Selección Óptima del Sistema de Levantamiento Artificial

PROGRAMA DE CAPACITACIÓN AÑO 2013

SELECCIÓN ÓPTIMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL


SELECCIÓN ÓPTIMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL INTRODUCCION Maximizar la producción de hidrocarburos de una manera técnica y económicamente eficiente es el rol de la Ingeniería de Producción en la Industria Petrolera y, dada su importancia medular, es llamada el Núcleo del Negocio Petrolero (“Core Business”) o también el Corazón de la Industria Petrolera. Para desempeñar cabalmente este rol los ingenieros de producción tienen como objetivos principales: 

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Seleccionar, diseñar y operar el equipo de producción de los pozos de una manera eficiente (óptima y segura) durante toda la vida productiva del yacimiento. Monitorear el comportamiento de producción de los pozos para realizar los cambios necesarios que permita mantener la operación eficiente del equipo de producción seleccionado.

El mejor método de producción es el flujo natural: menos intrusivo, seguro, confiable y de alta rentabilidad, pero es relativamente de corta duración, de allí que para extraer las reservas recuperables remanentes es necesario la utilización de los métodos de levantamiento artificial (LA) llamados también sistemas artificiales de producción (ALS). Dado el elevado porcentaje de pozos que producen mediante sistemas artificiales de producción a nivel mundial (por lo general >90%) es importante disponer de herramientas que asistan al ingeniero en la selección óptima del método de levantamiento artificial (L.A.). Una selección del método óptimo de L.A. ayudaría a: 

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Reducir los costos de operación y mantenimiento, ya que el levantamiento sería más eficiente. Incrementar la producción de crudos ya que se adapta a la capacidad de aporte de fluidos y de energía del yacimiento.

La perforación del pozo debería considerar el método futuro de levantamiento artificial de allí la necesidad de la selección temprana y oportuna del método. Algunas veces la forma de completar el pozo para producir por flujo natural no considera la utilización posterior de un método de L.A. imponiendo en el futuro severas restricciones o limitaciones a los métodos de L.A.

SELECCIÓN ÓPTIMA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL La ubicación y espaciado de pozos a menudo no se considera como criterio de selección, pero, por ejemplo, el bombeo mecánico no es apropiado para costa afuera y el gas lift no es apropiado para pozos muy alejados. Algunas veces el mejor método es descartado solo porque los operadores no están familiarizados con el método lo cual es solventable mediante la capacitación y entrenamiento adecuados por parte de empresas con personal de alto nivel de conocimiento y experticia. Adicionalmente el o los métodos seleccionados deben ser capaces de generar el diferencial de presión requerido en el área de drenaje para mantener una tasa de producción rentable durante el período de producción de las reservas recuperables.

OBJETIVOS 

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Describir los métodos de producción haciendo énfasis en el equipo, principio de operación, rangos favorables de aplicación y procedimiento de selección de los equipos. Realizar un análisis comparativo con base a consideraciones de diseño y condiciones de operación. Presentar una metodología que nos permita seleccionar apropiadamente el método de producción que mejor se adapta a las características de los yacimientos, pozos y a la disponibilidad de recursos.

RESUMEN DEL CURSO El curso comienza refrescando los fundamentos básicos del proceso de producción y del análisis nodal del sistema y se establece la necesidad de los sistemas artificiales de producción. Se realiza una breve descripción de los sistemas más utilizados en la industria petrolera estableciendo las condiciones ideales que favorecen la aplicación de cada uno de ellos. Se discuten algunas tablas comparativas que ayuden a la selección adecuada del sistema artificial de producción. Finalmente se describe una metodología de selección del sistema artificial de producción.


CONTENIDO SELECCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL “

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CAPÍTULO 1 1. El Sistema de Producción. 1.1. 1.2. 1.3. 1.4. 1.5.

El sistema de producción y sus componentes. Proceso de producción. Capacidad de producción del sistema. Caso Flujo Natural. Optimización del sistema mediante análisis nodal. Análisis nodal dinámico. 1.5.1. Efecto de la Presión estática del yacimiento. 1.5.2. Efecto de la Relación Gas Líquido. 1.5.3. Efecto del Corte de agua y sedimento. 1.5.4.Efecto combinado de parámetros de producción. 1.6. Cese del Flujo Natural. 1.6.1. Levantamiento Artificial. 1.6.2. Requerimientos de Potencia y Capacidad de Bombeo para el Levantamiento Artificial.

CAPÍTULO 2 2. Sistemas artificiales de producción de hidrocarburos. 2.1. Descripción de los Métodos. 2.1.1. Levantamiento Artificial por Gas (Gas Lift). 2.1.2. Bombeo Electrocentrífugo-sumergible (ESP). 2.1.3. Bombeo Mecánico por varillas de succión (SRP). 2.1.4.Bombeo de Cavidades Progresivas (PCP). 2.1.5. Bombeo Hidráulico Jet (Jet Lift). 2.2. Ventanas de aplicación de los métodos de LA .


CAPÍTULO 3 3. Tablas comparativas de los métodos de levantamiento artificial. 3.1. Condiciones Generales y de Diseño. 3.2. Condiciones Normales de Operación. 3.3. Condiciones Especiales de Operación.

CAPÍTULO 4 4. Metodología de selección del método de levantamiento artificial. 4.1. Factores a considerar en la selección: Yacimiento, pozo e instalaciones de superficie. 4.2. Metodología de selección. 4.2.1. Recopilación de información. 4.2.2. Generación de los pozos-modelos. 4.2.3. Selección Preliminar. 4.2.4. Selección Técnica. 4.2.5. Predicción del comportamiento futuro. 4.2.6. Análisis económico. 4.3. Ejemplos y ejercicios de selección.


HOJA DE VIDA ESPECIALISTA RICARDO MAGGIOLO Veintisiete (1975-2002) años como profesor tanto en el Pregrado como en el Posgrado de la Escuela de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de la Universidad del Zulia en las áreas de Matemáticas, Computación, Yacimientos e Ingeniería de Producción, asesorando más de 50 tesis de grado. Dentro de los 27 años como profesor existen 11 años de asignación como asesor técnico en filiales operadoras de Petróleos de Venezuela (Meneven, Corpoven y Maraven) en el área de Optimización de Sistemas de Producción (Análisis Nodal) y Optimización de Sistemas de Levantamiento Artificial por Gas (Gas-Lift). Desde el año 1983 hasta la fecha ha dictado cursos de Análisis Nodal, Métodos de Producción, incluyendo el análisis, troubleshooting, optimización y diseño/rediseño de instalación de gas lift a nivel de pozos en Venezuela, Guatemala, México, Ecuador y Colombia. Desde el año 2002 hasta la fecha se ha desempeñado como consultor-asesor-instructor independiente en la aplicación del Análisis Nodal para Optimizar Sistemas de Producción y Optimización de Sistemas de “Gas-Lift”. Ha publicado dos trabajos inter nacionales (SPE 21641 y 26933).

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