Selec SAP Final

Universidad Politécnica de Chiapas INGENIERIA PETROLERA SELECCIÓN ADECUADO DEL SAP | Sistemas Artificiales de Producción | 23/03/2018 |Catedrático: José Eduardo Albores Ruiz |Integrantes:

Argüelles Gómez Mario Carrazco Arenas Alejandro José Castillejos Ruiz Carlos Mario Cruz Ruiz Felipe de Jesús Castillo Ocampo Luis Arturo Delgado López Freddy Gonzales Alfonso Fabiola Estefanía Hernández Cruz Román Hernández Domínguez Roy Andrés Mascareñas Cajigal Karen Grisel Velazquez Camacho Luis Manuel

Índice Bombeo Bombeo Neumático Neumático .......................................... ............................................................... ............................................ .............................................. .......................1 1

Ventajas .............................................................................................................................4 Desventajas ......................................................................................................................6 Intermitente. ............................................................................................................................7

Ventajas .............................................................................................................................9 Desventajas ......................................................................................................................9 Aplicaciones .........................................................................................................................9 Criterio de Selección...........................................................................................................10 Limitaciones del Bombeo Neumático .................................................................................11 Bombeo Bombeo mecánico mecánico ........................................... ................................................................... ............................................. .......................................... .....................12

Equipo de superficie ...............................................................................................................12 Unidades de bombeo .............................................................................................................15 Unidades de Bombeo Convencional ...................................................................................15 Unidades de Bombeo Mark II .............................................................................................16 Unidades de Bombeo Balanceadas por Aire ............................ ............................ ...............16 Equipo de subsuelo ................................................................................................................17 Ventajas y limitaciones del bombeo mecánico ..................................................................21 Bombeo Bombeo hidráulic hidráulico o tipo pistón pistón ............................................ ................................................................... ............................................. ........................ .. 22

Características ........................................................................................................................22 Funcionamiento .....................................................................................................................23

Tipos de bomba .................................................................................................................23 Principio de funcionamiento ..................................................................................................23 Operación general ..................................................................................................................25 Motor pistón ..........................................................................................................................26 Equipos de superficie .............................................................................................................27 Sistema fluido motriz .............................................................................................................29 Equipo de subsuelo ................................................................................................................30 clases de bombas ...............................................................................................................30 Tipo de completamiento ........................................................................................................31 Inserto fijo ..........................................................................................................................31 Fijo en el revestimiento ......................................................................................................31 Libre paralelo .....................................................................................................................32 Revestimiento libre ............................................................................................................32

Tipos de pistón .......................................................................................................................33

Desventajas ........................................................................................................................35 Diseño de un levantamiento hidráulico tipo pistón ...............................................................36 Principales aspectos del diseño del bombeo hidráulico tipo pistón ......................... ..........37 Bombeo Bombeo Hidráulico Hidráulico Tipo Jet. ............................................ .................................................................. ............................................ ............................ ...... 39 Bombeo Bombeo Electroce Electrocentríf ntrífugo ugo ........................................... .................................................................. ............................................ ............................... .......... 46

Componentes Superficiales ....................................................................................................46 Componentes Subsuperficiales ..............................................................................................47 Cable de potencia ...............................................................................................................50 Accesorios de pozo .................................................................................................................51 Embolo Embolo viajero viajero ......................................... ............................................................... ............................................ .............................................. ............................. ..... 53

Componentes principales: ......................................................................................................53 Análisis para determinar el tipo de SAP .............................................................................. 60

Aspectos Técnicos ..............................................................................................................60 El análisis económico..........................................................................................................60 Factores que ayudan a la selección del SAP: ..........................................................................61 Aspecto Técnico. ................................................................................................................62 Curvas Curvas de oferta oferta y demanda demanda ............................................ .................................................................. ............................................ ............................ ...... 64 64

Costo de Inversión ..................................................................................................................66 Ingresos ..................................................................................................................................67

Tabla de ilustraciones Figura 1 Representación del Bombeo Neumático ____________________________________________ 1 Figura 2 Esquema de un sistema de elevación de gas. (Cortesía de Schlumberger.) ________________ 3 Figura 3 El gradiente de presión de flujo atraviesa por encima y por debajo de la profundidad de la inyección de gas en una elevación de gas de flujo continuo también. ____________________________ 3 Figura 4 Ciclo de gas 4-inyección para gas levantar un slug líquido en un gas intermitente levantar bien.8 Figura 5 Equipo de bombeo mecánico __________________________________________________ 13 Figura 6 Caja de engranajes___________________________________________________________ 14 Figura 7 Manivela __________________________________________________________________ 15 Figura 8 Multicopa __________________________________________________________________ 20 Figura 9 Niple perforado _____________________________________________________________ 20 Figura 10 Ancla natural ______________________________________________________________ 20 Figura 11 Funcionamiento del Bombeo Hidráulico Tipo Pistón ________________________________ 23 Figura 12 Sistema de Flujo Cerrado _____________________________________________________ 24 Figura 13 Sistema de Flujo Abierto _____________________________________________________ 24 Figura 14 Bomba pistón ______________________________________________________________ 25 Figura 15 Recorrido Ascendente _______________________________________________________ 25 Figura 16 Recorrido Descendente ______________________________________________________ 26 Figura 17 Recorrido Descendente ______________________________________________________ 26 Figura 18 Recorrido Ascendente _______________________________________________________ 27 Figura 19 Equipo de Superficie _________________________________________________________ 27 Figura 20 Sistema del Fluido Motriz ____________________________________________________ 29 Figura 21 Unidad de Producción _______________________________________________________ 30 Figura 22 Inserto fijo ________________________________________________________________ 31 Figura 23 Fijo en el revestimiento ______________________________________________________ 32 Figura 24 Libre paralelo _____________________________________________________________ 32 Figura 25 Revestimiento libre _________________________________________________________ 33 Figura 26 Fricción de la bomba _________________________________________________________ 38 Figura 27 levantamiento artificial por bombeo hidráulico tipo jet _____________________________ 39 Figura 28 bomba tipo jet _____________________________________________________________ 40 Figura 29. Representación de Bombeo de Cavidad Progresiva ________________________________ 43 Figura 30 Unidad de bombeo BCP ______________________________________________________ 45 Figura 31 Corte transversal del motor, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009. __ 48 Figura 32 Protector, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009. _________________ 48 Figura 33 Separador de Gas, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009. __________ 49 Figura 34 Bomba Electrocentrífuga, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009. ____ 49 Figura 35 Flecha, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009. ___________________ 50 Figura 36 Impulsor, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009. _________________ 50 Figura 37 Difusor, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009. __________________ 50 Figura 38 Etapa de una bomba, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009. ________ 50 Figura 39 Sensor de fondo Pan American Energy. __________________________________________ 51 Figura 40 Bola colgadora, Vetco Gray __________________________________________________ 51 Figura 41 Empacador permanente, Schlumberger. ________________________________________ 52 Figura 42 Válvula de drene, Sclumberger. _______________________________________________ 52 Figura 43 Árbol de válvulas, Control Flow ________________________________________________ 52 Figura 44 Partes del embolo viajero. ____________________________________________________ 53 Figura 45 Controlador electrónico _____________________________________________________ 56 Figura 46 Válvula motora. ____________________________________________________________ 57 Figura 47 Lubricador. ________________________________________________________________ 57 Figura 48 Émbolo. __________________________________________________________________ 58 Figura 49 Curvas de Oferta y Demanda del proyecto ________________________________________ 65

Índice de Tablas Tabla 1 Especificaciones API de cabillas para Bombeo Mecánico ............................................................ 17 Tabla 2 Pistones de acero sólido ............................................................................................................. 33 Tabla 3 Pistones L ...................................................................................................................................34 Tabla 4 Pistones Cepillo .......................................................................................................................... 34 Tabla 5 Pistones de almohadillas ............................................................................................................35 Tabla 6. Criterios para selección de Bomba para BH tipo pistón .............................................................. 37 Tabla 7 Datos dados para la selección del SAP ........................................................................................62 Tabla 8 Datos Utilizados para la construcción de las curvas de oferta y demanda ................................... 64 Tabla 9 Costo de inversión ......................................................................................................................66 Tabla 10 Ingresos del Bombeo Mecánico ................................................................................................67 Tabla 11 Ingresos del Bombeo Hidráulico Tipo Jet ...................................................................................68

INTRODUCCIÓN Conforme el costo de los pozos va aumentando por el descubrimiento de pozos bajo condiciones específicas para las cuales van a ser necesarias cubrir con el fin de obtener un desempeño optimo o un gasto eficiente, se han ido creando nuevas tecnologías que permitirán enfrentar todos esos tipos de retos. Hoy en día en la industria petrolera se requiere de grandes avances en desarrollo y creación de tecnologías que ayudaran a optimizar la producción uno de ellos son los sistemas artificiales de producción que cumplirán la función de mantener estable producción de los pozos que en algún momento llegaron a tener un declive de producción por distintos motivos en sus respectivos yacimientos y estos has hecho la función de maximizar de fortalecer la producción de aceite y gas para así lograr tener una mayor rentabilidad para la empresa que lo esté manejando. Dentro de los sistemas artificiales de producción disponibles encontramos: el bombeo mecánico, bombeo neumático, bombeo electrocentrífugo sumergido, bombeo de cavidades progresivas, bombeo hidráulico y el sistema de émbolo viajero. Actualmente existen variantes de estos sistemas que son diseñadas y aplicadas en pozos con características especiales con el fin de aprovechar todas las ventajas del sistema artificial de producción seleccionado.

Marco Teórico De los sistemas Artificiales de Producción

Manual de Sistemas Artificiales de Producción .

Bombeo Neumático El levantamiento artificial por gas (bombeo neumático) consiste, básicamente, en proporcionar un volumen adicional de gas a los fluidos del pozo para disminuir la densidad de la mezcla bifásica y, de ese modo, reducir las pérdidas de presión en la tubería eductora. Si el pozo produce a través de la sarta de producción, el gas será inyectado en el espacio anular, o viceversa. La inyección se efectúa a través de una válvula (válvula de operación) colocada a una profundidad que depende de la presión disponible en el sistema suplidor de gas en la superficie y de la tasa de producción requerida para ciertas condiciones de flujo dadas. Evidentemente, a mayor presión disponible, mayor podrá ser la profundidad del punto de inyección. También, cuanto mayor sea la profundidad de inyección, menor será el volumen de inyección requerido para que las pérdidas de presión permanezcan invariables.

Figura 1 Representación del Bombeo Neumático


Existen dos formas de inyección de gas en pozos de LAG:

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Continua Intermitente

Continua: El gas es inyectado continuamente en el pozo emulando una condición de flujo natural.

La Fig. 2 muestra un esquema de un sistema de elevación de gas. En la elevación de gas de flujo continuo, el gas de formación se complementa con el gas de alta presión adicional desde una fuente exterior. El gas se inyecta continuamente en el conducto de producción a una profundidad máxima que depende de la presión de los gases de inyección y la profundidad del pozo. El gas de inyección se mezcla con el fluido del pozo producido y disminuye la densidad y, posteriormente, el gradiente de presión de flujo de la mezcla desde el punto de inyección de gas a la superficie. La disminución del gradiente de presión que fluye reduce la presión de fondo que fluye por debajo de la presión de fondo estático creando de este modo un diferencial de presión que permite que el fluido fluya en el pozo. La Fig. 3 ilustra este principio.

Manual de Sistemas Artificiales de Producción.

Figura 2 Esquema de un sistema de elevación de gas. (Cortesía de Schlumberger.)

Figura 3 El gradiente de presión de flujo atraviesa por encima y por debajo de la profundidad de la inyección de gas en una elevación de gas de flujo continuo también.


La elevación de gas de flujo continuo se recomienda para alto volumen y alta estáticos pozos de BHP en la que los principales problemas de bombeo podrían ocurrir con otros métodos de levantamiento artificial. Es una excelente aplicación para formaciones en alta mar que tienen una conducción de agua fuerte, o en los depósitos de inyección de agua con buenos inhibidores de la proteasa y altas relaciones de gas / petróleo (GORS). Cuando el gas de alta presión está disponible sin compresión o cuando el costo del gas es bajo, la elevación de gas es especialmente atractiva. Elevación de gas de flujo continuo complementa el gas producido con la inyección de gas adicional para bajar la presión de admisión a la tubería, lo que resulta en una menor presión de formación también. Un suministro fiable, adecuado de gas de elevación de alta presión de buena calidad es obligatorio. Este suministro es necesario durante toda la vida de la producción de bien si la elevación de gas se mantiene de manera eficaz. En muchos campos, el gas producido disminuye a medida que aumenta corte de agua, lo que requiere una fuente exterior de gas. La presión por muelle de gas típicamente se fija durante la fase inicial del diseño de la instalación. Idealmente, el sistema debe estar diseñado para levantar desde justo por encima de la zona de producción. Los pozos pueden producir de forma errática o no en absoluto cuando se detiene el suministro de elevación o presión fluctúa radicalmente. La calidad del gas pobre será perjudicar o incluso detener la producción si contiene corrosivos o líquidos excesivos que pueden cortar válvulas o rellenar los puntos bajos en las líneas de suministro. El requisito básico para el gas se debe cumplir, o la elevación de gas no es un método de levantamiento viable. La elevación de gas de flujo continuo impone una relativamente alta contrapresión en el depósito en comparación con los métodos de bombeo; Por lo tanto, las tasas de producción se reducen. Además, la eficiencia energética no es bueno en comparación con algunos métodos de levantamiento artificial, y la baja eficiencia aumenta significativamente tanto el costo de capital inicial para la compresión y la energía de funcionamiento costes.

Ventajas 

Es el mejor método de levantamiento artificial para el manejo de arena o materiales sólidos. Muchos pozos producen un poco de arena, incluso si se ha instalado el control de arena. La arena producida causa pocos problemas mecánicos en el sistema de lavado de gases; mientras que, solamente un poco de arena hace estragos con otros métodos de bombeo, excepto la bomba de cavidad progresiva (PCP).


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Desviado o agujeros torcidos pueden ser levantados fácilmente con elevación de gas. Esto es especialmente importante para los pozos de plataformas marinas que suelen ser perforados direccionalmente. Permite el uso simultáneo de equipos de telefonía fija, y tales equipos de fondo es fácil y económicamente con servicio. Esta característica permite que las reparaciones de rutina a través de la tubería.

El diseño normal de lavado de gas abandona el tubo completamente abierta. Esto permite el uso de encuestas BHP, sonando arena y achique, registros de producción, de corte, parafina, etc.

RGA-alta formación son muy útiles para los sistemas de extracción de gas, pero impiden otros sistemas de levantamiento artificial. significa gas producido se requiere menos gas de inyección; mientras que, en todos los demás métodos de bombeo, se bombea gas reduce la eficiencia de bombeo volumétrico drásticamente.

Es flexible. Una amplia gama de volúmenes y profundidades de elevación se puede lograr con esencialmente el mismo equipo también. En algunos casos, el cambio a flujo anular también se puede lograr fácilmente para manejar volúmenes excesivamente altos.

Un sistema de ascensor central de gas se puede utilizar fácilmente para dar servicio a muchos pozos u operar un campo completo. La centralización por lo general reduce el coste total de capital y permite así un control más fácil y pruebas.

Un sistema de elevación de gas no es molesto; que tiene un perfil bajo. El equipo así la superficie es el mismo que para el flujo de los pozos, excepto para la medición de los gases de inyección. El bajo perfil es generalmente una ventaja en ambientes urbanos. Bien equipos subsuelo es relativamente barato. Reparación y mantenimiento de equipos de subsuelo gastos normalmente son bajos. El equipo se retiró fácilmente y reparado o reemplazado. Además, reacondicionamientos mayores de pozos ocurren con poca frecuencia.

La instalación de elevación de gas es compatible con válvulas de seguridad subterráneas y otros equipos de superficie. El uso de una


válvula de seguridad subsuperficial controlada superficie con un cuartoin. línea de control permite un fácil cierre de del pozo.

Cartucho de gas todavía puede realizar bastante bien, incluso cuando sólo se dispone de datos pobres cuando se realiza el diseño. Esto es una suerte porque el diseño espaciado por lo general se debe hacer antes de que el pozo se completó y probado.

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Desventajas Relativamente la alta contrapresión puede limitar seriamente la producción en la elevación de gas continuo. Este problema se hace más significativa con el aumento y la disminución de profundidades BHPs estáticas. Por lo tanto, un pozo 10.000 pies con una BHP estática de 1.000 psi y un pI de 1,0 bpd / psi sería difícil de levantar con el sistema de elevación de gas de flujo continuo estándar. Sin embargo, existen regímenes especiales disponibles para dichos pozos.

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Es relativamente ineficiente, resultando a menudo en grandes inversiones de capital y los altos costos de energía operativa. Los compresores son relativamente caros y a menudo requieren largos plazos de entrega. El compresor ocupa espacio y peso cuando se utiliza en plataformas marinas. Además, el costo de los sistemas de distribución en tierra puede ser significativa. El aumento del uso de gas también puede aumentar el tamaño de la línea de flujo y separadores necesario. Se necesita adecuado suministro de gas durante toda la vida del proyecto. Si el campo se queda sin gas, o si el gas se vuelve demasiado caro, puede ser necesario cambiar a otro método de levantamiento artificial. Además, debe haber suficiente gas para facilitar los arranques. Operación y mantenimiento de compresores pueden ser costosos. Los operadores cualificados y una buena mecánica del compresor para un funcionamiento fiable. el tiempo de inactividad del compresor debe ser mínimo (<3%). Hay una mayor dificultad al levantar baja gravedad (menos de 15 ° API) crudo debido a la mayor fricción, digitación gas, y de retorno de líq uido. El efecto de enfriamiento de expansión de gas puede agravar aún más este problema. Además, el efecto de enfriamiento agravará cualquier problema de parafina. Se requieren buenos datos para hacer un buen diseño. Si no está disponible, las operaciones pueden tener que continuar con un diseño ineficiente que no produce el bien a la capacidad.


Problemas operacionales del Bombeo Neumático potenciales que deben ser resueltos incluyen:     

Problemas de congelación y de hidratos en las líneas de gas de inyección gas de inyección corrosivo problemas graves de parafina Fluctuación de presiones de aspiración y de descarga problemas de telefonía fija

Otros problemas que s e deben res olver s on:    

Modificación de las condiciones del pozo Especialmente disminuye en BHP y el índice de productividad (PI) Elevación de grandes volúmenes de profundidad La interferencia de la válvula

Además, la elevación de gas dual es difícil de operar y con frecuencia resulta en una pobre eficiencia de ascensor. Las emulsiones se forman en el tubo, que puede ser acelerada cuando el gas entra oponerse el flujo la tubería, también deben ser resueltos .

Intermitente. El gas es inyectado de manera cíclica durante un período de tiempo tal, que permita el volumen de inyección necesario para levantar la columna estática de fluidos en un régimen de flujo tipo tapón. El ciclo de inyección, o intervalo de tiempo entre cada proceso de inyección, es regulado desde la superficie y depende del estado de agotamiento del yacimiento o del índice de productividad del pozo. La acción es similar a la observada cuando se dispara una bala de una pistola. (Ver Fig. 4). El lingote líquido que se ha acumulado en el tubo representa la bala. Cuando se aprieta el gatillo (válvula de elevación de gas se abre), gas de inyección de alta presión entra en la cámara (tubo) y rápidamente se expande. Esta acción fuerza la babosa líquida (sombreada en la Fig. 4) De la tubería de la misma manera que el gas en expansión obliga a la bala de la pistola. La desventaja de elevación de gas de flujo intermitente es el "on / off" del gas de alta presión, que presenta un problema de manipulación en la superficie y causa la creciente de la presión de fondo de pozo que fluye la cual no puede ser tolerada en muchos pozos productores de arena. Debido a la producción intermitente la elevación de gas no es capaz de producir en una tasa tan alta como la elevación de gas de flujo continuo. El flujo intermitente no debe ser considerado a menos que la presión de fondo de flujo es baja, y el pozo es de elevación de gas de la válvula de fondo.


Figura 4 Ciclo de gas 4-inyección para gas levantar un slug líquido en un gas intermitente levantar bien.

El método de elevación de gas intermitente se utiliza en pozos que producen bajos volúmenes de fluido (aproximadamente <150 a 200 B / D), aunque algunos sistemas producen hasta 500 B / D. Los Pozos en las que se recomienda ascensor intermitente normalmente tienen las características de alto índice de productividad (PI) y de baja presión de fondo de pozo (BHP) o baja PI con alta BHP. La elevación de gas intermitente puede ser usado para reemplazar la elevación de gas continuo en pozos que han empobrecido a tasas bajas o utilizados cuando los pozos de gas han agotado a tasas bajas y se ven obstaculizados por la carga de líquido. Si un suministro de gas adecuada, de buena calidad, de bajo costo está disponible para la elevación de fluidos de una, proporciones relativamente poco profundas alta gas / petróleo (GOR), bajo PI, o bajo BHP bien con una mala pata de perro que produce un poco de arena, a continuación, gas intermitente ascensor sería una excelente elección. La elevación de gas intermitente tiene muchas de las mismas ventajas / desventajas como la elevación de gas de flujo continuo, y los principales factores que deben ser considerados son similares. Sólo las diferencias se resaltan en la siguiente discusión. Si la elevación del émbolo se puede utilizar en lugar del único ascensor intermitente, la eficiencia será mayor. Esta diferencia podría determinar el éxito o el fracaso del sistema.


Ventajas El bombeo intermitente de gas tiene las siguientes ventajas. 

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La elevación de gas intermitente tiene típicamente una significativamente menor producción de BHP que los métodos elevadoras gas continuo. Tiene la capacidad para manejar pequeños volúmenes de fluido con BHPs de producción relativamente bajos.

Desventajas El bombeo intermitente de gas tiene las siguientes desventajas. 

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La elevación de gas intermitente se limita a los pocillos de bajo volumen. Por ejemplo, un pozo de 8.000 pies con 2-in. tubo no minal rara vez puede ser producido a velocidades de más de 200 B / D con una presión de la producción de promedio muy por debajo de 250 psig. La presión media producción de un sistema de elevación intermitente convencional es aun relativamente alta en comparación con el bombeo de varilla; sin embargo, la BHP producción puede reducirse mediante el uso de cámaras. Cámaras son particularmente adecuados para alta PI, pozos de baja BHP. La eficiencia de energía es baja. Típicamente, más gas se utiliza por barril de fluido producido que con la elevación de gas de flujo constante. Además, el repliegue de una fracción de babosas líquido que está siendo levantado por el flujo de gas aumenta con la profundidad y de corte de agua, haciendo que el sistema de elevación aún más ineficiente. Sin embargo, de retorno de líquido se puede reducir por el uso de émbolos, si procede. Las fluctuaciones en la tasa y BHP pueden ser perjudiciales para pozos con control de arena. La arena producida puede taponar la válvula de la tubería o de pie. Además, las fluctuaciones de presión en las i nstalaciones de superficie causan problemas de gas y de manipulación de fluidos. bombeo intermitente de gas normalmente requiere ajustes frecuentes. El operador de arrendamiento debe alterar el período de velocidad de inyección y el tiempo de forma rutinaria para aumentar la producción y mantener el requisito de gas de elevación relativamente baja.

Aplicaciones El Bombeo Neumático es particularmente aplicable para la elevación de los fluidos en los pozos que tienen una cantidad significativa de gas producido con el crudo. Las compresoras de gas casi siempre se instalan para recoger el gas producido y, con sólo cambios menores, se pueden diseñar para suministrar la presión alta de gas de inyección para el sistema de elevación de gas. El gas inyectado solamente complementa el gas de formación y puede equivaler a sólo un pequeño porcentaje del volumen total de los gases producidos. La mayoría de


los pozos de flujo continuo pueden ser agotados por la elevación de gas debido a los programas de mantenimiento del depósito de presión se aplican en la mayoría de los principales campos de petróleo y muchos embalses tienen flujo de agua. La flexibilidad de elevación de gas, en términos de tasas de producción y la profundidad de ascensor, rara vez puede ser igualada por otros métodos de levantamiento artificial si adecuado de la presión de gas de inyección y el volumen están disponibles. Cartucho de gas es una de las formas más indulgente de levantamiento artificial debido a una instalación mal diseñados normalmente de gas levantar un poco de líquido. Las profundidades de mandril para muchas instalaciones de elevación de gas con mandriles recuperable válvulas se calculan con información bien mínima. Los pozos que producen arena y tienen altas proporciones de gas de formación / líquido son excelentes candidatos para la elevación de gas cuando se necesita levantamiento artificial altamente desviados. Muchas instalaciones de bombeo de gas están diseñadas para aumentar la producción diaria de los pozos que fluyen. Ningún otro método es el ideal para las terminaciones del fondo marino a través de la línea de flujo, como un sistema de elevación de gas. Las válvulas del Bombeo Mecánico alámbricos-recuperable pueden ser reemplazados sin matar un pozo o tirando de la tubería. La válvula de elevación de gas es un dispositivo simple con pocas partes móviles, y los fluidos así cargados de arena no tiene que pasar a través de la válvula a elevar. El equipo de fondo de pozo individuo-bien es relativamente barato. El equipo de superficie para el control del gas de inyección es simple y requiere poco mantenimiento y prácticamente no hay espacio para la instalación. Típicamente, la informaron de alta fiabilidad general y menores costos de operación para un sistema de elevación de gas son superiores a otros métodos de ascensor.

Criterio de Selección El criterio de selección del tipo de inyección varía de acuerdo a cada empresa operadora. Es subjetivo del ingeniero de producción encargado del diseño de completación; sin embargo, se sugiere que por encima de una capacidad de producción de 300 BPD de líquido se use el tipo continuo. Se recomienda consultar la referencia de Kermit Brown para ampliar conceptos sobre este tema. Dos puntos son de relevante importancia para el ingeniero de producción en torno a este tema:

(1) Diseñar la completación de un pozo para retornarlo a producción o mejorar su productividad.


(2) Analizar el comportamiento de un pozo productor para mejorar su eficiencia.

Limitaciones del Bombeo Neumático 

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La limitación principal para las operaciones de Bombeo Neumático es la falta de gas de formación o una fuente de gas de inyección. El ancho y el espaciamiento entre pozos falta de espacio para compresores en plataformas en alta mar también puede limitar la aplicación de la elevación de gas. La falta de mantenimiento del compresor puede aumentar el tiempo de inactividad del compresor y aumentan el costo de gas de elevación de gas, especialmente con pequeñas unidades de campo. Los compresores son caros y deben ser mantenidos adecuadamente. Generalmente, la elevación de gas no es tan adecuado como algunos otros sistemas para instalaciones de un solo pozo y los pozos ampliamente espaciados. El uso de gas húmedo sin deshidratación reduce la fiabilidad de las operaciones de extracción de gas.


Bombeo mecánico El método consiste en la instalación de una bomba de subsuelo de acción reciprocante que es abastecida con energía trasmitida a través de una sarta de cabillas; esta energía proviene a su vez de un motor eléctrico o de combustión interna el cual moviliza la unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El bombeo mecánico se fundamenta en la aplicación de una fuerza torsional, que convierte el movimiento rotacional del motor-caja de engranaje en movimiento reciprocante, a través del sistema de bielas-manivelas; con el propósito de accionar una bomba de subsuelo reciprocante, mediante una sarta de cabillas.

Equipo El sistema de bombeo está conformado por una serie de equipos de superficie y de subsuelo, los cuales se encuentran conformados de la siguiente forma 

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Equipos de superficie: Unidad de Bombeo, motor de la unidad y cabezal de pozo Equipos de subsuelo: Bomba, Ancla de gas, cabillas y tubería de producción.

Equipo de superficie Unidad de bombeo La función de la unidad de bombeo es convertir el movimiento rotacional de la unidad motriz al movimiento ascendente-descendente de la barra pulida. Una unidad de bombeo apropiadamente diseñada tiene el tamaño exacto de caja de engranaje y estructura. También tiene suficiente capacidad de carrera para producir el fluido que deseas. Otras características de la unidad de balancín son: 1. La variación de velocidad con respecto a las revoluciones por minuto de la maquina motriz 2. La variación de la longitud de carrera 3. La variación del contrapeso que actúa frente a las cargas de las cabillas y fluido del pozo. El diseño de la unidad de balancín presenta tres aspectos esenciales: Sistema Reductor de Velocidad, Sistema de Articulación y Sistema de contrapeso.


Figura 5 Equipo de bombeo mecánico


Motor Suministra la energía necesaria a la unidad de bombeo para levantar los flu idos del pozo. Son generalmente trifásicos y operan a 60 Hz de frecuencia con velocidades promedios entre 835 y 1200 RPM. Están diseñados para trabajar bajo cargas constantes lo cual no sucede en una instalación de bombeo mecánico debido a las fluctuaciones en las cargas durante el ciclo. Los motores pueden clasificarse en dos grandes categorías: de combustión interna y motores eléctricos. Combustión interna: Existen dos tipos: Alta Velocidad (6 cilindros) operan a una velocidad de 800 a 1400 rpm. Baja velocidad (1 cilindro) operan entre 200 y 600 rpm. Motores eléctricos: son los de mayor aplicación en los campos petroleros y se subdividen en Convencional NEMA D y de alto deslizamiento. Tienen la ventaja de facilidad para cambiarlos y para automatizarlos.  

Caja de engranaje Es un sistema de engranajes 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. una caja de engranaje de doble reducción. La caja de engranaje representa una de las partes más costosa de la unidad de bombeo.

Figura 6 Caja de engranajes


Manivela Transmite el movimiento de la caja de engranaje o transmisión a las bielas del balancín, que están unidas a ellas por intermedio de p ines

Figura 7 Manivela

Unidades de bombeo Los tipos de unidades de bombeo más populares son:   

Tipo convencional Mark II Balanceadas por Aire

Unidades de Bombeo Convencional Ventajas      

Costos de Mantenimiento bajos. Cuesta menos que otras Unidades. Usualmente es mejor que el Mark II con sarta de cabillas de fibra de vidrio. Puede rotar en sentido horario y antihorario. Puede bombear más rápido que las Unidades Mark II sin problemas. Requiere menos contrabalanceo que las Mark.

Desventajas 

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En varias aplicaciones no es tan eficiente como el Mark II u otros tipos de unidades. Podría requerir cajas de engranaje más grandes que otros tipos de unidad (especialmente con cabillas de acero).


Unidades de Bombeo Mark II Ventajas  

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Tiene menor torque en la mayoría de los casos. Podría costar menos (-5%, -10%) comparada con el siguiente tamaño en una unidad convencional. Es más eficiente que las unidades convencionales en la mayoría de los casos.

Desventajas 

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En varias aplicaciones, no puede bombear tan rápido como una unidad convencional debido a su velocidad en la carrera descendente. Solo puede rotar en sentido antihorario. En caso de existir golpe de fluido podría causar más daño a la sarta de cabillas y la bomba. Puede colocar la base de la sarta de cabillas en severa compresión causando fallas por pandeo. Puede experimentar torques más altos que las unidades convencionales cuando se usan cabillas de fibra de vidrio, además, de la posibilidad de colocarlas en compresión.

Unidades de Bombeo Balanceadas por Aire Ventajas Es más compacta y fácil de balancear que las otras unidades. Los costos de transporte son más bajos que otras unidades (debido a que pesa menos) Vienen en tamaños más grandes que cualquier otro tipo de unidad. Puede rotar tanto en sentido horario como antihorario. Desventajas  

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son más complicadas y requieren mayor mantenimiento (compresor de aire, cilindro de aire). La condensación del aire en el cilindro puede constituir un serio problema. La caja de engranaje podría dañarse si el cilindro pierde la presión de aire.

Existen también otros tipos de unidad tales como las hidráulicas, de carreras largas (Rotaflex), y otras unidades de geometría inusual. Sin embargo, la mayoría de los pozos son bombeados con los tres principales tipos de unidades mencionados. La razón principal de la duración de la popularidad de estas unidades de bombeo es porque estas han sido usadas por más tiempo que las otras y han probado ser confiables, durables, y fáciles de mantener.


Equipo de subsuelo Sarta de cabillas Las principales funciones de la sarta de cabilla de succión en un sistema de bombeo mecánico son las siguientes: Transferir energía, soportar cargas y accionar la bomba. Todo esto es posible, ya que éstas, sirven de conexión entre la bomba de subsuelo y la unidad de bombeo instalada en la superficie. La barra pulida es la primera cabilla del sistema, y opera con una empacadura de goma llamada prensa-estopa. Los principales problemas presentados por la sarta de cabillas son las partiduras y el desenroscado de las mismas lo que se debe principalmente a: efectos de corrosión, se aprietan demasiado al ser instaladas, daños al manejarlas entre otros. A través del tiempo se han introducido innovaciones tales como el tratamiento térmico para resistir mejor la corrosión, nuevos diseños de los pines y el moldeado a presión de las roscas en lugar de cortarlas. Las cabillas se fabrican en diámetros que van desde 1/2” hasta 1 -1/8” con incrementos de 1/8”. Y son fabricadas en longitudes de 25 o 30 pies.

Cabillas API

Tabla 1 Especificaciones API de cabillas para Bombeo Mecánico

Cabillas NO API Cabillas electra. Son fabricadas de acero de gran resistencia, generalmente se utilizan en pozos donde las cabillas convencionales API

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





experimentan frecuentes fallas. Esta cabilla es capaz de soportar esfuerzos hasta 50 MLpc Cabillas Continuas COROD. Es una sarta continua de cabilla que no tiene cuellos ni pasadores y los diámetros varían en 1/16 en vez de 1/8 pulg como lo indica la norma API. Se almacenan y transportan en grandes carretos; además requiere de u n equipo especial para su instalación y desinstalación y de soldadura para operaciones de conexión y desconexión. Cabillas Fibra de Vidrio. Son construidas en longitudes de 25, 30 o 37,5 pies. Tienen la ventaja de su bajo peso lo que reduce las carga y el consumo de energía en los equipos de superficie. No son recomendables en pozos direccionales o altamente desviados y su temperatura máxima de diseño es de 200 F. Cabillas Hollow Rod. Diseñada para su utilización con torques medios en pozos no corrosivos o efectivamente inhibidos. Permite inyectar por su interior diluyentes, inhibidores de corrosión u otros flui dos.

Bomba de subsuelo Es una bomba pistón de desplazamiento positivo, desde su profundidad de instalación hasta la superficie que funciona por diferencias de presión, mediante bolas y asientos, para permitir la entrada y sello de fluidos en círculos periódicos sincronizados. Una bomba de sub-suelo, consta de 5 partes principales: 1. 2. 3. 4.

barril o cámara (fijo o movible) pistón o émbolo (movible o fijo) válvula viajera contenida en el pistón válvula fija contenida en el sistema de anclaje e) sistema de anclaje inferior o superior.

El cilindro o barril: el cilindro o barril de la bomba es la parte por donde se mueve el pistón en sus recorridos ascendentes y descendentes, debe ser suficientemente largo para adaptarse a la carrera del pistón. La dureza del cilindro debe ser mayor a la del pistón. El émbolo o pistón: el émbolo o pistón de la bomba generalmente es la parte móvil. Posee una resistencia menor que la del cilindro o camisa, y casi siempre es cromado para incrementar la resistencia a la abrasión. En él se encuentra la válvula viajera que controla la entrada de fluidos de la bomba al interior del pistón. La válvula viajera: está regulada por las diferencias de fuerzas sobre ella y por debajo de ella. La válvula fija: controla la entrada de fluidos desde el pozo al interior de la bomba.


Tipos de bombas API Básicamente el API ha dividido las bombas de sub-suelo en: Bombas de tubería (T) y Bombas de cabillas o insertadas (R) Las bombas de subsuelo se clasifican en tres grupos:  

Las de tipo de tubería: las bombas de tubería deben su nombre a que éstas se instalan dentro de la tubería y además el cilindro forma parte integral de las mismas. Las bombas de tubería son las bombas más fuertes y grandes fabricadas. Úselas para altas tasas de producción en pozos someros. Las insertables o de cabillas: las bombas de cabillas o insertables se instalan en los pozos mediante el uso de la sarta de cabillas y sin necesidad de extraer la tubería. Se aplican en pozos de moderada y baja productividad y a profundidades de hasta 7000 pies. Las bombas insertables son las más fáciles de reparar debido a que todo el ensamblaje puede sacarse jalando la sarta de cabillas. Las bombas de revestidor: las bombas de revestidor presentan como característica primordial, que permiten utilizar el revestidor como tubería de producción. Por lo tanto, se pueden usar diámetros más grandes para mayores volúmenes de producción. Utilícelas en pozos someros que producen altas tasas de producción, baja corte de gas y no están desviados. Entre los factores que se toman en cuenta para la determinación del tipo de bomba de subsuelo que se va a elegir se encuentran: Temperaturas de fondo, manejo de crudos viscosos que ocasionan pérdidas por fricción, efectos sobre las eficiencias de bombeo al manejar elevados volúmenes de gas libre, tolerancia entre el pistón y el barril de la bomba de subsuelo, entre muchos otros. 





Ancla de gas Las bombas, al contrario de los compresores, no están diseñadas para bombear el gas libre que normalmente existe a condiciones de admisión. La eficiencia volumétrica puede ser afectada en forma muy significativa llegando, en casos extremos, al llamado bloqueo por gas o “gas lock”. El bloqueo por gas resulta cuando la válvula viajera no abre en la carrera descendente debido a que la presión en la cámara es mucho menor que la de descarga debido al gas presente. El parámetro más importante para controlar la presencia de gas libre es la presión de admisión (PIP) y resulta obvio pensar que mientras mayor sea la PIP, menor será la cantidad de gas libre. Si se pudiera colocar la bomba a una profundidad tal que la PIP fuera igual o mayor que la Pb


se podrían entonces obtener eficiencias volumétricas bastante altas ya que todo el gas presente en el crudo estaría en solución. Un ancla de gas consiste en un tubo ranurado o perforado, colocado en la zapata de anclaje y se utiliza para mejorar la separación de gas antes de la entrada del fluido a la bomba, lo cual origina una mayor eficiencia volumétrica de la bomba. Existen varios tipos de anclas como son: Natural, Niple Perforado, copa y Multicopa. a) Ancla Natural: Se refieren a colocar la bomba debajo de las perforaciones y así permitir que el gas sea forzado a circular por l a entrada de la bomba. Esta es la más simple y la mejor manera de minimizar la interferencia de gas. b) Niple Perforado (Poorman): Esta es del tipo más ampliamente usado. Es un niple perforado con la adición de un tubo concéntrico para la succión y otro para la recolección de sedimentos (tubo de barro). Esta ancla es simple y económica, por el diseño de sus partes, se usa en pozos ligeramente arenosos, donde el nivel del líquido está cerca del pozo; sin embargo, puede utilizarse a cualquier profundidad. c) Ancla Multicopa: Como se observa en la figura es un tubo y una serie de copas alrededor con orificios dentro de ellas. Esta difiere de la anterior, porque está provista de un numero mayo de copas y no requiere del tubo adicional de succión, ya que el principal hace las veces de este 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 gasliquido.

Figura 8 Multicopa Figura 10 Ancla natural

Figura 9 Niple perforado


Ventajas y limitaciones del bombeo mecánico Ventajas del Sistema de Bombeo Mecánico de Petróleo  

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  

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

Fácil de operar y de hacer mantenimiento Se puede cambiar fácilmente la tasa de producción por cambio en la velocidad de bombeo. 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. Se puede usar motores a gas como movedores primarios si la electricidad no está disponible. Se puede usar la bomba con el control apagado para minimizar la carga del fluido, costos de electricidad y las fallas de varilla. Puede ser monitoreada remotamente con un sistema de control de supervisión de bomba. Se puede usar computadoras modernas de análisis dinamométrico para la optimización del sistema.

Desventajas del Sistema de Bombeo Mecánico de Petróleo  



  



Es problemático en pozos con alta desviación. No puede ser usada en pozos costa afuera por los grandes equipos de superficie La capacidad de producción es limitada en comparación con otros métodos. No puede funcionar con excesiva producción de arena. La eficiencia volumétrica cae drásticamente cuando se tiene gas libre. La tasa de producción cae con la profundidad comparado con otros métodos de levantamiento artificial. Es obstrusivo en áreas urbanas.


Bombeo hidráulico tipo pistón Este sistema de levantamiento artificial, como cualquier otro es introducido al pozo cuando la energía natural de este no es suficiente para que pueda fluir de manera económicamente óptima o rentable a un gasto de producción deseado, por lo que es necesario restaurar una presión adecuada proporcionando energía adicional por medio de este sistema para poder elevar los fluidos hasta la superficie manteniéndoles una determinada presión. Consiste en transmitir energía al fondo del pozo por medio de un fluido presurizado, permitiendo que el pozo fluya desde el fondo hasta superficie. En el bombeo hidráulico la energía se transmite por un fluido a alta presión. El bombeo hidráulico tipo pistón consiste de un sistema integrado de equipo superficial acoplado a una tubería conectada al pozo; este equipo transmite potencia a una unidad instalada a una determinada profundidad mediante acción hidráulica. El flujo de fluido motriz inyectado acciona este equipo subsuperficial, consistente de una bomba y un motor como elementos principales.

Características           

 

Apropiado para pozos profundos. Hasta 18000’. Excelente en pozos desviados. Buena flexibilidad a los caudales de producción. Aplicable a procesos automatizados. Fácil remoción de la bomba para efectuar limpieza. Facilita la inyección de químicos. Requiere gran cantidad de aceite en el sistema de energía. Los costos de instalación y equipos son muy altos. No es fácil localizar daños en el equipo. La bomba subsuperficial se puede recuperar e instalar fácilmente. Control del sistema de varios pozos desde un punto único. Desde ese punto, el operador puede: a) Cerrar o abrir uno, cualquiera o todos los pozos, o la combinación deseada de pozos. b) Graduar la velocidad de la bomba en cada pozo. c) Medir la velocidad de la bomba en cualquier pozo. Fácil adición de inhibidores. (Flujo motriz). Manejo de crudos pesados. Esto estará en función de la capacidad de la bomba subsuperficial y de su eficiencia.


Funcionamiento 

Formada por un conjunto de pistones que van subiendo y bajando de forma alternativa de un modo parecido a los pistones de un motor a partir del movimiento rotativo del eje.

Figura 11 Funcionamiento del Bombeo Hidráulico Tipo Pistón

Tipos de bomba 



B omba de Acc ión S imple: Desplaza el fluido hasta la superficie, en el

recorrido ascendente o descendente. B omba de Doble Acción : Desplaza el fluido hasta la superficie, en los dos recorridos ascendente y descendente.

Principio de funcionamiento Proceso de generación y transmisión de energía que se efectúa mediante un fluido conocido como “fluido motriz”, el cual es inyectado a presión al pozo. El fluido motriz hace funcionar la bomba por medio del principio de “si se ejerce una presión sobre la superficie de un líquido contenido en un recipiente, dicha presión se transmite en todas las direcciones”.  S is tema de Flujo Cerrado : El fluido motriz no se mezcla con el fluido del pozo; lo que hace necesario instalar tres tuberías en el fondo del pozo: una para inyectar el fluido del pozo, otra para retorno del mismo y otra del fluido de producción:


Figura 12 Sistema de Flujo Cerrado



S is tema de Flujo Abierto : El fluido motriz se mezcla con el fluido del

pozo, se usan dos tuberías, una para inyectar el fluido de potencia y otra para el retorno de la mezcla.

Figura 13 Sistema de Flujo Abierto


Operación general

Figura 14 Bomba pistón

Recorrido Ascendente: El fluido de producción levanta la válvula inferior

izquierda, la presión generada por el ascenso del pistón mantiene cerrado la válvula superior izquierda. La válvula superior derecha se abre para evacuar el fluido por la subida del pistón, y la válvula inferior derecha se mantiene cerrada.

Figura 15 Recorrido Ascendente

Recorrido Descendente: El fluido a producir hace que se abra la válvula

superior izquierda permite que el pistón baje, lo cual mantiene cerrada la válvula inferior izquierda cerrada. La válvula inferior derecha se mantiene cerrada, mientras esto la válvula superior izquierda se cierra .


Figura 16 Recorrido Descendente

Motor pistón

R ecorrido Des cendente: El fluido motriz comienza a llenar el cilindro por la

parte superior, ejerciendo una presión sobre el pistón ll evándolo abajo.

Figura 17 Recorrido Descendente


Recorrido Ascendente: En el momento en que el pistón genera una presión

determinada en el líquido, se abre una válvula permitiendo que el fluido en la parte superior entre y haga de nuevo subir el pistón .

Figura 18 Recorrido Ascendente

Equipos de superficie

Figura 19 Equipo de Superficie

Unidad de potencia Está conformada por bombas de desplazamiento positivo triplex de alta presión con sus respectivos motores. Son diseñadas especialmente para operar con el fluido de potencia seleccionado. Los conjuntos motor – bomba cuentan con sistemas auxiliares que incluyen: 1. Válvulas de alivio


2. Medidores de presión 3. Instrumentación de control

Manifold de distribución y control de inyección Consta de lo siguiente: 

Válvula de Control : regulan el volumen fluido motriz que se inyecta a cada

pozo. 

Registrador y Controlador de Presión: Registra y mantiene constante la

presión del sistema. 

Contadores de Inyección: Registran el volumen de fluido motriz inyectado

a cada pozo. 

Manómetros de Alta Presión: Miden la presión de inyección en cada pozo.

Funciones manifold de distribución y control de inyección     

Distribuir el fluido motriz a cada pozo. Regular y medir la rata de inyección. Determinar las presiones de inyección Proporcionar un medio para la inyección de químicos. Proporcionar un medio para pasear el exceso de fluido de potencia.

Fluido motriz utilizado Teóricamente cualquier tipo de fluido líquido puede utilizarse como fluido de potencia, sin embargo, los fluidos más utilizados son aceite crudo y agua. La selección entre aceite y agua depende de varios f actores: 1. El agua se prefiere por razones de seguridad y de conservación ambiental. 2. En sistemas cerrados se prefiere el agua dulce tratada con agentes lubricantes y anticorrosivos. 3. En sistemas abiertos el agua es poco usada porque los costos de tratamiento químico son demasiado altos. 4. En sistemas abiertos se usa crudo producido tratado químico y/o térmicamente, para garantizar su calidad. 5. El mantenimiento de las bombas de superficie y subsuelo es menor cuando se usa aceite crudo.


Sistema fluido motriz

Figura 20 Sistema del Fluido Motriz

Calidad del fluido motriz El fluido motriz constituye la parte esencial del bombeo hidráulico, porque es el encargado de trasmitir la energía a la bomba de subsuelo; por lo tanto, su calidad, especialmente el contenido de sólidos es un factor importante que determina la vida útil de las bombas.

Parámetros de calidad Contenido de sólidos: De 10 a 15 PPM Tamaño de partículas: Máximo de 15 micras BSW: Menor del 3 % Salinidad: Menor de 12 lbs/kbls Plantas individuales Los componentes básicos son: Un separador bifásico. Separadores centrífugos para remoción de sólidos. Bomba de Superficie. Son unidades portátiles que suministran la potencia hidráulica para la operación de un pozo en bombeo hidráulico. Se utilizan en sistemas abiertos y tienen la ventaja que la producción neta del po zo pasa a la línea de flujo, mientras que el fluido de potencia es recirculado en la planta.   


Lubricador Sirve para sacar la bomba y desplazar la bomba hacia el pozo evitando la contaminación del medio ambiente. También se utiliza para controlar la presencia de gases corrosivos que pueden obstaculizar la bajada de la bomba o su remoción del pozo. Hidrocyclones Separa los sólidos (principalmente arena) del fluido motriz y evitar el daño prematuro de la bomba de superficie y de subsuelo. El trabajo eficiente del hidrocyclon depende de un diseño adecuado que tenga en cuenta el tamaño de los sólidos con respecto al tamaño del hidrocyclon y del diferencial de presión a través de un diferencial de presión entre 40 y 50 psi es normalmente adecuado.

Equipo de subsuelo Unidad de producción Una bomba hidráulica de producción consta de un acople entre el motor y la bomba. La unidad es instalada debajo del nivel del fluido a extraer .

Figura 21 Unidad de Producción

clases de bombas 

B ombas tipo A: Tienen los pasajes de fluido motriz internos a la

bomba, esto hace que sean aplicables a cualquier instalación, pero tienen limitación en su capacidad de desplazamiento.








Bombas tipo B: Son diseñadas para instalaciones de “bomba

libre” con ensamblajes de fondo especiales en los cuales los pasajes de fluido son externos a la bomba. Bombas tipo D: Son una variación de las bombas tipo b con la adición de un segundo pistón motriz, para incrementar el desplazamiento del motor y capacidad de levantamiento. B ombas tipo E : Son bombas de alta capacidad de desplazamiento porque disponen de dos pistones que son a su vez de bombeo (parte externa) y motrices (parte interna).

Tipo de completamiento Inserto fijo o

o

o

La bomba de fondo de pozo es corrida en una sarta de tubería más pequeña. El aceite de potencia consumido baja por la sarta pequeña y la de producción. El fluido de potencia expulsado retorna por el anular de las dos sartas.

Figura 22 Inserto fijo

Fijo en el revestimiento o

o o

La bomba de hueco es corrida en cualquier tamaño de tubería y sentada por medio de un empaque de revestimiento. El fluido de potencia baja por la tubería. La producción más el fluido regresan por el anular


Figura 23 Fijo en el revestimiento

Libre paralelo o

o

o

o

o

Dos sartas de tubería conectadas en el fondo por un bloque cruzado. La bomba libre es bajada por la tubería de mayor diámetro ayudado por el fluido de potencia. Es colocada en un sello de asentamiento sobre la válvula fija y un sello superior en un collar especial. Continua la circulación de aceite de potencia, la bomba comienza a operar. La producción y fluido de potencia son expulsados por el bloque cruzado y retorna por la sarta de tubería pequeña.

Figura 24 Libre paralelo

Revestimiento libre o

o o

La sarta de tubería es corrida y sentada en el revestimiento con un empaque. La bomba libre es circulada a fondo. En operación el fluido de potencia expulsado más la producción, son levantados por el anular del revestimiento.


Figura 25 Revestimiento libre

Tipos de pistón Pistón viajero El agua fluye a través del pistón. Cuando la presión de gas o aceite es

suficiente para cerrar la válvula, el pistón es levantado hacia la superficie donde el líquido es drenado y el gas y aceite es acumulado en la línea de flujo.

Figura 14. Pistón viajero

A cero solido Este tipo de pistón es óptimo para pozos que tienen tubería de producción combinada.

Tabla 2 Pistones de acero sólido


Pi s tón L

Frenan la formacion de parafinas

Tabla 3 Pistones L

Pistón cepillo

Es diseñado para operar en pozos con arenas y sólidos suspendidos en los líquidos.

Tabla 4 Pistones Cepillo

Pistón almohadillas

Las almohadillas están hechas básicamente de acero inoxidable, el pistón con almohadillas entrelazadas está disponible con una sola almohadilla o con tres según sea su diseño.


Tabla 5 Pistones de almohadillas

ventajas        

Flexibilidad rango de tasas (5000 BPD) Facilidades en superficie para tratamiento de agua (fluido motriz). Pozos direccionales Fácil adaptación para automatización Fácil para agregar inhibidores de corrosión. Puede instalarse como un sistema integral Adecuado para crudos pesados. Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas o urbanas)

Desventajas  Presenta limitaciones en presencia de sólidos.  Muestra ciertos inconvenientes en presencia de gas libre.  Dificultad para tratar scales.  Requiere 2 líneas de tubería. Criterios de aplicación del Bombeo Hidráulico tipo pistón. • Pozos profundos, Profundidad operativa entre 7500 a 10000 pies, máximo 18000. • Trabaja con volúmenes de 50 a 500 BPD, máximo 5000. • Rango de temperatura esta entre 100 a 250 F, máximo 500. • Baja o ninguna concentración de sólidos en el fluido a producir. • Pozos desviados u horizontales. • Bajo RGL. • Fluidos poco corrosivos o abrasivos. • Bajo nivel de fluido (Bajo Pwf). • Alto “drawdown” • Aplicable a completamientos múltiples y en operaciones offshore.


Diseño de un levantamiento hidráulico tipo pistón Consideraciones del diseño      

¿Sistema abierto o cerrado? ¿Bombear o ventear el gas? Arreglo de tubería de producción Unidad de bombeo a utilizar Escoger bombas de superficie Diseño del sistema de limpieza del fluido motriz

Gestión del gas Bombeo: Instalaciones de más bajos costos, pero no apropiado en p ozos de

bajas presiones de producción altos GOR.

Gestión del gas Venteo: Mayores costos de instalación. Necesario cuando:

Etapas del diseño       

Selección de bombas Caudal de inyección Caudal de producción Balance de presiones en sistemas cerrados Balance de presiones en sistemas abiertos Balance de presiones en una bomba hidráulica Pasos para el diseño de un sistema bombeo hidráulico tipo pistón

Selección de la bomba Se basa en tablas donde se muestran los diferentes tipos con sus características como son: Tamaño de la bomba / tubería de producción. o Relación P/E. o P/E = Relación de desplazamiento de la bomba con respecto al desplazamiento del motor. Se relaciona con la presión de superficie requerida para un levantamiento dado


o

Desplazamiento máximo de la bomba

Si califican dos o más, se escogerá aquella con la máxima capacidad de levantamiento de fluidos (Valor más bajo de P/E).

Desplazamiento en BPD/SPM del extremo del motor y del extremo de bombeo respectivamente Los fabricantes (Trico-Kobe, National, Dreser, Armco), presentan tablas con las especificaciones básicas de las bombas, a partir de las cuales se puede seleccionar el tipo de bomba deseado. o

Tabla 6. Criterios para selección de Bomba para BH tipo pistón

Principales aspectos del diseño del bombeo hidráulico tipo pistón Relación P/E Desplazamiento de la bomba  Desplazamiento del motor  Fricción en la bomba  Cálculos de presión   Potencia 

Rata del fluido motriz La rata del fluido motriz es función de la eficiencia final de la bomba. Cálculo de la eficiencia final de la bomba: Forma Gráfica Ecuación:

Eficiencia Volumétrica Total [Nv]:


Es la eficiencia final de la bomba multiplicada por la eficiencia final del motor. Entonces:

Fricción en la Bomba La fricción mecánica e hidr áulica en la bomba, bajo condiciones de “no carga” se obtiene de la siguiente gráfica:

Figura 26 Fricción de la bomba

Potencia Hidráulica Se utiliza la siguiente ecuación para calcular la potencia en superficie y el trabajo hecho por la bomba en el fondo del pozo:

Donde: ∆= Cambio de presión, psi


Q = Gasto de líquido, B/D

Bombeo Hidráulico Tipo Jet. Es un sistema artificial de producción especial, a diferencia del tipo pistón, no ocupa partes móviles y su acción de bombeo se realiza por medio de transferencia de energía energía entre el fluido motriz y los fluidos producidos Las bombas jet jet operan bajo el principio de Venturi. Venturi. El fluido motriz a alta presión entra en la tobera de la bomba, la presión se reduce debido a la alta velocidad del fluido motriz. Esta reducción de la presión hace que el fluido producido se introduzca en la cámara y se mezcla con el fluido motriz. En el difusor, la energía en forma de alta velocidad es convertida en una alta presión, suficiente para bombear el gasto de fluido motriz y fluido producido a la superficie. Por lo que, en el sistema de bombeo hidráulico tipo jet únicamente se tendrá el sistema abierto de fluido motriz.

En este

Figura 27 levantamiento artificial artificial por bombeo hidráulico tipo jet


Sistema artificial de producción que se requiere de una presión de succión relativamente alta para evitar la cavitación, además de que la eficiencia mecánica es baja; pero presenta ventajas sobre el bombeo hidráulico tipo pistón c omo son:      

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





Permite manejar cualquier tipo de de fluidos (aún contaminados) La bomba subsuperficial es de fácil instalación Se adapta a cualquier profundidad en el pozo. Permite obtener gastos mayores Ausencia de partes móviles. Tolerancia para producir producir fluidos de menor calidad que los que permite una bomba reciprocante. reciprocante. Esto aplica para el fluido de potencia y el fluido a producir. Al tener una zona de trabajo compacta la bomba se puede adaptar a casi cualquier arreglo de fondo, incluyendo instalaciones TFL. Frecuentemente Frecuente mente se pueden obtener mayores gastos de líquido y gas con una bomba Jet que con una bomba reciprocante en la misma tubería de producción. La tobera y la garganta están están hechas normalmente de carburo de tungsteno o materiales de cerámica para alargar la vida de las partes. Permite manejar volúmenes de gas libre sin tener desgaste excesito o problemas en la entrada de la bomba.

Figura 28 bomba tipo jet


El bombeo hidráulico tipo jet presenta variaciones entre la eficacia y la eficiencia las limitantes para el sistema son:  

la necesidad necesidad de una una presión presión de succión alta alta para para evitar la cavitación baja eficiencia eficiencia mecánica, mecánica, lo cual cual exige un requerimiento requerimiento de potencia mayor en la bomba de superficie.

Lo que presenta este sistema son las cavitaciones que dentro de la garganta en bombas Jet se da por diferentes motivos como lo son altas velocidades v elocidades después de la tobera, baja presión de succión o baja presión de descarga. Para entrar a la garganta, la producción debe acelerar a una velocidad bastante alta, entre 200 y 300 pie/s, la cavitación es un problema potencial en las bombas Jet. Las áreas de flujo de la garganta y de la tobera definen un pasaje de flujo anular a la entrada de la garganta. Entra más pequeña sea dicha área, mayor es la velocidad de fluido pasando a través de ésta. La presión estática del fluido cae el cuadrado del incremento de la velocidad, llegando a la presión de vapor del fluido a altas velocidades. Este decremento de la presión generará la liberación de gas y por lo tanto la formación de las cavidades características de la cavitación. El resultado de este fenómeno es un efecto ef ecto de estrangulamiento en la garganta, imposibilitando el aumento en la producción a una cierta presión de succión, inclusive si el gasto y la presión del fluido de potencia se incrementan. El incremento de presión que se genera en la bomba bo mba ocasionará eventualmente el colapso de las cavidades de gas que puede causar un tipo de erosión conocida como daño por cavitación. se podría inferir que, si el gasto de producción se aproxima a cero, las posibilidades de lidiar con cavitación se reducen al mínimo. Dentro de este panorama, sin embargo, la diferencia de velocidad entre el fluido de potencia saliendo de la tobera y la producción sería máxima, creando una zona de corte en el límite entre los fluidos Dicha zona Sección de trabajo de una bomba Jet 47 Capítulo I: Principios Básicos del Bombeo Hidráulico genera vórtices cuyos núcleos se encuentran a una presión reducida, haciendo posible que se produzcan las c avidades de gas que pueden erosionar las paredes de la garganta a medida que las burbujas colapsan y la presión se incrementa en la bomba. Los trabajos para el tratamiento de este problema se han enfocado en experimentación, dando como resultado correlaciones que predicen el daño por cavitación a bajos gastos y a bajas presiones de admisión. Sin embargo, la misma experiencia de campo ha dejado como enseñanza que a bajos gastos se produce muy poco daño, probablemente porque el gas amortigua el sistema mediante la reducción de la velocidad de propagación de las ondas de colapso de las burbujas.


Bombeo de cavidades progresivas (pcp) Los sistemas de bombeo de cavidad progresiva (PCP) derivan su nombre de la única bomba de desplazamiento positivo que evolucionó a partir del concepto de bomba de engranaje helicoidal desarrollado por primera vez por Rene Moineau a fines de la década de 1920. Aunque ahora estas bombas se denominan comúnmente bombas de cavidad progresiva (PC), también se denominan bombas de tornillo o bombas Moineau. Se utilizan cada vez más para la elevación artificial, y se han adaptado a una amplia gama de situaciones desafiantes de elevación (por ejemplo, petróleo pesado, producción de arena alta, pozos gaseosos, pozos direccionales u horizontales). Características clave que diferencian los sistemas de PCP de otras formas de levantamiento artificial:  

Bombas de PC de fondo Sistemas de impulsión de superficie asociados.

Otros sistemas de elevación de fondo de pozo cuentan con otros componentes principales, como los tubos de producción y las cadenas de varillas de bombeo, los requisitos de diseño y funcionamiento suelen diferir para las aplicaciones de PCP. La configuración básica del sistema de PCP impulsado por la superficie es la más común, aunque también están disponibles sistemas de impulsión de fondo de pozo eléctricos e hidráulicos y varios otros sistemas PCP híbridos (ver configuraciones configuraciones de sistema de PCP alternativo). La bomba para PC de f ondo de pozo es una bomba de desplazamiento positivo que consta de dos partes:  

"Rotor" de acero helicoidal. "Estator" compuesto compuesto por una carcasa tubular tubular de de acero acero con un manguito manguito elastomérico unido formado con una hélice interna múltiple adaptada de forma adecuada a la configuración del rotor.


Figura 29. Representación de Bombeo de Cavidad Progresiva

Los sistemas PCP tienen varias características de diseño y características de funcionamiento únicas que favorecen su selección para muchas aplicaciones:

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 



   

Alta eficiencia energética general del sistema, típicamente en el rango de 55 a 75%. Capacidad de producir altas concentraciones de arena u otros sólidos producidos. Capacidad de tolerar altos porcentajes de gas libre. No hay válvulas ni piezas recíprocas que se obstruyan, bloqueen o desgasten. Buena resistencia a la abrasión. Tasas de cizallamiento interno bajas (limita la emulsificación de fluidos a través de la agitación). Costos de energía relativamente bajos y demanda continua de energía (la capacidad del motor principal se utiliza por completo). Instalación y operación relativamente simples. Generalmente bajo mantenimiento. Equipo de superficie de bajo perfil. Bajos niveles de ruido en la superficie.


Los sistemas PCP, sin embargo, también tienen algunas limitaciones y consideraciones especiales:

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Tasas de producción limitadas (máximo de 800 m3 / d [5,040 B / D] en bombas de gran diámetro, mucho más bajas en bombas de pequeño diámetro). Capacidad de elevación limitada (máximo de 3000 m [9,840 pies]). Tenga en cuenta que la capacidad de elevación de las bombas de P C de mayor desplazamiento suele ser mucho menor. Capacidad de temperatura limitada (uso de rutina a 100 ° C [212 ° F], uso potencial a 180 ° C [350 ° F] con elastómeros especiales). Sensibilidad al entorno fluido (el elastómero del estator puede hincharse o deteriorarse al exponerse a ciertos fluidos, incluidos los fluidos de tratamiento). Sujeto a baja eficiencia volumétrica en pozos que producen cantidades sustanciales de gas. Las cadenas de varillas de bombeo pueden ser susceptibles a fallas de fatiga. El estator de la bomba puede sufrir daños permanentes si se bombea seco incluso por períodos cortos. El desgaste de varillas y tubos puede ser problemático en pozos direccionales y horizontales. La mayoría de los sistemas requieren que la tubería sea tirada para reemplazar la bomba. Los problemas de vibración pueden ocurrir en aplicaciones de alta velocidad (la mitigación puede requerir el uso de anclajes para tubos y estabilización de la varilla). El control de parafina puede ser un problema en las aplicaciones de crudo céreo (la rotación en oposición al movimiento alternativo de la varilla evita el uso de raspadores para la eliminación efectiva de la cera). Falta de experiencia con el diseño, instalación y operación del sistema, especialmente en algunas áreas.


Muchas de estas limitaciones continúan cambiando o se alivian con el tiempo con el desarrollo de nuevos productos y mejoras en el diseño de materiales y equipos. Si se configuran y operan adecuadamente en las aplicaciones apropiadas, los sistemas PCP actualmente proporcionan un medio de elevación artificial altamente eficiente y económico.

Figura 30 Unidad de bombeo BCP


Bombeo Electrocentrífugo Consiste de instalaciones sub-superficiales como una bomba electrocentrífuga de etapas múltiples, intake y/o separador de gas, protector, motor eléctrico y cable de potencia. En sus instalaciones superficiales tiene un transformador, variador de frecuencia, caja de venteo y conexiones superficiales. También van incluidos todos aquellos accesorios que aseguran una buena operación como lo son: flejes de cable, extensión de la mufa, válvula de drene, válvula de contra presión, centradores, sensor de presión y temperatura de fondo, dispositivos electrónicos para control del motor, caja de unión y controlador de velocidad variable. La bomba electrocentrífuga va instalada dentro del pozo, generalmente está instalada de tal manera que los fluidos producidos fluyan por dentro de la camisa, la cual fuerza a los fluidos producidos circular alrededor del motor, proporcionando un sistema de enfriamiento natural. El motor recibe la energía necesaria mediante un cable de potencia fijado a la T.P. Por encima del motor se encuentra el protector, el cual provee un sello y equilibra las presiones internas y externas para evitar que los fluidos producidos entren al motor y contaminen el aceite del mismo, fluido de la formación pasa a través del Intake o Separador con el fin de regular la cantidad de gas libre que ingrese a la bomba. Una vez el fluido dentro, la bomba impulsará el fluido a la superficie. Un pozo candidato a producir artificialmente con el siste ma BEC debe tener tales características que no afecten su funcionamiento como lo son las altas RGA, altas temperaturas, presencia de arenas en los fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo, los cuales son factores que afectan la eficiencia del sistema. Por otra parte, este sistema es apropiado para el manejo de altos gastos de producción desde grandes profundidades, para pozos con altos porcentajes de agua y baja RGL.

Componentes Superficiales Tablero de Control Este componente permite controlar la operación del equipo subsuperficial. Dependiendo de la calidad de control que se desee tener, se seleccionan los dispositivos necesarios para integrar el tablero, tales como: fusibles de protección por sobrecarga, de desconexión por sobrecarga y baja carga; y mecanismos de relojería para el restablecimiento automático y operación intermitente, entre otros. Regularmente los tableros están contenidos en gabinetes metálicos, cuyo diseño los hace herméticos al polvo, lluvia y formaciones externas de hielo.


Transformador Este dispositivo eleva el voltaje requerido en la superficie para darle c orriente al motor en el fondo del pozo. Algunos de estos transformadores están equipados con interruptores “taps” que les dan mayor flexibilidad de operación.

Variador de Frecuencia Como su nombre lo indica, es un dispositivo que permite modificar la frecuencia del voltaje que alimenta al motor y, por lo tanto, modificar su velocidad. A su vez, estos dispositivos son clasificados por voltaje, ya sea bajo o mediano.

Interruptor El interruptor (Switchboard) permite arrancar (o apagar) el sistema de bombeo en un paso; debido a que la frecuencia varía de cero a su valor nominal (o viceversa) de forma instantánea, no es recomendable utilizarlo de manera cotidiana ya que puede afectar severamente la vida productiva del motor y generar daño en el yacimiento. Ahora bien, puede resultar útil cuando se requiere apagar el equipo en eventos inesperados, como por ejemplo cuando ocurren manifestaciones de gas. En función de la frecuencia nominal, los interruptores están disponibles en 50 y 60 Hz, siendo esta última la utilizada en México.

Caja de venteo La caja de venteo se utiliza por razones de seguridad, ya que permite disipar a la atmósfera el gas que se canaliza a través del cable de potencia; esto evita que el gas llegue a las instalaciones eléctricas y ocasione un accidente. Se coloca entre el cabezal del pozo y el tablero de control.

Cable de potencia superficial La energía eléctrica es transmitida al motor en el fondo a través de un cable de potencia trifásico, el cual se fija a la tubería de producción por medio de flejes o con protectores sujetadores especiales. El cable debe ser de diámetro reducido y estar diseñado para resistir condiciones extremas de operación (altas temperaturas, fluidos corrosivos y abrasión, por mencionar algunas).

Componentes Subsuperficiales Motor eléctrico Este tipo de motor es utilizado para operar las bombas, y está constituido por un estator bobinado trifásico y un rotor; éste último opera generalmente a una velocidad de 3600 rpm, la cual corresponde a una frecuencia de 60 Hz. El motor es colocado en la parte inferior del aparejo de producción, y recibe la energía eléctrica desde una fuente en la superficie. Con base en pruebas de laboratorio se ha diagnosticado que la velocidad del fluido que circula por el exterior del motor deber ser mínimo de 1 pie/seg para lograr un enfriamiento adecuado.


Figura 31 Corte transversal del motor, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009.

Protector de motor Este elemento se coloca entre el motor y la bomba, y su función principal es igualar la presión del fluido del motor y la presión externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación del equipo; a su vez conecta la carcasa de la bomba con la del motor y une la flecha del motor con la flecha de la bomba. Este sello o protector está diseñando para proteger al motor por medio de tres funciones básicas: 





Proveer el volumen necesario para permitir la expansión del aceite dieléctrico contenido en el motor. Ecualizar (igualar) la presión externa del fondo de pozo con el fluido dieléctrico interno del motor. Evitar la contaminación del aceite lubricante del motor con los fluidos del pozo.

Figura 32 Protector, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009.


Sección de entrada Es la entrada de la bomba, la cual se une al extremo inferior de la carcasa de la misma y proporciona un paso para que los fluidos entren y una brida para fijar a la junta del BEC.

Separador de gas Este componente se encuentra colocado entre la bomba y el protector, y su función es desviar el gas libre de la succión de la bomba hacia al espacio anular, para evitar que entre en ésta. La implementación de este elemento permite una operación de bombeo más eficiente en pozos gasificados, ya que disminuye los efectos de capacidad de carga en el motor producida por la presencia del gas.

Figura 33 Separador de Gas, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009.

Bomba centrífuga multietapas. Es una bomba electrocentrífuga (Figura 2.10) que tiene como función principal transformar la energía mecánica del impulsor, y transmitir la presión necesaria para que los fluidos puedan llegar a superficie. El motor eléctrico y la bomba centrifuga multi-etapas están acoplados al mismo eje. El sistema es energizado y manipulado desde el tablero de control situado en l a superficie.

Figura 34 Bomba Electrocentrífuga, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009.

Los componentes principales de la bomba son: 1. Carcasa: Compuesta de acero al bajo carbón, con láminas de acero y bronce fijas en su interior, alineadas con las secciones del rotor.


2. Flecha: Se encuentra conectada al motor a través del separador de gas y la sección sello. Gira conforme a las revoluciones por minuto (rpm).

Figura 35 Flecha, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009.

3. Impulsor: Se encuentra anclado o unido al eje, el cual gira a las rpm del motor; conforme gira se imparte la fuerza centrífuga en el fluido producido.

Figura 36 Impulsor, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009.

4. Difusor: Esta encargado de difundir el fluido conforme pasa a través de las etapas de la bomba.

Figura 37 Difusor, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009.

5. Etapa: Está formada por una combinación de un impulsor y un difusor.

Figura 38 Etapa de una bomba, Baker Hughes Centrilift Sumersible Pump Handbook, 2009.

Cable de potencia El cable conductor eléctrico transmite desde la superficie la energía eléctrica al motor en el fondo del pozo. El cable se selecciona a partir de los requerimientos de voltaje y amperaje del motor, y del aislamiento requerido por las propiedades


del fluido a producir, así como del espacio disponible entre la T.P y la T.R. (claro). El conductor del cable puede ser de cobre o aluminio. El rango de tamaños del cable va del #1 al #6; normalmente se utiliza el #1 para la alimentación de potencia, y #4, #5 y #6 para la conexión al motor. Regularmente se elige el cable de tipo redondo ya que presenta menos tendencia a calentarse y genera menos campo magnético.

Sensor de fondo El uso de este dispositivo es opcional, y se utiliza para monitorear la presión de succión, la temperatura del motor y la temperatura del pozo. Las señales registradas son enviadas a la superficie a través del cable eléctrico que suministra potencia al equipo BEC.

Figura 39 Sensor de fondo Pan American Energy.

Accesorios de pozo Bola colgadora Su función es sostener la tubería de producción y proporciona el sello en el espacio anular entre el aparejo y la tubería de revestimiento para evitar el paso de fluidos a la superficie.

Figura 40 Bola colgadora, Vetco Gray

Válvula de contrapresión Se coloca por encima de la bomba y permite el flujo en sentido ascendente; cuando el motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y evita el giro de la flecha de la bomba en sentido contrario.


Empacador Es un accesorio empleado para sellar la parte exterior del aparejo de producción y la parte interior de la tubería de revestimiento o de explotación.

Figura 41 Empacador permanente, Schlumberger.

Válvula de drene Se coloca por encima de la bomba y su función es establecer comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción, con el objetivo de que ésta se vacíe cuando se extrae el aparejo del pozo.

Figura 42 Válvula de drene, Sclumberger.

Medio árbol de válvulas Está diseñado para permitir el cierre del pozo en la superficie, soportar el peso del equipo y mantener control sobre el espacio anular.

Figura 43 Árbol de válvulas, Control Flow


Embolo viajero El pistón viajero o el también denominado como embolo viajero, es un sistema artificial de producción utilizado para mejorar el flujo ya sea en pozos de aceite como en pozos de gas. En pozos de aceite se utiliza si existe una cantidad creciente de gas que llega el punto en que este fluye con mayor facilidad que el aceite dificultando la producción del crudo. Para pozos de gas se requerirá del embolo viajero ya que ayuda con problemas de cargas de líquido. En general el embolo viajero sirve para desplazar líquidos del fondo del pozo hasta superficie.

Componentes principales: 

   

Resorte de fondo: colocado a la mayor profundidad posible en la tubería de producción. Embolo o pistón. Lubricador superficial. Válvula motora: permite controlar la producción del pozo. Controlador computarizado: realiza la apertura y el cierre de válvula.

Un punto muy importante a tomar en cuenta es que para implementar este SAP es importante común es un aparejo de producción sin empacador, aunque puede ser modificado dependiendo de determinadas condiciones específicas de cada pozo.

Figura 44 Partes del embolo viajero.


Se emplea principalmente en pozos con alta relación gas-líquido (RGL) y tasas bajas (<200 barriles de fluido por día a 10,000 ft), cuyo comportamiento de flujo de tipo bache, el embolo viajero permite colocar una interfase mecánica entre el bache de líquido producido y el gas que funge como impulsor. Esto se realiza con el fin de minimizar las pérdidas de líquido por el fenómeno de resbalamiento que se presenta debido a la forma de bala que adquiere el gas en la punta, fenómeno por el cual se llega a perder hasta un 75% del total del bache de líquido en su viaje desde el fondo del pozo hasta la superficie. Versión autónoma • Energía propia

del yacimiento

Embolo viajero Versión asistida • Inyección de

gas a presión

En su versión autónoma, éste aprovecha la energía propia del yacimiento y usa el mismo gas que produce la formación para propiciar la producción de hidrocarburos en forma de baches de líquido de manera cíclica en un flujo intermitente. Cuando la energía propia del yacimiento no es suficiente para elevar el bache de líquido hasta la superficie, el émbolo viajero, en su versión asistida, utiliza una fuente de energía externa (generalmente inyección de gas a presión por el espacio anular) para elevar los fluidos de manera intermitente. Dicha versión asistida es comúnmente conocida como una combinación de bombeo neumático y émbolo viajero. <>

-Ing. Iván Javier Téllez Velázquez


Estructura del embolo viajero

s e t r a P

Equipo superficial Equipo subsuperficial

El principal mecanismo de producción asociado a este tipo de levantamiento es la expansión del gas acumulado en el espacio comprendido entre el exterior de la tubería de producción (TP) y el interior de la tubería de revestimiento (TR), área mejor conocida como espacio anular (EA). La ventaja de este método consiste en el mejoramiento de flujo que proporciona el émbolo al funcionar como una interface sólida entre el líquido y el gas, logrando minimizar casi hasta cero las pérdidas por el fenómeno conocido como resbalamiento del líquido.


Infraestructura

Controlador electrónico Equipo superficial

s e t r a P

Válvula motora Lubricador

Equipo subsuperficial

Resorte de fondo Émbolo o pistón

Equipo superficial Controlador electrónico:

Figura 45 Controlador electrónico

Es un dispositivo generalmente electrónico, que controla las aperturas y cierres de la válvula de producción en función al tiempo y/o a la presión.

Válvula Motora: Es un sistema que nos permite operar pozos depresionados con la finalidad de recuperar la producción marginal y tener control sobre aquellos que operan de forma intermitente, al abrir o cerrar la válvula de succionamiento a través de una señal electrónica programada. El sistema de válvula motora usa una batería y


una celda solar para poder programar su función durante cierto periodo de tiempo.

Figura 46 Válvula motora.

Lubricador Es un elemento instalado en la parte superior del árbol de válvulas, que consta básicamente de un resorte amortiguador de impactos, un cachador en el que se aloja el émbolo y una tapa superior, que se remueve para recuperar e inspeccionar el émbolo. Uno normal soporta presiones de trabajo de aproximadamente 2,000 lb/pg2 , pero existen lubricadores de alta presión que soportan hasta 3,500 lb/pg2 .

Figura 47 Lubricador.


Émbolo Es el elemento que viajará a través de la tubería. Puede ser del tipo raspador, de almohadillas, etc., según su mecanismo de sellado.

Figura 48 Émbolo.

Tres características comunes deben de distinguir a los distintos tipos de émbolos: 1) deben tener una alta capacidad para repetir el ciclo productivo sin dañarse o demeritar su funcionamiento 2) deben ser resistentes a altos y continuos impactos 3) deben crear un sello sin llegar a pegarse en las paredes de la TP. Estos pueden clasificarse de acuerdo a sus características por contar o no con válvula de paso, o de acuerdo al tipo de sello. A continuación, se muestran la clasificación de los émbolos:

Clasificación por contar o no con válvula de paso

De acuerdo al tipo de sello

Émbolo con sello turbulento

Émbolo tipo lavadora

Ciclo de Operación

Émbolo con hojas de expansión

Émbolo con segmentos retrátiles

Émbolo Inteligente

Sólido

De alta velocidad


Análisis para determinar el tipo de SAP


Análisis para determinar el tipo de SAP La selección del tipo de sistema artificial más adecuado para un pozo o un grupo de pozos puede ser difícil o fácil, dependiendo de las condiciones del pozo. La explotación de un pozo petrolero se lleva acabo de dos maneras: S is tema fluyente o natural:

Se compone principalmente de un aparejo de producción donde se aprovecha la energía propia del yacimiento, el cual será capaz de elevar los hidrocarburos hasta la superficie. S is tema artifici al:

Son aquellos que de acuerdo a su diseño se adecuan a las características del pozo para continuar con su explotación (generalmente, más de un método de levantamiento puede ser usado). Cada método de levantamiento podrá ser clasificado de excelente o pobre de acuerdo al cumplimiento del objetivo. Dependiendo de las consideraciones económicas, operacionales y características del pozo (presión, temperatura, profundidad, etc.) se podrá elegir un sistema u otro. Un sistema artificial de producción (SAP) es instalado cuando el yacimiento no cuenta con la energía suficiente (presión natural) como para producir los hidrocarburos en forma natural, o cuando los gastos de producción no son los deseados. Los SAP son equipos que aportan energía a los fluidos producidos por el yacimiento, esta operación se realiza para ayudar a vencer las caídas de presión, de tal forma que los fluidos puedan llegar sin problemas a la superficie y pasar por el estrangulador. Hay dos consideraciones muy importantes que deben tomarse en cuenta en la instalación de un SAP:

Aspectos Técnicos En él se hace un estudio de campo para determinar si es posible instalar un sistema artificial de producción, considerando todos los problemas que puedan presentarse al pozo en la instalación del sistema artificial, y también al yacimiento.

El análisis económico Para la realización de este se lleva a cabo un estudio donde se demuestre los beneficios de instalar un SAP, el cual incluye los costos de instalación, los costos de mantenimiento, los operacionales, y los que involucren al cumplimiento de los objetivos de un proyecto. Dentro de la selección de un SAP se encuentra una


serie de pasos, empezando por analizar el lugar en donde será la instalación (costa afuera, costa adentro, etc.) y la infraestructura existente. La selección apropiada del SAP depende del análisis de información de varias disciplinas como perforación, terminación, administración de yacimientos, etc....

Factores que ayudan a la selección del SAP:         

  



Gastos de flujo. Índice de productividad. Presión estática (Pws) y de presión de fondo fluyendo (Pwf). Relación Gas-Aceite y la relación de solubilidad (Rs). % de agua. Densidad y viscosidad del fluido producido. Profundidad y temperatura. Tipo de pozo (desviación, diámetros de las tuberías, etc.). Problemas de arena, parafinas, corrosión, emulsión y condiciones de incrustaciones). Clima y ubicación del lugar. Inversión disponible. Características del yacimiento (expansión de los fluidos, segregación gravitacional, empuje hidráulico, expansión del gas) Infraestructura, etc.

Una vez recabada toda la información obtenida se analiza si será o no factible instalar un sistema artificial, por ejemplo si un pozo no cuenta con suficiente espacio anular, la selección del sistema artificial no estará determinada por el diseño óptimo o por criterios económicos, sino por limitaciones físicas, en este caso los sistemas que no requieran de mucho espacio podrían ser una opción, luego si la ubicación es en mar o en áreas terrestres, si hay energía eléctrica o no, etc. Actualmente alrededor del mundo más del 90% de los pozos productores requieren la implementación de un SAP La mayoría de estos pozos se encuentran en campos maduros. Hasta ahora solo se ha mencionado la palabra sistema artificial de producción, pero dentro de este concepto hay métodos que pueden clasificarse como tal, estos métodos son: a. Bombeo Neumático b. Bombeo Mecánico c. Bombeo Hidráulico d. Bombeo Electrocentrífugo e. Bombeo de Cavidades Progresivas f. Embolo Viajero g. Sistemas híbridos


Aspecto Técnico. Datos: Pozo Terrestre produciendo en roca consolidada Datos TY (ºF)

455

Pe (psi)

5000

µo (cP)

20

Bo (l)

1.2

h (ft)

120

ko (md)

100

re (ft)

4000

rw (ft)

0.625

J

1.5

S

1

po (lb/ft3)

44

D tpint (in)

2 ''

 

e (ft)

0.0007

Long tp (ft)

14500

Tabla 7 Datos dados para la selección del SAP

En base a los datos proporcionados se realizó un estudio del pozo, se determinaron dos posibles SAP’S para el cual se consideró todos los problemas que se pudieron existir al instalar el sistema artificial así como en el yacimiento, estos fueron los siguientes: Road Lift (Bombeo Mecánico) e H ydraulic Jet debido a sus características de profundidad (16,000 ft y 15,000 ft) y temperatura (550°F) respectivamente, ya que nuestro pozo tiene una profundidad de 14,500 ft y una temperatura de 455°F las cuales son indicativos para la selección de dichos sistemas artificiales de producción.


Curvas de Oferta y Demanda


Curvas de oferta y demanda Datos A continuación se muestran los datos utilizados para realizar los cálculos de las curvas de oferta y de demanda de nuestro caso específico en este proyecto: Característica Cantidad Unidad Característica Cantidad Unidad Característica Cantidad Unidad TY 455 °F Ko 100 Milidarcies TPP 2 Adimensional Pe 5000 LPC re 4000 Pies Lp 0.833 Pies μo 20 cp rw 0.625 Pies Kp 10 Milidarcies Bo 1.2 By/Bn J 1.2 Adimensional rp 0.51 pulg h 120 ft S 1 Adimensional rc 0.55 pulg ρo e 0.0007 ft 44 Lb/Pie^3 Pb 4000 LPC Long TP 14500 ft Long línea 9000 ft Diametro 2.375 pulg Inclacion pozo 90 ° Inclinación línea 0 ° hp 30 ft γg γo API 69.17273 Adimensional 0.65 Adimensional 0.70512821 Adimensional μod ρg RGP 1516.204 Pcn/Bn 0.0834657 Centipoise 0.12331044 Lb/Pie^3

At TP

0.0227203

Pie^2

Di TP

2.041

Pulg

L. TP

14500

Pies

di línea

3.5

Pulg

Z

0.40232431 Adimensional

At línea

0.0668135

Pie ^2

L. Línea

9000

Pies

Tabla 8 Datos Utilizados para la construcción de las curvas de oferta y demanda

Como se puede observar la tabla 8 contiene datos que no fueron proporcionados por el profesor (tabla 7), por lo se describirá brevemente los datos que no fueron proporcionados y aparecen en la tabla: 







Las tuberías: En este caso para la línea que va del cabezal al separador se asumió una longitud de 9000 pies, un ángulo de inclinación de 0° y un diámetro de 3.5 pulgadas; y para el caso de la inclinación del pozo se consideró uno vertical con inclinación de 90° Para el caso del API, la gravedad especifica del aceite, la viscosidad del petróleo se calcularon con las correlaciones proporcionadas por el profesor en el documento que se nos fue proporcionado para los cálculos de esta sección del proyecto; de la misma forma la Kp fue calculada con datos e información de ese documento, donde dice que para formaciones consolidadas es el 0.1 de la K, y en este caso se usó de base el Ko proporcionado, de la misma forma el hp se asumió de 30 pies de los 120 totales de la zonas productora, estos dos datos junto con los tiros p or pie, el radio del disparo, el radio de la zona afectada por el mismo y la longitud del disparo se obtuvieron de ejemplos del documento. Para el dato de la RGP, se calculó usando la misma correlación para Rs pero en este caso para la presión de Burbuja. Para el cálculo del factor de compresibilidad del gas (Z), se realizó a partir de la gravedad específica del gas, y con ese factor Z se calculó la gravedad del gas a condiciones de superficie.






Todos los datos anteriormente mencionados se requieren para los cálculos con correlaciones de los datos necesarios para las caídas de presiones dentro del pozo, en la terminación, en la línea de flujo en superficie y las velocidades de las mezclas en las líneas. Como último dato aquí cabe mencionar que la densidad del petróleo a las distintas presiones de fondo fluyente se utilizó la correlación de Standing para densidad de las mezclas.

Los datos completos de los cálculos para la construcción de las curvas están dentro de los anexos, y se pueden corroborar en los archivos Excel que se entregan junto con el presente documento.

Curvas de Oferta y Demanda 6000

) I S P ( E T N E Y U L F O D N O F E D N Ó I S E R P

5000 4000 3000 2000 1000 0 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

PRODUCCIÓN (BPD) VLP

IPR

Figura 49 Curvas de Oferta y Demanda del proyecto

A partir de lo que representan las curvas se puede decir que el pozo no requiere al momento de realizar el estudio de un Sistema Artificial de producción, ya que como se puede observar, teóricamente está produciendo alrededor de 2300 barriles de petróleo al día.


Análisis económico. El siguiente análisis económico, se realiza para un caso futuro en el que la producción del pozo haya caído lo suficiente para requerir de energía adicional para producir rentablemente.

Costo de Inversión Marcas de las Bombas Jet:   

Kobe Parker Co Oilwell Hydraulics Inc.

Precios por día de las distintas Bombas tipo Jet Marca

Descripción

Precio $

Oilwell Kobe Parker Co.

2 3/8” MV-SC Jep Pump SSD Baker Model “L” Pump 2 3/8” A Jet Free- SGL BHA OPF Jet Pump Parker CO 2 3/8”

9550.26 8121.08 6019.02

Comparando los distintos precios de las bombas se determinó usar el de la compañía Parker Co. Ya que esta es la más económico del mercado (6019.02 dls/h). POZO UPCH1 COSTOS ESTIMADOS

SERVICIO

MATERIAL

INVERSION

Renta de equipo Bombeo Hidraulico Tipo Jet (Renta1 año )

2196942.3

Servicio Instalación de Equipo Hidráulico Jet Renta de Herramientas de limpieza de Casing de 2 3/8 Servicio De Taladro

2500

Total Tabla 9 Costo de inversión

7356.57 (4 Dias + 14 Horas)

39875 2246673.87


Inversión Total:

2’246.673,87 Dlls/Año

Ingresos

TIPO DE BOMBEO MECÁNICO HIDRUÁLICO TIPO JET

MES 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

POZO

PRODUCCIÓN ANTES EN BPD

UPCH-1

300

PRODUCCIÓN ESPERADA EN BPD 400

UPCH-2

300

1200

BOMBEO MECÁNICO PRODUCCIÓN DECLINACIÓN PRODUCCIÓN MENSUAL MENSUAL 0 0.99 392 11760 0.98 388 11640 0.97 384 11520 0.96 380 11400 0.95 376 11280 0.94 372 11160 0.93 368 11040 0.92 364 10920 0.91 360 10800 0.9 356 10680 0.89 352 10560 0.88 348 10440 0.87 344 10320 0.86 340 10200 0.85 336 10080 0.84 332 9960 0.83 328 9840 0.82 324 9720 0.81 320 9600 0.8 316 9480 0.79 312 9360 0.78 308 9240 0.77 304 9120 0.76

Tabla 10 Ingresos del Bombeo Mecánico

AUMENTO DE PRODUCCIÓN EN BPD 100 900

INGRESOS EN DOLÁRES 0.00 646,800.00 640,200.00 633,600.00 627,000.00 620,400.00 613,800.00 607,200.00 600,600.00 594,000.00 587,400.00 580,800.00 574,200.00 567,600.00 561,000.00 554,400.00 547,800.00 541,200.00 534,600.00 528,000.00 521,400.00 514,800.00 508,200.00 501,600.00


MES 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET PRODUCCIÓN DECLINACIÓN PRODUCCIÓN MENSUAL MENSUAL 0 0.99 1176 35280 0.98 1164 34920 0.97 1152 34560 0.96 1140 34200 0.95 1128 33840 0.94 1116 33480 0.93 1104 33120 0.92 1092 32760 0.91 1080 32400 0.9 1068 32040 0.89 1056 31680 0.88 1044 31320 0.87 1032 30960 0.86 1020 30600 0.85 1008 30240 0.84 996 29880 0.83 984 29520 0.82 972 29160 0.81 960 28800 0.8 948 28440 0.79 936 28080 0.78 924 27720 0.77 912 27360 0.76

Tabla 11 Ingresos del Bombeo Hidráulico Tipo Jet

INGRESOS EN DOLÁRES 0.00 1,940,400.00 1,920,600.00 1,900,800.00 1,881,000.00 1,861,200.00 1,841,400.00 1,821,600.00 1,801,800.00 1,782,000.00 1,762,200.00 1,742,400.00 1,722,600.00 1,702,800.00 1,683,000.00 1,663,200.00 1,643,400.00 1,623,600.00 1,603,800.00 1,584,000.00 1,564,200.00 1,544,400.00 1,524,600.00 1,504,800.00


Anexos


Bombeo Mecánico

Bombeo de cavidades pr ogr esivas

Bombeo electrocentrífugo

Bombeo Hidráulico reciprocante

Bombeo hidr áulico jet

Bombeo neumático Continuo

Bombeo neumático Intermitente

Costo de capital

Moderado o bajo: Incrementa con la profundidad.

Relativamente bajo e incrementan con la potencia requerida por la bomba.

Var a pero a menudo es competitivo con el bombeo mecánico.

Competitivo con el BM. Los costos incrementan con altos caballos de fuerza requeridos.

Costos bajos en el equipo, pero los costos de compresión pueden ser altos.

Lo mismo que el BN continuo.

Bajo: si no requieren compresor.

Equipo subsuperficial

Relativamente bueno en el diseño de las varillas, y es necesaria una practica de operación. El banco de datos de fallas beneficia en la correcta selección de operación y reparaciones para varillas y bombas.

Bajo: pero incrementa con la profundidad y gastos muy grandes. Buen diseño y se necesita una operación de práctica. Puede tener problemas con la selección apropiada del elastómero.

Requiere de un cable apropiado además del motor, bombas, sellos, etc. Un buen diseño más una buena operación son esenciales.

Un tamaño adecuado de la bomba y una operación de práctica son esenciales. Requiere de dos condiciones (fluido motriz y un conducto por donde fluya)

Requiere de un equipo de cómputo con programas de diseño. Tolera moderadamente sólidos en el fluido producido. Las partes de la bomba son inmóviles.

El buen diseño de las válvulas y el espaciamiento son esenciales. Costos moderados para el quipo del pozo. Opción de válvulas recuperables o convencionales.

Descarga en el fondo con válvulas de BNC.

Las prácticas de operación tienen que ser a cada pozo para la optimización. Pueden presentarse problemas en el embolo.

Eficiencia

Excelente: Cuando la bomba está llena, tiene una eficiencia de 50 a 60%.

Bueno para altos gastos de pozo pero disminuye significativamente para <1000 BFPD. Normalmente la eficiencia del sistema es alrededor del 50% para altos gastos.

Regular a bueno: Usualmente no es bueno con BM debido a la RGA. Normalmente la eficiencia está en el rango del 30 a 40%.

Regular a malo: Máxima eficiencia alrededor del 30%. Se ve influenciado por el fluido motriz.

Regular: Incrementa para pozos que requieren inyección de RGA. Las eficiencias normales son del 20%, pero el rango es de 5 a 30%.

Malo: Normalmente requiere una alta inyección de gas por cada barril de fluido. La eficiencia es de 5 a 10%.

Excelente para pozos fluyendo. No requiere entrada de energía debido a que usa energía del pozo.

Excelente: El sistema tiene una eficiencia de 50 a 70%.

Tabla 1.1 (continuación) Consideraciones de diseño de los sistemas artificiales de producción2.

70

Pistón viajero


Bombeo Mecánico

Bombeo de cavidades progr esivas



Bombeo hidráulico jet

Bombeo neumático Continuo

Grandes T.R requieren de sistemas de apertura y cierre. Pequeñas T.R podrían resultar excesivas en perdidas de fricción y limitara los gastos. Excelente: Limitado por la presión de fluido motriz (5000psi) una profundidad alrededor de 5200m.

Peque os tamaños de T.R limitara los gastos de producción.

El uso de 4.5” y 5.5” con 2” de T.P nominal limitara la producción a <1000BPD.

Peque os tamaños de T.R (4.5 y 5.5) normalmente no habrá problema para una producción de bajo volumen.

Peque os tamaños de T.R son adecuados para esta producción de bajo volumen.

Excelente: Limites similares al bombeo reciprocante. Alrededor de 6100m.

Controlado por el sistema de presión de inyección y por los gastos de gas y aceite.

Normalmente limitado por el regreso del bache; pocos pozos >3000m.

Normalmente <3000m.

Regular: No muy bueno con bombeo de varillas. Presión de succión < 100psi. Se reduce la eficiencia si hay gas libre.

Malo a regular >350Psi a 1500m con baja RGA.

Malo: Restringido por el gradiente de gas. Normalmente limitado con gasto limitado alrededor de 150psi por

Regular: cuando se usa sin cámaras.

Bueno: Con presión en el fondo <150psi a 3000m para un gasto bajo.

Limites en la T.R

Solamente problemas en gastos elevados requerirán émbolos más grandes. Tamaños pequeños de la T.R limitaran la separación de gas.

Normalmente no hay problema para T.R de 4.5” y largas; pero, la separación de gas será una limitante.

El tama o de la T.R limitara el uso de grandes motores y bombas.

Limites de profundidad

Bueno: La varilla o la estructura pueden limitar el gasto a una profundidad.

Malo: Limitado relativamente por la poca profundidad posiblemente 1500m.

Usualmente limitado por la potencia del motor y la temperatura, prácticamente alrededor de 3000m.

Capacidad de succión

Excelente: <25psi. Proporciona adecuado desplazamiento y descarga de gas. Normalmente alrededor 50 a 100Psi.

Bueno: <100Psi proporciona adecuado desplazamiento y descarga de gas.

Regular si existen pequeñas cantidades de gas libre. Malo si la bomba se debe manejar alrededor del 5% del gas libre.

Bombeo Pistón viajero neumático Intermitente

305m de prof.

Tabla 1.2 Consideraciones normales de operación de los sistemas artificiales de producción2.


Bombeo Mecánico

Bombeo de cavidades pr ogr esivas



Bombeo hidráulico jet

Bombeo Bombeo neumático eumático Continuo Intermitente

Nivel de ruido

Regular: Moderadamente alto para áreas urbanas.

Bueno: Solamente en el primer movimiento se produce ruido.

Excelente: Muy poco ruido. A menudo se prefiere en zonas urbanas si la producción es alta.

Bueno: Bajo ruido en el pozo.

Igual al bombeo hidráulico reciprocante.

Bajo en el pozo pero el compresor es ruidoso.

Mismas características del BNC

Bajo en el pozo.

Flexibilidad del primer movimiento.

Bueno: Las maquinas y motores pueden ser usados fácilmente.

Bueno: Ambos maquinas y motores pueden ser usados fácilmente.

Regular: Requiere de una fuente de poder sin puntas o interrupciones.

Excelente: El primer movimiento puede encender un motor eléctrico, gas o maquinas de diesel.

Igual al Bombeo Hidráulico Reciprocante

Bueno: Maquinas, turbinas o motores pueden ser usados para la compresión.

Mismas características del BNC.

Nada se requiere.

Causa de problemas

El tamaño y operaciones son desventajas en áreas pobladas y de cultivo.

Bueno: Bajo perfil en equipo superficial.

Bueno: Bajo perfil pero requiere de un transformador.

Regular a bueno: Equipo en el cabezal de bajo perfil. Requiere tratamiento superficial y un equipo de bombeo de alta presión.

Igual al bombeo hidráulico reciprocante.

Bueno: Perfil bajo, pero se debe proporcionar mantenimiento al compresor. Las precauciones de seguridad deben tomarse para líneas de gas de alta presión.

Mismas características del BNC

Ninguno, solo si hay presencia de corrosivos.

Tabla 1.2 (continuación) Consideraciones normales de operación de los sistemas artificiales de producción2.

72

Pistón viajero


Aporte del pozo

Pwfs (LPC) 5000 4820 4250 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 14.7

Qo(Bpd)

Gastos calculados con los datos de las correlaciones y no los proporcionados por el profesor

Pwfs(LPC)

0 216 900 1200 Qb 1766.667 2266.667 2700 3066.667 3366.667 3600 3766.667 3866.667

Tabla 1.3 Aporte del pozo

5000 4980 4250 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

Qo(Bpd) 0 1902.85774 72598.1821 97449.6275 146118.218 194708.162 243308.161 292255.105 342465.204 396275.28 459543.876 539974.798

Rs(Pc/Bbl) 1516.203566 1516.203566 1516.203566 1516.203566 1292.295211 1074.816036 864.6038245 662.7932341 471.0221757 291.902803 130.4365431 3.403002332

Bo 1.237257692 1.236886571 1.223416546 1.218837325 1.19304003 1.167983463 1.14376415 1.120512818 1.098418177 1.077781183 1.059178068 1.044542072

ρo (Lb/Pc)

27.3373775 27.3373775 27.3373775 27.3373775 28.2711996 29.2706659 30.3341416 31.4551072 32.6188937 33.7968684 34.9331756 35.8717465

μo

(Centipoise) 0.080105587 0.080091824 0.079589459 0.079353933 0.08110101 0.082890265 0.084672277 0.086344902 0.087695693 0.088272778 0.087138672 0.08355356

Bg 0.00207623 0.00215377 0.00244263 0.00259529 0.00296605 0.00346039 0.00415247 0.00519059 0.00692078 0.01038117 0.02076235 0.70620233

a 7.25334E-07 7.24899E-07 7.09196E-07 7.03897E-07 6.97453E-07 6.92097E-07 6.87805E-07 6.84519E-07 6.82127E-07 6.80454E-07 6.79261E-07 6.78368E-07

b 0.00211487 0.00211387 0.00207774 0.00206384 0.00206463 0.00206586 0.00206652 0.0020645 0.00205545 0.0020301 0.00196943 0.00186231

Pc (Lpc) 0 0.49041751 2.44441318 3.49021458 5.82434174 8.23845824 10.5936921 12.7686505 14.65155 16.1270534 17.0553999 17.3432825


Pérdida de presión en el pozo

Vm (Pie/seg)

Nre

Pérdida de presión por fricción (LPC)

Pérdida de presión total (Pozo en LPC)

0

0

0

2752.721165

0

2752.72116

0.00039449

34.07745361

1.8780746

2752.721165

7.3451E-05

2752.72124

0.0016258

141.3295584

0.45284228

2752.721165

0.00030081

2752.72147

0.00215962

188.2912899

0.33989889

2752.721165

0.0003984

2752.72156

0.07072646

6239.712753

0.03585894

2846.751835

0.04661905

2846.79845

0.17491906

15632.589

0.02820039

2947.39251

0.23217736

2947.62469

0.30527715

27678.94059

0.02478629

3054.478563

0.64415398

3055.12272

0.4524143

41711.46881

0.02281641

3167.353539

1.35042035

3168.70396

0.60691864

57132.88157

0.02153622

3284.540341

2.37879799

3286.91914

0.75909221

73554.43884

0.02063777

3403.155808

3.69476029

3406.85057

0.89808866

91119.43804

0.01995915

3517.575593

5.16983207

3522.74543

1.00580747

109286.649

0.01943863

3612.084442

6.4849365

3618.56938

Tabla 1.3 Perdida de presión en el pozo

74

Pérdida de presión por elevación (LPC)

fc


Pérdida de presión en la línea

Vm (LPC)

Nre

fc

0 0.00116007 0.00478098 0.00635078 0.207985 0.51438373 0.89772719 1.33041277 1.78476301 2.23225915 2.6410054 2.95777365

0 171.847118 712.702235 949.522695 31465.868 78832.6324 139580.446 210344.229 288111.934 370923.206 459500.673 551114.996

0 0.37242405 0.08979907 0.06740229 0.02370826 0.01976868 0.01800467 0.01700467 0.01636991 0.01593503 0.01561402 0.01537298

Perdida por elevacion en la linea (LPC) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Tabla 1.3 Perdida de presión en la línea

Pérdida de presión por fricción (LPC) 0 4.559E-05 0.00018671 0.00024728 0.0964751 0.50943889 1.46457994 3.15021072 5.65957623 8.92947475 12.6589791 16.0526885

Pérdida de presión por aceleración (LPC) 0 3.96713E-09 6.73818E-08 1.18895E-07 0.000131874 0.000835139 0.002636162 0.006003654 0.011204229 0.018160062 0.026274127 0.033840287

Pérdida de presión PERDIDA total (Línea TOTAL (LPC) en LPC) 0 2752.72116 4.5594E-05 2753.2117 0.00018678 2755.16607 0.0002474 2756.21203 0.09660697 2852.7194 0.51027403 2956.37342 1.46721611 3067.18363 3.15621437 3184.62882 5.67078046 3307.24147 8.94763481 3431.92526 12.6852533 3552.48608 16.0865288 3651.99919

Selec SAP Final

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