDRUS asistido 87 YPF S.A. NQ N G 51 17-02-96 2000 4 HYDRUS asistido 88 YPF S.A. NQ N G 59 26-02-96 2000 10 HYDRUS asistido 89 YPF S.A. NQ N G 66 02-03-96 1800 4 HYDRUS asistido 90 YPF S.A. NQ N G 110 06-03-96 1800 12 HYDRUS asistido 91 YPF S.A. NQ L ME 3 15-03-96 850 22 MAX III AB asistido 92 YPF S.A. NQ NG 65 05-04-96 1978 7 HYDRUS autónomo 93 YPF S.A. NQ LLL 164 13-04-96 2814 6 AUTOMAX II autónomo 94 YPF S.A. NQ LLL 210 10-05-96 2995 4 AUTOMAX II autónomo 95 YPF S.A. NQ LLL 248 09-05-96 1750 5 AUTOMAX II autónomo 96 YPF S.A. NQ LLL 10 15-05-96 2950 17 AUTOMAX II autónomo 97 YPF S.A. NQ N G 85 24-05-96 1870 3.5 HYDRUS asistido 98 YPF S.A. NQ L ME 4 26-05-96 790 14 MAX III AB asistido 99 YPF S.A. NQ L ME 1 04-06-96 765 7 MAX III AB asistido

100 YPF S.A. NQ N G 98 17-07-96 1863 6 MAX III autónomo 101 YPF S.A. NQ L ME 3 25-07-96 800 5 HYDRUS autónomo 102 YPF S.A. NQ NG 02-07-97 1900 6 MAX I asistido 103 YPF S.A. ALMACENES 12-08-98 MAX III ab asistido 104 TECPETROL RN CV 7 01-05-92 1090 7 MAX III autónomo 105 TECPETROL NQ LB 5 01-08-92 1670 4 MAX III asistido 106 TECPETROL RN CV 8 22-08-92 1090 5 MAX III asistido 107 TECPETROL NQ LB 23 02-09-92 1720 6 MAX III asistido 108 TECPETROL NQ LB 9 09-10-92 1600 3.5 MAX III asistido 109 TECPETROL NQ L CH 25 11-10-92 1700 25 MAX III autónomo 110 TECPETROL NQ LB 11 15-11-92 1700 3 MAX III asistido 111 TECPETROL NQ L CH 21 11-12-92 1800 10 MAX III autónomo 112 TECPETROL NQ L CH 10 02-02-93 1700 15 MAX III asistido 113 TECPETROL NQ B BG 25 05-02-93 900 6 AUTOMAX autónomo 114 ALBERTA NQ AC 51 01-07-92 1250 3.5 MAX III autónomo 115 ALBERTA NQ AC 18 20-04-00 1526 5 MAX I plus autónomo 116 P.COMPANC RN RNQ 27 28-09-90 2400 4.7 MAX III autónomo 117 P.COMPANC RNQ 90 19-11-90 2430 5 MAX III asistido 118 P.COMPANC B G 1019 29-09-92 1628 4 18500 MAX III autónomo

61

119 P.COMPANC PL 28 29-04-93 1200 10 MAX III autónomo 120 P.COMPANC RN RNQ 118 25-03-93 2500 10 MAX III autónomo 121 P.COMPANC RN RNQ 181 05-11-93 2500 6.5 AUTOMAX autónomo 122 P.COMPANC L P ME 1171 14-10-93 1010 16 15000 MAX III autónomo 123 P.COMPANC J D L M X 1 16-10-93 1100 15 MAX III AB autónomo 124 P.COMPANC B G N X 1001 11-07-94 1800 3 MAX III autónomo 125 P.COMPANC L P ME 608 18-03-94 1047 6.3 HYDRUS autónomo 126 P.COMPANC L P ME 509 20-03-94 1100 12 25000 AUTOMAX autónomo 127 P.COMPANC RN RNQ 122 14-08-94 2400 5 AUTOMAX autónomo 128 P.COMPANC RN E ME 445 06-01-95 1100 11 AUTOMAX autónomo 129 P.COMPANC L P ME 1190 25-01-95 1200 50 MAX III autónomo 130 P.COMPANC RN RNQ 98 12-10-95 2400 5 MAX I autónomo 131 P.COMPANC RN RNQ 160 05-06-96 2500 3.5 MAX I autónomo 132 P.COMPANC RN RNQ 114 07-06-96 2450 5 MAX I autónomo 133 P.COMPANC RN RNQ 170 01-10-96 2400 10 HYDRUS autónomo 134 P.COMPANC RNQ 8 05-10-96 2480 8 HYDRUS asistido 135 P.COMPANC RNQ 110 20-11-97 2425 5 HYDRUS asistido 136 P.COMPANC RNQ 54 25-11-97 2480 7 HYDRUS asistido 137 P.COMPANC RNQ 165 27-11-97 2375 9 HYDRUS asistido 138 P.COMPANC RNQ 46 25-09-98 2425 10 HYDRUS asistido 139 P.COMPANC RNQ 81 26-09-98 2352 8 HYDRUS asistido 140 P.COMPANC RNQ 181 27-09-98 2300 12 HYDRUS asistido 141 P.COMPANC RNQ 174 06-11-00 2526 15 HYDRUS asistido 142 P.COMPANC ALMACENES 18-01-00 HYDRUS asistido 143 P.COMPANC ALMACENES 18-01-00 HYDRUS asistido 144 P.COMPANC ALMACENES 01-02-00 HYDRUS asistido 145 NORCEN RN E S 38 01-10-92 1700 5.4 17000 AUTOMAX autónomo 146 CHAUVCO B G 1019 29-09-92 1628 4 18500 MAX III autónomo 147 CHAUVCO NQ L C 2 25-10-92 1800 6 MAX III autónomo 148 CHAUVCO NQ L C 7 25-11-92 2000 2 MAX III autónomo 149 CHAUVCO PL 28 29-04-93 1200 10 MAX III autónomo 150 CHAUVCO B G N X 1001 11-07-94 1800 3 MAX III autónomo 151 CHAUVCO NQ H 106 26-04-96 900 5 13000 MAX III autónomo 152 CHAUVCO NQ GU 1065 10-08-97 1200 30 HYDRUS autónomo 153 CHAUVCO NQ H 122 20-09-97 1200 10 HYDRUS autónomo 154 CHAUVCO NQ H 127 05-12-97 1235 5 HYDRUS autónomo 155 CHAUVCO NQ PE 4 24-12-97 1265 8 HYDRUS autónomo 156 CHAUVCO NQ PE 7 06-03-98 1825 5 HYDRUS autónomo 157 CHAUVCO NQ PE 21 15-03-98 1800 15 HYDRUS asistido 158 CHAUVCO NQ H 110 20-03-98 1369 5 HYDRUS asistido 159 CHAUVCO NQ GU 1067 07-05-98 1853 4 HYDRUS autónomo 160 CHAUVCO NQ BG 1065 25-05-98 1754 4 HYDRUS autónomo 161 CHAUVCO ALMACENES 15-07-98 MAX I autónomo 162 CHAUVCO NQ PE-33 01-09-98 1800 7 MAX III autónomo 163 CHAUVCO NQ PE-32 12-09-98 1953 5 MAX I autónomo 164 CHAUVCO NQ GU 13 01-10-98 0.8 MAX I autónomo 165 CHAUVCO ALMACENES 26-10-98 MAX I autónomo 166 CHAUVCO ALMACENES 11-12-98 HYDRUS autónomo 167 PIONEER NQ NI 66 15-06-99 1759 5 MAX III autónomo 168 PIONEER NQ BG-1034 15-08-99 1500 2 MAX III autónomo 169 PIONEER NQ PE 40 25-09-99 1625 7 MAX III autónomo 170 PIONEER MDN X1 01-10-99 1526 6 AUTOMAX autónomo 171 PIONEER ALMACENES 28-11-99 MAX I autónomo 172 PIONEER NQ H 134 15-12-99 1406 5 MAX I autónomo 173 PIONEER NQ PE 20 01-04-00 1852 7 MAX I plus autónomo 174 PIONEER NQ PE 12 07-05-00 1846 5 MAX I plus autónomo 175 PIONEER NQ NB 26 15-05-00 2000 6 MAX I plus autónomo 176 PIONEER NQ BG 1046 25-06-00 2150 5 MAX III plus autónomo 177 PIONEER NQ BG 1047 28-06-00 2000 2 MAX III plus autónomo 178 PIONEER ALMACENES 16-08-00 MAX III plus autónomo 179 PIONEER ALMACENES 16-08-00 MAX III plus autónomo 180 PIONEER ALMACENES 16-08-00 MAX III plus autónomo 181 PIONEER ALMACENES 16-08-00 MAX III plus autónomo

62

182 PIONEER ALMACENES 16-08-00 MAX III plus autónomo 183 CAPEX NQ A C 47 22-05-93 1700 20 MAX III autónomo 184 CAPEX NQ E S 37 23-05-93 2000 5 MAX III asistido 185 PLUSPETROL NQ C E 1049 19-11-93 2400 5.8 MAX III AB asistido 186 PLUSPETROL NQ C E 1008 28-02-95 2515 7 AUTOMAX autónomo 187 PLUSPETROL NQ C E 1078 17-04-95 2480 16 HYDRUS autónomo 188 PLUSPETROL NQ C E 1017 29-05-95 2550 12 MAX III autónomo 189 PLUSPETROL NQ C E 1074 20-05-95 2480 12 MAX III asistido 190 PLUSPETROL NQ C E 1048 31-05-95 2450 22 HYDRUS asistido 191 PLUSPETROL NQ C E 1039 02-06-95 2550 8 MAX III asistido 192 PLUSPETROL NQ C E 1031 04-07-95 2480 17 HYDRUS asistido 193 PLUSPETROL NQ C E 3 17-07-95 2450 2 MAX III asistido 194 PLUSPETROL NQ C E 100 14-09-95 2200 11 MAX III asistido 195 PLUSPETROL NQ C E 71 20-10-95 2520 12 MAX I autónomo 196 PLUSPETROL NQ C E 1080 23-10-95 2480 16 MAX I autónomo 197 PLUSPETROL NQ C E 1046 25-10-95 2480 4 MAX I autónomo 198 PLUSPETROL NQ C E 1061 20-04-96 2480 8 MAX I autónomo 199 PLUSPETROL ALMACENES 23-04-98 MAX I ab asistido 200 PLUSPETROL ALMACENES 31-03-99 MAX I ab asistido 201 PLUSPETROL ALMACENES 31-03-99 MAX I ab asistido 202 PLUSPETROL ALMACENES 13-09-99 MAX I ab asistido 203 PLUSPETROL ALMACENES 25-10-99 MAX III ab asistido 204 PLUSPETROL ALMACENES 10-01-00 MAX III ab asistido 204 BRIDAS A B L A 22 01-07-94 3000 9.5 55000 AUTOMAX * autónomo 205 BRIDAS A B L A 58 25-08-94 2900 15 70000 AUTOMAX autónomo 206 BRIDAS B R I F O 64 15-09-94 2400 17 66000 AUTOMAX autónomo 207 BRIDAS A B L A 43 01-07-95 DIRIGIDO 3200 8 35000 AUTOMAX autónomo 208 BRIDAS A B L A 48 15-08-95 DIRIGIDO 3200 12 22000 AUTOMAX * autónomo 209 BRIDAS A B L A 8 08-02-96 3000 6 35000 HYDRUS autónomo 210 BRIDAS ABLA 78 15-06-97 3000 12 50000 HYDRUS asistido 211 BRIDAS A B L A 22 10-12-98 3000 9.5 MINIMAX asistido

CUENCA MENDOCINA

212 YPF S.A. L CA 43 04-09-93 1800 9 MAX III AB asistido 213 YPF S.A. L CA 124 06-09-93 1900 14 MAX III AB asistido 214 YPF S.A. L CA 117 01-06-94 1967 7 MAX III AB asistido 215 YPF S.A. M D M 70 02-06-94 1780 12 MAX III AB asistido 216 YPF S.A. L CA 125 03-06-94 2100 9 MAX III AB asistido 217 YPF S.A. L CA 65 06-06-94 1990 13 MAX III AB asistido 218 YPF S.A. L CA 63 11-06-94 2101 11 MAX III AB asistido 219 YPF S.A. L CA 80 14-06-94 2128 14 MAX III AB asistido 220 YPF S.A. L CA 129 17-06-94 1967 9 MAX III AB asistido 221 YPF S.A. L CA 113 25-06-94 1800 5 MAX III AB asistido 222 YPF S.A. L CA 71 27-06-94 1760 10 MAX III AB asistido 223 YPF S.A. L CA 32 01-07-94 1900 10 MAX III AB asistido 224 YPF S.A. L CA 126 09-07-94 1780 4 MAX III AB asistido 225 YPF S.A. L CA 72 13-07-94 2136 16 MAX III AB asistido 226 YPF S.A. sin instalar 1994 MAX III AB 227 YPF S.A. sin instalar 1994 MAX III AB 228 YPF S.A. sin instalar 1994 MAX III AB 229 YPF S.A. sin instalar 1994 MAX III AB 230 YPF S.A. sin instalar 1994 MAX III AB 231 YPF S.A. sin instalar 1994 MAX III AB 232 YPF S.A. sin instalar 1994 MAX III AB 233 YPF S.A. sin instalar 1994 MAX III AB

CUENCA GOLFO SAN JORGE

234 YPF S.A. L P 258 17-08-90 1680 6 MAX III autónomo 235 YPF S.A. C L 1728 01-03-91 1720 9 MAX III autónomo 236 YPF S.A. C L 1775 02-05-91 1650 8 MAX III autónomo 237 YPF S.A. C L 1702 05-05-91 1620 4.5 MAX III autónomo

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238 YPF S.A. C L 1724 02-01-92 1650 8 MAX III autónomo 239 YPF S.A. C L 1826 30-05-93 1430 7 AUTOMAX autónomo 240 YPF S.A. C L 1888 04-06-93 1270 6 AUTOMAX autónomo 241 YPF S.A. C L 951 10-06-93 1100 3 AUTOINJECT asistido 242 YPF S.A. C L 1879 15-06-93 1760 4 AUTOINJECT asistido 243 YPF S.A. C L 948 12-07-93 1910 9 AUTOMAX autónomo 244 YPF S.A. P T 952 09-11-95 970 4 AUTOMAX autónomo 245 YPF S.A. P T 898 12-11-95 1200 46 AUTOMAX * autónomo 246 YPF S.A. P T 936 15-11-95 936 5 AUTOMAX autónomo 247 YPF S.A. P T 910 10-12-95 870 5 HYDRUS autónomo 248 YPF S.A. L C 300 16-12-95 1600 12 HYDRUS autónomo 249 YPF S.A. L C 320 19-12-95 1580 36 HYDRUS asistido 250 YPF S.A. L H 878 21-12-95 1570 28 AUTOMAX autónomo 251 YPF S.A. L C 324 27-12-95 1600 6 HYDRUS asistido 252 YPF S.A. L C 333 30-12-95 1630 12 HYDRUS autónomo 253 YPF S.A. L C 319 07-01-96 1550 10 HYDRUS autónomo 254 YPF S.A. L C 322 12-01-96 1470 9 HYDRUS asistido 255 YPF S.A. E C 1349 09-02-96 1500 12 HYDRUS autónomo 256 YPF S.A. L P 954 22-03-96 970 4 HYDRUS autónomo 257 YPF S.A. P T 383 25-03-96 836 3 HYDRUS autónomo 258 YPF S.A. P T 207 09-04-96 850 2 HYDRUS autónomo 259 YPF S.A. E C 1472 28-04-96 1200 7 MAX I autónomo 260 YPF S.A. L P 932 17-07-96 1088 7 HYDRUS autónomo 261 ASTRA C S 25 01-09-91 1750 5.2 MAX III autónomo 262 ASTRA C S 500 10-07-93 1820 8.3 AUTOMAX autónomo 263 TECPETROL S 963 01-12-92 1450 4 MAX III autónomo 264 TECPETROL S 917 11-02-93 2000 9 MAX III autónomo 265 CADIPSA M E 946 14-07-93 1250 6 MAX III autónomo 266 AMOCO P B 870 17-07-96 1063 9 HYDRUS autónomo

CUENCA AUSTRAL

267 BRIDAS T F C P 113 25-08-94 1500 10 MAX III AB asistido 268 P.COMPANC S C E C 58 20-11-94 1690 18 27000 MAX III autónomo 269 P.COMPANC S C E C 33 22-11-94 1710 12 25000 MAX III autónomo 270 P.COMPANC S C E C 72 25-11-94 2000 10 MAX III asistido 271 P.COMPANC S C C R 8 29-11-94 1900 10 MAX III autónomo 272 CHAUVCO T F L E E 1 11-04-96 2900 8 MAX I autónomo 273 ROCH T F R CH 11 05-03-96 1040 9 AUTOMAX autónomo 274 ROCH T F R CH 13 07-03-96 2020 6 AUTOMAX autónomo 275 ROCH sin instalar 1996 MAX III

CUENCA NORTE

276 BRIDAS S M N 1 04-08-95 1568 12 AUTOMAX autónomo 277 BRIDAS S M N 4 08-08-95 1476 20 AUTOMAX autónomo 278 BRIDAS S M S 1002 22-08-95 700 10 AUTOMAX autónomo 279 BRIDAS S M N 1 04-08-95 1568 12 AUTOMAX autónomo 280 WONG sin instalar 1995 MAX III

BOLIVIA: 22 Equipos adquiridos por ANDINA S.A. instalados en CAMIRI ECUADOR: 12 Equipos adquiridos por CGC S.A. instalados en ANCON PERU: 105 Equipos adquiridos por PEREZ COMPANC DEL PERU instalados en Lote X Bloque TALARA

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COMBINACION DE GAS LIFT-PISTON PARA INCREMENTAR LA PRODUCCION Por: GERALD W. WHITE Traducción: LUIS RAMIREZ RESUMEN:

Usando pistones en conjunción con un buen diseño de gas lift intermitente, puede proveer significativas mejoras de producción. Una instalación híbrida puede estirar el régimen de gas lift para bajas presiones límites y reducir la relación gas-líquido requerida por la extracción a pistón (Plunger-Lift operation). La acción espontánea inherente en el gas lift intermitente (GLI) es especialmente beneficiosa cuando la extracción debe realizarse en condiciones de altas presiones en boca de pozo. Los sistemas híbridos en cambio son extremadamente favorables cuando la inyección de gas requerida o las cargas de recompresión sean significativas.

El plunger lift ha sido por mucho tiempo una herramienta viable para extraer líquidos de pozos gasíferos y una tendencia reciente particularmente por razones económicas, ha retomado interés en este método de extracción, ya que el incremento del precio del gas natural provocó que los operadores miraran hacia los “pistones” para prevenir que los pozos gasiferos se ahogaran, debido a la acumulación de líquido en el fondo. Si el plunger lift está para satisfacer su rol proyectado, entonces deberá ser comprendido y usando a la luz de como la presencia del pistón se relaciona con la dinámica del sistema completo de extracción. Así, cualquier cosa que llegue de la roca al separador debe ser computado dinámicamente en su rol apropiado.

Como la mecánica de fluidos relativa al plunger lift puede asemejarse a la del GLI, este artículo se referirá sobre estas dos técnicas, que previamente fueron consideradas diferentes, ahora pueden combinarse. El resultado del sistema híbrido, fácilmente combina la mejor semejanza a ambos.

EVOLUCION DEL PLUNGER LIFT

Es imposible narrar todos aquellos yacimientos en que el plunger lift resultó beneficioso. También resultará imposible narrar todas las frustraciones y fracasos que han ocurrido. Hasta ahora sería correcto considerar al plunger lift más un arte que una ciencia.

Quizás el mejor tratado sobre este tema fue el excelente trabajo de Foss y Gaul de 1.965. Esta publicación ofrecía una técnica operacional que aseguraba una operación satisfactoria basada en un buen diseño más que en una estimación a priori. También hubo varios otros buenos artículos sobre este tema.

Los problemas más comunes en los sistemas de plunger lift son: - Productividad gas-líquido mal estimada, especialmente como se relaciona la presión estática y de fluencia de fondo y el

gradiente real del líquido. - Problemas mecánicos con la columna de tubing. - Problemas con el pistón propiamente dicho. - Problemas operativos con el temporizado y control de presión que dirige las condiciones de ahogo.

El problema de esto es meramente una reiteración de la necesidad de tener buena información del pozo, siendo un punto critico para las estimaciones. El reducido gasto que relativamente resultaría de obtener buenos datos de presión estática, dinámica, temperatura y gradiente, sería importante considerarlo casi con la misma prioridad que la perforación del pozo.

En la figura 1 se muestra una configuración típica de un arreglo de plunger lift. El hecho, obvio por cierto, que la sarta de tubing deba ser compatible en todo lugar con todos los elementos del sistema, es subestimado frecuentemente. Una simple restricción impidiendo que el pistón cuando va cayendo, asiente debajo de la columna de líquido, o una pérdida del tubing, robando gas de la entrecolumna, encima del colchón de líquido, puede cada uno afectar negativamente al sistema. Tubing sano libre de restricciones no es justamente fácil de obtener y es esencial para que resulte satisfactorio.

El diseño de los pistones resultó complicado en muchos casos. Una falla típica de los pistones, es que el mecanismo sube y baja la columna en los subsecuentes ciclos de operación. Es difícil imaginar el peor de los casos, con impactos y vibraciones como luego ocurre en operación, cuando el dispositivo (pistón) deba recorrer varios kilómetros de tubing por día. Cualquier arreglo mecánico está sujeto a sospechas bajo estas condiciones de trabajo. A pesar de esto, nuevos diseños han mostrado muchas mejoras.

El cuarto problema, temporizado y/o desahogado del fluido es quizás el peor dolor de cabeza para los operadores. La simple relación entre presión y gradiente de líquido, tal como la mostrada en la figura 2 es esencial para entender el control del sistema, los que serán resueltos solamente desde el punto de vista de la presión.

La figura 2 muestra un pozo ahogado. El líquido de la entrecolumna no puede ser empujado dentro del tubing debido a la insuficiente presión del casing. Una simple relación presión-líquido como esta, es necesaria para entender y controlar el sistema.

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RELACIONES DINAMICAS: El GLI (Gas Lift Intermitente) fue descripto dinámicamente por relaciones dimensionales de grupos de

variables durante intervalos discretos del ciclo. La figura clásica del plunger lift tiene el pistón como un tabique móvil separando el líquido encima de él,

con el gas por debajo. El GLI también fue presentado por otros autores bajo otras técnicas de operación. Originalmente era frecuente considerar que el pistón permitía el paso solamente de aquella cantidad de

líquido que permanecía adherido a la pared del caño, con un espesor igual a la luz que hay entre el pistón y el caño. La sorpresa fue que la cantidad real de este líquido retenido sobre la pared del caño, era muchísimo más alta. En la figura 3 se grafica la cantidad retenida.

Una sorprendente cantidad de líquido es retenida sobre la pared del tubing, la que es perdida por algunos sistemas de extracción. El gráfico de la figura 3 muestra los volúmenes equivalentes de película para varios espesores de humedad, adherida interiormente a tubings API. Si esto es crítico para la acción del plunger lift, mucho peor resulta para el GLI, directamente sin pistón.

En un intento por remover aquella película de líquido, muchos dispositivos mecánicos han sido empleados, tales como, resorte con carga retardada, patines expandibles de metal, etc. Pero estas podrían resultar como un hidroplano sobre una fina película de agua, comparando con las depresiones que presenta las irregularidades del tubing, sin resolver el problema, permaneciendo la película de fluido tan alta como los valores de la figura 3.

Una aproximación lógica ha sido descartar la idea del pistón perfecto y buscar encausar la acción como una corriente de gas que cruza al pistón a alto número de Reynolds. El objetivo de este es “atacar” la película de líquido sobre la periferia del pistón con las moléculas del gas, en una verdadera turbulencia, quedando definida la turbulencia por el flujo de gas con un número de Reynold (Re) superior a 2.400. Esto no es necesariamente cierto para la mayoría de los pistones estriados, llamados “pistones turbulentos”.

Es posible determinar por un desempeño dinámico del flujo, esta es, la corriente de gas por el pistón, que cantidad de líquido libera realmente fuera de la pared del tubing hacia una región de mezcla de fases, inmediatamente encima del pistón, como se muestra en la figura 4. Esta figura muestra la operación de los pistones conocidos como “capilares”, los que aprovechan el soplado del gas que los cruza (blow-by) lo que hace disminuir la cantidad de líquido retenido sobre el tubing. Se observará que la función primaria del pistón no ha sido formar un sello hidráulico, como en algunos artículos se menciona, sino más bien su función ideal sería actuar para permitir su completa sumergencia en el líquido y acarrearlo a la superficie.

La acción del plunger lift es un poco lenta, especialmente si se compara con la situación predominante cuando se tiene un GLI con una válvula de apertura instantánea (válvula piloto) de gran orificio, que opera con una alta presión diferencial casing-tubing. La relación gas-líquido tiende a ser más alta en el plunger lift que en el GLI, aunque la extracción real del líquido es mucho mayor con el primer método, en condiciones originales de sumergencia. Resulta ahora que muchos años se usó el método, encontrándonos con la sorpresa del poco trabajo de desarrollo y aproximación analítica de los sistemas híbridos, podrían utilizarse estas técnicas con la consecuente optimización de los resultados. SIMILITUD DINAMICA:

Cuando un investigador se encuentre frente a un complejo sistema de flujo en que intervienen variables, como en el caso de los sistemas híbridos (plunger lift) recurre a la aproximación, agrupando las variables con relaciones adimencinales. Cuando los valores numéricos de cada una de las relaciones es la misma para dos modelos y los objetivos aludidos son similares para cada uno de los grupos, en sus respuestas dinámicas del sistema de ecuaciones, las que todos los términos comprenden a las relaciones adicionales y son presentados como el sistema de variables, esto se denomina “similitud dinámica”. Un uso familiar de esta técnica se aplica en el túnel de viento en el diseño de automóviles, o en modelos hidráulicos en sistemas de riego.

La figura 5 muestra un modelo de laboratorio de plunger lift, el cual permite simular el ciclo real bajo condiciones controladas, relacionando profundidad de extracción, sumergencia de líquido y la relación de presión entre tubing y casing. Con este modelo fue estudiado el gas lift con y sin pistón. En la figura 5 se muestra el esquema de un modelo de pozo en extracción, que fue construido para simular la operación del plunger lift, bajo condiciones controladas. En el esquema, D es la profundidad a la cual trabaja un volumen de líquido que alcanza el nivel S, del cual arribará a la superficie una porción N en cada ciclo. La pérdida por escurrimiento, FB, será el resto del líquido total ascendido, que cayó nuevamente al fondo.

Los resultados que están graficados en la figura 6, fueron absolutamente dinámicos. En el modelo de GLI el ensayo indicó que el pistón, en todos los casos, reducía la cantidad de líquido de retorno perdido (escurrimiento), sin tener en cuenta el diseño del pistón. Sorprendentemente, el pistón con un agujero longitudinal en el centro, produjo el menor escurrimiento. De aquellos resultados, se puede decir primero de todo; que la recuperación de líquido está grandemente asistida por el pistón. Segundo, la variación en el comportamiento de los distintos tipos de pistones es interesante, particularmente como establece la presencia de un agujero central uniforme, en los pistones sólidos. En la corrida de cada ensayo, que hubo mas de 150, al efectuar el agujero en el centro el “pistón capilar” ocasiono el movimiento de las condiciones de los peores resultados hacia los mejores resultados. Posteriores trabajos fueron hechos para aclarar perfectamente el comportamiento.

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De aquí se obtuvo, que los pistones turbulentos trabajan mejor cuando descargan en una mezcla de fase encima de él, como se muestra en la figura 4. Con este tipo de pistones la perdida dinámica de retorno (escurrimiento) se reduce casi a cero debido a la formación de una gran burbuja o bolsón de gas, la que realmente empujará al colchón de líquido hacia la superficie, y aunque se forma una mezcla de fases debajo del bolsón de gas, esta no se perderá, ya que está encima del pistón. Este es justamente el principio de operación de los “pistones capilares”.

También es útil ver el efecto de un pistón, sobre la ecuación dinámica del GLI. La pérdida de retorno está en función de la profundidad del pozo, velocidad de ascenso del colchón de liquido, y la velocidad de penetración de la burbuja, en la siguiente relación:

D FB = --------------------- ( I ) 1 + Vs x Vb

DONDE: FB = pérdida por retorno (escurrimiento) D = profundidad del pozo Vs = velocidad del colchón de líquido (slug) Vb = velocidad a que penetra la burbuja de gas en el colchón

La velocidad de ascenso Vs la podemos determinar por la siguiente expresión: 2 1/2 Vs = 1430 (

AP )

Pc -

Pc (II)

At Pt Pt

DONDE: AP = Area del orificio de la válvula de gas lift At = Area interna del tubing Pc = Presión del casing en la válvula de gas lift Pt = Presión del tubing en la válvula de gas lift, en condiciones de operación

Los valores de Vb para la ecuación (I), se pueden obtener de la figura 7, la que da algunos valores para una instalación en particular. Aunque la velocidad del colchón de líquido en el GLI varía significativamente con la relación presión de casing-tubing (Pc/Pt), la velocidad de la burbuja de gas relativa a la del colchón, permanece casi constante. Por esto, independiente de Vs, es posible predecir la pérdida de retorno (escurrimiento), para las diferentes condiciones de la columna del pozo, profundidad y sumergencia, como se muestra en la figura B.

Las curvas de la figura 8, que corresponden a una instalación dada, pueden ser usadas para determinar la cantidad de producción esperada, dado un nivel dinámico del fluido, basado en la relación Pc/Pt. Nótese que cuando se agrega un pistón, la pérdida resulta constante y se reduce solamente al 10% aproximadamente. Esta figura muestra la relación entre parámetros mostrados en la figura 5. Por ejemplo, supongamos un pozo de GLI de 10.000 pies (D) que tiene un colchón dinámico (slug) de líquido de 2.000 pies (S) y la presión del casing Pc= 1.500 psi, cuando la válvula de flujo tubing está abierta y su presión es de 1.000 psi (Pt). En tal situación la relación S/D es 0.2 y Pc/Pt = 1.5. Entrando en la figura 8 con estos valores, encontramos un valor de N/S igual a 0.245 sobre el eje respectivo. Sabiendo que S = 2.000, entonces N resultará de 490 pies. Esto significa que solamente 490 pies de la columna de líquido serán extraídos, permaneciendo en el fondo del pozo 1610 pies de líquido.

Sin embargo, ensayos usando un pistón en la instalación de GLI muestra que por encima de un ancho rango de las relaciones S/D y Pc/Pt no hay casi cambio en la cantidad de pérdida (línea de trazos horizontales) y de hecho que alrededor del 90% de la columna de líquido será extraída. Finalmente el factor clave que hace al plunger-lift más fácil para evaluarlo es que ahora toda la complicada matemática del GLI puede ser simplificada. Pero el mejor beneficio es que incrementa la eficiencia de extracción.

Examinando la ecuación (I), revela que si el efecto erosivo de Vb se aproxima a cero (recuerde que Vb es una velocidad relativa y si la burbuja no penetra en el colchón de líquido, entonces Vb resultará cero) el valor numérico de la pérdida dinámica se aproximará también a cero, independiente del valor de Vs. Examinando la figura 4, se puede ver que resulta este caso. Aunque hay todavía una burbuja viajando a través del colchón, la mezcla de fases debajo de la burbuja no resultará una pérdida mientras esté encima del pistón. El resultado neto será una línea de pérdida casi constante (humedad residual sobre el tubing, particularmente las uniones) que puede superponerse a las curvas de producción de la figura (8). Nótese la sorprendente similitud de la figura con los resultados del ensayo de la figura 6. En otras palabras, la línea aplanada “con pistón” de la figura 8, correlaciona bastante bien con las curvas más o menos aplanadas correspondientes (“con pistones”) de la figura 6, ambas indicando una pérdida por retorno casi constante, independientemente de los valores de Pc/Pt.

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Otro efecto simplificador del plunger-lift sucede con los cálculos de gas requeridos para ejecutar un ciclo de ascenso. Un valor instantáneo de la presión de gas inmediatamente bajo el colchón de líquido mientras asciende por el tubing, puede determinarse por la siguiente expresión:

f x Vs2 Pt 2= Pt + GL ( 1 + ) (III) d x 2g

DONDE: Pt 2 = Presión del tubing mientras produce líquido Pt = Presión del tubing estando el colchón en el fondo G = Densidad relativa del líquido L = Longitud del colchón de líquido

f = Factor de fricción de la cañería Vs = Velocidad del colchón d = Diámetro interior del tubing g = Aceleración de la gravedad N. Del T.: El término L se refiere a la porción del colchón de líquido de longitud N, que permanece debajo del bolsón (o burbuja) de gas, sin gasificarse.

La distribución de presión en el pozo en el instante t posterior a la inyección resulta: 29 Gg x Vs x t Pt1 = Pt2 (Vb x t x Gg) + Pt2 x e = (IV) 144 x Z x R x T

DONDE: Pt1 = Presión del tubing en el punto de inyección Gg = Densidad del gas t = Tiempo desde que inicia la inyección Z = Factor de supercompresibilidad R = Constante universal de los gases e = Base de los logaritmos naturales T = Temperatura

Como resultado del efecto del pistón, el término que involucra a Vb en la ecuación (IV) se podrá despreciar. De esto resulta que Pt2 permanece esencialmente constante durante un viaje completo, ya que un alto porcentaje del término L de la ecuación (III) permanece encima del pistón.

La cantidad de gas inyectado por el ciclo puede ser determinada, promediando Pt1 y Pt2, usando la ecuación de estado de los gases:

P x Vt = Z x n x R x T

DONDE: P = Promedio entre Pt1 y Pt2 Vt = Volumen del tubing n = Número de moles de gas

Un valor conservativo Vt, deberá incluir la longitud total del tubing lo que asegurará la liberación completa de gas. Un simple balance de presiones mostrará que el peso del pistón es despreciable en el sistema, requiriendo apenas 3 a 7 psi para equilibrarlo. Tal vez la variable más importante es la presión de boca del pozo. Si la única consideración es la eficiencia de la extracción, entonces se deberá hacer todo lo posible para ensanchar la cañería de conducción de superficie y reducir la presión de separador. CICLOS MAS EFICIENTES:

Antes de proseguir con los conceptos de diseño del sistema, vale la pena rever algunos conceptos fundamentales relacionados con el comportamiento del pozo. La figura 9 provee una buena imagen de lo que pasa en un ciclo de plunger lift desde el punto de vista del pozo. La forma de la curva es casi idéntica que para el GLI. Se hace notar que en

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ambos casos el build up de presión está en contra producción, para mantener al máximo la afluencia de la arena productora. Por ejemplo: la mayor parte del build up ocurre durante la primera mitad del tiempo del ciclo y al final del build up apenas produce un incremento extra. La operación sobre la porción recta de la curva (máxima pendiente) es lo más recomendable para obtener la mayor eficacia de producción. La figura 9 muestra la relación entre la presión del pozo y el tiempo del ciclo. Los pozos buenos pueden ser equipados con controladores de presión para controlar el ciclo, pero con pozos pobres en los cuales, la variación de presión es difícil determinar, es mejor no usar controladores de presión sino de tiempo.

Aveces la pendiente de las curvas de build up es útil para decidir si controlar la presión o el tiempo del ciclo de plunger lift. Obsérvese en la figura 9 que si la curva de build up es empinada, es fácil notar fuertes cambios de presión, por lo que se podrán usar controladores de presión. En cambio si el build-up es suave, es más conveniente el controlador de tiempo.

Los problemas asociados con los cambios de régimen, resultan difíciles hacerlos sobre temporizadores. La dificultad se agrava con una gran cantidad de pozos; puede llegar a una pesadilla cuando haya que efectuar aquellos cambios en todos los pozos.

Las curvas que relacionan el índice de productividad (IPR) en la figura 10 y las de liberación de gas de la figura 11 muestra los máximos regímenes de producción que pueden ser obtenidos cuando se mantiene la presión de fondo de fluencia, lo mas baja posible.

En la figura 10, Pwf es la presión dinámica de fondo y Pr es la presión de roca o pseudoestática. La misma ilustra el punto en que se obtiene los máximos regímenes de producción cuando la presión dinámica (Pwf) se mantenga lo más baja posible. Como ejemplo típico, un pozo estaba en bombeo, sobre el punto 1, luego de instalar plunger lift, se trasladó la operación al punto 3. Pero el pozo tenía suficiente gas como para operar solamente sobre el punto 2. Para hacer trabajar al pozo sobre el punto 3, se requeriría efectuar inyección de gas.

La figura 11 muestra que, igualmente que los pozos netamente petroleros la producción de los pozos gasiferos es máxima cuando se mantiene la presión dinámica de fondo ( Pwf) lo más baja posible. Las dos curvas ilustran el efecto de la columna de líquido sobre los regímenes de producción.

La curva de la figura 12 muestra las ventajas que ocurren en la producción, aumentando las reservas extraibles cuando se aumenta el régimen de producción. En el caso de pozos con interferencia, mantener al mínimo la presión dinámica no incrementará aquellas reservas, pero sí una buena porción alrededor de él. En los reservorios gasíferos incrementar la extracción diaria puede aumentar el límite de drenaje, con lo que se podrán incrementar las reservas extraídas. Por supuesto se deberá tener cuidado de no causar daño al reservorio debido a la excesiva extracción.

SISTEMA IDEAL:

De todo lo dicho, podemos proponer algunos postulados para lograr un buen diseño de un sistema híbrido.

Estos son: - El pistón se construirá preferiblemente de una sola pieza con un diámetro exterior tal que el gas que pase por el espacio que

proporciona contra el tubing, circule a régimen turbulento (alto Re). - La presión dinámica de fondo (Pwf) será la más baja posible, compatible con una buena práctica de formación. Una buena

información básica será necesaria. - El ciclaje será determinado por las condiciones propias del pozo, sin controles externos que requieran ajustes arbitrarios. - El tubing deberá estar en óptimas condiciones. - La producción de gas no deberá restringirse por tener que mover una columna de agua y que el agua acumulada no afecte la

prioridad de la formación. - Deberán usarse válvulas de gas lift de acción espontánea para controlar la ubicación, cantidad y régimen de la inyección de

gas. SISTEMAS HIBRIDOS AUTOMATICOS

El sistema esquematizado en la figura 13, ilustra un sistema híbrido completo. Durante años, el petróleo y el gas fueron tratados del mismo modo, como un sistema de separación de líquido. Esto en muchas instancias, no es una buena práctica, viéndolo desde las diferentes características de formación. A veces hay consideraciones subestimadas que indicarían que el pozo de gas debe ser explotado lo más intenso posible. Las curvas de volumen de producción acumulado, como en la figura 12, son importantes para el retorno de la inversión del pozo. La misma indica simplemente que lo mejor es extraer al más alto régimen que el reservorio permita.

Para responder al interrogante de como incrementar el régimen del pozo de gas, nos referiremos a las curvas de liberación de gas de la figura 11. Estas curvas muestran que por daca incremento de presión que se pueda obtener de la arena productora, se obtendrá como respuesta un incremento de producción. Y esto deberá estar contrapuesto al potencial daño de la formación.

La acumulación de líquido en el fondo de un pozo de gas, restringe la producción aunque sea pequeña. Esto se sumaría a la contrapresión de boca de pozo, lo que no es bueno. Por otro lado, los sistemas de flujo son mejorados día a día, para medir y causar el mínimo disturbio en los sistemas de almacenamiento.

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El único equipamiento, que es la combinación de gas lift junto con un packer y un separador de fondo, que provee un sistema automático de separación de líquido que requiere muy poca o nada supervisión y retira el líquido de la arena mientras continuamente libera gas a la línea de captación, es el que se muestra en la figura 13. El gas y el líquido son producidos a través del separador de fondo y salen por el tubo de venteo, en el espacio anular. El packer soporta el líquido acumulado. Este es el sistema híbrido que usando gas lift con pistón puede ser usado como un sistema automático de separación de gas, tanto en pozos petroleros como gasíferos.

El líquido acumulado en la entrecolumna es forzado a pasar hacia el tubing por la presión del casing, a través del separador de fondo, debido a que el tubing tiene menor presión que la entrecolumna. Así, el líquido pasa a través del agujero, subiendo por el tubing hasta una determinada altura, encima de una válvula de gas lift sensitiva, de modo tal que produzca suficiente presión hidrostática como para abrir la válvula.

Cuando la válvula abre, el gas inyectado debajo del pistón, lo forzará a subir, produciendo así el líquido hacia el sistema de baja presión. A este punto, la válvula de flujo cierra, debido a la disminución de la presión. Él pistón cae nuevamente hasta el tope, quedando listo para un nuevo ciclo, cuándo el nivel de líquido sea de nuevo suficiente para abrir la válvula de flujo.

Existen importantes consideraciones de ingeniería en el diseño del sistema. La distancia desde la punta del tubo de venteo hasta la válvula de flujo, la longitud del tubo de venteo y la presión de operación de la válvula de flujo, deben mantener adecuadas relaciones para operar correctamente. La instalación debe ser tal que la válvula de flujo abra antes que el líquido del casing cubra la punta del tubo de venteo. Además la longitud del tubo debe ser suficiente para evitar una surgencia o sopladura en el fondo de la columna. Esta sopladura no resultará desastrosa y es de hecho la que típicamente ocurre con la operación con la columna en sifón, pero carece de la precisión necesaria para un apropiado diseño con válvulas de gas lift.

La ubicación correcta de la válvula difusora asegurará la cantidad exacta de gas que se dispersará por cada ciclo de ascenso del colchón a la superficie. Debido al trabajo de la válvula de gas lift, es necesario extraerla cada tanto para chequeo y reparación. Para regular y controlar la “máxima” presión de diseño del casing, se usa un regulador de contrapresión. Estos sistemas son especialmente adaptables para áreas o pozos alejados, donde la supervisión es escasa.

Cuando la instalación ya está en marcha se deberá construir un gráfico como el de la figura 14. Este consiste en relacionar los volúmenes del tubing y del casing, la presión de operación de ambos, el volumen de gas inyectado y el volumen real de gas requerido para elevar el colchón de líquido (slug).

Comenzando con la ecuación de estado para una válvula de gas lift en particular, tenemos: Pvc = Pc - Fts (Pc - Pt) (VI)

DONDE: Pvc = Presión de cierre de la válvula Pc = Presión de apertura Pt = Presión del tubing en el momento e apertura Fts = Factor de sensitividad del tubing

Estas presiones corresponden al nivel de la válvula, lo cual significa que los valores equivalentes en

superficie deberán ser corregidos con los respectivos pesos de las columnas de gas. Es más conveniente emplear válvulas a resorte ya que ellas no requieren corrección por temperatura. Las

válvulas cargadas con nitrógeno fuera de aquello, no ofrecen ventaja adicional. La línea de Pc/Pt de la figura 14 proporciona esta relación para la válvula piloto abierta, con un Fts de 0,43

y una presión de cierre Pvc de 744 psi. La presión de cierre observada en superficie, dividida por 744, nos dará en este caso, el valor correcto del factor de peso del gas, para este pozo en particular.

Las dos líneas intersectantes, relacionan cual es el volumen esencial de gas para completar el cuadro para una instalación específica. Para cada valor de la presión de casing hay una correspondiente presión de tubing que es requerida para abrir la válvula. Una caída de presión especifica en el casing debe producirse antes que la válvula cierre. Estos últimos términos son llamados “amplitud” (spread). Para obtener un ciclo de plunger lift es necesario llenar el tubing hasta completar el volumen debajo del pistón cuando la inyección comience. Esta es calculada usando la simple relación P V para construir la línea de Qg requerido, de la figura 14. La caída de presión en el casing hasta Pvc también representa la cantidad de gas que ha sido descargada desde un volumen fijo del espacio de entrecolumna. La línea Qg (inyectado) puede también construirse.

La parte más evidente de información que ofrece la figura 14, resulta que la presión de casing para el caudal de gas inyectado se iguala con la del caudal de gas requerido. Se hace notar que si el pistón no alcanza a ascender, se deberá ajustar la presión del casing (hacia arriba) para aliviar la carga y además incrementar el caudal de gas inyectado. El gráfico de la figura 14 no incluye el gas que la formación suministra durante el ciclo. Sería más idóneo, de ser posible, reducir la presión de casing, lo que incrementaría el ciclo de carga, aprovechando completamente la ventaja de solución de gas. Como la válvula de gas lift no puede diferenciar entre la presión aplicada de superficie y la generada por la formación, resulta obvio que cualquier reducción de presión en la boca de pozo implicará una mayor liberación de líquido, por ciclo.

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Por muchos años, los pozos gasíferos fueron considerados productores de agua. Actualmente, debido a aspectos económicos, los pozos de baja producción y alto GOR (relación gas-petróleo), condujo a considerarlos también como pozos gasíferos. Cualquier volumen de líquido deberá extraerse, pero el lector debe ser prudente respecto a los problemas asociados con algunos petróleos, los cuales acarrean serios problemas de diseño si se quiere aplicar un sistema automático de plunger lift. PETROLEO DE ALTA VOLATILIDAD

La figura 13 ofrece algunas alternativas para optimizar el volumen potencial de almacenaje en tanque, de aquellos reservorios que producen los problemáticos petróleos de alta volatilidad. Se ha demostrado que incrementando las etapas de separación, mejorará la recuperación de líquido. Se hace ver que el sistema de la figura 13 realmente tiene dos etapas de separación, una en el fondo, en el punto de entrada y la otra en la punta del tubo de venteo. De este modo, el pozo cuenta con un gran separador de alta capacidad y de fácil ajuste, por el controlador de contrapresión. El conjunto para petróleos volátiles se completa con el agregado de un interruptor hacia el tubing, de modo que el líquido sea contenido a alta presión, hasta el momento del ascenso continuando la inyección de gas durante el viaje vertical del colchón mantendrá una alta presión sobre el líquido durante todo su ascenso.

Estos sistemas son generalmente evaluados a partir del objetivo esencial cual es construir una curva similar a la de la figura 10 (con fracción de líquido muy volátil) donde la producción sobre la curva de IPR es evaluada en función del mayor stock en los tanques de almacenaje. La optimización se logrará de esta solución teórica, compatibilizando el flujo de formación con un alto régimen a la mayor presión posible para controlar la pérdida por volatilización en los tanques. Es innecesario agregar que las variaciones de gradiente relativo a este tipo de producto, hacen al diseño del sistema de extracción, sumamente difícil. ALGUNAS PRECAUCIONES

Siempre es conveniente prever los problemas con la producción. Lo siguiente es entender la naturaleza de los problemas que aparecen. Se deberá proceder de la mejor manera, desde la reparación del pozo. A veces el ahogo de pozos provoca efectos adversos por utilizar agua tratada indebidamente o sin tratar, que podrá anular el propósito de la instalación. Muchos pozos gasíferos requieren días sino semanas, de flujo después de la reparación para limpiarlos y recuperar su permeabilidad.

La instalación de un registrador para dos funciones es lo mejor para analizar los resultados en esta especie de sistemas. Los operadores deberán hacer un punto aparte e interpretar correctamente las cartas obtenidas para evaluar bien el sistema.

Finalmente, el diseño de los sistemas híbridos para pozos con empuje para gas disuelto (gas-drive), requieren que la respuesta de presión sea diseñada para condiciones insitu. A veces los valores de PVT podrán modificar los valores estimados anticipadamente, porque siempre es conveniente extraer la máxima información del pozo, con adecuadas mediciones para obtener resultados óptimos. N. Del T:: En el artículo original “COMBINE GAS LIFT, PLUNGER TO INCREASE PRODUCTION RATES”, publicado por World Oil en noviembre de 1982, se muestra toda la literatura citada por el autor, GERALD W. WHITE.

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Pt = 160 psi1

Pc1 = 220 psi

Pt = 40 psi2

Pc = 200 psi2

V1

∆h1 ∆h2

V (V + V)2 1 ∆

Fig. 2: “Balanceado” de un pozo ahogado. El líquido del espacio anular no puede ser extraído por surgencia debido a la limitada presión de casing. Una simple relación entre la cantidad de líquido a extraer y la presión disponible, es necesaria para entender y controlar el sistema.-

Fig. 3 Una sorprendente cantidad de líquido es retenida en la pared del tubing y es ignorado por algunos sistemas de extracción. El gráfico muestra volúmenes equivalentes de varios espesores de película de líquido humectando el interior de distintos tipos de tubings API.-

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Vs ≈ 4,6 mts/seg.Nre ≥ 200.000Flujo turbulento

Vg ≈ 5,18 mts/seg.Nre ≥ 900Flujo laminar

Fase intermedia

Nre ≈ 2.400Flujo anular turbulento

Plunger

Gas

Fig. 4 El plunger capilar utiliza el gas que lo atraviesa para crear un flujo turbulento y disminuir así el líquido que humecta la pared del tubing. Con este tipo de plunger el escurrimiento tiende a ser nulo.-

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Fig. 5 Un modelo de extracción fue construido para permitir la simulación del sistema de extracción por Plunger Lift, bajo condiciones conocidas. El esquema muestra un pozo de profundidad (D), con un nivel estático (S) en el cual la cantidad de líquido que alcanza la superficie y es producida es mostrada como (N). El escurrimiento (FB) es una fracción del total del líquido de nivel estático (S) que cae al fondo del pozo.-

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Fig. 6 Ensayos de modelos de Gas Lift intermitente indican que la aplicación combinada del Plunger reduce el escurrimiento en todos los casos, sin considerar el tipo de diseño del pistón, sorprendentemente el pistón con un agujero en el centro es el que produce el menor escurrimiento.-

Fig. 7 Aunque la velocidad del líquido en un sistema de extracción intermitente varía significativamente con la relación Pc/Pt, la velocidad de la burbuja de gas permanece relativamente constante.-

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Fig. 8 Este gráfico, para una instalación dada, puede ser usado para determinar la cantidad de producción que se espera obtener para un determinado nivel de líquido, para una determinada relación Pc/Pt. Nótese que cuando en plunger es aplicado, el escurrimiento permanece constante y reducido solamente a un 10%.-

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Fig. 9 Relaciones de las presiones del pozo a diferentes puntos durante un ciclo de Plunger Lift. Pozos buenos deben ser equipados con controladores de presión para regular el ciclo de extracción, pero pozos débiles en los cuales las variaciones de presión son lentas, se pueden utilizar controladores de tiempo para regular los ciclos.-

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Fig. 10 En esta figura se muestra el índice de productividad de un pozo determinado, en donde Pwf es la presión dinámica y Pr es la presión estática. La curva muestra el punto de máxima producción, que será obtenido cuando la presión de fluencia de fondo sea mantenida lo mas baja posible. En este ejemplo típico, el pozo está operado a bombeo mecánico en el punto 1, se desea instalar un equipo de extracción por plunger lift para obtener el comportamiento indicado en el punto 3. Sin embargo el pozo puede producir suficiente gas para ser operado en el punto 2. El punto 3 podrá ser alcanzado aplicando inyección de gas.-

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Fig. 11 Así como ocurre con los pozos petrolíferos, la producción de los pozos gasíferos es maximizada manteniendo la presión de fondo lo mas baja posible. Las dos diferentes curvas ilustran el efecto de una columna de líquido sobre la producción.-

Fig. 12 Para reservorios gasíferos, el incremento del régimen diario de producción, a menudo puede incrementar el área de drenaje, aumentando en consecuencia las reservas de gas del pozo.

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Fig. 13 Un sistema híbrido, en el cual se aplica un Plunger en un sistema de gas lift intermitente, puede ser usado como un sistema automático para remover líquidos que tienden a ahogar el pozo, sean gasíferos o petrolíferos.-

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Fig. 14 Para un sistema de extracción híbrido, un gráfico como este deberá prepararse para determinar la relación entre Pc, Pt y el requerimiento de gas para un sistema automático de extracción de líquidos.- N. Del T: En el artículo original “COMBINE GAS LIFT, PLUNGER TO INCREASE PRODUCTION RATES”, publicado

por World Oil en noviembre de 1982, se muestra toda la literatura citada por el autor, GERALD W. WHITE.

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PLUNGER LIFT

UNA ALTERNATIVA DE EXTRACCION ECONOMICA Y EFICAZ

Autores: Horacio Barmanche Juan José Valdemarin Claudio De Diego Carlos Carrizo

Empresa: PlusPetrol S.A. Abstract El presente trabajo resume los resultados técnicos económicos logrados en el yacimiento Centenario mediante la implementación de reemplazos de bombeos mecánicos de baja eficiencia por sistemas Plunger lift. Las características del yacimiento (heterogeneidad; zonas con presión original; zonas de recuperación asistida por agua; etc.) presenta una gran diversidad de calidad de pozos donde los caudales verían entre 2 a 200 m3/día; el caudal de gas entre 300 a 90.000 m3/día y porcentajes de agua de 0 a 95%. Para cada rango de calidad de pozo contamos con sistemas de extracción diferentes a fin de optimizar la explotación. De esta manera, además de la surgencia natural, los pozos son explotados con gas lift, bombeo mecánico y bombas electrosumergibles. Dentro del espectro de calidad de pozos mencionados había un rango explotado con bombeo mecánico con marcada ineficiencia. Nuestro objetivo estuvo direccionado en ese sentido. INTRODUCCION: Las características de los pozos son muy diversas por lo que la explotación se realiza mediante surgencia natural, gas lift, plunger lift, bombeo mecánico y bombeo electrosumergible. Este yacimiento cuenta en la actualidad con 60 pozos en producción, de los cuáles el 60% son explotados con bombeo mecánico. En aquellos pozos con un índice de productividad menor a 0.03 m3/ d / Kg / cm2 y con una relación gas-petróleo mayor a 500 m3/m3 se instaló el sistema de plunger lift. En la actualidad tenemos un servicio de 6 instalaciones de plunger lift y es intención ampliarla con 4 equipos adicionales. La instalación de plunger lift como sistema de extracción nos permitió obtener las siguientes ventajas:

1) Menor inversión inicial. 2) Menos costo de explotación debido a:

-Disminución de intervenciones por pozo. -Menor consumo de energía eléctrica. -Eliminación de costos por mantenimiento mecánico.

3) Aumento de eficiencia de explotación. Es objetivo de éste trabajo presentar nuestro criterio de selección de pozos para instalar el sistema y realizar evaluación económica entre dicho sistema y bombeo mecánico.

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2) DESARROLLO: Antes de comenzar con el desarrollo del trabajo, es conveniente realizar una pequeña reseña técnica respecto del funcionamiento. Figura A: El pistón acaba de llegar y se posa en el resorte, ubicado en el fondo del tubing. En el lapso que tardó el pistón en caer, se acumuló una altura de líquido (“taco”), producto del fall back (escurrimiento entre el pistón y tubing en la carrera ascendente) más lo aportado por el pozo debido al diferencial de presión entre casing y tubing. Figura B: Durante éste período el pistón permanece en el fondo y el colchón de líquido crece debido al aporte de la formación. En el anular (casing-tubing) se separa el gas y obliga al líquido a introducirse en el tubing. Figura C: Según el controlador instalado en superficie (por presión o por tiempo), transcurrido un determinado tiempo o alcanzada la presión requerida en el casing, se abre la válvula del tubing y comienza por la expansión del gas en la entrecolumna. Figura D: El colchón de líquido y el pistón llegan a superficie. Cuando la presión de la línea se iguala con la presión del tubing cae el pistón reiniciandose el ciclo.

El sistema de plunger lift fue instalado en pozos que presentaban las siguientes características:

A) Como reemplazo de bombeo mecánico: Este sistema para determinados pozos presenta los siguientes inconvenientes:

-Baja eficiencia de extracción por interferencia y/o bloqueos de gas -Capacidad instalada ociosa ya que la instalación superaba ampliamente la

producción del pozo. -Formación de parafina con los consecuentes costos para su eliminación.

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Las características de los pozos a reemplazar eran las siguientes:

U.B.I. = M-456-3053-144 BBA = 25-150-RHAC-20 Profundidad Bomba= 2500M Sarta Api = 86 Producción= 4 m3/día Ip = 0,03 m3/día/Kg/cm2 Relación gas petróleo= 500 m3/m3

B) Como sistema de extracción a implementar en pozos surgentes a tanques en locación. Este tipo de pozos presentaban los siguientes problemas:

-Alta presión dinámica de fondo. -Gas no inyectado a gasoducto (venteo de gas) -Formación de parafina -Transporte de petróleo (evacuación)

Es indudable que el plunger lift no es aplicable a todos los yacimientos, en nuestro caso lo instalamos en aquellos pozos con los siguientes requisitos.

1) Presión estática elevada (para 2500m, 160 Kg/cm2) 2) Baja permeabilidad 3) Ip. Menor a 0,03 m3/día/Kg/cm2 4) Volumen de gas suficiente = 500 m3/m3 5) Producción = 4/5 m3/día.

Lo más importante para la instalación de éste sistema es la correcta elección del pozo ya que ponerlos en régimen es un trabajo que demanda horas de supervisión hasta lograr la optimización. A menudo es necesario asistirlos con gas hasta ponerlos en régimen. En algunas oportunidades y debido al continuo seguimiento que se le debe brindar se abandona la utilización del plunger lift. Con el objeto de cuantificar las ventajas enunciadas en éste trabajo y de justificar los esfuerzos (tiempo) que demanda éste sistema se realizó la siguiente evaluación económica:

1) Instalación de plunger lift en pozo semisurgente (tabla I) 2) Instalación de bombeo mecánico en pozo semisurgente (tabla II) 3) Reemplazo de bombeo mecánico por plunger lift.

Para realizar dicha evaluación se tomaron los siguientes supuestos:

Tabla 1 = Instalación de plunger lift

a) Inversión inicial = $ 22.000 b) Costo operativo = $ 500 c) Producción diaria = 5 m3 (Es mayor en 1 m3/d a la del bombeo mecánico por

mejorar la eficiencia). d) Precio Venta = $ 18/barril

Tabla II = Instalación de Bombeo mecánico a) Inversión inicial = $112.000 b) Costo operativo = $ 3.000 / mes c) Producción diaria = 4 m3 d) Precio Venta = $ 18/barril

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Tabla III = Reemplazo bombeo mecánico por plunger lift

a) Inversión inicial = $ 22.000 b) Costo operativo = $ 500 c) Producción diaria = 4 m3 d) Precio Venta = $ 18/barril e) Recupero instalación = Se considera 50% de la inversión inicial = $ 56000

El cuadro siguiente sintetiza para las tablas I y II los indicadores económicos:

Sistema De V.A.N. T.I.R. Pay out Máxima I.V.A Extracción (15% anual) (Meses) Exposición

B.Mecánico 9010 1.85 18 132160 .24 P. Lift 146789 42.27 3 25960 6.67

Para la tabla Nº 3 al ser positivo el flujo de caja desde el inicio no tiene sentido calcular y tomas los indicadores económicos siguientes: Tir, Iva, Máxima exposición, Pay out pero si tener en cuenta el V.A.N. que para éste caso es de $ 185.822 al 15% Mensual. Conclusiones: Luego de observar los diferentes resultados de la evaluación económica para los distintos casos, la conclusión es obvia ya que dichos resultados son contundentes. En este trabajo se analizaron plunger lift autónomos ( sin inyección de gas) pero yacimientos con insuficiente energía y disponibilidad de gas a alta presión deberían analizar la factibilidad de implementar el sistema. Otro análisis que debe realizarse y que no abarca este trabajo es el reemplazo de los pozos en gas lift por plunger lift. En síntesis, es indispensable estudiar la factibilidad de instalación de éste sistema como reemplazo de los sistemas de extracción más utilizados en que los pozos que reúnan determinadas características. Bibliografía:

-Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos petroleros T.E.W. Nind Ed. Limusa -Evaluación de proyectos : J.A. Rosbaco Ed. Eudeba -Manuales de fabricantes de plunger lift -Introducción al plunger lift H.L. Ramírez

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Producción diaria m3 5 Precio barril u$s 21 INSTALACION SISTEMA DE EXTRACCION PLUNGER LIFT Declinación mensual producción 2,3% Costo del capital anual 15,00%

Período Producción de crudo

Venta de crudo

Regalías 10,80%

Ing. Brutos 1,00%

Venta neta de Crudo

IVA Débito 21%

Inversión Gastos Operativos

IVA Cred. 21,00%

Amortiz. Imp. Gan. 33,00%

Flujo Neto Flujo Acumulado

0 0 0 0 0 0 (22.000) 0 (4.620) (26.620) (26.620) 1 944 19.814 (2.140) (220) 17.454 3.665 0 (500) (105) (1.760) (5.014) 15.500 (11.120) 2 922 19.358 (2.091) (214) 17.053 3.581 0 (500) (105) (1.687) (4.906) 15.123 4.003 3 901 18.913 (2.043) (210) 16.660 3.499 0 (500) (105) (1.613) (4.801) 14.754 18.757 4 880 18.478 (1.996) (205) 16.277 3.418 0 (500) (105) (1.540) (4.698) 14.392 33.149 5 860 18.053 (1.950) (200) 15.903 3.340 0 (500) (105) (1.467) (4.599) 14.039 47.188 6 840 17.637 (1.905) (195) 15.537 3.263 0 (500) (105) (1.393) (4.502) 13.692 60.880 7 821 17.232 (1.861) (191) 15.180 3.188 0 (500) (105) (1.320) (4.409) 13.354 74.234 8 802 16.835 (1.818) (187) 14.831 3.114 0 (500) (105) (1.247) (4.318) 13.022 87.256 9 783 16.448 (1.776) (182) 14.490 3.043 0 (500) (105) (1.173) (4.299) 12.698 99.954

10 765 16.070 (1.736) (178) 14.156 2.973 0 (500) (105) (1.100) (4.144) 12.381 112.335 11 748 15.700 (1.696) (174) 13.831 2.904 0 (500) (105) (1.027) (4.060) 12.070 124.405 12 730 15.339 (1.657) (170) 13.513 2.838 0 (500) (105) (953) (3.980) 11.766 136.170 13 714 14.986 (1.619) (166) 13.202 2.772 0 (500) (105) (880) (3.901) 11.468 147.638 14 697 14.642 (1.581) (162) 12.898 2.709 0 (500) (105) (807) (3.825) 11.177 158.815 15 681 14.305 (1.545) (159) 12.601 2.646 0 (500) (105) (733) (3.751) 10.891 169.706 16 666 13.976 (1.509) (155) 12.312 2.585 0 (500) (105) (660) (3.680) 10.612 180.318 17 650 13.654 (1.475) (151) 12.028 2.526 0 (500) (105) (587) (3.611) 10.339 190.657 18 635 13.340 (1.441) (148) 11.752 2.468 0 (500) (105) (513) (3.544) 10.071 200.728 19 621 13.034 (1.408) (144) 11.482 2.411 0 (500) (105) (440) (3.479) 9.809 210.537 20 606 12.734 (1.375) (141) 11.217 2.356 0 (500) (105) (367) (3.416) 9.552 220.089 21 592 12.441 (1.344) (138) 10.959 2.301 0 (500) (105) (293) (3.355) 9.301 229.390 22 579 12.155 (1.313) (135) 10.707 2.249 0 (500) (105) (220) (3.296) 9.055 238.445 23 565 11.875 (1.283) (132) 10.461 2.197 0 (500) (105) (147) (3.239) 8.814 247.259 24 552 11.602 (1.253) (129) 10.221 2.146 0 (500) (105) (73) (3.184) 8.578 255.838

Totales 17.553 368.620 (39.811) (4.084) 324.725 68.192 (22.000) (12.000) (7.140) (22.000) (95.939) 255.838 Tasa Interna de Retorno 55,78% Valor Presente Neto 217.557 Máxima Exposición (26.620) Tiempo de repago 2 meses y 22 días Utilidad después de impuestos 255.838 Rentabilidad sobre costos 752,46% Rentabilidad sobre ventas neta 78,79% Rentabilidad sobre inversiones 1162,90%

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Producción diaria m3 5 Precio barril u$s 21 INSTALACION SISTEMA EXTRACCION A.I.B. Declinación mensual producción 2,3% Costo de Capital Anual 15,00%


Venta de crudo

Regalías 10,80%

Ing. Brutos 1,00%

Venta neta de Crudo

IVA Débito 21%


IVA Cred. 21,00%



0 0 0 0 0 0 (112.000) 0 (23.520) (135.520) (135.520) 1 755 15.851 (1.712) (176) 13.963 2.932 0 (3.000) (630) (8.960) (661) 12.604 (122.916) 2 737 15.486 (1.673) (172) 13.642 2.865 0 (3.000) (630) (8.587) (678) 12.199 (110.717) 3 720 15.130 (1.634) (168) 13.328 2.799 0 (3.000) (630) (8.213) (698) 11.799 (98.917) 4 704 14.782 (1.596) (164) 13.022 2.735 0 (3.000) (630) (7.840) (720) 11.406 (87.511) 5 688 14.442 (1.560) (160) 12.722 2.672 0 (3.000) (630) (7.467) (744) 11.020 (76.491) 6 672 14.110 (1.524) (156) 12.430 2.610 0 (3.000) (630) (7.093) (771) 10.639 (65.853) 7 656 13.785 (1.489) (153) 12.144 2.550 0 (3.000) (630) (6.720) (800) 10.264 (55.588) 8 641 13.468 (1.455) (149) 11.865 2.492 0 (3.000) (630) (6.347) (831) 9.895 (45.693) 9 627 13.159 (1.421) (146) 11.592 2.434 0 (3.000) (630) (5.973) (864) 9.532 (36.161)

10 612 12.856 (1.388) (142) 11.325 2.378 0 (3.000) (630) (5.600) (899) 9.174 (26.987) 11 598 12.560 (1.357) (139) 11.065 2.324 0 (3.000) (630) (5.227) (936) 8.822 (18.166) 12 584 12.271 (1.325) (136) 10.810 2.270 0 (3.000) (630) (4.853) (976) 8.474 (9.691) 13 571 11.989 (1.295) (133) 10.561 2.218 0 (3.000) (630) (4.480) (1.017) 8.132 (1.559) 14 558 11.713 (1.265) (130) 10.319 2.167 0 (3.000) (630) (4.107) (1.060) 7.795 6.237 15 545 11.444 (1.236) (127) 10.081 2.117 0 (3.000) (630) (3.733) (1.105) 7.463 13.700 16 532 11.181 (1.208) (124) 9.849 2.068 0 (3.000) (630) (3.360) (1.151) 7.136 20.836 17 520 10.924 (1.180) (121) 9.623 2.021 0 (3.000) (630) (2.987) (1.200) 6.814 27.650 18 508 10.672 (1.153) (118) 9.401 1.974 0 (3.000) (630) (2.613) (1.250) 6.496 34.146 19 497 10.427 (1.126) (116) 9.185 1.929 0 (3.000) (630) (2.240) (1.302) 6.182 40.328 20 485 10.187 (1.100) (113) 8.974 1.885 0 (3.000) (630) (1.867) (1.355) 5.873 46.201 21 474 9.953 (1.075) (110) 8.768 1.841 0 (3.000) (630) (1.493) (1.410) 5.568 51.769 22 463 9.724 (1.050) (108) 8.566 1.799 0 (3.000) (630) (1.120) (1.467) 5.268 57.037 23 452 9.500 (1.026) (105) 8.369 1.757 0 (3.000) (630) (747) (1.525) 4.971 62.008 24 442 9.282 (1.002) (103) 8.176 1.717 0 (3.000) (630) (373) (1.585) 4.678 66.686

Totales 14.043 294.896 (31.849) (3.267) 259.780 54.554 (112.000) (72.000) (38.640) (112.000) (25.007) 66.686 Tasa Interna de Retorno 4,23% Valor Presente Neto 42.246 Máxima Exposición (135.520) Tiempo de repago 13 meses y 6 días Utilidad después de impuestos 66.686 Rentabilidad sobre costos 36,24% Rentabilidad sobre ventas netas 25,67% Rentabilidad sobre inversiones 59,54%

89

Producción diaria m3 5 Precio barril u$s 21 CAMBIO SISTEMA A.I.B. POR PLUNGER LIFT Declinación mensual producción 2,3% Costo de Capital Anual 15,00%


Venta de crudo

Regalías 10,80%

Ing. Brutos 1,00%

Venta neta de Crudo

IVA Débito 21%


IVA Cred. 21,00%



0 0 0 0 56.000 11.760 (22.000) 0 (4.620) (18.480) 22.660 22.660 1 944 19.814 (2.140) (220) 17.454 3.665 0 (500) (105) (1.760) (5.014) 15.500 38.160 2 922 19.358 (2.091) (214) 17.053 3.581 0 (500) (105) (1.687) (4.906) 15.123 53.283 3 901 18.913 (2.043) (210) 16.660 3.499 0 (500) (105) (1.613) (4.801) 14.754 68.037 4 880 18.478 (1.996) (205) 16.277 3.418 0 (500) (105) (1.540) (4.698) 14.392 82.429 5 860 18.053 (1.950) (200) 15.903 3.340 0 (500) (105) (1.467) (4.599) 14.039 96.468 6 840 17.637 (1.905) (195) 15.537 3.263 0 (500) (105) (1.393) (4.502) 13.692 110.160 7 821 17.232 (1.8619) (191) 15.180 3.188 0 (500) (105) (1.320) (4.409) 13.354 123.514 8 802 16.835 (1.818) (187) 14.831 3.114 0 (500) (105) (1.247) (4.318) 13.022 136.536 9 783 16.448 (1.776) (182) 14.490 3.043 0 (500) (105) (1.173) (4.229) 12.698 149.234

10 765 16.070 (1.736) (178) 14.156 2.973 0 (500) (105) (1.100) (4.144) 12.381 161.615 11 748 15.700 (1696) (174) 13.831 2.904 0 (500) (105) (1.027) (4.060) 12.070 173.685 12 730 15.339 (1.657) (170) 13.513 2.838 0 (500) (105) (953) (3.980) 11.766 185.450 13 714 14.986 (1.619) (166) 13.202 2.772 0 (500) (105) (880) (3.901) 11.468 196.918 14 697 14.642 (1.581) (162) 12.898 2.709 0 (500) (105) (807) (3.825) 11.177 208.095 15 681 14.305 (1.545) (159) 12.601 2.646 0 (500) (105) (733) (3.751) 10.891 218.986 16 666 13.976 (1.509) (155) 12.312 2.585 0 (500) (105) (660) (3.680) 10.612 229.598 17 650 13.654 (1.475) (151) 12.028 2.526 0 (500) (105) (587) (3.611) 10.339 239.937 18 635 13.340 (1.441) (148) 11.752 2.468 0 (500) (105) (513) (3.544) 10.071 250.008 19 621 13.034 (1.408) (144) 11.482 2.411 0 (500) (105) (440) (3.479) 9.809 259.817 20 606 12.734 (1.375) (141) 11.217 2.356 0 (500) (105) (367) (3.416) 9.552 269.369 21 592 12.441 (1.344) (138) 10.959 2.301 0 (500) (105) (293) (3.355) 9.301 278.670 22 579 12.155 (1.313) (135) 10.707 2.249 0 (500) (105) (220) (3.296) 9.055 287.725 23 565 11.875 (1.283) (132) 10.461 2.197 0 (500) (105) (147) (3.239) 8.814 296.539 24 552 11.602 (1.253) (129) 10.221 2.146 0 (500) (105) (73) (3.184) 8.576 305.118

Totales 17.553 368.620 (39.811) (4.084) 380.725 79.952 (22.000) (12.000) (7.140) (22.000) (114.419) 305.118 Tasa Interna de Retorno Valor Presente Neto 266.237 Máxima Exposición 22.660 Tiempo de repago 0 meses y 0 días Utilidad después de impuestos 305.118 Rentabilidad sobre costos 897,41% Rentabilidad sobre ventas netas 80,14% Rentabilidad sobre inversiones

90

Producción diaria m3 5 Precio barril u$s 21 REEMPLAZO DE PLUNGER POR PLUNGER CON TELEMETRIA Y TELECONTROL Declinación mensual producción 2,3% Costo del capital anual 15,00% Periodo Producción de

crudo mas incremento

Venta de

Crudo

Regalías

10,80%

Ingresos Brutos

1%

Venta Neta de crudo y A.I.B.

Ahorro en

Recorred.

Ahorro en

Pulling

IVA Débito 21,00%

Inversión Gastos

Operativ.

IVA Crédito 21,00%

Amortiz. Impues. Gananc. 33,00%

Flujo

Neto

Flujo Acumula

do 0 0 0 0 0 0 0 (56.240) 0 (11.810) 0 (68.050) (68.500) 1 298 6.259 (676) (69) 5.514 7.000 3.000 1.158 0 (500) (105) (4.499) (170) 15.897 (52.154) 2 291 6.115 (660) (68) 5.387 7.000 3.000 1.131 0 (500) (105) (4.312) (190) 15.723 (36.430) 3 284 5.974 (645) (66) 5.263 7.000 3.000 1.105 0 (500) (105) (4.124) (211) 15.552 (20.878) 4 278 5.837 (630) (65) 5.142 7.000 3.000 1.080 0 (500) (105) (3.937) (233) 15.384 (5.494) 5 272 5.73 (616) (63) 5.024 7.000 3.000 1.055 0 (500) (105) (3.749) (256) 15.218 9.724 6 265 5.572 (602) (62) 4.908 7.000 3.000 1.031 0 (500) (105) (3.562) (279) 15.055 24.779 7 259 5.443 (588) (60) 4.795 7.000 3.000 1.007 0 (500) (105) (3.374) (304) 14.893 39.672 8 253 5.318 (574) (59) 4.685 7.000 3.000 984 0 (500) (105) (3.187) (329) 14.734 54.407 9 247 5.196 (561) (58) 4.577 7.000 3.000 961 0 (500) (105) (2.999) (356) 14.578 68.985

10 242 5.076 (548) (56) 4.472 7.000 3.000 939 0 (500) (105) (2.812) (383) 14.423 83.408 11 236 4.960 (536) (55) 4.369 7.000 3.000 918 0 (500) (105) (2.625) (411) 14.271 97.679 12 231 4.846 (523) (54) 4.269 7.000 3.000 896 0 (500) (105) (2.437) (439) 14.121 111.799 13 225 4.734 (511) (52) 4.170 7.000 3.000 876 0 (500) (105) (2.250) (469) 13.972 125.772 14 220 4.625 (500) (51) 4.074 7.000 3.000 856 0 (500) (105) (2.062) (499) 13.826 139.598 15 215 4.519 (488) (50) 3.981 7.000 3.000 836 0 (500) (105) (1.875) (530) 13.682 153.279 16 210 4.415 (477) (49) 3.889 7.000 3.000 817 0 (500) (105) (1.687) (562) 13.539 166.819 17 205 4.313 (466) (48) 3.800 7.000 3.000 798 0 (500) (105) (1.500) (594) 13.399 180.217 18 201 4.214 (455) (47) 3.712 7.000 3.000 780 0 (500) (105) (1.312) (627) 13.260 193.477 19 196 4.117 (445) (46) 3.627 7.000 3.000 762 0 (500) (105) (1.125) (661) 13.123 206.600 20 192 4.023 (434) (45) 3.544 7.000 3.000 744 0 (500) (105) (937) (695) 12.988 219.588 21 187 3.930 (424) (44) 3.462 7.000 3.000 727 0 (500) (105) (750) (730) 12.854 232.442 22 183 3.840 (415) (43) 3.382 7.000 3.000 710 0 (500) (105) (562) (766) 12.722 245.164 23 179 3.751 (405) (42) 3.305 7.000 3.000 694 0 (500) (105) (375) (802) 12.592 257.756 24 175 3.665 (396) (41) 3.229 7.000 3.000 678 0 (500) (105) (187) (839) 12.463 270.219

Totales 5.545 116.446 (12.576) (1.290) 102.580 168.000 72.000 21.542 (56.240) (12.000) (14.330) (56.240) (11.332) 270.219 Tasa Interna de Retorno 22,14% Valor Presente Neto 222.292 Mejora en la producción 1 m3/día x 27 días = 27 m3/mes Máxima Exposición (68.050) mas 3 días de no parada x 6 m3/día = 18 m3/mes Tiempo de repago 5 meses y 9 días Utilidad Después de Impuestos 270.219 Rentabilidad sobre Costos 395,98% Rentabilidad sobre Ventas Netas 263,42% Rentabilidad sobre Inversiones 480,47%

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INCREMENTO DE PRODUCCION EN EL YACIMIENTO

LOMA LA LATA POR MEDIO DEL PLUNGER LIFT ASISITIDO

AUTORES: CARLOS SERUR EDGARDO AHARGO SEBASTIAN COTTONE

CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO LOMA LA LATA - QUINTUCO El reservorio de petróleo contenido en la Formación Quintuco se encuentra ubicado al Centro - Este de la Provincia del Neuquén; distante a 1.300 Km. de la Ciudad de Buenos Aires. Su superficie es de 8300 hectáreas y sus reservas actuales de 350.000 m3 de petróleo y de 100 millones de m3 de gas. Fue descubierto el 20 de diciembre de 1977 durante la perforación del pozo Nq. LLL e-4 en la profundidad de 2303 metros, donde se localizó un nivel de caliza sobrepresionada que prácticamente impidió continuar con la perforación, debiendo ser entubado en esa profundidad. Los ensayos iniciales arrojaron un caudal de petróleo de 25 m3 /d (metros cúbicos por día), por orificio de 8 mm (milímetros) con una presión de 5 kg./cm2 (kilogramos por centímetro cuadrado). Estos resultados permitieron realizar la perforación de otros pozos. Si bien algunos sondeos resultaron con una interesante producción inicial (superior a los 500 m3/d), en contraste, otros finalizaron con caudales bajos; además una de las características principales del Yacimiento es la fuerte declinación de la producción, así, solo los pozos con producciones iniciales elevadas son capaces de generar acumuladas importantes. En la actualidad se encuentran en producción 60 pozos, realizándose la misma en la mitad de ellos en forma discontinua. La extracción diaria es de 200 m3 de petróleo, que se deriva a 4 baterías, siendo la batería Nº 1 la única que posee instalaciones para captar el gas de baja presión. DESCRIPCION DEL TRABAJO: Ante la posibilidad del reemplazo del sistema de Bombeo Mecánico en los pozos conectados a la Batería L.L.L.; se presenta un proyecto alternativo que lo relaciona con los métodos de Gas-Lift y Plunger-Lift. Para ello se tuvieron en cuenta las siguientes consideraciones:

1) Factibilidad del gas de inyección proveniente del completo L.T.S. 2) Captación del mismo a través de la Planta Compresora de Bridas instalada en el Area. 3) Necesidad de unidades de bombeo mecánico que tiene la Empresa en otras áreas de

explotación, la que estaría cubierta en forma parcial con lo recuperado de estos pozos. 4) Desafectar los pozos del servicio de mantenimiento de motores y unidades de bombeo. 5) Reducir por lo menos a la mitad las intervenciones con equipo de pulling.

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Los cinco pozos analizados presentaban las siguientes características: A) Sistema de extracción bombeo mecánico. B) Tubing 2 7/8”, con zapato en 2300 metros. C) Bomba de profundidad con pistón de 1 1/2” de diámetro y sarta de barras de bombeo

combinada de 1”, 7/8”, y 3/4”. D) Tres de los pozos (LLL 13, LLL 35, y LLL 139) tenían montados unidades de bombeo

Lufkin modelo M-320D-305-120 y los dos restantes (LLL 52 y LLL 53) Lufkin M-640D-305-168.

E) Los pozos LLL 35, 52, y 53 poseían motor eléctrico y los pozos LLL 13 y 139, motor a explosión diesel.

F) Las producciones por pozo habían declinado de manera tal que la extracción se hacía en tiempo parcial, desaprovechando la capacidad instalada. (Tabla 1)

TABLA Nº 1 PRODUCCION POR POZO POZO PRODUCCION LLL 13 2 m3/día LLL 35 3 m3/día LLL 52 5 m3/día LLL 53 8 m3/día LLL 139 2 m3/día

G) La necesidad de aparatos individuales y material de bombeo mecánico que tiene la Empresa en otras áreas de explotación.

A los efectos de una evaluación preliminar se calcularon los indicadores económicos de cada sistema de extracción. Se tomó en cuenta también el sistema de Gas-Lift como método de extracción alternativo. En el caso de bombeo mecánico se consideró como inversión el valor residual de las instalaciones existentes, ya que las mismas serían utilizadas en forma inmediata en otros proyectos. Las producciones no se modificaron para el análisis previo, situándolas en el caso mas desfavorables y la declinación es del 95% anual, en forma lineal, sin afectarlas mensualmente, debido a que es un parámetro estadístico del yacimiento que no se modifica en períodos tan cortos ya que se incluyen las perdidas de producción que eventualmente suceden. Analizando estos últimos se comprobó que el valor actual neto (VAN), resulta mas alto para el sistema Plunger-Lift, teniendo el mismo el tiempo de reparo (PAY-OUT) mas bajo; lo cual lo hace el sistema de extracción mas favorable. INSTALACIONES MONTADAS: La instalación de superficie consiste esencialmente en un lubricador de 2 7/8” roscado a la válvula maestra, dos válvulas motoras, una de producción y otra de inyección de gas, un controlador electrónico alimentado por una batería recargable por medio de un panel solar y una válvula de orificio regulable.

93

En fondo se bajó una válvula de retención, un packer sobre los punzados, un mandril con válvula orificio, un niple asiento para el resorte y se completó con tubing de 2 7/8” calibrado hasta la superficie. (FIGURA 1) En dos casos se bajo solamente la columna de producción hasta debajo del punzado inferior con un niple zapato en fondo, en razón de que los punzados abarcan una longitud de mas de 300m metro y el hecho de fijar un packer sobre los mismos le quitaba sumergencia al pistón (FIGURA 2). La presión máxima disponible proveniente de la Planta de Tratamiento de YPF Loma La Lata es de 68 Kg./cm2. La presión de los separadores de Batería Nº 1, es de 3,5 Kg./cm2 La distribución de los pozos en el terreno y el tendido de líneas de inyección de gas se pueden ver en el PLANO Nº1. DESCRIPCION DEL FUNCIONAMIENTO El sistema trabaja de la siguiente manera: Un pistón metálico (plunger) recorre la columna del tubing accionado por la energía debida a la diferencia de presión existente entre el fondo y cabeza de pozo. El arribo del plunger a esta es detectado por un sensor que cierra la válvula de producción posibilitando que el plunger descienda por el tubing hasta asentarse en un resorte anclado en un niple zapato localizado sobre una válvula de gas-lift en fondo de pozo. El equipo se maneja a través de un controlador electrónico. Una vez cumplido este `período, suficiente para que se acumule una columna de petróleo sobre el plunger, comienza un nuevo ciclo de apertura del pozo en el siguiente orden: En primer término se abre la válvula de inyección de gas del espacio anular hasta llegar al valor programado. Al detectar la válvula de producción iniciando un nuevo ciclo. APLICACION DEL TRABAJO Se considera aplicable en yacimientos con características similares al estudiado.

97

CUADRO Nº 1

MATERIAL DE BOMBEO MECANICO RECUPERADO

ARTICULO UNIDAD DE

MEDIDA

CANTID

PRECIO UNITARIO

u$s

PRECIO TOTAL

u$s

VALOR RESIDUA

L u$s

BARRAS DE BOMBEO 3/4” Nº 696 53 36.888 18.444 BARRAS DE BOMBEO 7/8” Nº 464 67 31.088 15.544 BARRAS DE BOMBEO 1” Nº 386 99 38.214 19.107 A.I.B. LUFKIN 640 Nº 2 93.000 186.000 93.000 A.I.B. LUFKIN 320 Nº 3 79.000 237.000 118.500 MOTOR ELEC. 40 HP 960 RPM Nº 1 5.300 5.300 2.650 MOTOR ELEC. 50 HP 960 RPM Nº 1 6.000 6.000 3.000 MOTOR ELEC. 75 HP 960 RPM Nº 1 7.500 7.500 3.750 ARRANCADOR CON AUTO- TRANSFORMADOR HASTA 75 HP

Nº 3 7.900 23.700 11.850

TRANSF DE TENSION DE 13200 V a 380 V DE 100 KVA

Nº 1 22.400 22.400 11.200

TRANSF DE TENSION DE 13200 V a 380V DE 250 KVA

Nº 1 27.800 27.800 13.900

LINEA ELECT. AEREA DE 13,2 K EN POSTES DE EUCALIPTUS

Km 1,5 10.800 16.200 8.100

MOTOR PERKINS 6 Nº 2 14.000 28.000 14.000 BOMBA DE PROFUNDIDAD Nº 5 1.500 7.500 3.750

TOTAL 673.590 336.795 YACIMIENTO LOMA LA LATA CUADRO Nº 2 BOMBEO MECANICO CUADRO DE INVERSIONES Y GASTOS

DESEMBOLSOS INICIALES

UNIDAD DE

MEDIDA

CANTID.

PRECIO UNITAR.

u$s

PRECIO TOTAL

u$s INSTALACION EXISTENTE Nº 1 336.795 336.795

TOTAL u$s 336.795

DESEMBOLSOS MENSUALES UNIDAD

DE MEDIDA

CANTID.

PRECIO UNITAR.

u$s

PRECIO TOTAL

u$s COSTO PULLING Nº/MES 0.8 8.000 6.400 MANTENIMIENTO INSTALACIONES Nº/MES 5 500 2.500 COMPRESION DE GAS m3/MES 240.000 0.015 3.600 REGALIAS m3/MES 600 12 7.200

TOTAL u$s/mes 19.700

98

CUADRO Nº 3 YACIMIENTO LOMA LA LATA GAS-LIFT CUADRO DE INVERSIONES Y GASTOS


UNIDAD DE

MEDIDA

CANTID.

PRECIO UNITAR.

u$s

PRECIO TOTAL

u$s CAÑERIA DE INYECCION METROS 6000 20 120.000 INSTALACION Nº 5 25.000 125.0000 INTERVENCION INICIAL Nº 5 8.000 40.000

TOTAL u$s 285.000

DESEMBOLSOS MENSUALES

UNIDAD DE

MEDIDA

CANTID.

PRECIO UNITAR.

u$s

PRECIO TOTAL

u$s COSTO PULLING Nº/MES 0.2 8.000 1.600 COSTO DE WIRE-LINE Nº/MES 5 500 2.500 COMPRESION DE GAS m3/MES 360.000 0.015 5.400 REGALIAS m3/MES 600 12 7.200


CUADRO Nº 4 YACIMIENTO LOMA LA LATA PLUNGER-LIFT CUADRO DE INVERSIONES Y GASTOS


UNIDAD DE

MEDIDA

CANTID.

PRECIO UNITAR.

u$s

PRECIO TOTAL

u$s CAÑERIA DE INYECCION METROS 6000 20 120.000 INSTALACION Nº 5 20.000 100.0000 INTERVENCION INICIAL Nº 5 8.000 40.000

TOTAL u$s 260.000

DESEMBOLSOS MENSUALES UNIDAD

DE MEDIDA

CANTID.

PRECIO UNITAR.

u$s

PRECIO TOTAL

u$s COSTO PULLING Nº/MES 0.2 8.000 1.600 COSTO DE WIRE-LINE Nº/MES 0.4 4.000 1.600 COMPRESION DE GAS m3/MES 360.000 0.015 5.400 REGALIAS m3/MES 600 12 7.200


99

CUADRO Nº 5

BOMBEO MECANICO

FLUJO DE CAJA

PERIODO MENSUAL

PERIODO

MES

PRODUCC.

m3/d

INGRESOS

u$s

GASTOS y REG.

u$s

INVERS.

u$s

FLUJO DE CAJA

u$s

FLUJO DE CAJA AC.

u$s 1 20 60.000 19.700 336.795 -296.495 -296.495 2 20 60.000 19.700 40.300 -256.195 3 20 60.000 19.700 40.300 -215.895 4 20 60.000 19.700 40.300 -175.595 5 20 60.000 19.700 40.300 -135.295 6 20 60.000 19.700 40.300 -94.995 7 20 60.000 19.700 40.300 -54.695 8 20 60.000 19.700 40.300 -14.395 9 20 60.000 19.700 40.300 25.905 10 20 60.000 19.700 40.300 66.205 11 20 60.000 19.700 40.300 106.505 12 20 60.000 19.700 40.300 146.805

CUADRO 5A

BOMBEO MECANICO

FLUJO DE CAJA

PERIODO ANUAL

PERIODO

MES

PRODUCC.

m3/d

INGRESOS

u$s

GASTOS y REG.

u$s

INVERS.

u$s

FLUJO DE CAJA

u$s

FLUJO DE CAJA AC.

u$s 1 20 720.000 236.400 336.795 146.805 146.805 2 19 684.000 232.080 451.920 598.725 3 18 649.800 227.976 421.824 1.020.549 4 17 617.310 224.077 393.233 1.413.782 5 16 586.445 220.373 366.071 1.779.853

VALOR ACTUAL NETO AL 14% DE INTERES ANUAL: U$S 1.184.185

100

Yacimiento Loma La LataBombeo MecánicoFlujo de caja acumulado

-500

0

500

1000

1500

2000

0 1eraño

2doaño

3eraño

4toaño

5toaño

Período

Flu

jo d

e ca

ja (

mile

s u$

s)

GRAFICO Nº 1A

101

CUADRO Nº 6

GAS-LIFT

FLUJO DE CAJA

PERIODO MENSUAL

PERIODO

MES

PRODUCC.

m3/d

INGRESOS

u$s

GASTOS y REG.

u$s

INVERS.

u$s

FLUJO DE CAJA

u$s

FLUJO DE CAJA AC.

u$s 1 0 0 0 120.000 -120.000 -120.000 2 0 0 40.000 125.000 -165.000 -285.000 3 20 60.000 16.700 43.300 -241.700 4 20 60.000 16.700 43.300 -198.400 5 20 60.000 16.700 43.300 -155.100 6 20 60.000 16.700 43.300 -111.800 7 20 60.000 16.700 43.300 -68.500 8 20 60.000 16.700 43.300 -25.200 9 20 60.000 16.700 43.300 18.100 10 20 60.000 16.700 43.300 61.400 11 20 60.000 16.700 43.300 104.700 12 20 60.000 16.700 43.300 148.000

CUADRO 6A

GAS-LIFT

FLUJO DE CAJA

PERIODO ANUAL

PERIODO

MES

PRODUCC.

m3/d

INGRESOS

u$s

GASTOS y REG.

u$s

INVERS.

u$s

FLUJO DE CAJA

u$s

FLUJO DE CAJA AC.

u$s 1 20 600.000 207.000 245.000 148.000 148.000 2 19 684.000 196.080 487.920 635.920 3 18 649.800 191.976 457.824 1.093.744 4 17 617.310 188.077 429.233 1.522.977 5 16 586.445 184.373 402.071 1.925.048

VALOR ACTUAL AL 14% DE INTERES ANUAL: U$S 1.260.578

102

Yacimiento Loma La LataGas - Lift

Flujo de caja acumulado

-500

0

500

1000

1500

2000

0 1eraño

2doaño

3eraño

4toaño

5toaño

Período Anual

Flu

jo d

e ca

ja (

mile

s u$

s)

GRAFICO Nº 2A

103

CUADRO Nº 7

PLUNGER-LIFT

FLUJO DE CAJA

PERIODO MENSUAL

PERIODO

MES

PRODUCC.

m3/d

INGRESOS

u$s

GASTOS y REG.

u$s

INVERS.

u$s

FLUJO DE CAJA

u$s

FLUJO DE CAJA AC.

u$s 1 0 0 0 120.000 -120.000 -120.000 2 0 0 40.000 100.000 -140.000 -260.000 3 20 60.000 15.800 44.200 -215.800 4 20 60.000 15.800 44.200 -171.600 5 20 60.000 15.800 44.200 -127.400 6 20 60.000 15.800 44.200 -83.200 7 20 60.000 15.800 44.200 -39.000 8 20 60.000 15.800 44.200 5.200 9 20 60.000 15.800 44.200 49.400 10 20 60.000 15.800 44.200 93.600 11 20 60.000 15.800 44.200 137.800 12 20 60.000 15.800 44.200 182.000

CUADRO 7A

PLUNGER-LIFT

FLUJO DE CAJA

PERIODO ANUAL

PERIODO

MES

PRODUCC.

m3/d

INGRESOS

u$s

GASTOS y REG.

u$s

INVERS.

u$s

FLUJO DE CAJA

u$s

FLUJO DE CAJA AC.

u$s 1 20 600.000 198.000 220.000 182.000 182.000 2 19 684.000 185.280 498.720 680.720 3 18 649.800 181.176 468.624 1.149.344 4 17 617.310 177.277 440.033 1.589.377 5 16 586.445 173.573 412.871 2.002.248

VALOR ACTUAL AL 14% DE INTERES ANUAL: U$S 1.331.435

104

Yacimiento Loma La LataPlunger - Lift

Flujo de caja acumulado

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

0 1eraño

2doaño

3eraño

4toaño

5toaño

Período Anual

Flu

jo d

e ca

ja (

mile

s u$

s)

GRAFICO Nº 3A

105

CONCLUSIONES: Este proyecto fue comenzado en octubre de 1991 y terminado en diciembre del mismo año. La evolución de la producción fue superior a lo previsto en los pozos LLL 35 y LLL 53 (20 m3/día y 5 m3/día respectivamente), los otros pozos mantuvieron el valor anterior. Entre las ventajas que presenta el método podemos citar su sencilla programación y su bajo costo de mantenimiento. Se logra un mejor aprovechamiento del gas de inyección respecto del gas-lift, debido a que la acción del plunger minimiza el resbalamiento a través de las paredes del tubing. Evita la deposición de parafinas en el tubing, lo que implica un ahorro en operaciones de wire-line. Como desventajas, se observaron limitaciones en el caudal a extraer, siendo en pozos de alta producción mas aptos otros sistemas. También hay que tener en cuenta, que el arranque del pozo debe hacerse por una operación de pistoneo, costo adicional que en algunos casos puede ser importante, dependiendo del equipo y las horas de trabajo que demande. Haciendo un balance general, el método de extracción se considera apto para el Yacimiento Loma La Lata Fm. Quintuco.

Carpeta de Casing

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