Produccion Tema 6

Título: Análisis de los factores de selección de los métodos de recuperación artificial. Bombeo mecánico y Gas Lift.

Albino Gallego Gabriel Guerrero Leon Luis Gustavo Jimenez Salazar Rodrigo Tames Molina Gerald Marcelo

Código Estudiante: 201202208 200904426 201106871 201106218

Fecha: 08/01/2017 Carrera : Ingeniería en Gas y Petroleó Asignatura : Producción de Hidrocarburos Grupo: 6 Docente : Ing. Celestino Arenas Martínez Periodo Académico : I/2017

Título: Análisis de los factores de selección de los métodos de recuperación artificial. Bombeo mecánico y Gas Lift. Autor: Gabriel Albino, Luis Gustavo Guerrero, Rodrigo Jiménez Salazar, Gerald Marcelo Tames Molina

RESUMEN

La explotación de los hidrocarburos se realiza estudios en los cuales se debe estimar las reservas recuperables, incluye la recuperación natural o primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción. Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida depresión natural del yacimiento. Por lo que se hace necesario instalar la infraestructura adecuada para la recuperación del petróleo, que en la mayoría de los yacimientos representa de un 60 a 70 % por recuperar, por lo cual, es conveniente un sistema artificial.

Palabras clave: explotación, primaria, artificial, presión, yacimiento, sistema

SUMMARY

The exploitation of the hydrocarbons is carried out studies in which the recoverable reserves must be estimated, including the natural or primary recovery, that can happen with natural flow or with artificial systems of production. Because the oil is a non-renewable resource, the wells that are producing are declining their production by the loss natural depression of the deposit. So it is necessary to install the adequate infrastructure for the recovery of oil, which in most of the deposits represents 60 to 70% to be recovered, so an artificial system is desirable.

Keywords: exploitation, primary, artificial, pressure, reservoir, system

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RESUMEN

La explotación de los hidrocarburos se realiza estudios en los cuales se debe estimar las reservas recuperables, incluye la recuperación natural o primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción. Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida depresión natural del yacimiento. Por lo que se hace necesario instalar la infraestructura adecuada para la recuperación del petróleo, que en la mayoría de los yacimientos representa de un 60 a 70 % por recuperar, por lo cual, es conveniente un sistema artificial.

Palabras clave: explotación, primaria, artificial, presión, yacimiento, sistema

SUMMARY

The exploitation of the hydrocarbons is carried out studies in which the recoverable reserves must be estimated, including the natural or primary recovery, that can happen with natural flow or with artificial systems of production. Because the oil is a non-renewable resource, the wells that are producing are declining their production by the loss natural depression of the deposit. So it is necessary to install the adequate infrastructure for the recovery of oil, which in most of the deposits represents 60 to 70% to be recovered, so an artificial system is desirable.

Keywords: exploitation, primary, artificial, pressure, reservoir, system

2


CONTENIDO OBJ ETIVOS .................................................................. ........................................................................................... .................................................. ................................... .......... 6 1. INTRODUCCION ................................................... ............................................................................. .................................................... ................................... ......... 7 2.

DESARROLLO

............................................................................................................................................8

2.1. BOMBEO BOMB EO MECANICO ............................................... ........................................................................ ................................................... ............................... ..... 8 2.2.

EQUIPO DE SUPERFICIE .....................................................................................................................9

2.2.1.

EL MOTOR

2.2.2.

CAJA DE ENGRANAJE .................................................................................................................

2.2.3.

MANIVELAS................. ................. ................. .................. ................. .................. .................. ............ 11

2.2.4.

PESAS O CONTRAPESOS ...........................................................................................................

11

2.2.5.

PRENSA ESTOPA ...........................................................................................................................

11

2.2.6.

BARRA PULIDA .................. .................. ................. ................. .................. ................. .................. .... 12

2.3.

...........................................................................................................................................9 10

EQUIPOS DE FONDO .................. ................. .................. ................. .................. ................. ................ 12

2.3.1.

BOMBA DE SUBSUELO ................................................................................................................

12

2.3.2.

TIPOS DE BOMBA DE SUBSUELO ............................................................................................

15

2.3.2.1.

BOMBAS INSERTABLES ..........................................................................................................

15

2.3.2.2.

BOMBAS DE TUBING ................................................................................................................

15

VARILLAS .........................................................................................................................................

16

2.3.3. 2.3.3.1.

VARILLAS API ESPECIFICACIONES DE FABRICACIÓN ................................................. 16

2.3.3.2.

DIMENSIONES Y PESOS. .........................................................................................................

16

ZAPATA .............................................................................................................................................

18

2.3.4.1.

TIPOS DE ZAPATAS ...................................................................................................................

18

2.3.4.2.

ANCLA ANCL A DE TUBERIAS ...............................................................................................................

18

2.3.4.3.

FUNCIONAMIENTO.....................................................................................................................

19

2.3.4.4.

TIPOS DE ANCLAS DE GAS NATURAL: ................. ................. .................. ................. .......... 19

2.3.4.5.

FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA .......................................................................................

2.3.4.

2.4.

DINAMOMETRO ..................................................................................................................................

2.4.2.

20 20

DE RUTINA DEL POZO ..............................................................................................................

22

2.4.3. PROBLEMAS EN EL POZO POZO ..........................................................................................................

23

3. GAS LIFT ...................................... ............................................................... ................................................... .................................................... ................................. ....... 23 3.1.

GAS LIFT CONTINUO ........................................................................................................................

23

3.2.

GAS LIFT L IFT INTERMITENTE INTERMITENTE ................................................................................................................

24

3


3.3.

SISTEMA DE GAS LIFT .....................................................................................................................

3.4.

PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE GAS LIFT........................................................................... 26

25

3.4.1.

EQUIPOS DE SUPERFICIE ...........................................................................................................

28

3.4.2.

EQUIPOS DE SUBSUELO .............................................................................................................

28

3.5.

TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS ................................................................ 29

3.5.1.

INYECCION DE GAS POR FLUJO CONTINUO ........................................................................

29

3.5.1.1.

CONDICIONES QUE FAVORECEN A LA APLICACIÓN DEL FLUJO CONTINUO ....... 30

3.5.1.2.

VENTAJAS DEL FLUJO CONTINUO ......................................................................................

30

SUBTIPOS DE LAG LA G CONTINUO ......................................................................................................

31

3.6.1.

LAG CONTINUO TUBULAR ..........................................................................................................

31

3.6.2.

LAG CONTINUO ANULAR ............................................................................................................

31

3.6.

3.7.

TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT. .................. ................. .................. . 31

3.7.1.

INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO FL UJO INTERMITENTE ............................................................ 31

3.7.1.1.

CONDICIONES CONDICIONES QUE FAVORECEN LA APL ICACIÓN DEL FLUJO FL UJO INTERMITENTE ... 32

3.7.1.2.

VENTAJAS DEL FLUJO INTERMITENTE .......................................................................... 32

3.8. TIPOS DE INSTALACIONES PARA UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS 33 3.8.1.

INSTALACIONES CONVENCIONALES .................................................................................. 33

3.8.1.1.

INTALACIONES INTALACIONES ABIERTAS ................ .................. ................. .................. .................. ............... 33

3.8.1.2.

INTALACIONES SEMICERRADAS ................ ................. .................. ................. .................. .... 33

3.8.1.3.

ESTACIONES CERRADAS .......................................................................................................

34

3.8.2.

INSTALACIONES NO CONVENCIONALES ................ ................. .................. ................. ....... 36

3.8.2.1.

INSTALACIÓN CON CÁMARA DE ACUMULACIÓN DE LÍQUIDO ................................... 36

3.8.2.2.

INSTALACION CON PISTON VIAJERO .................................................................................

3.9. 3.10.

36

VENTAJAS DEL METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS ........................... 37 DESVENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS ............... 38

CONCLUSIONES ................................................. ........................................................................... .................................................... ......................................... ............... 39 RECOMENDACIONES ................................................ .......................................................................... .................................................... ................................. ....... 39 BIB LIOGRAFIA LIOGRA FIA ............................................ ..................................................................... .................................................. .................................................. ......................... 40

4


LISTA DE FIGURAS FIG.1 EQUIPO DE BOMBEO MECANICO

. .. ... .9

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …

FIG.2 COMBUSTIÓN INTERNA FIG.3 ELÉCTRICO

…

... .

10

...

10

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… … …

…

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… … …… …… …… …

FIG.4 BOMBEO MECANICO

… …

11

………..

.. .. 12

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… … ……

.

.

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… … … …

FIG.7 UBICACIÓN DE LAS PARTES

…

13

..

15

… ..

.. . ....24

… …… …… … …… …… …… … …… …… …

…

…

....

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… … …… …

FIG.10 OPERACIÓN DE GAS LIFT FIG.11 EQUIPOS DE SUPERFICIE FIG.12 EQUIPOS DE SUBSUELO

.

26

. ..

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… …

.

…

…

…

.

29

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… … …… …… .

FIG.15 INYECCION DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE

...

… …… …… … …… …… …… … …… …

FIG.16 INSTALACIONES ABIERTAS

…

.. ... ...28

… …… …… … …… …… …… … …… …

FIG.14 PARTES DE FLUJO CONTINUO

27

… …

... . 27

… …… …… … …… …… …… … …… …… … …… … …… …… …

31

… ..

.

. 32

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… … … ….

FIG.17 ESTACIONES SEMICERRADAS FIG.18 ESTACIONES CERRADAS

25

… ..

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… ………..

FIG.13 INYECCION DE GAS POR FLUJO CONTINUO

..

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …

…

..33

… …… .

..... ..34

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… …

FIG.19 ACUMULACION DE FONDOS . …

FIG.20 EL PISTON VIAJERO

…

… …… .

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… …

FIG.8 RETORNO DEL GAS DE UN COMPRESOR FIG.9 SISTEMA DE GAS LIF

… .

...

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… … …

FIG.5 CAJA DE ENGRANAJE FIG.6 PRENSA DE ESTOPA

…

…

..... 35

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …

…

.....

… …… …… … …… …… …… … …… …… … ……… …… …… … ……

36

… …

5


OBJETIVOS

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 depresión 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 y conificacion de agua entre otros. OBJETIVOS ESPECIFICOS 

Explicar las diferentes características y aplicaciones para las diferentes unidades de un sistema de levantamiento artificial.



Definir cada uno de los equipos que conforman el sistema de Bombeo Mecánico y Gas Lift tanto como de superficie y subsuelo.



Definir los tipos de sistemas de levantamiento por Bombeo Mecánico y de Gas Lift.



Seleccionar el apropiado sistema de levantamiento artificial teniendo en cuenta el tipo de flujo, relación gas-petróleo, producción de agua y impurezas.



Seleccionar y/o diseñar equipos y dispositivos que permitan la producción de hidrocarburos.

6


1. INTRODUCCION

Los sistemas de Levantamiento artificial, son un conjunto de métodos alternativos para extraer el crudo remanente o que ha quedado en el yacimiento por falta de energía (presión), lo que ha ocasionado que el petróleo no llegue a superficie por flujo natural. A través del tiempo, la oferta de energía del yacimiento en el fondo del pozo puede reducir a consecuencia de la disminución de presión estática y del índice de productividad. Adicionalmente, la demanda de energía en el fondo puede aumentar a consecuencia del incremento del porcentaje de agua. En ambos casos, el resultado es que la capacidad de producción del sistema disminuye. La manera más conveniente y económica de producir un pozo es por flujo natural. L a m a y o r í a d e lo s p o z o s s o n c a p a c e s d e p r o d u c i r f l u j o n a t u r a l e n l a p r i m e r a e t a p a d e s u v i d a productiva. No obstante, una finalizada la producción por flujo natural, es necesario a seleccionar un método de Levantamiento Artificial que permita seguir produciendo eficientemente al yacimiento. En la selección de los métodos se deben considerar los siguientes factores: 

Disponibilidad de fuentes de energía en superficie: red de la fuerza electromotriz, plantas compresoras y otras.



Característica del fluido por producir: viscosidad, ºAPI, porcentaje de agua y sedimento, relación gas –líquido y otras.



Profundidad y presión estática del yacimiento



Índice de productividad del pozo



Tasa máxima permitida para que no se generen problemas de producción: conificación de agua o gas, arenamiento y otros.

7


2. DESARROLLO 2.1. BOMBEO MECANICO Equipo d e Superficie: 

Unidad de Bombeo



Motor de la Unidad



Cabezal del pozo

Equipo de Subsuelo: 

Tubería de Producción

Varillas



Bomba





Ancla de Gas FIG.1 EQUIPO DE BOMBEO MECANICO BALANCEADA CONVENCIONAL

POR AIRE

MARK II

1. Muy eficiente

Menos eficiente que las otras unidades.

Muy Eficiente

2. Muy confiable debido a su diseño simple.

La más complicada de las unidades.

Igual al convencional

3. La más económica (Usada como referencia)

La más costosa

Moderadamente costosa

4. Moderadamente de relativo y fácil manejo.

La más compacta y de fácil manejo

Menos portatil Bal. Por aire

que

5. Rango de torque más fluctuante (amplio)

Torques máximos y rangos menos severo que en la convencional Contrabalanceo facilmente ajustable

Genera el más uniforme torque

bajo

7. Requiere una base/ fundación firme donde posicionarse


Requiere una base fundación más sencilla

8. Relativamente requiere de motores más grandes


Requiere de más pequeños

6. El contrabalance es más complicado de ajustar (pesas)

9. Normalmente con la más alta (relativa) velocidad de bombeo

Velocidad máxima de bombeo, ligeramente menor que la unidad convencional

la

y


/

motores

Igual a la Bal. Por aire

8


2.2. EQUIPO DE SUPERFICIE 2.2.1. EL MOTOR Suministra la energía necesaria a la unidad de bombeo para levantar los fluidos del pozo. •

•

•

Los motores eléctricos pueden ser de velocidad constante o de velocidad variable. El cambio de la velocidad del balancín se logra modificando la polea del motor.

FIG.2 Combustión Interna

FIG.3 Eléctrico

9


FIG.4 BOMBEO MECANICO

2.2.2. CAJA DE ENGRANAJE Es un sistema de cuyo objetivo es reducir la velocidad de rotación entre el motor primario •

y el sistema biela-manivela. •

•

Pueden ser de sistema de reducción simple, doble o triple. Representa una de las partes más costosas de la unidad de bombeo.

10


FIG.5 CAJA DE ENGRANAJE 2.2.3. MANIVELAS Transmiten el movimiento de la caja de engranaje o transmisión a las bielas del balancín, que

están unidas a ellas por intermedio de pines. Están sujetas al eje de baja velocidad de la caja de engranaje.Cada una lleva un número igual de huecos en los cuales se colocan los pines de sujeción de las bielas. Cada uno de los huecos representa una determinada carrera del balancín, el cambio de pines de un hueco a otro es lo que comúnmente se conoce como “cambio de tiro”.

2.2.4. PESAS O CONTRAPESOS Generalmente se encuentran uubicados en la manivela.

Se utilizan para balancear las fuerzas desiguales que se originan sobre el motor durante las carreras ascendentes y descendentes del balancín. 2.2.5. PRENSA ESTOPA Se utiliza para sellar el espacio existente entre la barra pulida y la tubería de producción,

evitando que el petróleo producido se derrame. Consiste en una cámara cilíndrica que contienen los elementos de empaque que se ajustan a la barra pulida para efectuar el sello.

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FIG.6 PRENSA DE ESTOPA 2.2.6. BARRA PULIDA Es la encargada de soportar el peso de la sarta de varillas, de la bomba y del fluido dentro de

la tubería, fabricada de material resistente. Vienen generalmente en tamaños de 1 ¼” y 1 ½” y longitudes de 16 y 22 pies.

2.3.

EQUIPOS DE FONDO

2.3.1. BOMBA DE SUBSUELO

Para facilitar el estudio del funcionamiento de la bomba de subsuelo, supongamos el ciclo de bombeo lentamente haciendo énfasis en los cambios de estado de los componentes debido al movimiento del balancín y las presiones actuantes. La unidad de bombeo en su movimiento tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto inferior. Cuando el balancín ésta en el punto muerto inferior, las válvulas fija y viajera están cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permite

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la apertura de la válvula fija; por lo tanto, 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 permanece cerrada durante la carrera ascendente. El fluido llenando la bomba hasta llegar al punto muerto superior. La válvula fija cierra y comienza la carrera descendente. El pistón se mueve hacia abajo y produce un efecto de compresión; al chocar con el fluido, la presión interna abre la válvula viajera. El pistón continúa su viaje descendente, mientras el fluido es transferido a la tubería y se repite el ciclo de bombeo. Componentes: 

Barril o camisa:

Es un cilindro de superficie completamente pulida, dentro del cual se mueve el pistón. 

Pistón:

Es el embolo de la bomba y su diámetro determina la capacidad de desplazamiento. 

Válvula fija:

Está formada por un sistema de bola y asiento que permite la entrada de fluido del pozo al interior de la bomba. 

Válvula viajera:

Es también un sistema de bola / asiento, que viaja durante los ciclos de bombeo. 

Anclaje o zapata:

Combinación de partes reunidas inferiormente para obtener el anclaje de la bomba, efectuando un sello hermético.

13


FIG.7 UBICACIÓN DE LAS PARTES

14


2.3.2. TIPOS DE BOMBA DE SUBSUELO 2.3.2.1. BOMBAS INSERTABLES Las bombas insertables o de varillas reciben este nombre porque se completan con la sarta de

cabillas y se asientan en la zapata de la tubería de producción. Estas bombas, a su vez se subdividen en tres tipos, las de barril viajero con anclaje inferior (RWT o RHT), las de barril estacionario también con asentamiento en el fondo (RWB o RHB) y las barril estacionario y anclaje superior (RWA o RHA). La Figura ilustra cada una de las bombas mencionadas. El cuerpo de las bombas o barril, es fabricado esencialmente de tres tipos, de camisa integral con pared gruesa (H); de camisa independientemente reemplazable (L); y de camisa integral con pared delgada (W). 2.3.2.2. BOMBAS DE TUBING Como su nombre lo indica, son bombas donde el barril y la zapata forman parte integral de la

tubería de producción; es decir, su instalación /desinstalación involucra directamente un trabajo de sacar / meter tubería. La Figura partes (g y h) muestran las bombas de tubería. Estas bombas están diseñadas para producir más volumen, que una bomba de cabillas, para una misma tubería de producción. Esto se explica, porque el barril de dichas bombas puede ser mayor que el diámetro interno del eductor. Al igual que las bombas de cabillas, los conjuntos de anclaje pueden ser mecánicos y de fricción; lo mismo ocurre con el espesor de la camisa (pared gruesa, delgada o laminada). Pero, el niple de extensión (E) es aplicable únicamente a las bombas de tubería y se utiliza para su conexión con el eductor o bien en la parte inferior para dar espacio al pescante.

15


2.3.3. VARILLAS 2.3.3.1.

VARILL AS API ESPECIFICACIONES DE FABRICACIÓN



Las Varillas grado K son utilizadas para cargas medias y pozos corrosivos.



Las Varillas grado C con cargas medias y no corrosivas.



Las Varillas grado D en pozos de elevadas cargas y no corrosivos o debidamente Inhibidos.

En caso de pozos con cargas extremas – utilizar varillas de alta resistencia a la tensión o de fibra de vidrio. EL API denomina a las columnas de varillas de la siguiente manera: Si está compuesta por varillas de 1”, 7/8” y ¾” se toman sus respectivas fracciones con

denominador 8, o sea: 8/8 ”, 7/8 y 6/8. De estas fracciones se toma el primer numerador y se une al último numerador, por lo que esta columna es API 86.

2.3.3.2. DIMENSIONES Y PESOS. Las Varillas son fabricadas en longitudes de 25 y 30 pies. También existen “trozos” en longitudes de 2 , 4, 6,8 y 12 pies

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TIPO DE VARILLA

AREA SECCIONAL (pulg.2)

PESO POR PIE (aire)

5/8"

0.307

1.13

3/4"

0.442

1.63

7/8"

0.601

2.22

1"

0.785

2.90

TAB. 1 DIMENSIONES Y PESOS 

CUIDADO Y MANIPULEO

Manejo adecuado de las varillas alarga su uso y previene la falla prematura. Las Varillas deben ser guardadas a una altura segura y guardadas en cajas de madera o acero, construidas de tal manera que soporten las varillas y sus espaciadores en locación. Las Varillas guardadas deben ser chequeadas periódicamente para prevenir cualquier corrosión, lo cual debe ser removido con un cepillo de hierro y luego colocar el respectivo protector contra la corrosión. Para mover las varillas desde el almacén al campo: Nunca se deben cortar los precintos de metal de las cajas con un hacha. Se puede crear algun corte en una varilla, por lo cual ésta debe ser descartada. De ser posible, 3 hombres deben usarse para mover las varillas; uno a cada lado y otro en el medio para evitar que la varilla se pandee. Nunca se debe colocar las varillas en el piso; se puede colocar en la rampa del taladro o en un rack de madera. Las Varillas deben ser levantadas en la torre individualmente para prevenir flexionamiento. Los protectores de las puntas no deben ser removidos hasta que esté en la torre, usando llaves, y no un martillo.

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Luego de esto, los terminales deben ser limpiados con cepillo e inspeccionados para buscar algún daño. Cualquier corte, deformación, material extraño no permitirá un buen enrosque y generará una falla prematura. El terminal debe ser re-lubricado después de limpiado, con una mezcla de 50% aceite de motor y 50% de inhibidor de corrosión. 2.3.4. ZAPATA 2.3.4.1. TIPOS DE ZAPATAS El sistema de anclaje de las bombas de subsuelo a la tubería de producción, se denomina

zapata, la cual es un niple de asentamiento que se ajusta al anillo de fricción o bronce de la bomba, formando un sello hermético entre el fluido retenido en el pozo. Los tipos de anclajes o zapatas: mecánico y fricción. Las bombas de anclaje mecánico, en la parte inferior están previstas de aleación de bronce para efectuar sello con la zapata y las de tipo fricción, utilizan un aro de metal o anillo de fricción. Es importante observar que la diferencia, entre las zapatas radica esencialmente en la estructura interna, ya que vista frontalmente son prácticamente iguales. Las zapatas de anclaje pueden ser torneadas en tres tipos o dimensiones: base (niple B), mayor (niple P) O menor (niple M). 2.3.4.2. ANCLA DE TUBERIAS Es un equipo para controlar los movimientos de la tubería de producción, absorbe los esfuerzos

durante la acción de bombeo y los transfiere al revestidor; como resultado, mantiene el eductor en una posición constante y reduce la fricción cabillas / tubería. En la Figura se muestra una vista exterior del mismo. El simple hecho de mantener el eductor anclado, permite un mayor recorrido del pistón dentro del barril, porque aumenta el movimiento relativo de este con respecto a la tubería de producción por embolada.

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2.3.4.3. FUNCIONAMIENTO Al entrar el fluido por las ranuras del ancla de gas, se crea una turbulencia y caída de presión,

lo cual hace que el gas, por ser de menor densidad, se separe del líquido, y siga por el espacio anular revestidor/tubería el líquido por ser más denso, cae y se acumula en el tubo de barro, donde es succionado por la bomba, a través del tubo de succión. 2.3.4.4. TIPOS DE ANCLAS DE GAS NATURAL: La figura presenta un ancla de gas tipo natural (N), como se observa es muy sencilla y consiste

solamente de un tubo de 20 a 30 pies de longitud con un niple perforado en la parte inferior sin tubo de succión. Para que sea efectiva el ancla de gas natural debe instalarse por debajo de las perforaciones de forro, ya que por su forma simple la separación solo existe por diferencia de densidades para que el fluido pase por la bomba debe fluir hacia abajo. Esta ancla de gas no tiene uso práctico en pozos productores de sólidos (por ejemplo: arena); puede sufrir problemas de atascamiento. Por otra parte, tampoco es eficaz cuando las presiones de fondo del pozo son muy altas, capaces de formar burbujas. 

NIPLE PERFORADO (POORMAN)

La figura

muestra un ancla de gas tipo “Poorman “(P) y su funcionamiento en forma

esquemática.

Como puede observarse, es un niple perforado igual que el descrito

anteriormente, con la adición de un tubo concéntrico para la succión y otro para la recolección de sedimentos (tubo de barro). Esta ancla simple y económica, por el diseño de sus partes, se usa frecuentemente en pozos ligeramente arenosos, donde el nivel de líquido está cerca del fondo del pozo; sin embargo, puede utilizarse a cualquier profundidad. 

COPAS

Esta es un ancla de gas muy similar a la “Poorman” y se diferencia por las copas de metal a lo

largo del niple, como muestra la figura.

19




MULTICOPAS

La figura muestra el funcionamiento del ancla de gas tipo multicopas, como se observa es un tubo y una serie de copas alrededor con orificios dentro de ellas. Esta difiere de la anterior, porque está provista de un número mayor de copas y no requiere del tubo adicional de succión, ya que el principal hace las veces de este. La multicopas se utiliza en pozos con alta producción de gas, sin arena, donde el ancla de copas no es efectiva; por lo tanto, es de mayor capacidad de separación gas / líquido. 2.3.4.5. FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA Comienza la carrera Ascendente del equipo de bombeo, la válvula viajera se cierra y la misma

soporta el peso de las varillas más el peso del fluido. El pistón creará una depresión en el interior del barril de la bomba, lo que hará abrir la válvula fija y permitirá el ingreso del fluido hacia el interior del mismo. Cuando el equipo de bombeo llega al final de la carrera ascendente, el barril se ha llenado completamente.

Al

comenzar la carrera descendente la presión que hay en el interior de la bomba hace que la válvula viajera se abra, permitiendo al fluido alojado en el interior de la bomba se desplace a superficie por el interior del tubing, mientras que esta presión hace que la válvula fija se cierre. Comienza la carrera Ascendente del equipo de bombeo, la válvula viajera se cierra y la misma soporta el peso de las varillas más el peso del fluido. En este punto se produce una transferencia del peso del fluido desde la válvula viajera hacia el tubing.

2.4. DINAMOMETRO La palabra dinamómetro viene del griego dina, medición de fuerza y metro, magnitud.

Por tanto un dinamómetro para la varilla pulida es un dispositivo con el que se toma un registro continuo del patrón de fuerzas a través del desplazamiento de la varilla pulida.

20


En pocas palabras un dinamómetro es indicador de peso que registra que carga sobre la varilla pulida y la respectiva posición de la misma; ambos registros se toman con respecto al tiempo. El dinamómetro se utiliza para hacer dos tipos diferentes de análisis: De rutina del pozo El objetivo es evaluar todos los datos obtenidos para mejorar la operación de los equipos de bombeo mecánico. Guiara una selección más económica del equipo y a una reducción de los costos de operación. De los problemas en el pozo La información por si sola del dinamómetro no es suficiente por tanto se necesita la cooperación del personal para una buena interpretación, de datos. El ingeniero de producción tiene como objetivo la determinación y eliminación de la causa de problemas. Para llevar a cabo la prueba del dinamómetro ene l campo, es deseable que se conozca la información referente de: Instalación del equipo Historia operativa del pozo, del equipo en servicio y el conocimiento de las condiciones de yacimiento. Pruebas de los fluidos de producción, preferentemente de un día antes de la prueba del dinamómetro se lleve a cabo. Datos como la velocidad del bombeo, la longitud de la carrera de la varilla pulida, etc. 2.4.1. CARTA DINAMÓMETRO

Es un diagrama de carga contra desplazamiento resultante del registro de todas las fuerzas que actúan sobre la varilla pulida con respecto a su posición en cualquier instante durante el ciclo de bombeo. El diagrama registrado esta dado con la posición de la varilla pulida en la abscisa y la carga en la ordenada.

21


2.4.1.1.

Cargas en el equipo superficial

Debido a que el dinamómetro proporciona una gráfica continua de carga y desplazamiento de la varilla pulida vrs el tiempo es posible determinar: Cargas máximas y mínimas en la estructura de la unidad de bombeo. Torsión en el reductor de engranajes y en el motor principal, cuando se conocen los factores de torsión. Trabajo realizado por la varilla pulida elevar el fluido y vencer la fricción Contrabalanceo apropiado 2.4.1.2.

Perdida en válvulas

Se produce cuando el desgaste una o ambas válvulas ocasiona que no exista un cierre perfecto y se produzca un medio de comunicación entra la columna de fluido y el fondo causando que el fluido levantado se regrese. 2.4.1.3.

Golpe de flu ido

Por lo general existen diseños en los que la producción no se equipara con la producción del pozo y se puede presentar un golpe de fluido por no poseer un buen nivel en el pozo, es decir que el pistón no se llena en su totalidad y cuando el pistón baja pega un golpe fuerte en el fluido. 2.4.1.4.

Interferencia por gas

Se produce debido a que existe gas disuelto por debajo de la succión de la bomba, donde buena parte de la carrera del pistón se ocupa en comprimir el gas. 2.4.2. DE RUTINA DEL POZO 

El objetivo es evaluar todos los datos obtenidos para mejorar la operación de los equipos de bombeo mecánico.



Guiara una selección más económica del equipo y a una reducción de los costos de operación

22


2.4.3. DE LOS PROBLEMAS EN EL POZO 

La información por si sola del dinamómetro no es suficiente por tanto se necesita de la cooperación del personal para una buena interpretación de datos. El ingeniero de producción tiene como objetivo la determinación y eliminación de la causa de problemas.



Para llevar a cabo la prueba del dinamómetro en el campo, es deseable que se conozca información referente de:



La instalación del equipo



Historia operativa del pozo, del equipo en servicio y el conocimiento de las condiciones del yacimiento.



Pruebas de los fluidos de producción, preferentemente un día antes de que la prueba del dinamómetro se lleve a cabo.



Datos como la velocidad de bombeo, la longitud de carrera de la varilla pulida, etc.

3. GAS LIFT

3.1. GAS LIFT CONTINUO Un volumen continuo de gas de alta presión es introducido en la tubería de producción a través

de una válvula de GL para alivianar la columna de fluidos y de esa manera disminuir la presión dinámica de fondo, de manera que el pozo produzca el caudal deseado. Con la disminución de la presión dinámica de fondo (FBHP) se logra una importante presión diferencial en la cara de la formación productiva (abatimiento – drawdown), gracias a este gradiente de presión los líquidos ingresan al pozo. La instalación consta de válvulas superiores que tienen la finalidad de llevar el punto de inyección lo más profundo posible, estas se denominan válvulas de descarga (unloading valve). La válvula inferior (válvula operativa) es una del tipo orificio que es por donde tiene que quedar definitivamente el punto de inyección. Este método es utilizado en pozos de elevado IP y FBHP relativa a la profundidad del mismo.

23


Con este tipo de pozos se pueden producir desde 200 – 20.000 bbl/d con flujo por tubing y hasta 80.000 bbl/d a través del espacio anular. 3.2. GAS LIFT INTERMITENTE Este tipo de variante de GL involucra una expansión instantánea de un gas de alta presión que

asciende levantando un bache (slug) de líquido que previamente se dejó acumular en la tubería de producción. Es un método cíclico de producción y los intervalos de tiempos de inyección de gas o de acumulación de líquido pueden ser gobernados desde la superficie (controlador electrónico o timer y válvula neumática) o desde el fondo (válvula piloto). El método es utilizado bajo dos escenarios:

1. Elevado IP y baja FBHP (reservorio depletado) 2. Bajo IP y baja FBHP (baja K o daño de formación) En este tipo de sistemas se utiliza una válvula inferior como las superiores (unloading valves) que son calibradas y tienen una presión de apertura y cierre. El diámetro del orificio debe ser importante, para permitir la expansión brusca y el ingreso de gas rápidamente a la tubería de producción.

24


FIG.8 RETORNO DEL GAS DE UN COMPRESOR

3.3. SISTEMA DE GAS LIFT Es un sistema de levantamiento de extracción artificial que se encarga de levantar el fluido mediante la inyección de gas comprimido de alta presión a través de la válvula de gas lift desde el fondo del pozo hasta la superficie (colectores de pruebas-separadores-tanques).

25


FIG.9 SISTEMA DE GAS LIFT Consiste en el movimiento de un gas causado por la disminución del volumen de una cámara, producido por el órgano intercambiador de la energía el cual está sometido a un movimiento alternativo a un movimiento rotativo. El órgano trasmisor de la energía puede ser un pistón, un embolo, o un diafragma sometido a un movimiento alternativo de tipo reciprocante o un tornillo aleas, pistón u otros sometidos a un movimiento rotativo.

26


FIG.10 OPERACIÓN DE GAS LIFT

27


3.4.1. EQUIPOS DE SUPERFICIE  Planta comprensora 

Sistema de distribución de gas



Sistema de recolección de fluidos



Controlador de inyección



Válvula motora



Estrangulador de flujo



Válvula maestra

FIG.11 EQUIPOS DE SUPERFICIE

3.4.2. EQUIPOS DE SUBSUELO  El mandril de bolsillo 

El mandril BLT



Válvula operativa



Válvula de descarga



Niple de asiento



Standing valve



Uniones corredizas



Cinta band-it suncho

FIG.12 EQUIPOS DE SUBSUELO

28


3.5.

TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

3.5.1. INYECCION DE GAS POR FLUJ O CONTINUO Consiste en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos

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. La profundidad de las válvulas y el volumen de gas van a depender de las características propias de cada pozo. En la inyección continua de gas o flujo continuo tiene como propósito aligerar una columna de fluido mediante la inyección de gas por un punto de la tubería de producción. Esto causa el aumento gas-liquido por encima del punto de inyección.

FIG.13 INYECCION DE GAS POR FLUJO CONTINUO

29


3.5.1.1.

CONDICIONES QUE FAVORECEN A LA APLICACIÓN DEL FLUJO CONTINUO



Baja densidad del petróleo



Alta tasa de producción



Alta presión de fondo



Alta relación gas-liquido del yacimiento



Se puede aplicar en pozos con alta producción de arena



Diámetro pequeño de la tubería

3.5.1.2.

VENTAJAS DEL FLUJO CONTINUO



Maximizar el uso de gas disponible en el yacimiento



Maneja grandes volúmenes de producción



Pueden manejarse fácilmente el agua y el sedimento



Pueden recuperarse las válvulas usando guaya o tubería

FIG.14 PARTES DE FLUJO CONTINUO

30


3.6. SUBTIPOS DE LAG CONTINUO Existen dos subtipos de LAG continuo: tubular y anular 3.6.1. LAG CONTINUO TUBULAR Se inyecta por el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de

revestimiento, y se levanta conjuntamente con los fluidos aportado por el yacimiento a través de la tubería de producción. 3.6.2. LAG CONTINUO ANULAR Se inyecta gas por la tubería de producción y se levanta conjuntamente con los fluidos

aportados por el yacimiento a través del espacio anular antes mencionado. 3.7.

TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT.

3.7.1. INYECCIÓN DE GAS POR FLUJ O INTERMITENTE Inyección de un gas a intervalos regulares, para desplazar los fluidos hacia la superficie en

forma de tapones de líquidos. La frecuencia de inyección de gas depende del tiempo en que tarda el tapón de líquido en acumularse en la tubería, y así mismo el tiempo que dura la inyección de gas depende del tiempo requerido para que dicho tapón llegue a la superficie. En este método una válvula con un orificio de gran tamaño permite pasar un volumen alto de gas a la tubería, originando el levantamiento del fluido acumulado por encima de la valvula para lograr que se desplace más rápido. Se usa en pozos con un alto o bajo índice de productividad pero con una baja prisión de fondo.

31


FIG.15 INYECCION DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE 3.7.1.1.

CONDICIONES QUE FAVORECEN LA APLICACIÓN DEL FLUJO INTERMITENTE



Alta densidad del petróleo.



Baja tasa de producción.



Baja relación gas-petróleo del yacimiento.



Pozos sin producción de arena.



Baja presión de fondo con bajo índice de productividad.



Baja presión de fondo con alto índice de productividad.



Pozos moderadamente profundos con bajo nivel de fluido.

3.7.1.2. 

VENTAJAS DEL FLUJO INTERMITENTE

Puede obtenerse menor presión de fondo que en el flujo continuo y con menor relación de gas de inyección.



La tasa de producción máxima es limitada pero constante.



Pueden recuperarse las válvulas usando guaya o tubería.



Los puntos de fallas se reducen.

32


3.8.

TIPOS DE INSTALACIONES PARA UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

3.8.1. INSTALACIONES CONVENCIONALES 3.8.1.1. INTALACIONES ABIERTAS La sarta de tubería está suspendida dentro del pozo, sin válvulas estacionarias ni empacaduras.

El gas es inyectado por el espacio anular y los fluidos se producen por la tubería conductora.

FIG.16 INSTALACIONES ABIERTAS 3.8.1.2. INTALACIONES SEMICERRADAS Es similar a la descrita anteriormente, con la diferencia solo que se instala una empacadura que

sella la comunicación entre la tubería productora y el espacio anular.

33


FIG.17 ESTACIONES SEMICERRADAS

3.8.1.3. ESTACIONES CERRADAS Este tipo de instalación es parecida a la semi-cerrada, excepto que se instala una válvula fija

en la sarta de producción.

34


FIG.18 ESTACIONES CERRADAS

35


3.8.2. INSTALACIONES NO CONVENCIONALES 3.8.2.1. INSTALACIÓN CON CÁMARA DE ACUMULACIÓN DE LÍQUIDO Son ideales para pozos con baja presión de fondo y alto índice de productividad. Las cámaras

permiten las menores presiones de fondo fluyente.

FIG.19 ACUMULACION DE FONDOS

3.8.2.2. INSTALACION CON PISTON VIAJERO El pistón tiene una válvula de retención, que abre cuando golpea en superficie y cierra cuando

golpea en el fondo. Durante el tiempo que el pistón está en el fondo, el líquido sube por encima de él. Al abrir la válvula de LAG, el gas levanta el pistón y este el líquido, hasta la superficie.

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FIG.20 EL PISTON VIAJERO 3.9.

VENTAJAS DEL METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS



Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas.



Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales.



Ideal para pozos de alta relación gas-líquido y con producción de arena.



Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma.



El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo.



Bajo costo de operación.



Materiales abrasivos como la arena ofrecen pocos problemas.



Puede ser usados en pozos de baja productividad con alta relación gas-aceite.



El diseño puede ser cambiado con unidad de cable sin sacar la tuberia.



Las válvulas puedes ser remplazadas sin necesidad de matar el pozo o de sacar el tubing.

37


3.10. DESVENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS 

cuando existe alto específicamente de pozos.



se dificulta en pozos de muy baja presión de fondo y baja producción.



Difícil recuperación de las válvulas en pozos altamente desviados.



Formación de hidratos en la línea de inyección de gas puede causar demasiadas paradas.



La escasez de gas natural puede limitar su uso.



Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies.



Su diseño es laborioso.



No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso.



El gas de inyección debe ser tratado.



No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeños diámetros.



Se requiere una fuente de gas de alta presión.

38


CONCLUSIONES

La finalidad de instalar un sistema artificial es mejorar la producción en los pozos que han



disminuido su gasto o aquellos que están cerrados por que la presión de yacimiento resulta insuficiente para transportar los fluidos hasta la superficie. 

Los sistemas artificiales de conclusión son y serán siendo la continuación de la explotación de los pozos petroleros con bajas presiones de afluencia



En la selección de los métodos de explotación de hidrocarburo es criterio técnico económico juega un papel primordial ya que a partir de este se selecciona el método de recuperación mediante estos mecanismo de recuperación primaria como ser bombeo mecánico y gas lift.



Los atributos de cada método de levantamiento artificia son relativos a cada uno, y pueden ser específicos para una instalación de producción dada. Para una instalación específica se debe estimar y compara las consecuencias económicas de cada atributo aplicable, para seleccionar el método de levantamiento más apropiado.



La mayoría de estos atributos están sujetos al cambio con la tecnología de avanzada, que se vaya presentando de manera adicional.

RECOMENDACIONES



Verificar de forma continua si el pozo produce. De esta forma se podrá evitar que el sistema de bombeo del subsuelo este sobreexponiendo su fuerza motriz y desgastando el tiempo de vida útil del mismo.



Verificar longitud del pozo para para determinar la presión y temperatura del yacimiento.



Verificar tipo de petróleo a extraer del fondo del pozo.



Verificación mantenimiento y control de equipo a utilizar en la recuperación del fondo del pozo.

39

Produccion Tema 6

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