capacidad de produccion por flujo natural y artificial
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República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Defensa
Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Bolivariana
UNEFA- Extensión Zaraza.
CAPACIDAD DE PRODUCCION DE UN POZO POR FLUJO NATURAL Y
LEVANTAMIENTO ARTIFIACIAL
Profesora: Integrantes:
ING .Torrealba Yalitza Flores, Marinellys CI 20.251.713
Hernández, Orlando CI 19.709.095
Sección 3T Padrino, María. CI 19.488.789
Semestre VIII Rodríguez, Adriana. CI 20.684.250
ING.GAS Rubens, Jose CI. 19.701.947
Enero 2013
INDICE:
pág.
Introducción
Capacidad de producción del pozo en flujo natural…………………….…………..4
Uso de reductores para controlar la producción del pozo en flujo natural…………5
Empujes naturales…………………………………………………………………..8
Empuje por capa de gas…………………………………………………………….9
Empuje por gas en solución………………………………………………………..11
Empuje por agua…………………………………………………………………...12
Empuje por gravedad……………………………………………………………....14
Métodos de levantamiento artificial convencional………………………………...17
Bombeo mecánico………………………………………………………………….17
Levantamiento artificial por gas……………………………………………………20
Métodos de levantamiento artificial no convencionales……………………………29
Bombeo electrosumergible………………………………………………………....29
Bombeo de cavidad progresiva……………………………………………………..33
Bombeo hidráulico………………………………………………………………….40
Conclusiones………………………………………………………………………..43
Bibliografía………………………………………………………………………….45
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INTRODUCCIÓN
Ciertamente, los estudios realizados en ingeniería de producción, comprenden
una serie de procesos que van desde el comportamiento de afluencia, levantamiento
de los fluidos del pozo, hasta los procesos en superficie como: la recolección,
separación, tratamiento, almacenamiento y transporte del crudo y gas. Así pues, al
poner en producción un pozo se crea un diferencial de presión entre la presión del
yacimiento y la presión del fondo del pozo; ese diferencial de presión origina el
desplazamiento de los fluidos desde la formación hacia el pozo cuando la presión es
mayor en el yacimiento que en el pozo, permitiendo así la extracción de los fluidos.
Ahora bien, el proceso de levantamiento de los fluidos del pozo hacia la
superficie, puede llevarse a cabo mediante la producción del pozo por flujo natural o
por métodos de levantamiento artificial. De manera tal, cuando la energía natural de
un yacimiento es suficiente para impulsar los fluidos desde un punto del yacimiento
hasta el fondo del pozo y de allí hasta la estación de flujo, se dice que el pozo produce
por flujo natural; pero a medida que la energía del yacimiento declina, la producción
del pozo disminuye hasta el punto en que no puede producir por sí solo, debiéndose
adoptar una manera de disminuir la presión del fondo del pozo y a la vez de
transportar los fluidos hasta la superficie, incrementando de esta forma el aporte de
fluidos de la formación al pozo. Esto implica el uso de un sistema que permita
proporcionar energía de manera artificial al pozo, a estos sistemas se le conoce como
métodos de Levantamiento Artificial.
En tal sentido, el objetivo fundamental de esta investigación es estudiar la
capacidad de producción de un pozo por flujo natural y artificial; analizar los distintos
empujes naturales (hidráulico, capa de gas, gas en solución, gravitacional) su
funcionamiento y características; estudiar brevemente el uso de reductores para
controlar la producción por flujo natural; igualmente se estudiaran los distintos
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métodos de levantamiento artificial (Bombeo Mecánico, L.A.G, Bombeo
Electrosumergible, Bombeo de Cavidad Progresiva, Bombeo Hidráulico), sus
características, principio de funcionamiento, ventajas, desventajas, límites de
aplicación y curvas de rendimiento para alguno de ellos. Todo estos mediante una
recopilación bibliográfica exhaustiva.
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CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL POZO EN FLUJO NATURAL
Descripción
La capacidad de producción del pozo en flujo natural lo establece la tasa de
producción para la cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se iguala a la
capacidad de extracción de fluidos del pozo conjuntamente con su línea de flujo en la
superficie.
Tasa de producción posible o de equilibrio
Para obtener gráficamente la tasa de producción antes mencionada se debe
dibujar en la misma grafica las curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del
pozo, tal como se muestra a continuación:
Grafica de Capacidad de producción
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USO DE REDUCTORES PARA CONTROLAR LA PRODUCCIÓN DEL
POZO EN FLUJO NATURAL
Descripción
Cuando se requiere controlar la tasa de producción de un pozo se debe instalar
un reductor de producción en la caja de “choke” que se encuentra en el cabezal del
pozo. La reducción brusca del área expuesta a flujo provocará una alta velocidad de la
mezcla multifásica a través del orificio del reductor de tal forma que la presión del
cabezal no responderá a los cambios de presión en la línea de flujo y en la estación,
en otras palabras, la producción del pozo quedará controlada por la presión de cabezal
Pwh impuesta por el tamaño del reductor instalado.
RAZONES PARA CONTROLAR LA TASA DE PRODUCCIÓN CON USO DE
REDUCTORES
Entre las razones más importantes para controlar la tasa de producción del pozo
que produce por flujo natural se encuentran:
Aumentar la seguridad del personal de campo al reducir la presión en la
superficie
Evitar la conificación de agua y gas.
Minimizar la migración de finos.
Minimizar la entrada de arena al pozo.
Proteger el equipo de superficie de la alta presión, erosión, turbulencia, etc.
Mantener flexibilidad en la producción total del campo para acoplarla a la
demanda de petróleo impuesta por el mercado internacional
En conjunto estas razones están orientadas hacia una explotación eficiente de los
yacimientos. Definitivamente estos dispositivos constituyen el medio más efectivo y
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económico de controlar la producción e incrementar el recobro final de los
yacimientos.
¿Cómo afecta a la producción del pozo el uso del reductor?
Cuando se instala un reductor en la línea de flujo superficial de un pozo la
restricción al flujo provocará un aumento de la presión en el cabezal, Pwh, y con ello
un aumento de la presión fluyente en el fondo del pozo, Pwf, disminuyendo el
diferencial de presión a través del área de drenaje del yacimiento, en consecuencia, la
tasa de producción del pozo será menor que la obtenida cuando producía sin reductor.
Mientras más pequeño es el orificio del reductor menor será la tasa de producción del
pozo y mayor la presión en el cabezal del pozo.
Capacidad de producción del pozo para varios tamaños de reductor
La capacidad de producción del pozo en flujo natural con reductor la establece
la tasa de producción para la cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se
iguala a la capacidad de extracción de fluidos del pozo conjuntamente con el reductor
de producción en superficie. Básicamente es el mismo procedimiento presentado en
el Tema 1, con la diferencia que la curva de demanda de energía en el cabezal
obtenida a partir de la presión del separador debe ser sustituida por la curva de
comportamiento del reductor, el procedimiento se repite para varios reductores.
Capacidad de producción del pozo para varios tamaños de reductor.
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EMPUJES NATURALES:
Los mecanismos de empuje son los responsables de aportar la energía
necesaria para que los fluidos puedan desplazarse dentro del yacimiento, es decir,
para que los fluidos puedan ser explotados. El empuje del petróleo hacia los pozos se
efectúa inicialmente por la presión natural que tiene el yacimiento.
Existen cinco mecanismos de empuje natural: Empuje de agua, expansión del
gas, gas en solución, empuje de roca (compactación) y segregación gravitacional.
Generalmente, se da el caso de que uno de estos mecanismos prevalece sobre los
demás, pero la posible presencia de otro mecanismo actuaría como una ayuda
adicional.
Es muy importante detectar lo más anticipadamente el mecanismo natural de
empuje o expulsión del petróleo, debido a que se puede obtener un mejor provecho
del futuro comportamiento del mecanismo en el yacimiento, y también ayudara para
estudiar las futuras aplicaciones de extracción secundarias como inyección de gas, de
agua, de vapor, entre otros elementos. Para detectar el mecanismo de producción se
acude a la interpretación de una extensa data obtenida durante la perforación de los
pozos y durante el comienzo y toda la etapa de producción primaria. Dicha
información proviene de los siguientes datos:
Características geológicas y petrofísicas de las formaciones petrolíferas.
Buzamiento de las formaciones.
Profundidad y espesor de las formaciones petrolíferas.
Porosidad y permeabilidad de los estratos.
Saturaciones de los fluidos (gas-petróleo-agua) en los estratos petrolíferos.
Relaciones Presión-Volumen-Temperatura.
Historias de producción de los fluídos.
Profundidades de los contactos gas-petróleo-agua.
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En la práctica se ha determinado que este empuje se puede derivar de la
presencia de:
Casquetes de gas libre.
Volumen de gas libre en el petróleo.
Volumen de agua dinámica subyacente.
Empuje por gravedad.
Por lo general se da el caso de que uno de estos mecanismos es preponderante
en empujar el petróleo hacia los pozos y la posible presencia de otro podría actuar en
forma coadyutoria.
EMPUJE POR CAPA DE GAS.
En este tipo de yacimiento, bajo las condiciones originales de presión y
temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. La presión y
la temperatura, bajo las condiciones normales, están relacionadas con la profundidad.
Al poner el pozo a producir controladamente, la diferencia entre la presión del
yacimiento y la presión el cabezal del pozo (presión de flujo) hacen que el petróleo y
el gas disuelto en éste lleguen a la superficie.
Por lo general, el control del volumen de flujo en la superficie se hace
mediante la instalación de un estrangulador o reductor de diámetro de la tubería de
producción en el cabezal del pozo. El estrangulador se emplea para mantener el
régimen de producción más eficiente de acuerdo con la energía natural del
yacimiento, de manera que la relación gas petróleo lograda durante el periodo de
extracción primaria redunde en el más alto porcentaje de petróleo en sitio producido
del yacimiento.
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Para permitir el flujo del petróleo hacia el pozo, la tubería de revestimiento
que cubre el estrato productor se cañonea a una profundidad muy por debajo del
contacto gas-petróleo. Esto se hace para evitar producir gas libre del casquete de gas.
Sin embargo, al correr el tiempo y debido a la extracción de crudo del yacimiento, la
presión disminuye paulatinamente y el volumen del casquete de gas aumenta, por lo
cual el nivel del contacto gas-petróleo baja. Este descenso del contacto gas-petróleo
hace que los pozos ubicados en la parte estructural más alta del yacimiento sean los
primeros en producir gas del casquete.
Por su mecanismo y características de funcionamiento, el casquete o empuje
de gas ofrece la posibilidad de una extracción primaria de petróleo de 15 a 25 %. Por
tanto, al terminar la efectividad primaria del mecanismo, debido al abatimiento de la
presión y producción del gas, queda todavía por extraerse 75 a 85% del petróleo
descubierto. Para lograr la extracción adicional de crudo por flujo natural se recurre
entonces a la vigorización del mecanismo mediante la inyección de gas o de gas y
agua para restaurar la presión
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EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN
En este tipo de mecanismo no existe capa o casquete de gas. Todo el gas
disuelto en el petróleo y el petróleo mismo forma una sola fase, a presión y
temperaturas originalmente altas en el yacimiento.
Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado hace que
el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento hacia los pozos
durante cierta parte de la vida productiva del yacimiento. Eventualmente, a medida
que se extrae petróleo, se manifiesta la presión de burbujeo en el yacimiento y
comienza a desarrollarse el casquete o capa de gas en el yacimiento, inducida por la
mecánica de flujo.
Este tipo de extracción es considerado más eficiente que el de casquete de gas.
La práctica ha demostrado que la extracción primaria puede alcanzar de 20 a 40% del
petróleo en sitio.
La relación de gas disuelto en el petróleo es importante y el volumen de gas
disuelto en el petróleo está en función de la presión y temperatura en el yacimiento y
las características del crudo.
Algunas veces puede ser que la presencia de agua en el fondo del yacimiento
constituya un latente mecanismo de expulsión. Para la inyección de gas o de agua,
previo los estudios requeridos, se escogerán pozos claves existentes que puedan ser
convertidos a inyectores o se abrirán nuevos pozos para tales fines.
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EMPUJE POR AGUA
El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la
extracción de petróleo. Su presencia y actuación puede lograr que se produzca hasta
60% y quizás más del petróleo en sitio.
Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relación
muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el
yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El frente o
contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el
petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se
debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el
desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas.
La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o cañonea bastante
por encima del contacto agua-petróleo para evitar la producción de agua muy
tempranamente.
Cuando se detecta el influjo drástico del agua se procede a analizar los
estudios de comportamiento preparados sobre el yacimiento. Es posible que lo más
recomendable sea aislar por cementación forzada las perforaciones por donde esta
fluyendo el agua y cañonear el revestidor a más alto nivel del contacto agua-petróleo.
O en caso de conificación, con cerrar el pozo por cierto tiempo se produce la
desaparición del cono al equilibrarse el contacto agua-petróleo.
El cono se produce debido a la movilidad con que el agua y el petróleo se
desplazan hacia el pozo. En este caso, la relación de movilidad petróleo-agua
favorece al agua y hace que el petróleo quede rezagado.
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Empuje por agua.
EMPUJE POR GRAVEDAD
Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento que de
un punto a otro crea un desnivel. Este buzamiento se expresa en grados y puede ser
muy pequeño (2º), o puede ser muy empinado (45º) o más. Mientras más alto sea el
buzamiento, mayor oportunidad tendrá el petróleo escurrirse buzamiento abajo.
Si la capa de gas es activa, los pozos ubicados buzamiento arriba empezarán a
mostrar incrementos en su relación gas-petróleo durante cierta época de su vida
productiva. El mantenimiento de la presión del yacimiento por la inyección de gas
equivaldría a que la masa de gas actuara como émbolo que comprime y desplaza el
petróleo hacia los pozos ubicados buzamiento abajo, los cuales tendrán mucho más
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tiempo de incrementar su relación gas-petróleo, según su posición estructural.
En el caso de la presencia de un acuífero bien definido, su avance está
relacionado con el régimen de producción que se desee imponer al yacimiento. Sí el
agua se desplaza buzamiento arriba, lo cual no es muy factible cuando el buzamiento
es alto, los pozos buzamiento abajo empezarán a producir agua cuando el contacto
agua-petróleo haya subido a los intervalos donde fue cañoneado el revestidor.
Empuje por gravedad
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MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
En los yacimientos los fluidos están sujetos a la acción de varias fuerzas y
energías naturales: fuerzas de presión, fuerzas de fricción por viscosidad, de gravedad
de energía y fuerzas capilares, las cuales actúan en el movimiento de los fluidos hacia
los pozos o para retenerlos en el yacimiento. Cuando esas energías son suficiente
para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del
pozo y de allí a la superficie, se dice que el “ pozo fluye naturalmente" es decir, el
fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y
el pozo. La Producción Por Flujo Natural no es el método que garantiza los niveles de
producción rentables durante toda la vida productiva del yacimiento.
Para obtener el máximo beneficio económico del yacimiento, es
necesario seleccionar el método de producción óptimo, este es el que permite
mantener los niveles de producción de la manera más económica posible. Al realizar
la explotación del yacimiento la presión de este disminuye, lo que implica
que la producción de fluidos baje hasta el momento en el cual, el pozo deja de
producir por sí mismo. De allí surge la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento
mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, de aquí surge lo que
llamamos métodos convencionales y no convencionales.
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
El Método de Levantamiento Artificial consiste en extraer los fluidos del
yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo. Existen
algunos factores que representan los parámetros más importantes en la selección del
equipo de Levantamiento Artificial:
-Inversión inicial
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-Relación gastos operacionales/ingresos mensuales
- Vida útil del equipo- Números de pozos en levantamiento artificial
Disponibilidad del equipo excedente
- Vida del pozo
Cada uno de los sistemas de Levantamiento Artificial tiene limitaciones
económicas y operacionales que lo excluyen de cualquier consideración en ciertas
condiciones operacionales. Una vez que haya sido elegido en el pozo el Método de
Producción, debe diseñarse adecuadamente el equipo necesario para que este
funcione en condiciones particulares del pozo. Por lo tanto, independientemente de la
escogencia del método, se deberá suministrar al personal de operaciones suficiente
información y entrenamiento para que la instalación sea exitosa desde el punto de
vista económico.
Entonces se dice que El propósito de los Métodos de Levantamiento Artificial,
es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con
el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar de
esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que se generen problemas de
producción como pueden ser: arenamiento, conificacion de agua etc. Existen
diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran: los
convencionales y no convencionales.
MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CONVENCIONALES:
Son aquellos que poseen una aplicación común en la industria petrolera, ya
que son los más utilizados en la producción de crudo actualmente. Dentro de
este grupo encontramos:
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- BOMBEO MECÁNICO.
El bombeo mecánico es el método más usado en el mundo. Consiste
una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que es abastecida con energía
producida a través de una sarta de cabillas. La energía es suministrada por un
motor eléctrico o de combustión interna colocado en la superficie. Tiene su
mayor aplicación mundial en la producción de crudos pesados y extra
pesados, aunque también se utiliza en la producción de crudos medianos y
livianos.
La función principal de la unidad de bombeo mecánico es proporcionar
el movimiento reciprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de
cabillas y estas, la bomba de subsuelo. La unidad de bombeo, en su
movimiento, tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto
inferior.
Cuando el balancín está en el punto muerto inferior sus válvulas fija y
viajera se hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de
fondo y el efecto de succión del pistón permite la apertura de la válvula fija; el
fluido pasa del pozo hacia el interior de la bomba. Al mismo tiempo, la
columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y permanecerá
cerrada durante la carrera ascendente.
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Bombeo Mecánico
El fluido continúa llenando la bomba hasta que el pistón llega hasta el punto
muerto superior. La válvula fija cierra y comienza la carrera descendente, el pistón se
mueve hacia abajo y produce un efecto de compresión. Cuando la presión interna es
superior a la que existe sobre la válvula viajera, esta se abre y el fluido es transferido
al pistón hasta llegar al punto muerto inferior, donde se repite el ciclo de bombeo.
Balancín convencional
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Ventajas:
El diseño es poco complejo
El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por personal de campo.
Se puede aplicar a completaciones sencillas y múltiples.
Puede utilizar gas o electricidad como fuente de energía.
Puede bombear crudos viscosos y a altas temperaturas.
Desventajas:
Esta limitado por profundidad de 16.000’
El equipo de superficie es pesado y voluminoso.
Estructura del balancín
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LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
Uno de los métodos de levantamiento artificial más utilizado en la industria
petrolera es la inyección de gas, también conocido como LAG (levantamiento
artificial por gas).
Este consiste como su nombre lo indica en inyectar gas a alta presión en la
tubería del pozo, ya sea de manera continua para aligerar la columna hidrostática en
la tubería de producción (flujo continuo), o a intervalos regulares para desplazar los
fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente).
Inyección del gas al pozo
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¿Cómo actúa el LAG?
El gas inyectado hace que el fluido llegue a la superficie debido a la acción de
alguno de los siguientes mecanismos o a la combinación de los mismos:
a) Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería de producción
frente a la formación, mediante la disminución de su densidad.
b) Expansión del gas inyectado.
c) Desplazamiento del fluido por alta presión del gas.
¿Qué objetivos se persiguen mediante la aplicación de este método?
a) Arrancar los pozos que producen por flujo natural.
b) Incrementar la producción de los pozos que declinan naturalmente, pero
que aún producen sin necesidad de utilizar métodos artificiales.
c) Descargar los fluidos de los pozos de gas.
d) Realizar contra flujo de pozos de agua.
TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS
INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO CONTINUO:
El flujo de gas continuo consiste en inyectar en inyectar constantemente gas
hacia la columna de fluidos producido por el pozo. Este gas inyectado se une al
producido por la formación, reduciendo la densidad de la columna para levantar el
fluido hasta la superficie. Es preciso mencionar que este método de levantamiento es
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el que más se aproxima al comportamiento de un pozo en flujo natural, la diferencia
radica en poder controlar la relación gas-líquido en la tubería de producción.
Inyección gas por flujo continuo
INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE:
El flujo de gas intermitente consiste en inyectar gas a la tubería de producción,
a intervalos regulares para desplazar los fluidos a la superficie en forma de tapones de
líquido. La frecuencia de la inyección de gas depende del tiempo que tarda un tapón
de líquido en acumularse en la tubería, y el tiempo que dura la inyección de gas
depende del tiempo requerido para que dicho tapón alcance la superficie.
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Inyección de gas por flujo intermitente
¿Cuándo utilizar cada tipo de LAG?
Las condiciones que favorecen la eficiencia del flujo continuo son las
siguientes:
o Alta tasa de producción.
o Baja densidad del petróleo.
o Alta presión de fondo.
o Alta relación gas-líquido del yacimiento.
o Se puede aplicar en pozo con alta producción de arena.
Las condiciones que favorecen al flujo intermitente son las siguientes:
o Baja tasa de producción.
o Baja relación gas-líquido del yacimiento.
o Alta densidad del petróleo.
o Pozo sin producción de arena.
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o Pozos moderadamente profundos con bajo nivel de fluido.
o Baja presión de fondo con bajo índice de productividad.
o Baja presión de fondo con alto índice de productividad.
TIPOS DE INSTALACIONES PARA UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR GAS
Existen diferentes tipos de instalaciones para este método, los cuales se
clasifican dependiendo de sí el pozo se encuentra equipado o no, con empacadura y/o
válvula fija.
INSTALACIONES ABIERTAS: en este tipo de instalación la sarta de
tubería está suspendida dentro del pozo sin empacadura.
INSTALACIONES SEMICERRADAS: es similar a la abierta con la
diferencia de que se instala una empacadura que sella la comunicación entre la
tubería de producción y el espacio anular.
INSTALACIONES CERRADAS: la instalación es similar a la semicerrada,
excepto que se coloca una válvula fija en la sarta de producción,
generalmente en el fondo del pozo. Este es el tipo ideal para flujo
intermitente.
PROCESO DE DESCARGA.
Inicialmente todas las válvulas (operadas por presión de gas) están abiertas y
cubiertas de fluido de carga. La inyección del gas se comienza en forma lenta para
transferir gradualmente la presión del sistema en el nivel del pozo (presión de
arranque) hacia el anular. De lo contrario, la acción abrasiva del fluido de
completacion podría erosionar el asiento de las válvulas, por alta velocidad con la que
circula a través de los mismos.
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-PRESIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA:
En la medida en que se incrementa la presión en el anular, el nivel de fluido en él va
descendiendo hasta descubrir la válvula tope. Esta regulará la presión en el anular a
un valor ligeramente menor que la presión de operación del sistema.
-REDUCCIÓN DE PRESIÓN:
La reducción de presión en la tubería, producida por el gas que entra a través
de la válvula tope, permite que la descarga del pozo continúe hasta descubrir la
segunda válvula. Al descubrirse esta, la tasa de gas que sale del anular hacia la tubería
de producción es mayor a la que entra por la superficie, originando una reducción de
presión del gas en el anular, que trae como consecuencia el cierre de la válvula tope,
siempre y cuando su presión de cierre en la superficie sea mayor que la presión de
cierre de la segunda. El gas continúa pasando por medio de la segunda válvula hasta
que se descubre la tercera y, así, sucesivamente, hasta llegar a la que quedará como
operadora.
En este proceso es importante destacar que las presiones de apertura y cierre
de las válvulas deben ir disminuyendo a medida que van colocadas más profundas en
la sarta de producción. Por otro lado, el asiento de cada válvula debe permitir el paso
del gas requerido para reducir la presión en la tubería, lo suficiente para lograr
descubrir la válvula más profunda. En el diseño de este tipo de instalaciones para
flujo continuo, la caída de presión entre dos válvulas consecutivas pozo abajo debe
ser lo suficientemente alta para evitar la interferencia entre ellas.
VENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR
GAS:
o Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas
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o Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales
o Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de
arena
o Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma
o El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo
o Bajo costo de operación
DESVENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR
GAS:
o Se requiere una fuente de gas de alta presión
o No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y
líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro
o El gas de inyección debe ser tratado
o No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso
o Su diseño es laborioso.
o Aplicable a pozos de hasta mas de 10.000 pies
PÁRAMETROS DE APLICACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL POR GAS:
1. -Una gran seguridad de compresión requiere de 95% o más de tiempo de
corrida. El gas debe estar deshidratado y dulce.
2. -Posee un costo bajo por pozo, el costo de compresión dependerá del costo del
combustible y mantenimiento del compresor. La llave es inyectar lo que más
posible sea de RGL.
3. -Posee una excelente confiabilidad para sistemas de compresión bien
diseñados y con buen mantenimiento
4. -Buen mercado para un buen compresor usado y algunos se dan como pago
por su valor como mandriles y válvulas
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5. -Buena Eficiencia. Incrementa para pozos que requieren pequeñas RGL de
inyección. Baja eficiencia para pozos con alta RGL de inyección. Eficiencia
típica de 20% pero un rango de 5 a 30%.de extracción de fluidos del pozo
conjuntamente con la inyección de gas en la columna de fluido. Básicamente
es el mismo procedimiento presentado para pozos en flujo natural con la
diferencia que la RGL por encima del punto de inyección es mayor que la de
formación debido a la inyección de gas con fines de levantamiento.
Curva de rendimiento del pozo de LAG
En el levantamiento artificial por gas es posible determinar las condiciones
óptimas de operación a partir de la curva de rendimiento del pozo, la cual permite
determinar la cantidad de gas optima requerida para maximizar la tasa de producción
de fluidos (producción /inyección). Para obtener estas curvas es necesario crear el
modelo de cada pozo, utilizando herramientas de simulación.
Ahora bien, las curvas de rendimiento proporcionan un modelo de pozo que
permite estimar la tasa de producción dada a una tasa de inyección específica.
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En la figura se observa el siguiente comportamiento: a medida que la tasa de
inyección de gas aumenta, la producción también aumenta hasta alcanzar un máximo.
Al inyectar gas adicional al gradiente de presión continuara disminuyendo hasta un
valor después del caudal, mas gas causará un aumento en el gradiente de presión,
debido a fricción adicional y posible efectos de energía cinética.
MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL NO CONVENCIONALES:
Son todas aquellas tecnologías desarrolladas y/o mejoradas en los últimos
años. Entre estas se encuentran:
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
El bombeo electrosumergible es un método que se comenzó a utilizar en
Venezuela en 1958, con el pozo silvestre 14. Se considera un método de
levantamiento artificial que utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para
levantar los fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la
estación de flujo.
La técnica para diseñar las instalaciones de bombeo electrosumergible
consiste en: seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la producción
deseada, de asegurar el incremento de presión para levantar los fluidos, desde el pozo
hasta la estación, y escoger un motor capaz de mantener la capacidad de
levantamiento y la eficiencia del bombeo.
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Bombas electrosumergibles
Esquema del bombeo electrosumergible
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Factores más relevantes que afectan este tipo de instalaciones:
Configuración del equipo de subsuelo: Tanto el diámetro del revestidor como el de la
tubería limitan el tamaño de la bomba.
Tipo de Completación: Generalmente este tipo de instalaciones es diseñado en
función de pozos verticales.
Viscosidad de los fluidos: La viscosidad afecta a este tipo de bombas bajando la
capacidad de levantamiento, reduciendo la eficiencia y aumentando el consumo de
energía del motor.
Bombeo electrosumergible
Ventajas:
Puede levantar altos volúmenes de fluidos.
Maneja altos cortes de agua.
Puede operar a velocidades de bombeo variable.
El equipo de superficie requiere poco espacio
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Aplicable costa afuera.
La inversión es baja en pozos poco profundos y con altas tazas de producción.
Puede utilizarse para inyectar fluidos a la formación.
Desventajas:
Se requiere controlar el equipo en cada pozo.
Susceptible a la producción de agua, gas y arena.
El cable eléctrico es sensible a la temperatura y manejo. Es altamente costoso.
Necesita disponibilidad de corriente eléctrica.
Su diseño es complejo.
CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL POZO CON BOMBEO
ELECTROCENTRÍFUGO SUMERGIBLE (BES):
Capacidad de producción del pozo con BES a diferentes RPM del motor
La capacidad de producción del pozo con BES depende de la profundidad
donde se coloque la bomba, de la capacidad de bombeo de la misma y del trabajo que
realice sobre el fluido. La bomba centrífuga succionará el fluido reduciendo la
presión fluyente en el fondo del pozo logrando conciliar nuevamente la demanda de
fluidos con la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento. A mayor RPM del
motor mayor será la capacidad de extracción de la bomba y con ello la del pozo. La
figura muestra el efecto de las RPM del motor-bomba sobre la producción del pozo.
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Capacidad de producción del pozo con BES
BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA
Consiste en una maquina volumétrica rotativa de desplazamiento positivo,
compuesta por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero
generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. Usadas en el
bombeo de líquidos altamente viscosos, pastosos, neutrales o agresivos, puros o
abrasivos, líquidos gaseosos o líquidos que tienden a convertirse en espuma, incluso
líquidos con componentes fibrosos y sólidos.
Hoy en día el bombeo por cavidades progresivas es destacado como sistemas de
levantamiento artificial, en recuperación de petróleos pesados. El uso de estás bombas
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se extendió a diferentes países como; Venezuela (tiene el depósito más grande de
petróleos pesados y extra-pesados), Argentina, California, Canadá entre otros.
Descripción del sistema BCP.
El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento
artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee
pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo.
Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en
superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal
de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero
vulcanizado.
La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira
excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las
superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su
descarga.
El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un
empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser lo
suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de la
bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño como
para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor.
El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o
intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie
hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de
cavidades idénticas y separadas entre si. Cuando el rotor gira en el interior del estator
estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga
generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las
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cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es de
desplazamiento positivo.
La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de rotación, que
está conformado, por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas
proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento al a bomba de
cavidades progresivas.
Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de
anclaje, que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo contrario,
no existirá acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsión máxima que
puede soportar este mecanismo a fin de evitar daños innecesarios y mala operación
del sistema.
El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al
sistema de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo
cual es posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario.
APLICACIONES:
Para manejar líquidos limpios y transparentes, así como fluidos sensibles a la
agitación, además de fangos y lodos viscosos, corrosivos, abrasivos, repletos de
sólidos Explotación del petróleo pesado o liviano. Pozos Derivados. Explotación de
pozos de gas.
Alimentos y bebidas de bombeo
De bombeo de petróleo
Bombeo de pulpa
Las aguas residuales de lodos de bombeo
Químicosviscosos de bombeo
Crecida de detección
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Motores de fondo de pozo de lodo de perforación en campos petroleros
direccional (se invierte el proceso, convirtiendo a la hidráulica en potencia
mecánica)
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS SISTEMAS BPC.
Las principales ventajas que proporciona este método de levantamiento
artificial es; que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y que
posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo.
Con respecto a las desventajas que ofrece este sistema está el hecho de que el
elastómero se puede llegar a deteriorar debido a agentes contaminantes en el crudo y
que no puede ser utilizada a grandes profundidades por dos razones principales: sería
necesario el uso de grandes extensiones de varillas y las altas temperaturas también
pueden dañar el elastómero.
Ventajas:
Los sistemas BCP tienen algunas características únicas que los hacen ventajosos
con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades más
importantes es su alta eficiencia total. Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y
60 %. Otras ventajas adicionales de los sistemas BCP son:
Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises;
La inversión de capital es del orden del 50% al 25% del de las unidades
convencionales de bombeo, dependiendo del tamaño, debido a la simplicidad
y a las pequeñas dimensiones del cabezal de accionamiento;
Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de
energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de
bombeo eficiente. El sistema de accionamiento es también eficiente a causa
de que la varillas de bombeo no se levantan y bajan, solo giran;
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Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede ser
transportada con una camioneta;
Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del estator
y al mecanismo de bombeo;
La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión resta
parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una
aparente ineficiencia;
Amplio rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades
recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en
los caudales obtenidos. Este rango se puede obtener sin cambio de equipo.
La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará menor
producción de arena de yacimientos no consolidados. La producción de flujo
constante hacen más fácil la instrumentación;
El esfuerzo constante en la sarta con movimientos mínimos disminuye el
riesgo de fallas por fatiga y la pesca de varillas de bombeo;
Su pequeño tamaño y limitado uso de espacio en superficies, hacen que la
unidad BPC sea perfectamente adecuada para locaciones con pozos múltiples
y plataformas de producción costa fuera;
El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas
urbanas;
Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes
móviles; y
Simple instalación y operación.
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Desventajas:
Los sistemas BCP también tienen algunas desventajas en comparación con los
otros métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades
de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la compatibilidad de los
elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de
componentes aromáticos. A continuación se presentan varias de las desventajas de los
sistemas BCP:
Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o
178°C);
Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o
deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de
tiempo);
Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco
por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la
succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco);
Desgaste por contacto entre las varilla y la cañería de producción en pozos
direccionales y horizontales; y
Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba (ya
sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema).
Sin embargo, estas limitaciones están siendo superadas cada día con el desarrollo
de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de los equipos. En
su aplicación correcta, los sistemas de bombeo por cavidades progresivas proveen el
más económico método de levantamiento artificial si se configura y opera
apropiadamente.
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Funcionamiento:
Un motor transmite movimiento rotacional a una sarta de cabillas a través de distintos
engranajes, esta sarta de cabillas hacen girar al rotor, formando cavidades progresivas
ascendentes. El crudo se desplaza hasta la superficie por efecto del rotor que gira
dentro del estator fijo.
Mientras que bombas de cavidad progresiva ofrecen una larga vida útil y
confiable servicio de transporte de fluidos viscosos o abultadas, fluidos abrasivos
reducirá considerablemente la vida del estator, como fluidos abrasivos acortará la
vida útil de cualquier tipo de bomba. Sin embargo, lodos (partículas en un medio) se
puede bombear de forma fiable, siempre y cuando el medio es viscoso, lo suficiente
como para mantener una capa de lubricación alrededor de las partículas y por lo tanto
proporcionar una protección al estator.
Bomba de cavidad progresiva
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BOMBEO HIDRÁULICO
Una bomba hidráulica es un dispositivo tal, que recibiendo energía mecánica
de una fuente exterior, la transforma en una energía de presión transmisible de un
lugar a otro de un sistema hidráulico a través de un líquido cuyas moléculas estén
sometidas precisamente a esa presión. Los sistemas de bombeo hidráulico
proporcionan una flexibilidad extraordinaria en la instalación y capacidad de
funcionamiento para cumplir una amplia gama de requerimientos de extracción
artificial. La instalación de la potencia superficial puede ponerse en un lugar central
para servir a pozos múltiples, o como una unidad conveniente montada sobre patín
localizada en el lugar del pozo individual. El requerimiento de equipo mínimo en el
cabezal del pozo acomoda de cerca el pedestal de perforación espaciado de cerca, o
las terminaciones de plataforma, así como los requerimientos superficiales de perfil
bajo.
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El bombeo hidráulico se basa en un principio sencillo: “La presión ejercida
sobre la superficie de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las
direcciones”. Aplicando este principio es posible inyectar desde la superficie un
fluido a alta presión que va a operar el pistón motor de la unidad de subsuelo en el
fondo del pozo. El pistón motor esta mecánicamente ligado a otro pistón que se
encarga de bombear el aceite producido por la formación. Los fluidos de potencia
más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo.
Las bombas se fabrican en muchos tamaños y formas - mecánicas y manuales
con muchos mecanismos diferentes de bombeo y para aplicaciones muy distintas.
Capacidades de Funcionamiento
Las capacidades de funcionamiento significativas de este sistema hidráulico
de extracción incluyen:
•Caudales de producción desde 100 hasta 15.000 BPD - ajustables en la superficie,
del 20 a 100% de capacidad.
•Profundidades de operación mayores de 15.000 pies.
•Selección de bombas de chorro de pistón de desplazamiento positivo para que
funcionen en tubos de 2" a 4 pulgadas.
•Las bombas de desplazamiento positivo pueden lograr máximo volumen de desagüe
remanente.
•Las bombas de chorro manejan altas relaciones de gas/petróleo, y fluidos del pozo
que son arenosos, corrosivos o de alta temperatura.
•Uso del agua o crudo producido como fluido de potencia.
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•Sistemas de fluido de potencia cerrados para que las instalaciones de la bomba de
pistón aíslen el fluido de potencia de la producción.
•Las bombas de chorro y de pistón pueden encajar intercambiadas en el mismo
conjunto del fondo del pozo de "bomba libre.
Ventajas
-Pueden ser usados en pozos profundos (+/- 18000 pies).
-No requieren taladro para remover el equipo de subsuelo.
-Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitios inaccesibles.
-Varios pozos pueden ser controlados y operados desde una instalación central de
control.
-Puede manejar bajas concentraciones de arena.
Desventajas
-Costo inicial alto
-Las instalaciones de superficie presentan mayor riesgo, por la presencia de altas
presiones.
-Altos costos en la reparación del equipo.
-No es recomendable en pozos de alto RGP.
-Problemas de corrosión.
-El diseño es complejo
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CONCLUSIONES:
La mayoría de los pozos son capaces de producir por Flujo Natural en la
primera etapa de su vida productiva, no obstante una vez finalizada la producción por
Flujo Natural, es necesario seleccionar un Método de Levantamiento Artificial que
permita seguir produciendo eficientemente el yacimiento. Al realizar la explotación
del yacimiento la presión de este disminuye lo que implica que la producción baje
hasta el momento en el cual el pozo deja de producir por sí mismo.
Por otra parte, la capacidad de producción del pozo en flujo natural con
reductor la establece la tasa de producción para la cual la capacidad de aporte de
fluidos del yacimiento se iguala a la capacidad de extracción de fluidos del pozo
conjuntamente con el reductor de producción en superficie. Igualmente resulta
necesario detectar lo más anticipadamente el mecanismo natural de empuje o
expulsión del petróleo, debido a que se puede obtener un mejor provecho del futuro
comportamiento del mecanismo en el yacimiento, asimismo permitirá el estudio de
las futuras aplicaciones de extracción secundarias como inyección de gas, de agua, de
vapor, entre otros elementos.
Ahora bien, cada uno de los sistemas de Levantamiento Artificial tiene
limitaciones económicas y operacionales que lo excluyen de cualquier consideración
en ciertas condiciones operacionales. Una vez que haya sido elegido en el pozo el
Método de Producción, debe diseñarse adecuadamente el equipo necesario para que
este funcione en condiciones particulares del pozo. Por lo tanto, independientemente
de la escogencia del método, se deberá suministrar al personal de operaciones
suficiente información y entrenamiento para que la instalación sea exitosa desde el
punto de vista económico
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El bombeo mecánico consiste una bomba de subsuelo de acción reciprocante,
que es abastecida con energía producida a través de una sarta de cabillas; esa energía
es suministrada por un motor eléctrico o de combustión interna colocado en la
superficie. Es utilizado para levantar crudos pesados y extra pesados, aunque
también se utiliza en la producción de crudos medianos y livianos.
Por su parte el levantamiento artificial por gas consiste en inyectar gas a alta
presión en la tubería del pozo, ya sea de manera continua para aligerar la columna
hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo), o a intervalos regulares para
desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo
intermitente).
Con respecto, al bombeo electrosumergible, este se considera un método de
levantamiento artificial que utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para
levantar los fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la
estación de flujo.
En relación al Bombeo por Cavidad Progresiva este es un método de
levantamiento artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy
viscoso; consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y una
bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple
y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado.
En el caso de los sistemas de bombeo hidráulico, constan de un dispositivo,
que recibiendo energía mecánica de una fuente exterior, la transforma en una energía
de presión transmisible de un lugar a otro de un sistema hidráulico a través de un
líquido cuyas moléculas estén sometidas precisamente a esa presión. Además,
proporcionan una flexibilidad extraordinaria en la instalación y capacidad de
funcionamiento para cumplir una amplia gama de requerimientos de extracción
artificial.
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BIBLIOGRAFÍA
-Bookaman, V. y De Abreu, C.: “El Pozo Ilustrado”, Fondo Editorial del Centro
Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED), Primera edición en CD-ROM,
Caracas, 1998.
-Clases de Introducción a la Ingeniería de Petróleo, Universidad Central de
Venezuela, Facultad de Ingeniería - Escuela de Petróleo, Prof. Lizbeth Miranda,
2008.
-Montillier, J. 1983. Perforación, petróleo y agua. En Enciclopedia de salud y
seguridad en el trabajo, 3ª edición. Ginebra: OIT.
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