Bombeo hidrulico tipo jet

ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

COMPLETACIONES de fondo DE BOMBEOHIDRULICO TIPO JETINTRODUCCINLa completacin de un pozo representa la finalizacin de muchos estudios que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtencin de hidrocarburos. La Ingeniera Petrofsica, Ingeniera de Yacimientos, las ciencias de produccin y construccin de pozos, etc.; han venido realizando, en los ltimos aos, un trabajo en equipo permitiendo una interaccin de las ramas que conforman la ingeniera de petrleo.La eleccin y el adecuado diseo de los esquemas de completacin de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeo operativo, productivo y desarrollo de un Campo. La eficiencia y seguridad del vnculo establecido entre yacimiento y superficie dependen de la correcta y estratgica disposicin de todos los parmetros que lo conforman, de esta manera podra hablarse de la productividad del pozo en funcin de la completacin, que incluye un anlisis de sus condiciones mecnicas y la rentabilidad econmica que justifique su existencia.

Bombeo hidrulico tipo jetEl bombeo hidrulico tipo jet es un sistema artificial de produccin especial que fue diseado en remplazo del bombeo hidrulico tipo pistn, ya que a diferencia del tipo pistn, no ocupa partes mviles y su accin de bombeo se realiza por medio de la transferencia de energa inerte fluido motriz y los fluidos producidos mediante el efecto VENTURI.

EQUIPO DE COMPLETACIN

completacin de fondoEl equipo de fondo est formado por herramientas y equipos que permiten o facilitan el ingreso de los fluidos de formacin del pozo. Luego, mediante la accin del sistema de levantamiento artificial estos fluidos son levantados hasta la superficie. TUBERAEstas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos sencillos hasta arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca de las perforaciones hasta la superficie. Los Grados API para tubera mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105. Los grados C-75 y C-95 son diseados para soportar ambientes cidos, son ms resistentes y costosos que el J-55, este ltimo presenta un buen comportamiento en ambientes bsicos. Existen dos tipos de conexiones, para tuberas de produccin, abaladas por la American Petroleum Institute (API). La conexin API "NU" (NOT-UPSET), que consta de una rosca de 10 vueltas, siendo la conexin menos fuerte que la tubera. La conexin de tubera "EUE" (EXTERNAL UPSET), dicha conexin posee mayor resistencia que el cuerpo de la tubera y es ideal para los servicios de alta presin.

Tipos de tuberaTUBERA DE REVESTIMIENTO CASING El casing o tubera de revestimiento es parte del espacio anular que permite conducir los fluidos de retorno compuesto por el fluido motriz ms los fluidos de formacin. Los tamaos de casing normales en pozos de Ecuador estn entre 7 y 9 5/8. TUBERA DE PRODUCCIN TUBING El tubing es el medio por el cual ingresa el fluido motriz a gran presin y va hasta el fondo de la completacin donde se encuentra la bomba hidrulica jet que inicia su funcionamiento. Los tubing usados en este tipo de completacin deben cumplir con los requerimientos del diseo para este tipo de sistema de produccin, especialmente en lo referente a presiones de estallido, caudales a ser conducidos, tamao y manejo de fluidos de acuerdo a sus caractersticas. Los tamaos de tubings en pozos de Ecuador van desde 2 3/8 hasta 4

Es un equipo de comunicacin o separacin, los cuales son instalados en la tubera de produccin. El tamao de la camisa depende del tamao y conexin del tubing y el dimetro interno del perfil depende de la bomba jet que se va a asentar en su interior. Puede ser abierta o cerrada mediante SLICK LINE. Entre las funciones que cumplen estos dispositivos tenemos:Traer pozos a produccin.Matar pozos.Lavar arena.Produccin de pozos en mltiples zonas.EMPACaduraEs una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubera conductora y el revestimiento de produccin, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba. El packer es asentado sobre las perforaciones de la formacin productora. Existen packer hidrulicos que son asentados aplicando presin de bomba requerida. Tambin hay packer mecnicos que son asentados mecnicamente desde superficie.

Estas empacaduras son utilizadas:Para proteger la tubera de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta produccin o presiones de inyeccin.Para proteger la tubera de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.Para aislar perforaciones o zonas de produccin en completaciones mltiples.En instalaciones de levantamiento artificial por gas.Para proteger la tubera de revestimiento del colapso, mediante el emplo de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubera eductora y el revestimiento de produccin.

Mecanismo bsico:Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseada, dos cosas deben suceder: Primero un cono debe ser empujado hacia las cuas a fin de que ellas se peguen a la pared del revestidor.Segundo el elemento de empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del revestidor. nipplesSon dispositivos tubulares insertados en la tubera de produccin y comunes en el pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseados para alojar un dispositivo de cierre para controlar la produccin de la tubera.

Los nipples permiten:Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.Probar la tubera de produccin.Colocarvlvulasde seguridad.Colocar reguladores en fondo.Colocar empacaduras hidrulicas.

BOMBA JETLa bomba jet no tiene partes mviles es muy fcil de manipular debido a su corto tamao que es de un poco ms de tres pies, es introducida en el pozo gracias a una herramienta conocida como lubricador.El lubricador se arma con una unidad de Slide Line. El camin pluma tambin es muy importante ya que es usado para izar el lubricador en el cabezal de pozo para recuperacin de la bomba jet en superficie, y finalmente el lubricador sobre el Cabezal de pozo y el camin pluma. ste se conecta en el tope del cabezal y mediante el manejo adecuado de las vlvulas, esto permite que la bomba sea desplazada pozo abajo por el fluido motriz hasta que sea asentada en la camisa deslizable. Luego, el sistema comienza a presurizarse y la bomba inicia su funcionamiento.COMPONENTES DE LA BOMBA JET

COMPONENTES DE LA BOMBA JETBOQUILLA NOZZLEEs una herramienta fabricada de aleacin para que soporte grandes presiones, la caracterstica de esta boquilla es que en el extremo superior tiene un dimetro ms grande que en el extremo inferior. Esto para crear mayor velocidad y menor presin a la salida de la boquilla (extremo inferior). El fluido motriz pasa a travs de esta boquilla donde virtualmente toda su presin se transforma en energa cintica. En el caso de una configuracin 10J significa que 10 es el nmero de la boquilla o Nozzle y la J es el tamao de la garganta. ESPACIADOR Es una herramienta que se coloca entre la boquilla y la garganta, y es aqu en donde entra el fluido producido con el fluido inyectado. GARGANTA THROAT Tambin se lo conoce como tubo mezclador, es la parte de rea constante en donde se mezcla el fluido inyectado y el fluido producido. DIFUSORTiene un rea expandida donde la velocidad se transforma en presin suficiente para levantar los fluidos a la superficie. PRINCIPIO DE SU FUNCIONSu funcionamiento esta regido por el principio que cre el fsico italiano GiovanniBattistaVenturi(17461822) - El tubo de Venturi. Consiste bsicamente en una reduccin del reade flujo, para crear un aumento de la velocidad del fluido, lo que va a generar una cada de presin.

MODO DE OPERACIN-SUBSUELO1. Entra el fluido motriz por la tubera de produccin.2. Sufre un aumento de su velocidad por la reduccin del rea de flujo.3. Cae la presin, lo que genera que los fluidos del yacimiento sean extrados.4. Se mezcla con el fluido motriz.5. Levantamiento por el anular.

DIAGRAMA DE COMPLETACIN DE UN POZO

VENTAJASPueden ser usados en pozos profundos (+/- 18000 ft)No requieren taladro para mover el equipo de subsuelo.Puede ser usado en pozos desviados, direccionales y sitios inaccesibles.Varios pozos pueden ser controlados y operados desde una instalacin central de control.Puede manejar bajas concentraciones de arena.

desventajasPosee un alto costo inicial y de reparacin del equipo.El diseo es complejo.Las instalaciones de superficie representan mayor riesgo, por la presencia de altas presiones.

BIBLIOGRAFATomado de:UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL, FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA, ESCUELA DE TECNOLOGA EN PETRLEOS. USOS Y FUNCIONAMIENTOS DE EMPACADURAS Y TAPONES TIPO PERMANENTE Y RECUPERABLE EN POZOS PETROLEROS. GUSTAVO VINUEZA. Quito, Abril 2005 http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5862/1/22178_1.pdfTomado de:UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL, FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA, CARRERA DE TECNOLOGA DE PETRLEOS. SELECCIN DE UNA BOMBA HIDRULICA TIPO JET DEL POZO GUANTA 3 DEL CAMPO GUANTA. Darinka Marisol Coronado Nicolalde. Febrero - 2010.http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5823/1/28868_1.pdfTomado de:SISTEMAS EXTRACTIVOS CON BOMBA JET, Ing.Oscar Adano. CAPSA-Capexhttp://www.oilproduction.net/files/Sesion-1-001-jetpump.pdf

GRACIAS POR SU ATENCIN