Instituto Tecnológico de la Chontalpa Asignatura: Sistema Artificial de Producción Catedrático: Javier Córdova Pérez Carrera: Ing. Petrolera Unidad: #5 Otros Sistemas Semestre y Grupo: 8vo C Alumnos: Avalos Hernández Jesús Antonio Antonio Bolaina García Edgar Alan Cerino Landero Christell G. Gallegos Santos Tadia J. García Osorio Luis Fermín González Jiménez Yeraldin Juárez Lionicio Jesús Manuel Hernnández Hernández Consuelo Hernández López Ismael López Cerino Sandy C. López Zapara Claudia K. Nishimura García Javier Raúl Salazar Hernández Raciel Periodo: Febrero - Junio 2018
Contenido
5.1. Bombeo Hidráulico ............................................................. ....................................................................................... ........................................... ................. 3 5.2. Embolo Viajero ............................................................... ......................................................................................... ............................................... ..................... 6 5.3. Sarta de Velocidades ...................................................................... ............................................................................................... ............................ ... 11 5.4. Estranguladores de Fondo .......................................................... .................................................................................... ................................ ...... 15 5.5. Bomba B omba de Cavidades Progresivas ........................................................... .............................................................................. ................... 18 5.6. Combinación de Sistemas ................................................... ............................................................................ ........................................ ............... 21 5.7. Aplicación a Pozos de Gas.................................................. ............................................................................ ........................................ .............. 25
5.1. Bombeo Hidráulico Sistema de levantamiento artificial que funciona con una bomba de fondo de pozo. Una bomba hidráulica de superficie presuriza el petróleo crudo llamado petróleo motriz, que hace funcionar la bomba inferior. Cuando se utiliza una sola sarta de producción, el petróleo motriz se bombea hacia abajo por la tubería de producción y se produce una mezcla del petróleo crudo de la formación y el petróleo motriz, a través del esp acio anular comprendido entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción. Si se utilizan dos sartas de tuberías de producción, el petróleo motriz se bombea a través de una de las tuberías y la mezcla de petróleo crudo de la formación y petróleo motriz se produce en la otra tubería paralela.
Componentes del Equipo Los componentes que conforman el sistema de levantamiento por Bombeo Hidráulico pueden ser clasificados en dos grandes grupos:
Equipos de Superficie
Tanques de almacenamiento. Cuando se utiliza petróleo como fluido de potencia en un sistema abierto, dicho fluido se obtiene de tanques de almacenamiento o de oleoductos, de donde se suministran al sistema de bombeo o de distribución. Si se está en un sistema cerrado, el fluido de potencia bien sea agua o petróleo es manejado en un circuito cerrado, el cual debe disponer de su propio tanque de almacenamiento y equipos de limpieza de sólidos, estos equipos operan independientemente de las operaciones en las estaciones de producción.
Bombas de superficie Las bombas utilizadas en este tipo de levantamiento para bombear el fluido motor pueden ser triples o múltiples. Las que se emplean generalmente, son las triples. a) Bombas triples: estas bombas usan: émbolo, camisa de metal a metal, válvula tipo bola. b) Bombas múltiples: tienen un terminal de potencia y una de fluido. El terminal de potencia comprende, entre otras partes: el cigüeñal, la biela y los engranajes. El terminal de fluido está formado por pistones individuales, cada uno con válvulas de retención y descarga. Usualmente, estas válvulas están provistas de resorte. Las bombas múltiples más comúnmente instaladas en el campo son las de configuración horizontal.
Múltiples de control Cuando se opera una cantidad apreciable de pozos desde una batería central, se suele usar un múltiple de control para dirigir los flujos directamente a cada uno de los pozos Medidores de flujo global o individual para cada pozo se pueden instalar en el múltiple de control de fluido de potencia. Para regular y/o distribuir el suministro de fluido de potencia a uno o más pozos, se usan varios tipos de válvulas de control. La válvula común a todos los sistemas de bombeo libre es la de cuatro vías o válvula control del cabezal del pozo.
Válvula de control Una válvula de control de presión constante regula la presión en el lado común del fluido de potencia del múltiple. Esta presión, generalmente, es mayor que la presión más alta requerida por cualquiera de los pozos. La válvula de control de flujo constante rige la cantidad d fluido de potencia que se necesita en cada pozo cuando se emplea una bomba reciprocante.
Lubricador Es una pieza de tubería extendida con una línea lateral para desviar el f lujo de fluido cuando se baja o se extrae la bomba del pozo. También se utiliza para controlar la presencia de gases corrosivos que pueden obstaculizar la bajada de la bomba o su remoción del pozo.
Equipos de Subsuelo
Sistema de fluido motor En los sistemas de bombeo hidráulico, el fluido motor transmite la potencia a la bomba de subsuelo y, a la vez, lubrica todas las partes móviles de la misma. El transporte del fluido motor y del fluido producido se realiza a través de un sistema de tuberías que depende del tipo de sistemas de fluido o de potencia: bien sea de fluido cerrado o de fluido abierto.
Sistema de fluido cerrado (FMA) En este caso, el fluido motor no se mezcla con el pozo, lo cual hace necesario el uso de tres tuberías en el fondo del pozo: una para inyectar el fluido de potencia, una de retorno de este y otra del fluido de producción.
Sistema de fluido abierto (FMA) En el sistema abierto, el fluido motor se mezcla con el fluido del pozo, lo cual hace necesario el uso de dos tuberías en el fondo: una para inyectar el fluido de potencia y otra para el retorno de la mezcla.
Bombas hidráulicas Las bombas hidráulicas de subsuelo constituyen el principal componente del sistema en el fondo del pozo. El principio de operación de estas bombas es similar al de las bombas de cabillas. Las bombas hidráulicas utilizan un pistón accionado por cabillas y dos o más válvulas de retención. La bomba puede ser de simple acción o de dob le acción. Una bomba de acción simple sigue prácticas de diseño similares a las de una bomba de cabillas. Se
denomina de acción simple porque desplaza el fluido hasta la superficie, en el recorrido ascendente o en el descendente (no en ambos). a) Bomba de doble acción: la bomba de doble acción tiene válvulas de succión y de descarga en ambos lados del pistón. Por esta razón esta bomba desplaza el fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ascendente y descendente, con la acción combinada de apertura y cierre de las válvulas de succión y de descarga del pistón. b) Bombeo por cabilla e hidráulico: en una instalación de bombeo por cabillas la unidad de superficie y la bomba de subsuelo se unen por medio de la sarta de cabillas. En cambio, en una unidad de bombeo hidráulico, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. Las bombas de cuatro vías se usan en el motor para cambiar la alta presión del fluido de potencia abaja presión y descarga en ambos lados del pistón del motor, de manera alternativa. Estas válvulas del motor se utilizan con bombas de doble acción, para dar igual fuerza en el recorrido ascendente y descendente.
Tipos de Bombeo Hidráulico 1. Bombeo Hidráulico Tipo Jet El bombeo hidráulico tipo Jet, es un mecanismo de producción de pozos petroleros, que actúa mediante la transferencia de potencia a una bomba de subsuelo con un fluido presurizado que es bombeado a través de la tubería de producción. La bomba de subsuelo actúa como un transformador convirtiendo la energía del fluido motriz en energía potencial o presión sobre los fluidos producidos. La bomba de subsuelo tipo Jet, logra su acción de bombeo mediante la transferencia de energía entre dos corrientes de fluidos. La alta presión del fluido motriz enviado desde la superficie pasa a tra vés de una boquilla donde su energía potencial o presiones convertida en energía cinética en la forma de chorro de fluido a gran velocidad. El fluido a producir es succionado y mezclado con el fluido motriz en la garganta de la bomba y llevado a superficie. No requiere de varillas o cables eléctricos para la transmisión de potencia a la bomba de subsuelo. Es un sistema con dos bombas una en superficie que proporciona el fluido motriz y una en el fondo que trabaja para producir los fluidos de los pozos. La bomba de subsuelo puede ser instalada y recuperada hidráulicamente con unidades de cable.
Rangos de Operación Parámetros Profundidad de Operación Temperatura de Operación Gasto de Operación Densidad del Fluido Manejo de Corrosivos Manejo de Gas Manejo de Sólidos Energía Principal Aplicación en Plataformas Eficiencia del Sistema
Bombeo Hidráulico 5000 metros 40 – 260 °C 5 – 5000 BPD 8° API Bueno Favorable Malo Electricidad Bueno 45 – 55%
>
B. Hidráulico Tipo Jet 5500 metros 40 – 260 °C 300 – 15000 BPD 8° API Excelente Bueno Bueno Electricidad Bueno 10 – 30%
>
5.2. Embolo Viajero Mecanismo metálico de forma cilíndrica alargada, también de forma anillada, que viaja a través de o dentro de las tuberías.
Objetivos del pistón o Embolo viajero
Remover y/o desplazar los fluidos hacia la superficie, minimizando el retroceso de los mismos. Actuar como una interface entre la columna líquida elevando el gas. Conservar el tubo libre de sales, carbonatos, cascajos o partículas de corrosión y parafinas acumuladas. Incrementar la producción de gas por la continua remoción de todos los líquidos.
Funcionamiento
La operación del embolo viajero es que, en este sistema, se instala una barra metálica o pistón viajero en el fondo de la tubería de producción, dotada de un ancla y resorte que permite el paso de los fluidos del yacimiento al interior de la tubería de producción, mediante una válvula motora se cierra la línea de descarga en la superficie, lo que permite el llenado de fluidos en la tubería de producción y el espacio anular por un tiempo que por experiencia se sabe, el pozo represiona. Posteriormente se abre la línea de descarga superficial, el embolo viajero inicia su ascenso desde el fondo del pozo elevando y descargando los líquidos que se acumularon sobre él, siendo impulsado por el gas que se acumuló en el espacio anular durante el tiempo de cierre; al llegar el embolo a la superficie se permite un tiempo adicional de flujo, antes de cerrar la descarga nuevamente, y permitir que el embolo caiga por su propio peso, iniciándose un nuevo ciclo de operación.
Tipos de Pistones o Émbolos Viajeros Hay cinco tipos principales de pistones Pistón sólido De raspado De metal acojinado De lavado Flexible
Pistón sólido El pistón sólido es un cilindro de acero sólido con un liso o rayado en la superficie pasando gas alrededor del pistón, durante este trayecto ascenden te debería tener una gran velocidad que el pistón y líquido resistente. El gas pasando el pistón lava la tubería limpiando líquidos y evitando al máximo que el líquido regrese.
Pistón raspado (cepillado) Un pistón de raspado consta de un mandril y un segmento de raspado (cepillo) que puede o no ser sustituible, el segmento raspado es sobre medido con respecto al diámetro interno de la tubería, que se usan particularmente en esta característica crea el mecanismo sellador. Los pistones de raspado son artículos particulares para pozos que sufren el retroceso del fluido por arena o imperfecciones de la tubería.
Metal acojinado El pistón de metal acojinado tiene varias actividades sueltas, este pistón puede tener uno o varios trenes de empaques concéntricos de acojinado, pero este bastidor es arreglado en varios patrones.
De lavado y flexible Alcances al Utilizar el Pistón o Émbolo Viajero
Se incrementa la producción de líquidos Se incrementa la producción de gas Reduce la inyección de gas en pozos de bombeo neumático intermitente Elimina la acumulación de parafinas y otras incrustaciones Reduce las intervenciones con unidad de aceite caliente y tubería flexible. Reduce la producción diferida Permite mantener la sarta de tubería limpia (libre)
Componentes Superficiales
Sensor magnético Detecta la llegada del émbolo viajero al lubricador y manda la señal al contr olador. La señal de llegada es esencial para que el controlador proceda a continuar con las instrucciones programada
Válvula motora de producción (válvula de vacío) Controla el paso de líquidos y gases provenientes de la formación. Permite o interrumpe el flujo de los mismos cuando el tiempo pre-programado ha transcurrido, lo anterior permite el descenso del émbolo viajero manteniendo ciclos uniformes.
Válvula motora de inyección Ésta se instala en el caso de que el pozo tenga inyección de gas (B.N.I.), controla la inyección de gas.
Controlador Coordina la apertura y cierre de las válvulas motoras, detecta la llegada del émbolo viajero, es un dispositivo de almacenamiento continuo de datos sobre: Presiones Ciclos de operación Tiempos de apertura y cierre de las válvulas de producción e inyección y viajes completos del émbolo Diseñado para proporcionar un mejor registro del pozo para ayudar al personal de campo a incrementar la producción minimizando los costos por el tiempo requerido para acudir a las localizaciones Fácilmente programado: diseñado con simplicidad y fiabilidad en memoria Despliegue en pantalla del estado actual del sistema
Programable de acuerdo a las necesidades de operación, comunicación y recolección en el lugar de instalación o de manera remota. Es autosuficiente, tiene baterías de 6 ½ volts alimentadas continuamente por un panel solar, diseñado para operar a la intemperie.
Lubricador Receptor y sujetador del émbolo viajero, contiene un resorte que ab sorbe la llegada del émbolo a la superficie. Usado para inspeccionar el pistón, para alojar el receptor y el sensor acondicionado con un resorte, con tapa removible que absorbe el impacto del pistón a su llegada a la superficie
Drip Pot de 2” (tanque de goteo) Dispositivo en el cual se atrapan los condensados que genera el suministro de gas evitando que éstos lleguen al controlador, un plato deflector provoca que la condensación se licúe y se escurra al fondo del recipiente. Los líquidos son drenados por medio de una válvula de mariposa que se monta sobre la válvula motora. Regula el suministro a 35 lbs/plg2 para el controlador Panel solar Accesorio opcional que conserva las baterías en la actuación de las crestas para un funcionamiento confiable.
Componentes Sub-superficiales
Ancla El ancla es el asiento de soporte del resorte amortiguador de fondo, determina la profundidad máxima que podrá alcanzar el émbolo viajero. Una vez colocado el ancla se deja caer el resorte desde la superficie, el resorte de fondo amortigua la llegada del émbolo viajero evitando con esto el desgaste a co rto plazo del ancla y del émbolo, el resorte desciende y se detiene en el ancla quedando sujetado por medio de una camisa de agarre colocada en su extremo inferior, la cual se asegura a la cabeza del ancla.
Después de haber colocado el ancla y el resorte, se deja caer desde la superficie el émbolo viajero. El sistema empieza a operar con los parámetros preestablecidos y después se procede a optimizar.
Aplicaciones Algunas de las aplicaciones más comunes son:
Usado en pozos con alta relación gas-aceite para mantener la producción de manera cíclica. Usado en pozos gaseros para descargar la acumulación de líquidos. Usado en conjunto con el bombeo neumático para reducir la pérdida de líquidos. Fundamento de los Sistemas Artificiales de Producción Usado en pozos gaseros o de aceite para mantener la tubería de producción limpia de parafinas, asfáltenos, etc.
5.3. Sarta de Velocidades Carga de líquido La presencia de líquidos (agua de formación y/o condensado) en pozos de gas, o de bacheo en pozos de aceite con alta RGA, pueden perjudicar la producción. Los tapones o baches de líquido en la corriente de flujo tienen un impacto significativo sobre las características de fluidez y además deben ser llevados por el gas a la superficie para evitar la acumulación del mismo dentro del pozo. Una carga o acumulación de líquido en el fondo del pozo evita la entrada de los fluidos del yacimiento al mismo. La razón de éste fenómeno también llamado “carga de líquido”, que even tualmente
provocará que se mate el pozo, es la falta de energía de transporte dando como resultado un aumento de la presión de fondo fluyendo y la disminución de la producción.
Sarta de velocidad La sarta de velocidad modifica el patrón de flujo desde el yacimiento hasta la superficie, permite mantener flujo continuo y prolonga la vida productiva del pozo para reducir el área de flujo e incrementa la velocidad de flujo para permitir el transporte de los fluidos desde el pozo. Un método para restaurar la producción de hidrocarburos en un pozo que presenta carga de líquido, es la reducción del diámetro de flujo mediante el uso de tubería flexible como sarta de velocidad, ya sea para flujo a través de la TF o del espacio anular TP-TF con o sin inyección de fluidos. La desventaja de la sarta de velocidad es el incremento en la pérdida de presión debido a la fricción, perjudicando la producción. De ahí la importancia de elegir el diámetro óptimo de la tubería flexible que se instalará, ya que, si el sistema es bien diseñado e identificado logra ser más económico que cualquier otra forma de adicionar energía al pozo o sistema artificial de producción Ha habido un gran avance en el desarrollo de nuevos materiales de fabricación de TF, los cuales además de económicos son más resistentes a la corrosión por fluidos del yacimiento o tratamientos químicos, así como a las fuerzas presentes durante el trabajo, tienen menor resistencia al flujo por fricción debido al diseño de su superficie, no presentan adhesión de parafinas o sal y soportan las altas temperaturas del yacimiento. Tomando en cuenta todo lo anterior, suena más atractiva la implementación de una sarta de velocidad en pozos con problemas de carga de líquido.
Ilustración 1 Usada como sarta de velocidad con inyección de fluido
Como funciona una sarta de velocidad La justificación para la implementación de una sarta de velocidad de tubería flexible, con diámetro menor a la tubería de producción, es reducir el área de la sección transversal de flujo. Una menor área de flujo incrementa la velocidad del gas en la tubería, una mayor velocidad del gas provee más energía de trasporte para levantar el líquido y llevarlo fuera del pozo, con esto ya no se acumula en el fondo y la producción se mantiene. La velocidad del gas debe cumplir o exceder un mínimo o velocidad crítica para prevenir que se presente carga de líquido en el fondo del pozo. Hay dos métodos muy populares para determinar la velocidad del gas mínima requerida: el primero es una “regla de campo” muy aceptada en la industria petrolera y el segundo es una correlación teórica realizada por Turner et al. La regla de campo fija el valor mínimo de la velocidad del gas como 10 pies/seg, así cuando la velocidad del gas en el fondo del pozo alcanza un valor por encima de éste, se puede recuperar la condición de pozo fluyente
Diseño de sartas de velocidad El objetivo del diseño de la sarta de velocidad es encontrar el diámetro óptimo de la tubería flexible a utilizar y la profundidad a la que é sta restablecerá el flujo del pozo, de manera que las pérdidas de presión debido al flujo sean mínimas y la producción se maximice. El pozo debería continuar produciendo lo suficiente como para compensar el costo de la implementación de la sarta de velocidad. Para diseñar la sarta de velocidad
que regresará al pozo a un estado fluyente y saber cuánto tiempo mantendrá la producción, se comparan dos curvas: •
•
La relación del comportamiento de afluencia del yacimiento (IPR), el cual describe el comportamiento de los fluidos entrando al pozo desde el yacimiento. La característica del comportamiento de la presión en la tubería (curva J), la cual describe el flujo de los fluidos a través de la tubería de producción.
Ilustración 2 Arreglo de sarta de velocidad con producción por la tubería flexible (Schlumberger).
Propuestas para sarta de velocidad Tubería flexible de polímero y acero Presentamos el ejemplo de Fleex Stee lTM, la cual es una nueva tecnología en tubería flexible de tipo enrollable, desarrollada pensando en aplicaciones de tierra y aguas someras, el objetivo fue combinar las ventajas de fabricación, traslado e instalación de las tuberías flexibles con las ventajas de un “alma interior de acero” y la resistencia a la corrosión que brindan
los revestidores de polímero.
Ventajas • • • •
Revestimiento interno de polietileno. Refuerzo de acero. Forro externo de polietileno. Capacidades de presiones medias.
Ilustración 3 Estructura de la tubería FleexSteelTM
Sistema mejorado de sarta de velocidad El sistema mejorado de sarta de velocidad EVSS por sus siglas en inglés, es un enfoque diferente de diseño para optimizar la configuración de po zos. El sistema se diseña para extender la vida económica de pozos de gas que comienzan a tener carga de líquidos. El propósito del EVSS es configurar el pozo para permitir una serie de diversos escenarios de producción; estos escenarios pueden incluir cualquier combinación como descarga de bache, levantamiento de fluido asistido por jet, y producción con sarta de velocidad de múltiples canales de flujo.
5.4. Estranguladores de Fondo Durante la explotación de pozos de hidrocarburos es común encontrarse diversos problemas, los cuales habrá que superar para lograr su continua operación y con ello controlar los ritmos de producción deseados. Es importante tomar en cuenta que ningún pozo es igual a otro; sin embargo, es común observar que presentan un comportamiento muy similar, estas diferencias existen debido al tipo de yacimiento en explotación, características de la formación, caracterización de crudo, composición física de cada una de las fases, diseño de las instalaciones subsuperficiales y superficiales, condiciones de separación (de acuerdo a la infraestructura), etc.
Definición Los estranguladores, orificios o reductores, no son otra cosa que un estrechamiento en las tuberías de flujo para restringir el flujo y aplicar una contrapresión al pozo. Los estranguladores sirven para controlar la presión de los pozos, regulando la producción de aceite y gas o para controlar la invasión de agua o arena. En ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los cambios de temperatura; así mismo ayuda a conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación más lenta de los pozos, aumentando la recuperación total y la vida fluyente. El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un múltiple de distribución, o en el fondo de la tubería de producción.
Principios Teóricos Los principios sobre los cuales se soporta esta teoría son los que se deducen de la ecuación general de balance de ener gía, que expresa lo siguiente: ‘‘ para un fluido de una sola fase, que fluye normalmente entre cualesquiera dos puntos bajo condiciones estacionarias, la suma de la energía de expansión energía potencial , energía cinética y energía irreversible deberá ser
(⁄ ∆ℎ)
1 ∫ + ℎ+ 2 + = 0
constante’’. Esto es resume en la siguiente expresión:
∆, ∆
En el caso de flujo a través de un estrangulador, los límites de integración son: a la entrada (1) y a la parte central (2), como se muestra en la figura.
Ilustración 4 Limites de integración y líneas de flujo
Como los estranguladores que se instalan a boca de pozo, para controlar la producción, están basados en el principio de flujo crítico, se pretende, al seleccionar uno de ellos, que la presión después de la restricción no afecte a la presión en la cabeza del pozo y como consecuencia su comportamiento. Un numero Mach igual o mayor a la unidad asegurara esta pretensión. El número de Mach se define como la relación de la velocidad real del fluido entre la velocidad de propagación de la onda acústica en el fluido en cuestión
() ().
En función de este número, se definen tres diferentes regímenes de flujo: Para M < 1, el flujo es subsónico. Para M > 1, el flujo es supersónico (supercrítico) Para M = 1, el flujo es sónico (critico).
El flujo crítico en el estrangulador ocurre cuando se cumple la siguiente igualdad:
Donde:
≤0.5283
=ó ó í ,[] =ó ó ,[] Propósito para Estrangular el Fondo del Pozo En un pozo normal, la velocidad con la cual la corriente de gas se desplaza tiene una relación directa con la cantidad de aceite que puede levantar, principalmente el objetivo de estrangular el fondo del pozo es lograr un aumento en la velocidad de esta corriente para levantar los fluidos a la superficie, sobre todo en la parte inferior de la tubería de producción. Esto lo hace en primer lugar, por la expansión del gas libre que acompaña al aceite, seguido, por la liberación y la expansión de gas
disuelto en el aceite y, por último, por la atomización que da lugar a una mezcla de gas y aceite más uniforme. Es evidente, entonces, que si esta velocidad, sobre todo en la parte inferior de la tubería de producción da un gasto de producción ineficientemente bajo, ya sea debido a una disminución de la cantidad de la fase de gas o a que existe un estrangulamiento excesivo en la superficie y se lleva a cabo el resbalamiento, el estrangulamiento del fondo del pozo debería dar lugar a un aumento de la velocidad del gas y por lo tanto proporciona una capacidad de carga mayor. Si la velocidad de la corriente de gas a este mismo gasto de producción a través de un único estrangulador de superficie es igual o está por encima de la velocidad necesaria para levantar el aceite de manera eficiente, el aumento de la velocidad por el estrangulamiento en el fondo del pozo probablemente no debería de servir para el propósito, que no sea para estabilizar el flujo por el mejoramiento de la mezcla de aceite y gas, al igual que para disminuir la distribución de las presiones. Bajo estas suposiciones, cuando se estrangula el fondo del pozo proporciona resultados positivos bajo condiciones de flujo de baja velocidad, ya sea causado por, una escasez real del gas disponible en el yacimiento o por un estrangulamiento excesivo en la superficie. Los beneficios obtenidos en los pozos de baja energía o velocidad son, estabilizar el flujo, prolonga la vida fluyente del pozo y en algunos casos donde se tiene bajas relaciones gas-aceite es aumentar la producción.
Ilustración 5 Tipos de Instalaciones de Estrangulador de Fondo
5.5. Bomba de Cavidades Progresivas Bombas de Cavidades Progresivas o PCP (Progressing Cavity Pump) Este sistema es muy simple y económico. La instalación de superficie es considerablemente menor que la de un bombeo mecánico, pero tiene limitaciones en cuanto a la presión que puede generar y esto va en línea directa con la capacidad de producción.
Es el método preferido en el caso de no tener grandes presion es o en caso de tener intrusiones de arena ya que las bombas pueden operar sin destruirse en sus partes mecánicas ni tener un desgaste excesivo. Es un sistema bastante nuevo originado en Canadá. Su costo inicial y operativo son muy buenos, pero tienen, como mencionamos anteriormente, algunas limitaciones de aplicabilidad que impiden que se difunda en forma masiva.
Equipos de Superficie
Cabezal Giratorio: Sostiene la sarta de cabillas y la hace rotar. Motor: Acciona el cabezal giratorio a través de poleas y cadenas. Barra Pulida y Grapa: Está conectada a la sarta de cabillas y soportada del cabezal giratorio mediante una grapa. Prensa Estopa: Sella espacios entre la barra pulida y la tubería de producción.
Equipo de Subsuelo Tubería De Producción: Comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. Sarta De Cabillas: Conjunto de cabillas unidas entre si introducidas en el pozo. Estator: Hélice doble interna, fabricada con un elastómero sintético adherido dentro de un tubo de acero. Rotor: Consiste en una hélice externa con un área de sección transversal redondeada y tornada a precisión. Elastómero: Es una goma en forma de espiral y está adherida a un tubo de acero el cual forma el estator. Diseño Consiste en un engranaje helicoidal enroscado extremo simple (rotor), el cual rota excéntricamente dentro de un engranaje helicoidal enroscado interno doble (estator). Funcionamiento Un motor transmite movimiento rotacional a una sarta de cabillas a través de distintos engranajes, esta sarta de cabillas hacen girar al rotor, formando cavidades progresivas ascendentes. El crudo se desplaza hasta la superficie por efecto del rotor que gira dentro del estator fijo.
Ventajas Altas eficiencias volumétricas. Produce fluidos más viscosos. Capacidad de bombear arena y gas libre. Buena resistencia a la abrasión. Utilización de motores más pequeños y por ende menores costos de levantamiento. Relativamente silenciosa. Menor costo de capital comparado con otros métodos de levantamiento artificial. Ocupa poco espacio en la superficie.
Desventajas
El elastómero se hincha o deteriora en exposición a ciertos fluidos. El estator tiende a dañarse si la bomba trabaja al vacío. La temperatura a la profundidad de la bomba afecta el elastómero. No opera con eficiencia a grandes extensiones de cabillas necesarias. No se emplea en crudo livianos.
Se sugiere utilizar las BCP con crudos entre 8 y 21 gra dos API y con bajo contenido de aromáticos.
Aplicaciones
Explotación del petróleo pesado o liviano. Pozos Derivados. Explotación de pozos de gas.
Aunque el sistema de bombeo puede parecer complejo, el principio de funcionamiento de la BCP es sencillo, los componentes primordiales son el rotor y el estator. El desarrollo de las BCP en los últimos años ha estado dirigido principalmente a la investigación de los materiales de fab ricación de las bombas. En este sentido han desarrollado una amplia gama de elastómeros. También se han hecho progresos en el área de automatización de sistemas.
5.6. Combinación de Sistemas I.
Bombeo de cavidades progresivas con bombeo neumático
Este sistema hibrido integra la eficiencia volumétrica y el manejo de aceite crudo pesado, las capacidades del bombeo de cavidades progresivas con la habilidad de reducción de la carga de la columna debido al fluido del pozo con el bombeo neumático. Típicamente el bombeo neumático es inyectado arriba de la bomba de cavidades progresivas causando que la carga del fluido se reduzca significativamente, de esta manera crece el desempeño de la bomba de cavidades progresivas. En algunos casos la altura del líquido puede ser reducido por arriba del 40%. Estos sistemas pueden ser instalados con o sin empaque además de que pueden ser simulados en software se análisis de sistemas artificiales de producción y en aplicaciones técnicas expertas. Una característica principal es que el mandril de BN es único en su género por su diseño con tubo de inyección bypass. Los beneficios de utilizar esta tecnología propuesta es que reduce la columna de líquido en el interior del pozo y aumenta la eficiencia volumétrica y por lo tanto el incremento de la capacidad de producción, así como la alta recuperación de reservas.
II.
Bombeo electro-centrífugo con bombeo neumático
La combinación del bombeo neumático (BN) con una instalación de bombeo electrocentrífugo (BEC) en un pozo no es un concepto nuevo. Algunas de estas instalaciones son descritas por Shaw en su libro de 1930. Desde entonces ha habido muchos avances en el diseño de equipo de BEC y BN, incluyendo correlaciones de flujo multifásico para predecir los gradientes de presión. El sistema BEC-BN ofrece numerosas posibilidades para optimizar la producción y asegurarla de manera interrumpida en los pozos petroleros. El BN en una instalación de BEC-BN provee un sistema artificial de respaldo en caso de una falla en el BEC. El BN puede ser usado para descargar y estabilizar un pozo productor de aceite con gas o con producción de arena.
Otra aplicación del sistema BEC-BN es la operación simultanea de ambos métodos de producción. Puede ser instalado un BEC para prolongar la vida operacional de una instalación de BN. En el BEC funciona como un reforzador de la presión de fondo del pozo con el fin de incrementar la presión fluyente a la profundidad del gas de inyección. Desde el punto de vista en diseño del BN, el BEC desarrolla altas presiones de fondo fluyendo para un gasto de producción dado. La combinación simultanea del BN con el BEC permite disminuir el dimensionamiento del BEC y por lo tanto los requerimientos de potencia. El ahorro asociado con el manejo de bombas pequeñas permite diseñar bombas especiales en su construcción para el manejo de abrasivos (impulsores y difusores para flujo mixto) y gas. Para elevar más la flexibilidad del sistema BEC-BN se considera adicionalmente un controlador de velocidad variable (VSD) porque los KWA requeridos son menores con bombas y motores pequeños. Los beneficios que se pueden obtener con este tipo de sistema es la reducción de requerimientos en el dimensionamiento de bomba y motor, reduce los requerimientos de conducción eléctrica, reduce las presiones de descarga de la bomba y en general el BN es instalado por encima del sistema BEC con la finalidad de mejorar la capacidad de diseño del BEC y reduciendo la carga debida a la columna del líquido en el interior del pozo
III.
Bombeo tipo Jet con bombeo neumático
La capacidad de producción alta del yacimiento donde se puede colocar una b omba jet es combinada con la capacidad de reducción del gradiente de presión de la columna de fluido característico del BN para formar este sistema hibrido especial. Típicamente la tubería de producción concéntrica semejante a la espiral es instalada en el interior de la tubería de producción con una bomba jet colocada en el fondo. El fluido de poder es inyectado a través de la sarta de la tubería de producción concéntrica, donde los fluidos del pozo se mezclan con el fluido de poder a través de la bomba tipo jet y es producido en la tubería de producción. El BN es inyectado arriba de la bomba jet reduciendo el líquido en la cabeza y aumentando la eficiencia del sistema.
Dentro de los beneficios de utilizar esta tecnología propuesta encontramos que los volúmenes y las presiones son bajas, así como el aumento de producción sobre las aplicaciones de BN. Durante la operación de este sistema hibrido el pozo p uede ser tratado por corrosión y control de parafinas. El requerimiento de BN es mínimo. La profundidad de colocación de la bomba aumenta.
IV.
Bombeo electro-centrífugo con bombeo hidráulico tipo jet
Este sistema utiliza una bomba eléctrica sumergible (BEC) con separador de conducción baja combinado con una bomba jet (BH Jet) única en su género diseñada para mejorar las capacidades de elevación. La idea básica es usar una bomba jet en la descarga del BEC para permitir que el gas separado por el separador de gas rotatorio (SGR) y segregado por el espacio anular sea comprimido e inyectado de vuelta en la corriente liquida siendo bombeado por el BEC a la superficie. El uso del SGR reducirá la cantidad de gas libre que el BEC ingiere y como consecuencia, incrementa el desempeño de la bomba. La bomba jet colocada encima de la bomba electro-centrífuga es manejada por los fluidos descar gados por la bomba electro-centrífuga. La boquilla especial de la bomba jet empuja el gas hacia la sarta de la tubería de producción, se mezcla sobre la bomba electrocentrífuga y baja el líquido de la cabeza del pozo resultando un incremento de la eficiencia del sistema. La bomba jet es un método de sistema artificial con partes inamovibles, consiste principalmente de un cuerpo, con una boquilla, un cuello y un difusor; es ubicado en la tubería de producción. Para esta aplicación el fluido de poder será bombeado por el BEC. Dentro de los beneficios obtenidos por el BEC y la bomba jet se puede observar el incremento de la eficiencia de ambos sistemas. Otra de las cualidades de este sistema es que la bomba jet utiliza una boquilla única en su género para la producción de gas. Puede ser usado este sistema por medio de un levantamiento anular de inyección para futuras reducciones de altura. Dentro de los beneficios claves encontramos la reducción del tamaño del motor y la bomba, requiere una menor cantidad de energía eléctrica. Puede ser utilizado en ambientes mar adentro, donde podemos observar que no requiere respiradero anular.
V.
Bombeo neumático con embolo viajero
Este sistema hibrido combina un embolo viajero con BN para incrementar la eficiencia del levantamiento en pozos con producción intermitente. En muchas instalaciones de BN intermitente, el BN disminuye la viscosida d del líquido antes de que llegue a la superficie. La eficiencia de la elevación puede ser incrementada significativamente combinando un embolo para formar una interface entre el BN y la viscosidad del fluido. El embolo provee un sello superior entre el BN y la viscosidad del líquido como si viajara a la superficie, incrementando la eficiencia y recuperando el fluido producido. Dentro de las características del sistema encontramos que reduce líquidos de emergencia en pozos intermitentes, se pueden utilizar numerosos émbolos para coincidir con las aplicaciones. El embolo se puede recuperar sin intervenir en el pozo. Los beneficios que se obtienen del uso de este sistema es el aumento de la recuperación del líquido, podemos mantener al pozo libre de parafi nas, y se requiere de menos gas para el levantamiento.
VI.
Bombeo neumático con varillas reciprocantes
Se ha combinado la eficiencia de elevación y la capacidad baja del yacimiento de la varilla reciprocante con la capacidad de reducción del fluido en la cabeza del pozo del sistema de BN para crear este sistema. Típicamente, el BN es continuamente inyectado encima de los huecos de la bomba reciprocante para reducir el fluido en la cabeza elevada por la unidad de la bomba. En muchos casos la descarga de presión requiere que la bomba sea reducida un 20 a 30% disminuyendo los requerimientos de un equipo superficial para una aplicación dada. Se utiliza un mandril de BN único en su género designado para la inyección a través del bypass de la tubería por la terminación obturada del empacador. Dentro de los beneficios que se encuentran en la aplicación de este sistema es el uso de módulos pequeños de bombeo, requerimientos bajos de energía eléctrica, así como requerimientos pequeños diámetros de varilla, aumento en la producción, además del incremento de la profundidad de la colocación de la bomba.
5.7. Aplicación a Pozos de Gas México es el sexto mayor productor de petróleo en el mundo y el décimo en términos de exportación neta. Los principales yacimientos de petróleo y gas natural en México se localizan en las regiones marina y del sudeste, donde el petróleo y el gas natural están presentes en las mismas formaciones subterráneas. Por esta razón, la principal fuente de gas natural es el gas asociado que se extrae simultáneamente con el petróleo.
Yacimiento de Gas Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado.
Sistema Artificial de Producción para Yacimientos de Gas El pistón viajero es un método muy eficiente cuando e s aplicado en las condiciones óptimas. Dentro de sus aplicaciones más comunes se encuentran: mantener la producción de pozos de aceite con altas relaciones gas-líquido ( RGL), descargar pozos productores de gas con problemas de carga de líquidos y reducir el resbalamiento de líquidos en pozos con bombeo neumático. Además, ya sea en pozos de aceite o de gas, ayuda a mantener limpia la tubería de producción en pozos con problemas de incrustaciones (depositación de parafinas, asfáltenos, etc.). Cuando un yacimiento que produce gas pierde presión, pierde también la facultad para elevar los líquidos asociados hasta la superficie, provocando que éstos se acumulen en la parte inferior del pozo. Esto genera una contrapresión en el yacimiento y, si no es controlado a tiempo, la columna de líquidos puede generar una presión hidrostática equivalente a la presión del yacimiento matando el pozo, es decir, impidiendo el flujo. Para evitar lo anterior, se implementa el pistón viajero con la función principal de descargar la columna de líquidos, acumulados en el fondo del pozo, en forma de bache. Ya sea mediante el mejoramiento de la eficiencia de flujo, la descarga de los líquidos acumulados en el fondo del pozo o manteniendo la tubería de producción libre de acumulación de incrustaciones, el pistón viajero representa una opción atractiva dado su bajo costo y su eficiencia.
Instalación del Sistema Artificial de Producción Los mismos dispositivos se emplean para una aplicación en pozos de gas o en pozos de aceite. Sin embargo, los sistemas para cada uno, son calculados de distinta manera. Esta aplicación implica una operación relativamente simple. Una o dos veces al día, la válvula motora se cierra, e inmediatamente el pistón cae al fondo del pozo. Cuando la válvula es abierta permanece así durante varias horas teniendo una operación normal. Este tipo de instalación se aplica en aquellos pozos que son capaces de seguir produciendo mientras el pistón es retenido en el lubricador por todo el periodo de flujo.
Parámetro
Bombeo Bombeo BEC BCP Bombeo Embolo Mecánico Neumático Hidráulico Viajero Malo a Manejo de Pobre a Excelente Favorable Favorable Excelente Bueno Favorable Gas
