SISTEMAS BOMBEO MECANICO (BMC) Y NEUMÁTICO (BN) INTRODUCCION El método más común para transportar fluidos de un punto a otro es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes, ya que esta forma ofrece no sólo mayor resistencia estructural sino también mayor sección transversal para el mismo perímetro exterior que cualquier otra forma. El manejo de los fluidos en superficie provenientes de un yacimiento de petróleo o gas, requieren de la aplicación de conceptos básicos relacionado con el flujo de fluidos en tuberías en sistemas sencillos y en red de tuberías, el uso de válvulas accesorios y las técnicas necesarias para diseñar y especificar equipos utilizados en operaciones de superficie. Los fluidos de un yacimiento de petróleo son transportados a los separadores, donde se separan las fases líquidas y gaseosas. El gas debe ser comprimido y tratado para su uso posterior y el líquido formado por petróleo agua y emulsiones debe ser tratado para remover el agua y luego ser bombeado para transportarlo a su destino. El propósito de este trabajo es proporcionar los conceptos básicos para el entendimiento del sistema de bombeo mecánico y neumático (gas lift).
1 OBJETIVOS 1.1 OBJETIVO GENERAL
Familiarizarnos y obtener conocimientos acerca del sistema de Bombeo Mecánico (BMC) y Bombeo Neumático o Gas Lift (BN) como método alterno de producción para pozos de petróleo, proporcionando los conocimientos básicos de levantamiento artificial, principios de funcionamiento, componentes y herramientas de fondo y superficie, selección de equipos y accesorios así como las operaciones fundamentales que incide en la producción y que obtengan una visión integral de ambos Sistemas de Producción, además del proceso de Diseño.
1.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS
Dar a conocer una serie de conceptos claves relacionados con el bombeo mecánico, así como el origen, principio de funcionamiento y aplicación de este sistema de levantamiento artificial, ventajas, desventajas, como además algunos aspectos básicos de Levantamiento artificial. Instruir a nuestros compañeros de todos los equipos involucrados tanto en la parte de subsuelo, las herramientas usadas, así como en la parte de superficie, desde el concepto, funcionamiento, componentes, características, tipos y todo lo necesario para manejar los términos. Enseñar las herramientas de subsuelo más usadas para dar un buen diagnóstico sobre un pozo con algún daño en particular. Dar a conocer como se forma una carta dinamométrica, así como analizar e interpretar las diferentes formas de bombeo tanto normal como con dificultad y análisis de la falla. Conocer lo posible del bombeo mecánico y neumático
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2 BOMBEO MECANICO CONVENCIONAL (BMC) 2.1 DEFINICIÓN Es uno de los métodos de producción más utilizados (80-90%), el cual su principal característica es la de utilizar una unidad de bombeo para transmitir movimiento a la bomba de subsuelo a través de una sarta de cabillas y mediante la energía suministrada por un motor. Los componentes del bombeo mecánico está compuesto básicamente por las siguientes partes: unidad de bombeo, motor (superficie), cabillas, bomba de subsuelo, anclas de tubería, tubería de producción (subsuelo). Un equipo de bombeo mecánico (tam bién (tam bién conocido como “balancín” o “cigüeña”) produce un movimiento de arriba hacia abajo (continuo) que impulsa una bomba sumergible en una perforación. Las bombas sumergibles bombean el petróleo de manera parecida a una bomba que bombea aire a un neumático. Un motor, usualmente eléctrico, gira un par de manivelas que, por su acción, suben y bajan un extremo de un eje de metal. El otro extremo del eje, que a menudo tiene una punta curva, está unido a una barra de metal que se mueve hacia arriba y hacia abajo. La barra, que puede tener una longitud de cientos de metros, está unida a una bomba de profundidad en un pozo de petróleo. El balancín de producción, que en apariencia y principio básico de funcionamiento se asemeja al balancín de perforación a percusión, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.
La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. En la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. En la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo
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hacia la superficie. Como en el bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la sarta de varillas, el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en la manivela. Otra modalidad es el balanceo neumático, cuya construcción y funcionamiento de la recámara se asemeja a un amortiguador neumático; generalmente va ubicado en la parte delantera del balancín. Este tipo de balanceo se utiliza para bombeo profundo.
2.1.1 VENTAJAS Fácil de operar y de hacer mantenimiento Se puede cambiar fácilmente de la rata de producción por cambio en la velocidad de bombeo o stroke. Puede bombear el pozo a una muy baja presión de entrada para obtener la máxima producción. Usualmente es la más eficiente forma de levantamiento artificial. Se puede fácilmente intercambiar de unidades de superficie.
2.1.2 DESVENTAJAS Es problemático en pozos con alta desviación. No puede ser usada en pozos off shore por los grandes equipos de superficie y la limitada capacidad de producción es comparada con otros métodos. No puede funcionar con excesiva producción de arena. La eficiencia volumétrica cae drásticamente cuando se tiene gas libre. La rata de producción cae con la profundidad comparado con otros métodos de levantamiento artificial Es obstrusivo en áreas urbanas.
2.2 EQUIPO SUPERFICIAL La unidad de superficie de un equipo de bombeo mecánico tiene por objeto transmitir la energía desde la superficie hasta la profundidad de asentamiento de la bomba de subsuelo con la finalidad de elevar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. Estas unidades pueden ser de tipo balancín o hidráulicas. Los equipos que forman los equipos de superficie se explican a continuación:
2.2.1 Unidad de Bombeo (Balancín) Es una máquina integrada, cuyo objetivo es de convertir el movimiento angular del eje de un motor o reciproco vertical, a una velocidad apropiada con la finalidad de accionar la sarta de cabillas y la bomba de subsuelo. Algunas de las características de la unidad de balancín son: a) La variación de la velocidad del balancín con respecto a las revoluciones por minuto de la máquina motriz. b) La variación de la longitud de carrera. c) La variación del contrapeso que actúa frente a las cargas de cabillas y fluidos del pozo. Para la selección de un balancín, se debe tener los siguientes criterios de acuerdo a la productividad y profundidad que puede tener un pozo:
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Productividad Productividad a) Los equipos deben ser capaces de manejar la producción disponible. b) Los equipos de superficie deben soportar las cargas originadas por los fluidos y equipos de bombeo de pozo. c) Factibilidad de disponer de las condiciones de bombeo en superficie adecuada. Profundidad Profundidad a) La profundidad del pozo es un factor determinante de los esfuerzos de tensión, de elongación y del peso. b) Afecta las cargas originadas por los equipos de producción del pozo. c) Grandes profundidades necesitan el empleo de bombas de subsuelo de largos recorridos. La disponibilidad de los balancines va a depender fundamentalmente sobre el diseño de los mismos. Los balancines sub-diseñados, limitan las condiciones del equipo de producción y en consecuencia la tasa de producción del pozo. Los balancines sobre-diseñados, poseen capacidad, carga, torque y carrera están muy por encima de lo requerido y pueden resultar muchas veces antieconómicos.
2.3 EQUIPO SUBSUPERFICIAL
El equipo de sub-superficial o de subsuelo es el que constituye la parte fundamental de todo el sistema de bombeo. La API ha certificado las cabillas, las tuberías de producción y bomba de subsuelo.
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Tubería de Producción La tubería de producción tiene por objeto conducir el fluido que se esta bombeando desde el fondo del pozo hasta la superficie. En cuanto a la resistencia, generalmente la tubería de producción es menos crítica debido a que las presiones del pozo se han reducido considerablemente para el momento en que el pozo es condicionado para bombear.
Cabillas o Varillas de Succión La sarta de cabillas es el enlace entre la unidad de bombeo instalada en superficie y la bomba de subsuelo. Las principales funciones de las mismas en el sistema de bombeo mecánico son: transferir energía, soportar las cargas y accionar la bomba de subsuelo. Las principales características de las cabillas son: a) Se fabrican en longitudes de 25 pies, aunque también pueden manufacturarse de 30 pies. b) Se dispone de longitudes de 1, 2, 3, 4, 6, 8, 10 y 12 pies denomina dos por lo general “niples de cabilla” que se utilizan para complementar una longitud determinada y para mover la localización de los cuellos de cabillas, a fin de distribuir el desgaste de la tubería de producción. c) Se fabrican en diámetros de 5/8, 3/4, 7/8, 1, 1-1/8 de pulgadas. De acuerdo a las especificaciones de la API, las cabillas de acero sólido es del tipo de cabillas más utilizado y ha sido estandarizada por la API, sus extremos son forjados para acomodar las roscas, un diseño que desde 1926 no ha cambiado hasta la fecha. Todos los efectos negativos inciden en la vida útil de las uniones de las cabillas de succión, y hacen que el 99% de los rompimientos por fatiga en los pines de la cabilla, lo cual es ocasionado por un incorrecto enrosque de la misma. Entre las principales fallas podemos encontrar: tensión, fatiga y pandeo. En la producción de crudos pesados por bombeo mecánico en pozos direccionales y algunos pozos verticales, se presenta este tipo de problema (pandeo), la corta duración de los cuellos y la tubería debido al movimiento reciprocovertical o reciprocante (exclusivo en el bombeo mecánico) del cuello en contacto con la tubería causando un desgaste o ruptura de ambas. Para el pandeo (Buckling de cabillas) se deben colocar de 1 o 2 centralizadores por cabilla según sea la severidad. Hay cabillas que tienen centralizadores permanentes. Entre los tipos de cabillas que existen en el mercado están: Electra, Corod (continua) y fibra de vidrio. Las cabillas continuas (Corod) fueron diseñadas sin uniones para eliminar totalmente las fallas en el PIN (macho) y la hembra para incrementar la vida de la sarta. La forma elíptica permite que una gran sarta de cabillas sea enrollada sobre rieles especiales de transporte sin dañarlas de manera permanente. Otra ventaja de este tipo de varilla es su peso promedio más liviano en comparación a las API. Ventajas a) La ausencia de cuellos y uniones elimina la posibilidad de fallas por desconexión. b) La falta de uniones y protuberancias elimina la concentración de esfuerzos en un solo punto y consiguiente desgaste de la unión y de la tubería de producción. c) Por carecer de uniones y cuellos, no se presentan los efectos de flotabilidad de cabillas. 5
Desventajas Desventajas a) Presentan mayores costos por pies que las cabillas convencionales. b) En pozos completados con cabillas continuas y bomba de tubería, la reparación de la misma requiere de la entrada de una cabria convencional.
Anclas de Tubería Este tipo está diseñado para ser utilizados en pozos con el propósito de eliminar el estiramiento y compresión de la tubería de producción, lo cual roza la sarta de cabillas y ocasiona el desgaste de ambos. Normalmente se utiliza en pozos de alta profundidad. Se instala en la tubería de producción, siendo éste el que absorbe la carga de la tubería. Las guías de cabillas son acopladas sobre las cabillas a diferentes profundidades, dependiendo de la curvatura y de las ocurrencias anteriores de un elevado desgaste de tubería.
Bomba de Subsuelo Es un equipo de desplazamiento positivo (reciprocante), la cual es accionada por la sarta de cabillas desde la superficie. Los componentes básicos de la bomba de subsuelo son simples, pero construidos con gran precisión para asegurar el intercambio de presión y volumen a través de sus válvulas. Los principales componentes son: el barril o camisa, pistón o émbolo, 2 o 3 válvulas con sus asientos y jaulas o retenedore retenedoress de válvulas. válvulas.
Pintón Su función en el sistema es bombear de manera indefinida. Está compuesto básicamente por anillos sellos especiales y un lubricante especial. El rango de operación se encuentra en los 10K lpc y una temperatura no mayor a los 500°F.
Funciones de la Válvula a) Secuencia de operación de la válvula viajera: permite la entrada de flujo hacia el pistón en su descenso y posteriormente hacer un sello hermético en la carrera ascendente permitiendo la salida del crudo hacia superficie. b) Secuencia de operación de la válvula fija: permite el flujo de petróleo hacia la bomba, al iniciar el pistón su carrera ascendente y cerrar el paso el fluido dentro del sistema bomba-tubería, cuando se inicia la carrera descendente del pistón.
2.4 TIPOS DE UNIDADES DE BOMBEO (BALANCINES) Balancines convencionales Estos poseen un reductor de velocidad (engranaje) localizado en su parte posterior y un punto de apoyo situado en la mitad de la viga.
Balancines de geometría avanzada Estos poseen un reductor de velocidad en su parte delantera y un punto de apoyo localizado en la parte posterior del balancín. Esta clase de unidades se clasifican en balancines mecánicamente 6
balanceados mediante contrapesos y por balancines balanceados por aire comprimido. Los balancines de aire comprimido son 35% más pequeñas y 40% más livianas que las que usan manivelas. Se utilizan frecuentemente como unidades portátiles o como unidades de prueba de pozo (costa afuera).
2.5 ANALISIS COMPARATIVO DE LAS UNIDADES DE BOMBEO (DIFERENCIAS) Unidades de Bombeo. Unidades convencionales, MarkII y Air- Balanced. Características de las Unidad de Bombeo Convencional Balanceada por aire Mark II 1. Muy eficiente
1. La de menor eficiencia
1. Muy eficiente
2. Muy confiable debido a su diseño simple
2. La más compleja de las unidades
2. Igual que la convencional
3. La más económica
3. La más costosa
3. Moderadamente costosa
Bombeo mecánico Mark II
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Contrapeso estático
Contrapeso centrifugo
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2.6 Cartas dinamométricas Las cartas dinamométricas registradas en superficie, en pozos producidos con Bombeo mecánico brindan información esencial para el diseño y diagnóstico del sistema de extracción. El concepto de dinamometría lleva consigo la interpretación en superficie de lo que está pasando en el fondo de pozo. El uso principal de la carta dinamométrica de la bomba es el de identificar y analizar los problemas de fondo de pozos.
Carta dinamométrica de superficie Representa la medición de las cargas en las varillas de bombeo en distintas posiciones a lo largo de un ciclo completo de bombeo. Las cargas generalmente son representadas en Libras y el desplazamiento en pulgadas.
Carta dinamométrica de la bomba (fondo) Representa las cargas calculadas en distintas posiciones de la bomba a lo largo de un ciclo de bombeo y representa las cargas que la bomba aplica sobre la parte inferior de la sarta de varillas de bombeo.
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3 SISTEMAS DE BOMBEO NEUMÁTICO O GAS LIFT 3.1 DEFINICIÓN 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 2
alta (250 lb/pg 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.
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3.2 CLASIFICACION DEL BOMBEO NEUMÁTICO
3.2.1 BOMBEO NEUMATICO CONTINUO En este método se introduce un volumen continuo de gas a alta presión por el espacio anular a la tubería de producción para airear o aligerar la columna de fluidos, hasta que la reducción de la presión de fondo permita una diferencial suficiente a través de la formación, causando que el pozo produzca al gasto deseado. Para realizar esto se usa una válvula en el punto de inyección mas profundo con la presión disponible del gas de inyección, junto con la válvula reguladora en la superficie. Este método se usa en pozos con alto índice de productividad (IP 0.5 bl/dia/lb/pg2) y presión de fondo fluyendo relativamente alta, (columna hidrostática del orden del 50% o más en relación con la profundidad del pozo). 12
En pozos de este tipo la producción de fluidos puede estar dentro de un rango de 200 a 20000 bl/día a través de tuberías de producción comunes. Si se explota por el espacio anular, es posible obtener aún más de 80000 bbl/día. El diámetro interior de la TP (tubería de producción) rige la cantidad de flujo, siempre y cuando el índice de productividad del pozo, la presión de fondo fluyendo, el volumen y la presión del gas de inyección y las condiciones mecánicas sean ideales.
3.2.2 BOMBEO NEUMATICO INTERMITENTE El bombeo neumático intermitente consiste en producir periódicamente determinado volumen de aceite impulsado por el gas gas que se inyecta a alta presión, el gas es inyectado en la superficie al espacio anular por medio de un regulador, un interruptor o por la combinación de ambos; este gas pasa posteriormente del espacio anular a la TP a través de una válvula que va insertada en la TP. Cuando la válvula abre, el fluido proveniente de la formación que se ha estado acumulando dentro de la TP, es expulsado al exterior en forma de un tapón o bache de aceite a causa de la energía del gas, Sin embargo, debido al fenómeno de “resbalamiento” del líquido, que ocurre dentro de la tubería de producción, solo una parte del volumen de aceite inicial se recupera en superficie, mientras que el resto cae al fondo del pozo integrándose al bache de aceite en formación. Después de que la válvula cierra, transcurre un periodo de inactividad aparente, en el cual la formación productora continua aportando fluido al pozo, hasta formar un determinado volumen de aceite con el que se inicia otro ciclo. En el bombeo neumático intermitente el gas es inyectado a intervalos regulares, de tal manera que el ciclo es regulado para que coincida con la relación de fluidos que esta produciendo la formación hacia el pozo. El bombeo neumático intermitente es usado en pozos las siguientes características: Bajo índice de productividad Baja RGL de yacimiento Baja presión de yacimiento Bajas tasas de producción Pozos sin producción de arena, en pozos con baja presión de fondo
3.3 CARACTERISTICAS, MECANISMO Y CLASIFICACIÓN DE LAS VALVULAS DE BOMBEO NEUMATICO 3.3.1 CARACTERISTICAS Al establecer el método de bombeo neumático (BN) se debe seleccionar el tipo de válvula subsuperficial, de acuerdo a las características propias del diseño de la instalación, ya que estas pueden operar en forma continua o intermitente.
3.3.2 MECANISMO DE LAS VALVULAS SUBSUPERFICIALES DE BN Los diversos fabricantes han categorizado a las válvulas de BN BN dependiendo de que tan sensible es una válvula a una determinada presión actuando en la TP o en la TR. Generalmente son clasificadas por el efecto que la presión tiene sobre la apertura de la válvula, esta sensibilidad esta determinada por la construcción del mecanismo que cierra o abre la entrada del gas. Normalmente la presión a la que se expone una válvula la determina el área del asiento de dicha válvula. Los principales mecanismos de las válvulas para ambos casos, es decir, en la tubería de revestimiento y en la TP, son los mismos, y solo la nomenclatura cambia. 13
Las válvulas de BN operan de acuerdo a ciertos principios básicos, que son similares a los reguladores de presión. Las partes que componen una válvula de BN son: Cuerpo de la válvula (fuelle). Elemento de carga (resorte, gas o una combinación de ambos) Elemento de respuesta a una presión ( fuelle de metal, pistón o diafragma de hule) Elemento de transmisión (diafragma de hule o vástago de metal) Elemento medidor (orificio o asiento).
3.3.3 CLASIFICACION DE LAS VALVULAS DE BOMBEO NEUMATICO
Las válvulas de bombeo neumático se clasifican en: Válvulas balanceadas. Es la que no está influenciada por la presión en la tubería de producción cuando está en la posición cerrada o en la posición abierta . Se observa que la presión de la tubería de revestimiento actúa en el área del fuelle durante todo el tiempo. Esto significa que la válvula abre y cierra a la misma presión (presión del domo). De acuerdo a esto la diferencia de presión entre la de cierre y la de apertura es cero. Válvulas desbalanceadas. Son aquellas que tienen un rango de presión limitado por una presión superior de apertura y por una presión inferior de cierre, determinada por las condiciones de trabajo del pozo; es decir, las válvulas desbalanceadas se abren a una presión determinada y luego se cierran con una presión más baja. Dentro de este grupo de válvulas tenemos las siguientes: Válvula operada por presión del gas de inyección.- Generalmente se conoce como válvula de presión, esta válvula es del 50 al 100% sensible a la presión en la tubería de revestimiento en la posición cerrada y el 100% sensible en la posición de apertura. Se requiere un aumento en presión en el espacio anular para abrir y una reducción de presión en la tubería de revestimiento para cerrar la válvula.
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Válvula reguladora de presión.- Es también llamada como válvula proporcional o válvula de flujo continuo. Las condiciones que imperan en esta son las mismas a las de la válvula de presión en la posición cerrada. Es decir, una vez que la válvula está en la posición abierta es sensible a la presión en la TP, es lo que se requiere que se aumente la presión en el espacio anular para abrirla y una reducción de presión en la TP o en la TR para cerrar la válvula. Válvula operada por fluidos de formación.- La válvula operada por fluidos de la formación es 50 a 100% sensible a la presión en la TP en la posición cerrada y 100% sensible a la presión en la TP en la posición abierta. Esta válvula requiere un incremento en la presión de la TP para abrir y una reducción en la presión de la TP para lograr el cierre de la válvula. Válvula combinada.- También es llamada válvula de presión operada por fluidos y por presión del gas de inyección; en ésta se requiere un incremento en la presión del fluido para su apertura y una reducción de presión en el espacio anular para cerrarla. Válvulas para bombeo neumático continuo.- Una válvula usada para flujo continuo debe ser sensible a la presión en la TP cuando está en en la posición de apertura, es decir, responderá proporcionalmente al incremento y decremento de la presión en la TP. Cuando la presión decrezca la válvula deberá empezar a regular el cierre, para disminuir el paso de gas. Cuando la presión en la tubería de producción se incrementa, la válvula debe regular la apertura en la cual se incrementa, el flujo de gas a través de la misma. Estas respuestas de la válvula mantienen estabilizada la presión en la TP o tienden a mantener una presión constante. Estas mismas características pueden ser determinadas en el caso de que se tuviera un regulador de presión o una válvula operada por fluidos. Válvula para bombeo neumático intermitente.- Una instalación de BN intermitente puede llevarse a cabo con cualquier tipo de válvula de BN, solo que debe ser diseñada propiamente, de acuerdo a las características o condiciones de trabajo del pozo. Básicamente se tienen dos tipos de BN intermitente: Uno es el de punto único de inyección, en este caso todo el gas necesario para subir el bache de petróleo a la superficie se inyecta a través de la válvula operante (Fig. 1.4). El otro es el de punto múltiple de inyección. La Fig. 1.5 muestra la secuencia de los pasos para el punto múltiple de inyección. La operación de la válvula enseña en cada esquema la expansión del gas elevando consigo el bache de aceite a una válvula posterior localizada inmediatamente arriba. En este tipo se abre la válvula que se encuentra debajo del bache de petróleo y que se comporta como una válvula de operación. Todas las válvulas que se tienen en la sarta de producción no necesitan estar abiertas en el tiempo que se aplica este tipo de bombeo. El número de válvulas abiertas va ha depender del tipo de válvula usada, del diseño de BN, y en si de toda la configuración del bombeo neumático. Cualquiera de las válvulas vistas pueden ser usadas en este tipo de bombeo, pero diseñadas correctamente. Existen otros tipos de válvulas de BN, tales como: Válvula piloto. Válvula de nitrógeno. Válvula sensitiva a la presión de líquido.
3.4 CLASIFICACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE BOMBEO NEUMATICO
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En general, el tipo de instalación está condicionada por la decisión de hacer producir un pozo con bombeo neumático continuo o intermitente. Las características del pozo, el tipo de completación, tal como agujero descubierto, así como la posible producción de arena y la conificación de agua y/o gas son condiciones de vital importancia que influyen en el diseño de una instalación. El tipo de instalación está condicionada por la decisión de hacer producir un pozo con bombeo neumático continuo o intermitente. Las válvulas están diseñadas de modo que funcionen como un orificio de apertura variable para el caso de BNC, dependiendo de la presión de la TP; o bien, pueden tener un asiento amplio y suministrar un volumen de gas rápidamente a la TP para desplazar el bache de líquido para el caso de BNI. Existen los siguientes tipos de instalaciones para BN:
3.4.1 Instalación abierta. La tubería de producción se suspende en el pozo sin obturador. El gas se inyecta hacia abajo por el espacio anular casing/tubing y el fluido se produce a través del tubing. No es muy recomendada para pozos de BN intermitente.
3.4.2 Instalación semi – cerrada. 16
Es idéntica a la instalación abierta, excepto que se agrega un obturador para establecer un sello entre el tubing y el casing. Ofrece varias ventajas: Una vez que el pozo se ha descargado, no hay camino por el cual el fluido pueda regresar al espacio anular de la TR, ya que todas las válvulas tienen un dispositivo de retención “check” Cualquier fluido dentro de la PT no puede abandonar la tubería de producción y pasar al espacio anular de la TR. El obturador aísla a la TR de cualquier fluido proveniente del fondo de la TP. Este tipo de instalación puede ser usado en BN intermitente.
3.4.3 Instalación cerrada. Es similar a la instalación semi – cerrada – cerrada excepto que en el tubing se coloca una válvula fija. Esta válvula evita que la presión del gas de inyección actúe contra la formación. Este tipo de instalación es a menudo recomendada para BN intermitente.
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3.5 MEDIDA DE RELACION GAS INYECTADO-PETROLEO PARA BOMBEO NEUMATICO INTERMITENTE. Uno de los criterios sobre eficiencia de las operaciones de gas lift es el mantenimiento de optima relación gas inyectado petróleo (IGOR) el cual es definido como el numero de pies cúbicos necesarios para levantar un barril 1000 pies de altura. Para operaciones de gas lift intermitente esto es calculado como sigue:
(Relación de flujo)(periodo de inyección)( ciclos por día) IGOR=
(BPD de fluido)( profundidad de elevación/1000)
Ec.(1.1)
donde: Relación de flujo.flujo.- es el promedio introducido por gas (en SCF/minuto) al pozo durante el periodo de inyección. Periodo de de inyección inyección .- es el tiempo en segundos o minutos mientras el gas fluye al pozo durante cada ciclo. BPD de fluido fluido..- es el promedio de producción diaria del pozo (petróleo y agua) producido bajo las mismas condiciones en que la prueba de IGOR fue realizada. Profundidad Profundidad de elevación elevación..- es tomada usualmente como la profundidad de la válvula retenedora (standing valve).
3.6 DESCRIPCION DEL FUNCIONAMIENTO 3.6.1 BOMBEO NEUMATICO CONTINUO El proceso es el siguiente:
1. Reducción de la densidad de fluido y el peso de la columna de manera que la presión diferencial entre el yacimiento y el diámetro interno del pozo sea incrementada.
2. Expansión del gas inyectado de manera que éste empuje líquido delante de él, que 3.
posteriormente reducirá el peso de la columna, incrementando de este modo, la diferencial de presión entre el yacimiento y el diámetro interior del pozo. Desplazamiento de baches de líquido mediante burbujas grandes de gas actuando como pistones.
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3.7 DESCRIPCION DEL FUNCIONAMIENTO 3.7.1 Descarga Una vez instaladas las válvulas de BN, el paso siguiente es la descarga de los fluidos del pozo. La finalidad de la operación es la de permitir que el gasto llegue a la válvula neumática de trabajo sin excesivas presiones iniciales, para conseguir la estabilización del régimen de producción. Cuando en un pozo se instalan válvulas neumáticas por primera vez, el espacio anular se encuentre tal vez lleno de fluido (generalmente lodo) que se ha usado para controlarlo, por lo cual es necesario descargarlo. El método de descarga continua debe ser de operación ininterrumpida. Las válvulas se espacian de modo que el pozo se descarga por sí mismo, controlándose el gas en la superficie. A continuación, se describe una operación de descarga continua. Se observa que el aparejo de producción tiene cuatro válvulas de BN y sus correspondientes presiones de operación son de 625, 600 575 y 550 [psi]. Suponiendo que al empezar el pozo está lleno de fluido de control hasta la superficie, para descargarlo se siguen los pasos que se indican a continuación.
Paso 1. El gas se inyecta lentamente en el espacio anular a través de una válvula de aguja (estrangulador). Inmediatamente el fluido de control empieza a salir por la TP. La práctica común es descargar el fluido en una presa, hasta que empiece a salir gas a través de la primera válvula o hasta que en la corriente aparezca gas. Es importante efectuar la operación lentamente para que los fluidos que pasen por las válvulas no las dañen.
Paso 2. A medida que al espacio anular se le aplica gas continuamente, la presión en la TR debe subir gradualmente para que el fluido siga ascendiendo por la TP.
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Paso 3. La válvula número 1 (625 [psi]) no tarda en quedar al descubierto, ya que el gas pasa a la TP. Esto se observa en la superficie por el aumento instantáneo de la velocidad del flujo que sale por el extremo de la TP.
Paso 4. La descarga del pozo es una mezcla de gas y líquidos, y la presión en la TR se estabiliza a 625 [psi], que es la presión de operación de la válvula 1. Para no desperdiciar gas, el flujo puede direccionarse a los separadores.
Paso 5. La inyección de gas en el espacio anular hace que el nivel de líquido siga bajando hasta que la válvula 2 (600 [psi]) queda al descubierto debido a que el gradiente es aligerado considerablemente por el gas. Por ejemplo, si el fluido de control tiene un gradiente de 0.5 [psi/pie], con la inyección de gas puede bajar a 0.1 [psi/pie] en la TP, con el consecuente cambio en el gradiente de presión, dependiendo a qué profundidad esté la válvula 1.
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Si la presión del gas al pasar por la válvula 1 es de 50 [psi], y suponiendo que esté a una profundidad de 1250 [pie], la presión del gas en la superficie es de 50 + (1250*0.1) = 175 [psi]. – 175 = 450 [psi] para trabajar el pozo hasta la válvula 2. Así, se determina Quedan entonces 625 – 175 también el espaciamiento de dicha válvula, el cual es de (450/0.5) = 900 [pie]. Entonces, la válvula 2 se instala a 1250 + 900 = 2150 [pie].
Paso 6. Tan pronto la válvula 2 queda descubierta, el gas entra en ella a la profundidad de 1250 [pie]. Además, la presión en la TR baja a 600 [psi], ya que la válvula 2 funciona con 25 [psi] menos que la válvula1. El gradiente de presión en la TP baja a 0.1 [psi/pie] de la válvula 2 a la superficie; La presión de la TP a la altura de esta válvula es de 50 + (2150*0.1) = 265 [psi]. Queda así una diferencia de 600 – 265 = 335 [psi] para llegar hasta la válvula 3, situada a 2150 + (335/0.5) = 2820 [pie].
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Paso 7. El gas se inyecta continuamente hasta llegar a la tercera válvula y la operación se repite hasta llegar a la cuarta. Durante la descarga del pozo, la presión de fondo baja al punto en el que los fluidos de la formación empiezan a entrar en el fondo de la TP. En este momento, la composición de los fluidos en la TP empieza a cambiar, transformándose en una mezcla de los fluidos que se están desplazando del espacio anular y los que salen de la formación. Cuando esto ocurre, la producción de descarga del pozo tiende a bajar, hasta que se llega a la válvula de operación (cuarta válvula).
Paso 8. Tan pronto se llega a la válvula 4 (a 3306 [pie]), la TR se estabiliza a 550 [psi] de presión de operación en la superficie y el pozo entra en producción.
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