INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS

CARRERA:

INGENIERÍA PETROLERA

ALUMNA:

URIETA HERNÁNDEZ CLAUDIA MARELY

TEMA:

BOMBEO NEUMATICO

MATERIA

SISTEMAS ARTIFICIALES

GRUPO Y GRADO

8º B

OBSERVACIONES:

COATZACOALCOS VER, MARZO DE 2015

Bombeo Neumático

El bombeo neumático es un sistema artificial de producción utilizado en los pozos petroleros para poder levantar los fluidos a la superficie. En este sistema se utiliza gas a una presión relativamente alta (250 lb/pg2 como mínima) para poder aligerar la columna de fluido y de este modo permitir al pozo fluir hacia la superficie. El gas inyectado origina que la presión que ejerce la carga del fluido sobre la formación disminuya debido a la reducción dela densidad de dicho fluido y por otro lado la expansión del gas inyectado con el consecuente desplazamiento del fluido.

Existen dos tipos de bombeo neumático: Bombeo Neumático Continuo Bombeo Neumático Intermitente.

Bombeo Neumático Continuo.

En este método un volumen continuo de gas a alta presión es inyectado dentro de la tubería de producción para aligerar la columna de fluidos hasta obtener una diferencial de presión suficiente a través de la cara de la formación y de este modo permitir fluir al pozo a un gasto deseado. Lo anterior se logra mediante una válvula de flujo, la cual permite un posible punto de inyección profundo de presión disponible y una válvula para regular el gas inyectado desde la superficie. El sistema de B.N. continuo es factible de aplicarse en pozos de alto índice de productividad (>0.5 bl/día/Ib/pg2 ) y presión de fondo relativamente alta (columna hidrostática 50% de la profundidad del pozo) así como utilizando diversos diámetros de T.P., dependiendo del gasto de producción deseado. De este modo se pueden tener gastos entre 200 - 20000 bl/día a través de sartas de T.P. de diámetro común y hasta 80000 bl/día produciendo por T.R.; aún más se pueden tener gastos tan bajos como 25 bl/día a través de tuberia de diámetro reducido (del tipo macarroni).

Bombeo Neumático Intermitente.

En este método consiste en inyectar un volumen de gas a alta presión por el espacio anular hacia la T.P. en forma cíclica, es decir, periódicamente inyectar un determinado volumen de gas por medio de un regulador, un interruptor o ambos. De igual manera, en este sistema se emplea una válvula insertada en la T.P. a través de la cual, el gas de inyección pasará del espacio anular a la T.P. para levantar los fluidos a la superficie y un controlador superficial cíclico de tiempo en la superficie. Cuando la válvula superficial de B.N.I. abre, expulsa hacia la superficie al fluido de la formación que se acumuló dentro de la T.P., en forma de bache.

Después de que la válvula cierra, la formación continua aportando fluido al pozo, hasta alcanzar un determinado volumen de aceite con el que se inicie otro ciclo; dicho ciclo es regulado para que coincida con el gasto de llenado del fluido de formación al pozo. En el B.N.I. pueden utilizarse puntos múltiples de inyección del gas a través de más de una válvula subsuperficial. Este sistema se recomienda para pozos con las características siguientes: a) Alto índice de productividad ( > 0.5 bl/d!a/lb/pg2 ) y bajas presiones de fondo (columna hidrostática ≤ 30% profundidad del pozo). b) Bajo índice de productividad ( < 0.5 bl/d!a/lb/pg2 ) con bajas presiones de fondo

En los pozos de gas maduros, la acumulación de fluidos en el pozo puede obstruir y en ocasiones detener la producción de gas. El flujo de gas se mantiene eliminando los fluidos que se acumulan con el uso de una bomba de balancín o tratamientos de remedio, como limpiando, enjabonando o ventilando el pozo a presión atmosférica (conocido como “purgado” del pozo).

Las operaciones de eliminación de fluido, en particular las de purgado, pueden causar emisiones importantes de metano a la atmósfera. Instalar un sistema de bombeo neumático es una alternativa económica para eliminar los líquidos.Los sistemas de bombeo neumático tienen la ventaja adicional de aumentar la producción, así como reducir significativamente las emisiones de metano que se relacionan con las operaciones de purgado.

El bombeo neumático usa la concentración de presión de gas del pozo para bombear hacia fuera del pozo una columna de fluido acumulado. El sistema de bombeado neumático ayuda a mantener la producción de gas y puede reducir la necesidad de tener que realizar otras operaciones de remedio.El funcionamiento de un sistema de bombeo neumático se apoya en la acumulación natural de presión en el gas del pozo durante el tiempo en que el pozo esté cerrado temporalmente (sin producir). La presión del pozo cerrado temporalmente debe ser lo suficientemente más alta que la presión de la línea de venta como para levantar el émbolo y la carga de líquido a la superficie. Un mecanismo de válvula, controlado por un microprocesador, regula la entrada de gas a la tubería de ademe y automatiza el proceso. El controlador normalmente se energiza mediante una batería recargable solar y puede ser un sencillo ciclo de cronómetro o tener una memoria de estado sólido y funciones programables con base en sensores de proceso.

La operación de un sistema de bombeo neumático típico implica los pasos siguientes:

1. El émbolo descansa en el resorte impulsor del agujero inferior que se ubica en la base del pozo. Conforme se produce gas en la línea de ventas, los líquidos se acumulan en el agujero del pozo, creando un aumento gradual en contrapresión que hace más lenta la producción de gas.

2. Para invertir el descenso de la producción de gas, el pozo se cierra temporalmente en la superficie mediante un controlador automático. Esto causa que la presión del pozo aumente conforme un volumen grande de gas a alta presión se acumula en la corona entre la tubería de ademe y la tubería. Una vez que se obtiene suficiente volumen de gas y presión, el émbolo y la carga de líquido son empujados a la superficie.3. Conforme se levanta el émbolo a la superficie, el gas y los líquidos acumulados por encima del émbolo fluyen a través de las salidas superior e interior.4. El émbolo llega y queda capturado en el lubricante, situado enfrente de la salida superior del lubricador.5. El gas que ha levantado el émbolo fluye a través de la salida inferior a la línea de ventas.6. Una vez que se estabiliza el flujo de gas, el controlador automático libera el émbolo, bajándolo por la tubería.7. El ciclo se repite.

Beneficios económicos y para el medio ambiente

Comparación entre costos más bajos de capital y la instalación del equipo de bombas de balancín.

Menos mantenimiento al pozo y menos tratamientos de remedio. La producción continua mejora las tasas de producción de gas y aumenta la

eficiencia. Reducción de acumulación de parafina y escamas. Emisiones más bajas de metano.

Punto de burbujeo:

Condiciones de presión y temperatura a las cuales sale la primera burbuja del gas en solución del petróleo. Cuando se descubren, todos los petróleos de los yacimientos de petróleo contienen algún gas natural en solución. A menudo, el petróleo está saturado con gas cuando se lo descubre, lo que significa que el petróleo está reteniendo todo el gas que puede a la temperatura y la presión del yacimiento y que está en su punto de burbujeo. Ocasionalmente, el petróleo estará subsaturado. En este caso, a medida que se hace descender la presión, la presión a la cual comienza a desarrollarse el primer gas a partir del petróleo se define como el punto de burbujeo.

Punto de rocio

Presión a la cual sale el primer líquido condensado de la solución en un condensado de gas. Muchos yacimientos de condensados de gas están saturados en las condiciones iniciales, lo que significa que el punto de rocío es igual a la presión de yacimiento inicial. La disolución de los condensados se denomina condensación retrógrada, debido a que ocurre en sentido contrario al comportamiento de las sustancias puras, las cuales se evaporan cuando la presión cae por debajo de la presión de saturación en condiciones isotérmicas (temperatura constante).

Punto cricondentermico

: punto de máxima temperatura, donde pueden coexistir en equilibrio las fasesliquido-vapor a una presión dada

Punto cricondebarico

: es el punto de máxima presión en la curva envolvente de la región de dos fasesen el diagrama de presión temperatura, en donde un fluido bifásico de liquido-vapor puede coexistir enequilibrio

Técnicas para determinar la miscibilidad:• Burbuja ascendente• Slim tube ( Prueba de tubo delgado)• Diagrama ternarios.

TECNOLOGIA LWS Y MWD

La herramienta LWD (Loggig While Drilling- Registro durante la perforación), se utiliza para registrar el pozo mientras se está perforando, de este modo, se obtiene información a tiempo real. Esta herramienta, relativamente nueva, la cual inicio su comercialización en la década de los ochenta, ha incremento su utilización alrededor del mundo con mucho éxito a tal grado que su uso es cada día más común, haciendo posible la optimización de la perforación en diversos aspectos.

Las primeras herramientas MWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1970 para medir las propiedades relacionadas con la perforación, tales como la inclinación y el azimut, que son esenciales en las operaciones de perforación direccional. Importantes mediciones adicionales, tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en ingles) y la temperatura, permiten a los perforadores y a los ingenieros de perforación vigilar rutinariamente (monitorear) los parámetros de desempeño de la perforación en el fondo del pozo, en tiempo real, en lugar de inferirlos a partir de las mediciones de superficie.

La tecnología MWD, está relacionada primordialmente para dirigir eficazmente la posición del pozo, esto resulta crucial para permitir que los perforadores direccionales ajusten las trayectorias de los pozos para dar cabida a la información geológica nueva proveniente de los registro LWD en tiempo real.

Las herramientas LWD, en forma general están compuestas básicamente por:

a) Sección se sensores: toma los registros.

b) Sección de Interfaces (modelo de control): codifica los registro y manda a la sección de transmisión

c) Sección de Transmisión: envía los datos a superficie.

d) Equipo de superficie: se interpretan los datos y leen en software a tiempo real.

VENTAJAS

*Reducción del tiempo de perforación.

*Ahorro en los costos de operación.

*Toma de decisiones de tiempo de real.

*Producción anticipada.

*Mejora la productividad en pozos horizontales.