TAREA Nº1

1.-INVESTIGUE CUANTOS CAMPOS OPERAN EN BOLIVIA

Carrasco Rio grande La peña El palmar Caranda San roque Margarita Vuelta grande Monteagudo San Alberto

2.- CUANTOS TIPOS DE ENERGIA DE EMPUJE EXISTEN EN UN YACIMIENTO Y EXPLIQUE

Empuje por agua:

En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. El agua del acuifero invade al reservorio originando una intrusiòn o influjo el cual permite que expande y desplace el petròleo o gas que se encuentra en la parte invadida desde el yacimiento hacia el hoyo mientras la presiòn cae.

Los yacimientos por empuje de agua son los más eficientes productores.

Empuje por capa de gas:

En los yacimientos con empuje por capa de gas, el gas se expande y desplaza al aceite hacia los pozos productores. Si la capa de gas es grande, la formación productora tendrá un buen soporte de presión y la tasa declinará muy lentamente, hasta que la capa de gas alcance a los pozos productores. La eficiencia de recobro en este tipo de yacimiento alcanza valores hasta del35% Bajo condiciones geológicas favorables.

Empuje por gas en solución:

Este es también conocido como empuje por gas interno, empuje por gas disuelto, empuje por expansión de fluidos o empuje volumétrico. La fuente predominante de energía para un yacimiento que produce por empuje por gas en solución, proviene de la expansión del gas que es liberado del aceite a medida que la presión de yacimiento decrece y la habilidad del aceite para mantener el gas disuelto disminuyeGeneralmente se requiere implementar un método de levantamiento artificial desde el comienzo de la vida de producción del yacimiento. Un yacimiento con este tipo de empuje puede alcanzar un recobro máximo de20 a 25%del aceite que inicialmente existía.

Empuje combinado:

En este tipo de yacimiento, la presión es ejercida por la expansión de la capa de gas que está arriba de la capa de aceite y por el agua que está continuamente presionando por debajo. Este factor de recobro puede alcanzar hasta un 55 a 60%del aceite que había inicialmente en el yacimiento, aunque suele aproximarse en la mayor parte de los casos a recuperaciones del 50%.

Empuje por segregación gravitacional:En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas  dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. . Las recuperaciones pueden ser bastante grandes si se aprovechan adecuadamente las condiciones de explotación de este tipo de yacimientos, oscilando entre un 40 y un 60%.

3.-CUALES SON LOS PARAMETROS PARA EL DISEÑO DEL METODO DE PRODUCCION Y GRAFIQUE

Profundidad de pozos productores Relación gas petróleo y relación agua petróleo Identificación de problemas que se presenta en el pozo Geometría del pozo Presiones de reservorio, de formación, de fondo de pozo, presión fluyente y presión de

boca de pozo Diámetro de cañerías y tuberías Sistema de producción que se diseña para el pozo

4.- DEFINA QUE ES PRODUCCION

La producción de pozos petrolíferos y gasíferos se definen como el flujo controlado de la mezcla de fluidos que se origina desde las formaciones acumuladoras al fondo de pozo y de este hasta la superficie pasando por el árbol de navidad, líneas de flujo, etc que esta constituido por una batería de separadores

6.-INVESTIGUE LOS DIFERENTES TIPOS DE EMPAQUE DE GRAVA

Empaque de grava en pozo entubado Empaque de grava en pozo abierto

7.- INDIQUE LA CLASIFICACION DE METODOS DE PRODUCCION

a) Métodos de Recuperación primaria

Los mecanismos naturales de producción contribuyen a lo que se conoce como recuperación primaria. Dependiendo del tipo de petróleo, las características del reservorio y la ubicación de los pozos, el porcentaje de petróleo, inicialmente contenido en un reservorio que puede ser producido por estos mecanismos (factor de recuperación) puede variar de un pequeño porcentaje para un empuje por separación del gas disuelto a un 30-35 por ciento para un empuje por agua o expansión del casquete.

Los métodos de producción más comunes son:

Flujo Natural  Levantamiento Artificial por Gas  Bombeo Mecánico Bombeo de Cavidad Progresiva  Bombeo Hidráulico 

Extracción con gas o "gas lift" (surgencia artificial Pistón accionado a gas ("plunger lift") Bomba centrífuga con motor eléctrico sumergible

METODO DEL BOMBEO HIDRAULICO

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

b) Métodos de recuperación mejorada

…Recuperación secundaria

A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de técnicas para el mantenimiento de presión en el reservorio puede producir más petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente. Mediante tales técnicas (conocidas como recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de desplazamiento naturales del reservorio, responsables por la producción primaria, son suplementales por la inyección de gas o agua.  

 

 

Recuperación terciaria (Recuperación asistida)

En general, el objetivo de las técnicas de recuperación asistida de petróleo es extraer más hidrocarburos mejorando la eficiencia del desplazamiento.

8.-QUE ES EL METODO DE PRODUCCION POR FLUJO NATURAL

Los pozos que fluyen por flujo natural, son pozos que tiene la capacidad de desplazar los fluidos desde el subsuelo hasta la superficie con la energía interna que aporta el yacimiento. Esa energía en las acumulaciones de hidrocarburos proviene de la expansión del petróleo y gas en solución, expansión de la capa de gas, expansión del agua connata, reducción del volumen poroso y por último, si es que existe, del influjo de agua proveniente de un acuífero. Es importante entender cada uno de estos mecanismos de producción en los yacimientos, a fin de aprovechar al máximo esta energía.

En yacimientos donde la expansión del gas es quien aporta mayor energía de producción, presentan a largo plazo problemas en las tasas de flujo, ya que la  energía procedente del gas en solución o la capa de gas no es constante sino que disminuye en el tiempo.

Los pozos con flujo natural deben tener una buena caracterización tanto de su regímenes de flujo y su aporte energético, sin duda alguna mientras más prolongada sea la producción por flujo natural mayor será la rentabilidad del pozo,  no es solo cuestión de tener una tasa máxima de petróleo, sino de usar la energía de la mejor forma posible, minimizando el daño, sin sobrepasar velocidades críticas de flujo en el espacio poroso, evitando la entrada abrupta del agua, empleando estrangulares de flujo y terminaciones adecuadas en los pozos.  

9.-EXPLIQUE CADA UNO DE LOS SISTEMAS DE ELEVACION ARTIFICIAL. UNOS 5.

-          Bombeo Mecánico-          Levantamiento Artificial por Gas-          Bombeo Electrosumergible-          Bombeo de Cavidad Progresiva-          Bombeo Hidráulico

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:

El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie.

BOMBEO MECANICO

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.

BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA (BCP)

El sistema de levantamiento artificial por bombeo de cavidad progresiva es una bomba de desplazamiento rotativo positivo. Esa bomba es accionada desde la superficie por medio de cabillas que transmiten la energía a través de un motor eléctrico ubicado en la superficie. Este sistema se adapta en particular a fluidos viscosos, pesados aún si estos transportan partículas sólidas, y/o flujos bifásicos de gas y petróleo.

METODO DEL BOMBEO HIDRAULICO

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 elaceite producido por la formación. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo.

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El bombeo electro sumergible 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.

10.- QUE ES LA RELACION GAS- PETROLEO Rs

Una vez más en los yacimientos fracturados se reconoce una mejora respecto a los yacimientos matriciales. En este caso se quiere hacer notar que la relación gas-petróleo en los yacimientos fracturados, es menor en función a la producción, que en los yacimientos matriciales. Esta diferencia se debe básicamente a la baja presión capilar que presentan los espacios porosos de

las fracturas, y como consecuencia el gas libre logra segregarse rápida y fácilmente hacia las zonas superiores de la fractura y del yacimiento en lugar de fluir hacia los pozos productores.

11.- QUE ES LA RELACION AGUA- PETROLEO

Éste parámetro, en los yacimientos naturalmente fracturados, es función de la tasa de producción, mientras que en los yacimientos matriciales será función de diversos factores como las características de la roca y de los fluidos, así como el comportamiento de desplazamientos de fluidos; todo esto una vez más junto con la tasa de producción

12.-QUE ES LA PRESION DE FONDO FLUYENTE

Representa la presión fluyente de los fluidos en el fondo del pozo y de ella se resalta:

Para condiciones estáticas existentes en un pozo cerrado: Pwf= Pwh + pgh (1) Para condiciones dinámicas existentes en pozo productor: Pwf= Pwh + Pgh + ∆Pf(2)

La presión fluyente en el fondo también se mide bajando medidores y sensores al fondo del pozo y con ellos se registra para un caudal constante la 'respectiva presion tluyente, Pwf, una vez se consigan condiciones estables o constantes de presion y caudal; estas mediciones se conocen como pruebas de flujo, 0 en ingles Flow Test(9)

TAREA Nº 2

1.- INDIQUE LOS EQUIPOS SUPERFICIALES. GRAFICAR

Equipos superficiales que comprende a todas las instalaciones que abarca desde boca de pozo, con el árbol de navidad pasando por las líneas de descargas y de flujo hasta los separadores gas – petróleo.

Árbol de navidad o cabezales de pozo Cabezales de tubería de

revestimiento (TR) Colgadores de tubería de

revestimiento Cabezales de tubería de

producción (TP) Colgadores de tubería de

producción Válvula de contrapresión Adaptador Árbol de válvulas Brida adaptadora del cabezal de TP Válvulas de seguridad y de tormenta Conexiones del árbol de válvulas Estranguladores

Líneas de flujo de recolección y líneas de descargaEstrangulador de flujo o choque superficialManifold de controlBaterías de separación gas petróleo utilizados en campos petrolerosPlantas de gas para yacimientos petrolíferos

Plantas de gas

Baterías de separación y líneas de flujo

2.-INDIQUE LOS EQUIPOS SUBSUPERFICIALES. GRAFICAR

Tapón ciego o punta de tubería Patas de mula Nicles de asiento Camisas deslizables Chokes de fondo Válvulas de descarga de fluido anular Flow coupling Junta de expansión giratoria Sub de asentamiento descartable Junta de seguridad junta de seguridad rotacional Cátcher subs Blast joint Válvula de seguridad sub superficial

3.-QUE SON EL TAPON CIEGO Y NIPLES.

Nicles de asientoCamisas

Chokes de fondo

Válvulas de descarga de fluido anular

flow coupling

junta de expansión giratoria

patas de mula

Tapon ciego

Su función es el de proteger a la sarta instalada en toda la longitud del pozo y evitar el ingreso directo de los fluidos al sistema de circulación, va conectado a los filtros a través de un niple conector y su diámetro esta en correspondencia al diámetro de las tuberías, sus longitudes pueden variar entre 20 y 30 centímetros.

Niples.

Son dos los tipos de niples que se instalan en el arreglo de fondo, el niple N y el niple sello.El niple sello es denominado también válvula de asiento para controlar las velocidades del flujo de fluidos se abajo hacia arriba, no dejan pasar fluidos de arriba hacia abajo, por tanto sirven también como válvulas de seguridad cuando sepresenta interrupciones en el proceso productivo por algún problema en la sarta de. Tuberías. Sus diámetros son iguales a las de las tuberías y sus longitudes varían entre 30 a 20centímetros.

4.-A QUE LLAMAMOS REGISTRO Y CONTROL DE TUBERIAS.

El registro contempla a todo el arreglo de la sarta o sea desde el tapón ciego hasta el packer y desde el packer con la tubería hasta los colgadores del árbol de navidad. El registro de la columna de producción se efectúa en las planillas respectivas que han sido diseñadas en forma estándar tanto para pozos gasíferos como petrolíferos.

5.-QUE ES UN PACKER?Llamados también obturadores o empacadores, son herramientas diseñadas a fin de ayudar en la eficiente producción del petróleo y gas de un pozo con uno o más niveles productores, aislando los niveles de interés.Los packers de producción se emplean en los arreglos sub-superficiales para brindar el mecanismo más apropiado para direccionar los fluidos de producción por la trayectoria más apropiada determinando una producción eficiente.

Objetivos del uso del packer

Proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección.Proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.En instalaciones de levantamiento artificial por gas. Aísla en el pozo, fluidos y presiones.Ayuda a preservar el volumen anular. 

6.-CUAL ES LA CLASIFICACION DEL PACKER?

De esta forma se tienen los diferentes tipos de packers que pueden ser agrupados en tres clases principales luego se pueden subdividir de acuerdo a los métodos de asentamiento o anclaje:

o Packers Permanenteso Packers Permanen tes  –Recuperab les

Packer de anclaje mecanico Packer de anclaje Hidraulico

o Packers Recuperables

7.-CUALES SON LOS FACTORES QUE AFECTAN LA ESTABILIDAD DEL PACKER

Son dos las causas que tienden a desanclar el packer una vez instalado el pozo.

1. •Fuerzas debida a causas derivadas de las tensiones y compresiones que se originan a lo largo de la tubería encima del packer.

2. •Causa derivadas de las variaciones de temperatura en el interior del pozo.Estas dos causas originan en la columna esfuerzos adicionales en la tubería y que son descargados sobre el packer provocando dilataciones y contracciones en todo el sistema

PermanentesP e rmane n te s   –Recupe rab l e s

Recuperables

8.- INVESTIGUE Y DIGA COMO SE REALIZA LA INSTALACION DE DOS SARTAS DE TUBERIAS PARALELAS EN UNA TERMINACION DOBLE

En este tipo de completación se instalan dos tuberías dentro de producción dentro del casing en paralelo a fin de poder tener mediante un mismo pozo la recuperación del hidrocarburo presente en diferentes estratos.

9.- DEFINA LA TERMINACION MULTIPLE

Es un tipo de terminación que está constituido por tres o más tuberías paralelas para la cual se necesita emplear un árbol de navidad con tres o más colgadores para asegurar la línea corta, línea larga y línea intermedia.

En la práctica para instalar estos tipos de terminaciones se programa desde un principio y antes de la perforación las columnas de cañerías y sus respectivas cementaciones.