7Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos Ingeniería Petrolera
Nombre de los Integrantes: AVENDAÑO AGUILAR JESUS ANTONIO LOPEZ FLORES LUIS ALBERTO PEREZ SOLORZA ORLANDO DE JESUS ROJAS MAURO GHERALDIN SANCHEZ CARDONA LUIS FERNANDO VENCES LARA CITLALLI Apellido Paterno
Apellido Materno
Nombre(s)
UNIDAD 5. Otros Sistemas Nombre de la Asignatura:
Periodo: Agosto – Diciembre 2017
Sistemas Artificiales de Producción
No. Control:
14080234
Nombre del Docente:
Semestre:
RAMON Apellido Paterno
8°
Grupo:
MACEDO Apellido Materno
“A”
JESÚS ALBERTO Nombre(s)
Coatzacoalcos, Ver., 29 Noviembre del 2017.
INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. Índice Introducción. ....................................................................................................................................... 1 5.4 Estranguladores de fondo. ............................................................................................................ 2 ¿Qué es un estrangulador? ............................................................................................................. 2 ¿Para qué sirven? ............................................................................................................................ 2 Clasificación. .................................................................................................................................... 2 Estrangulador de fondo. .................................................................................................................. 3 Propósito para estrangular el fondo del pozo. ............................................................................... 3 5.5 Bomba de Cavidades progresivas.................................................................................................. progresivas.................................................................................................. 4 Ventajas: .......................................................................................................................................... 5 Tipo de bomba de cavidad progresiva. ........................................................................................... 6 Bombeo de cavidades progresivas (PCP). ....................................................................................... 8 Ventajas del (PCP). .......................................................................................................................... 9 Desventajas del (PCP). ................................................................................................................... 10 Aplicaciones................................................................................................................................... 10 Rango de aplicaciones. .................................................................................................................. 10 5.6 Combinación de sistemas. ........................................................................................................... 10 Principio fundamental de los SAP combinados. ............................................................................ 11 Clasificación y descripción general de los SAP combinados. ....................... ................................ .................. .................. ............... ...... 11 Bombeo neumático – neumático –Bombeo Bombeo hidráulico tipo jet. ........................................................................ 12 Bombeo neumático - Bombeo de cavidades progresivas. ........... ..................... ................... .................. .................. .................. ............ ... 12 Bombeo neumático - Bombeo electrocentrífugo sumergido. ......................... ................................... ................... .................. ........... 13 Bombeo neumático - Émbolo viajero. ........................................................................................... 14 5.7 Aplicación a pozos de gas. ........................................................................................................... 14 Conclusión ......................................................................................................................................... 16 Bibliografía ........................................................................................................................................ 17
Imagen 1. Flujo a través de un estrangulador. .................................................................................... 2 Imagen 2 Bomba de cavidad progresiva. ............................................................................................ 5 Imagen 3 Configuración tubular. ......................................................................................................... 6 Imagen 4 Configuración insertable. .................................................................................................... 7 Imagen 5 Esquema de un Sistema de Bombeo Cavidades Progresivas (PCP). ................. .......................... ................... .......... 9
INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. Imagen 6 Clasificación de los SAP híbridos en función del uso de gas. ............................................ 12 Imagen 7 Diagrama de instalación de un sistema BN-BES. ............................................................... 13 Imagen 8 Equipo Subsuperficial de los Sistemas Artificiales de Producción. ................................... 15
Tabla 1 Rango de aplicaciones. ......................................................................................................... 10
INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. Introducción. En los últimos años se ha visto una importante reducción de recursos petrolíferos fácilmente recuperables, consecuentemente ha aumentado de manera considerable la cantidad de recursos no convencionales de crudo y gas. Esto representa un esquema técnico-económico que demanda formas de ingeniería más avanzadas para extraer dichos recursos. La extracción de recursos petrolíferos convencionales involucra procesos tales como la perforación y la terminación, sin embargo, cuando se desea extraer hidrocarburos en yacimientos no convencionales se debe de recurrir a tecnologías avanzadas de perforación y terminación de pozos. Por lo tanto, los procesos antes mencionados se han visto en la necesidad de evolucionar. Esto con el objetivo de aumentar el factor de recuperación de hidrocarburos. La evolución de estos sistemas comprende tendencias como perforación de pozos desviados, horizontales y multilaterales; así también terminaciones especiales (terminaciones con sistemas artificiales de producción). Los sistemas artificiales de producción convencionales están limitados en su capacidad de extracción de hidrocarburos por diversas razones, se explicara los tipos de SAP utilizados en pozos de gas así como también la importancia de los elementos que componen a cada sistema, ventajas desventaja y la combinación de los sistemas, y la mención muy importante del propósito y tipo de estrangulador de fono utilizados en los pozos. Todo con la intención de identificar los problemas que se puedan presentar en estos casos y poder dar una solución en respuesta a las anomalías presentadas en la recuperación del hidrocarburo mediante los sistemas de producción artificiales.
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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. 5.4 Estranguladores de fondo. ¿Qué es un estrangulador? Los estranguladores, orificios o reductores, no son otra cosa que un estrechamiento en las tuberías de flujo para restringir el flujo y aplicar una contrapresión al pozo.
¿Para qué sirven? Los estranguladores sirven para controlar la presión de los pozos, regulando la producción de aceite y gas o para controlar la invasión de agua o arena. En ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los cambios de temperatura; así mismo ayuda a conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación más lenta de los pozos, aumentando la recuperación total y la vida fluyente. El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un múltiple de distribución, o en el fondo de la tubería de producción.
Imagen 1. Flujo a través de un estrangulador.
Clasificación. De acuerdo con el diseño de cada fabricante, los estranguladores presentan ciertas características, cuya descripción la proporcionan en diversos manuales, sin embargo, se pueden clasificar como se indica a continuación:
Estrangulador superficial.
Estrangulador de fondo. 2|Página
INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. Estrangulador de fondo. a) Estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado “niple de asiento”, que va conectado en el fondo de la TP. Estos estranguladores
pueden ser introducidos o recuperados junto con la tubería, o bien manejados con línea de acero operada desde la superficie.7 b) Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un mecanismo de anclaje que actúa en un cople de la tubería, y que es accionado con línea de acero. Se conoce que al estrangular las condiciones de flujo en el fondo del pozo se incrementa la eficiencia de flujo, hasta la fecha su aplicación se ha venido limitando debido principalmente a que se han encontrado dificultades mecánicas en la fabricación de estos. Sin embargo, estrangular el fondo del pozo a través del desarrollo de un tipo de estrangulador semipermanente se ha venido aplicando exitosamente para varias condiciones de flujo en diversos campos. Las pruebas de campo indican que, al estrangular el fondo del pozo, aunque no es aplicable para todas las condiciones de flujo, ocupa un lugar importante en el funcionamiento de los pozos de aceite y gas.
Propósito para estrangular el fondo del pozo. El objetivo de estrangular el fondo del pozo es lograr un aumento en la velocidad de esta corriente para levantar los fluidos a la superficie, sobre todo en la parte inferior de la tubería de producción. Esto lo hace en primer lugar, por la expansión del gas libre que acompaña al aceite, seguido, por la liberación y la expansión de gas disuelto en el aceite y, por último, por la atomización que da lugar a una mezcla de gas y aceite más uniforme.
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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. 5.5 Bomba de Cavidades progresivas La bomba de cavidad progresiva (BCP) de fondo, está totalmente capacitada para levantar la producción petrolera nacional con una alta efectividad. Sus siglas son BCP, significan Bomba de Cavidad Progresiva, es una bomba de desplazamiento positivo compuesta por un rotor metálico móvil y una fase estacionaria (estator) que está recubierto internamente por elastómero de forma de doble hélice. Al accionarse la bomba, el movimiento entre el rotor y el estator crea cavidades progresivas donde se desplaza el fluido. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua. Las bombas de cavidad progresiva utilizan un rotor de forma helicoidal de (n) número de lóbulos, el cual hace girar dentro de un estator en forma de helicoide de (n+1) número de lóbulos. Las dimensiones de los dos elementos que componen la bomba BCP (rotor y estator) generan una interferencia, la cual crea líneas de sellos que definen las cavidades. Al girar el rotor, estas cavidades se desplazan o progresan, en un movimiento combinado de traslación y rotación lo cual se manifiesta en un movimiento helicoidal de las cavidades desde la succión a la descarga de la bomba.
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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER.
Imagen 2 Bomba de cavidad progresiva.
Ventajas:
Alta eficiencia con bajo consumo de energía.
Bajo costo de inversión.
Requiere baja presión de entrada de succión de la bomba.
Muy buena resistencia a la abrasión.
Simple instalación y operación.
Bajo mantenimiento.
Equipos de superficie de pequeñas dimensiones.
Bajo nivel de ruido.
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Tipo de bomba de cavidad progresiva. Configuración Tubular: La configuración de BCP Tubular o convencional, el
proceso de completación del estator y rotor se realiza por partes separadas, es decir, la instalación del estator se desarrolla con la sarta de tubería de producción y posteriormente se realiza la instalación de la sarta de cabillas con el rotor. La conexión de las cabillas con el rotor es el componente necesario para trasmitir el movimiento giratorio que requiere el sistema para desplazar el fluido
. Imagen 3 Configuración tubular.
Configuración insertable: La configuración de BCP Insertable se asemeja al sistema de una BCP convencional, con la diferencia de que el equipo se ensambla en superficie y su instalación es mediante la sarta de cabillas por dentro de la tubería de producción, minimizando el tiempo de intervención y el costo asociado a esta actividad.
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Para su asentamiento en fondo de pozo, se cuenta con dos (2) tipos de sistema de anclaje:
Anclaje con Niple-11 posee un ancla axial superior (trava del Niple N-11) la cual es asentada en el Niple N-11, estándar en toda la Faja Petrolífera del Orinoco, el cual es instalado junto con la tubería de producción antes de la instalación de BCP Insertable; y un ancla radial de tubería en la parte inferior (diámetros de tubería de 3 1/2", 4 1/2" y 5 1/2") para evitar vibraciones y movimiento giratorio del sistema.
Anclaje con Niple N-12 Modificado posee un Niple de Trava Tipo Garra (inferior) para ser anclado en el Niple N-12 el cual es instalado junto con las camisas de asentamiento de la BCP Insertable y la sarta de tubería de producción; y en la parte superior un Buje con Anillo de Veda como función para maniobra de asentamiento y hermeticidad de equipo inserto.
Imagen 4 Configuración insertable.
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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. Bombeo de cavidades progresivas (PCP). Desarrollado a finales de los años 20’s por René J. Moineau . Se usa gradualmente
en la industria petrolera desde 1979. Actualmente más de 30,500 pozos (aproximadamente un 5.7 % del total de pozos con Sistemas Artificiales en el mundo) están operando con PCP a nivel mundial. Este sistema consiste principalmente en un estator con forma de hélice interna, de doble entrada, y un rotor helicoidal que gira en el estator. La sección transversal del rotor es circular y en todos sus puntos excéntrica al eje; los centros de las secciones se apoyan a lo largo de una hélice, cuyo eje es el eje del rotor. Ambos se vinculan de tal forma que la sección del rotor tiene un movimiento de vaivén a través del conducto del estator. Este movimiento hace que se vayan formando cavidades, que se encuentran delimitadas por una línea de ajuste entre ambos elementos. Al efectuar el rotor una vuelta, las mencionadas cavidades dispuestas en forma helicoidal se desplazan, incluyendo en ellas el líquido a transportar, quedando dicha cavidad por medio de la línea de ajuste independizada de la próxima a formarse, evitándose de esta forma el retorno de líquido. Este sistema fue diseñado en un principio para acarrear sólidos y fluidos viscosos también ha sido usado para la extracción de líquidos en pozos de gas.
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Imagen 5 Esquema de un Sistema de Bombeo Cavidad es Progresivas (PCP).
Ventajas del (PCP).
Desplaza fluidos altamente viscosos, de alta concentración de sólidos y gas libre moderado.
Las bajas proporciones interiores limitan la emulsificación por agitación.
No tiene válvulas (no hay candado de gas o atascamiento).
Bajos costos.
Bajo perfil del cabezal.
Bajo nivel de ruido
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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. Desventajas del (PCP).
Producción máxima: 800 m³/día
Profundidad máxima: 2,000 m
Temperatura máxima: 178°C
Sensibilidad a algunos fluidos; el elastómero puede inflarse o deteriorarse cuando está expuesto a ciertos fluidos.
Aplicaciones.
Aceite pesado y bitumen hasta con 50% de arena
Capacidad de manejo de fracción de gas del 40%
Aceite medio limitado en el contenido de
Aceite dulce ligero limitado en el contenido de aromáticos
Extracción de agua de pozos productores de gas
Yacimientos maduros con flujo de agua
Áreas visualmente sensibles
Rango de aplicaciones. Rango Típico 300 - 4500 m 200 - 30000 bpd 38 - 204 °C > 10° De 7 a más de 70 Kg/cm²
Profundidad Gasto Temperatura Densidad API Presión
Tabla 1 Rango de aplicaciones.
5.6 Combinación de sistemas. Compañías de servicio se han dado a la tarea de combinar sistemas artificiales de producción convencionales (o solo partes de ciertos sistemas) para crear nuevos sistemas (sistemas híbridos).
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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. Gracias a la combinación parcial de sistemas artificiales de producción convencionales se han podido reducir o eliminar parámetros de limitación que presenta un sistema artificial de producción por sí mismo. Como resultado de estas innovaciones en el área de los sistemas artificiales de producción, se han obtenido sistemas de levantamiento artificial híbridos que pueden manejar rangos de operación más amplios (comparados con los sistemas artificiales de producción convencionales).
Principio fundamental de los SAP combinados. Como se mencionó con anterioridad, los sistemas artificiales de producción híbridos constan de la combinación parcial de dos sistemas artificiales de producción convencionales, dicha combinación obedece principalmente a que la bomba del sistema recibirá energía adicional, lo que significa que un sistema artificial de producción mejorará la eficiencia de otro; además, esta combinación resulta muy ventajosa cuando se avería alguno de los SAP convencionales que integran al sistema híbrido, ya que en el momento en que uno de estos SAP no funcione, el otro seguirá operando; dicho en otra palabras, funciona como sistema alterno de producción.
Clasificación y descripción general de los SAP combinados. No existe una clasificación general de los sistemas artificiales de producción híbridos, esto es debido a que hay variados criterios sobre los cuales se podría hacer una clasificación, tales criterios son:
Ubicación del lugar de instalación de la bomba.
Fuente energética a utilizar.
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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER.
Imagen 6 Clasificación de los SAP híb ridos en función del uso de gas.
Bombeo neumático –Bombeo hidráulico tipo jet. Este tipo de sistema artificial de producción usa generalmente con una sarta concéntrica (espiral) dentro de la tubería de producción. Se inyecta un fluido motriz (agua o aceite) debajo de la tubería en espiral; al final de dicha tubería la bomba Jet imprime energía al fluido motriz para que este se mezcle con los fluidos de producción. Una vez que los fluidos de producción y el fluido motriz se encuentran en la cámara de mezclado, un volumen de gas a alta presión es inyectado encima de la Bomba Jet que nuevamente aligera la columna de fluidos producidos, lo que trae como consecuencia el mejoramiento de la eficiencia de la bomba.
Bombeo neumático - Bombeo de cavidades progresivas. Este tipo de sistema artificial de producción hibrido consiste en colocar válvulas de bombeo neumático sobre una bomba de cavidades progresivas. Esto es para que los fluidos de producción que son bombeados hacia la superficie con ayuda de la bomba de cavidades progresivas sufran un efecto de aligeramiento al inyectarle gas a alta presión. Esta combinación de sistemas artificiales de producción mejora la 12 | P á g i n a
INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. eficiencia de la bomba ya que ésta demandará menor energía procedente de la superficie.
Bombeo neumático - Bombeo electrocentrífugo sumergido. En un sistema de producción hibrido Bombeo neumático - Bombeo Electrocentrífugo Sumergido (imagen.7), existe un efecto de aligeramiento en la columna del fluido de producción mediante la inyección de gas por arriba del aparejo de bombeo Electrocentrífugo sumergido. El aparejo de producción de este sistema hibrido consiste esencialmente en la instalación de un empacador que sella el espacio anular por encima del aparejo de Bombeo Electrocentrífugo y con una válvula de Bombeo Neumático colocada por encima de ese empacador se inyecta gas a alta presión dentro de la tubería de producción para aligerar el peso de la columna de los fluidos de producción.
Imagen 7 Diagrama de instalación de un sistema BN-BES.
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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. Bombeo neumático - Émbolo viajero. El objetivo de este sistema artificial de producción es mejorar la eficiencia de elevación en pozos que producen intermitentemente. El mejoramiento de la eficiencia se logra gracias a la disminución del escurrimiento del fluido producido. La función del Sistema de Émbolo Viajero es proveer una interface mecánica entre el líquido producido por el pozo y el gas inyectado por las válvulas de bombeo neumático. Esta interface elimina el escurrimiento y aumenta considerable te la eficiencia.
5.7 Aplicación a pozos de gas. Los pozos productores pueden ser clasificados de acuerdo al tipo de fluidos que aportan: Pozos de Gas No Asociado: Manejan altas presiones debido a la propiedad que tiene ese fluido de expandirse y liberar en el momento una gran cantidad de energía. Su explotación permite a través de instalaciones de separación y limpieza, recuperar los condensados que el gas tenga asociado, éste es utilizado en plantas petroquímicas como combustible en algunas maquinarias y para uso doméstico. Pozos de Gas Asociado: Donde la producción puede ser en determinado momento de líquido y gas. La mezcla ocurre en función de las características físicas del yacimiento; y la relación que existe entre los volúmenes de estos fluidos se conoce como la relación gas-aceite (RGA) y es el factor principal en la explotación de los pozos. Un Sistema Artificial de Producción (SAP), es un mecanismo externo al pozo encargado de levantar el aceite desde el fondo del pozo a un determinado gasto, cuando la energía del yacimiento es insuficiente para producirlo por sí mismo, esto ocurre cuando la presión del yacimiento no es suficiente para elevar los fluidos a la superficie, por procesos de explotación natural del mismo, o cuando el gasto es 14 | P á g i n a
INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. inferior a lo deseado. Cabe mencionar por lo tanto que los Sistemas Artificiales de Producción buscan mantener o incrementar el gasto al cual produce un pozo.
Los sistemas de artificiales de producción suelen ser el primer elemento al cual se recurre cuando se desea incrementar la producción en un campo, ya sea para reactivar pozos muertos o para aumentar el gasto de producción en pozos activos. Estos operan de diferentes formas sobre los fluidos del pozo, ya sea modificando alguna de sus propiedades o aportando un empuje adicional a los mismos. Los principales sistemas artificiales en la actualidad son:
Bombeo Neumático (BN)
Bombeo Mecánico (BM)
Bombeo Hidráulico (BH)
Bombeo por Cavidades Progresivas (PCP)
Bombeo Electrocentrífugo Sumergido (BEC)
Imagen 8 Equipo Subsuperficial de los Sistemas Artificiales de Producción.
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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. Conclusión Los estranguladores son accesorios muy importantes en la fase de producción en un posos así como la diferencia que existen en el tipo de estrangulador ya sea de superficie o de fono esto se eligen de acuerdo al diseño y condiciones del pozo con la intención de mantener el decremento de presión en el pozo de una manera considerable así como también da beneficio en el aumento de presión en el pozo.
Las bombas de cavidad progresiva son elementos y un factor muy importante en la fase de recuperación de hidrocarburo ya que estas son el elemento principal del sistema de recuperación por medio de bombeo de cavidad progresiva, este elemento que forma parte de este sistema ayuda a recuperar el hidrocarburo reduciendo costos de acuerdo al sistema petrolero que se presente en el yacimiento o condiciones también del pozo.
La combinación de los sistemas se implementó con la intención de reducir las limitaciones que presentan cada SAP por si solo aumentando la recuperación efectiva de los hidrocarburos. El sistema sistema artificial de producción hibrido integrado fundamentalmente por una bomba de cavidades progresivas y un motor eléctrico sumergido, el cual presenta ventajas que lo hacen un idóneo para ser implementado en pozos horizontales. La aplicación de los SAP a pozos de gas se toma en consideración de acuerdo al estado mecánico del pozo, diseño y características que pre sente el yacimiento tales como el RGA y el RAA.
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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS, VER. Bibliografía ֎
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HÍBRIDO
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