Sistemas Ar Artificiales tificiales de Producción
Objetivo.
El alumno conocerá y aplicará los fundamentos, métodos de diseño y evaluación de los sistemas artificiales de producción usados en la industria petrolera para prolongar la vida productiva de los pozos.
Temario: I. II. III. IV. V.
Antecedentes y conceptos. Sistemas de bombeo neumático. neumático. Sistemas de bombeo bombeo mecánico. Sistemas de bombeo eléctrico. Sistemas de bombeo hidráulico y sistemas de bombeo alternos.
Expectativas:
Al final del curso el alumno podrá seleccionar y diseñar la alternativa de sistema artificial de producción más adecuada para un u n campo.
Sistema de Evaluación: 1ra Evaluación 2da Evaluación Exámenes 80% Tareas 20%
Exámenes 80% Tareas 20%
3ra Evaluación Exámenes 40% Proyecto final 40% Tareas 20%
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Todas las l as tareas ta reas son a mano. Una vez iniciada la clase no se permitirá el acceso al salón.
Resumen de artículos. •
Nombre del alumno
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Título
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Autor
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Resumen del artículo en dos cuartillas
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Opinión
Introducción. 1. Pozos Fluyentes. 2. Necesidad de los sistemas artificiales artificia les de producción. 3. Sistemas existentes y su rango de operación.
Tarea: Rea Realiza lizarr los los sig siguie uiente ntess resúmenes.
Tarea 1 ◦
Approach for Applying Systems Analysis to the Flowing and Artificial Artifi cial Lift Oil or Gas Well ” de Joe Mach, Eduardo Proano, Kermit E. Brown. Hacer un resumen del artículo “A Nodal
Tarea 2 ◦
Performance Relationships “Inflow Performance
for Solution- Gas Drive Wells Wells” ”
J . V V . Vogel, Vogel, Member AIME
Tarea 3 ◦
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“How
to accurately predict future well productivities ” James R. Eickmeier, Eickmeier, Shell Canada Limited, Edmonton, Alberta, Canada
Enviar correo a:
[email protected] Asunto: Asunto: ESIA ESIA Nombre del Alumno. Alumno.
Necesidad de los sistemas artificiales de producción
Ciclo de vida de los proyectos de Exploración y Producción EXPLOTACIÓN
EXPLORACIÓN Evaluación del Potencial
Incorporación de reservas y Delimitación de Campos
Desarrollo
Optimización
Recuperación Mejorada
Abandono
Cantarell N Ó I C C U D O R P
Ku-Maloob-Zaap
Litoral de Tabasco
Abkatún, Pol-Chuc Bellota-Jujo Samara-Luna Cinco Presidentes Muspac PR-Altamira
TIEMPO
Chicontepec
Región Marina Región Sur
Etapas del pro proceso ceso de Explotación: Perfil de producción de un yacimiento
1,000 D P B M , e t i e c a e d n ó i c c u d o r P
900 800 700
Mantenimiento de presión
600 500 400
Desarrollo
300 200 100 0
1996
Historia 1998
2000
BECReparaciones
Base 2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Campos Maduros
Campos maduros son aquéllos que han alcanzado el pico de su producción y comienza su etapa de declinación.
Más del 48% de la producción mundial proviene de campos maduros.
70% de la producción acumulada proviene de campos con más de 30 años de explotación.
Necesidad de los sistemas artificiales de producción
Inicio de explotación Pozos Fluyentes
Con el tiempo la energía del yacimiento disminuye )
2
m c / g k ( P
Pwf Pwh
Tiempo (años)
Gradiente de presió presión n
Tarea 4 1.
Definir que es un aparejo de producción.
2.
Definir los tres tipos de instalaciones de los aparejos de producción: abierta, semicerrada y cerrada y elaborar un dibujo de cada uno.
3.
Hacer un resumen de los siguientes sistemas de producción: a)
Bombeo neumático.
b)
Bombeo hidráulico.
c)
Bombeo electrocentrífugo.
d) Cavidades progresivas. e)
Bombeo mecánico.
Sistemas artificiales de producción DEFINICIÓN: Son equipos adicionales a la infraestructura de un pozo, que suministran energía adicional a los fluidos producidos por el yacimiento yacimiento desde una profundidad determinada. TIPOS DE SISTEMAS SI STEMAS ARTIFICIAL ARTIFICIALES: ES: - Bombeo neumático: continuo e intermitente. - Bombeo mecánico. - Bombeo cavidades progresivas. - Bombeo electrocentrífugo. - Bombeo hidráulico. - Émbolo viajero.
Bombeo neumático continuo Ventajas: Inversiones bajas para pozos profundos.
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Bajos costos en pozos con elevada producción de arena.
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Flexibilidad operativa para cambiar las condiciones de presión. Adaptable en pozos desviados.
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Capaz de producir grandes volúmenes de fluidos. El equipo superficial puede centralizarse en una estación. Las válvulas pueden ser recuperadas con línea de acero.
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Desventajas: Requiere una fuente continua de gas. Costos operativos altos si el gas es comprado. Altos costos operativos al manejar gases amargos. Se requieren niveles de líquido altos. Se requiere alimentación de gas a alta presión. p resión. Condiciones peligrosas al manejar gas a alta presión. La T.R. debe soportar una alta presión de gas.
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Bombeo neumático intermitente Ventajas: Inversiones Inversiones bajas para pozos profundos. Bajos costos en pozos con elevada producción de arena. Flexibilidad operativa para cambiar las condiciones de producción. Adaptable en pozos desviados. El equipo superficial puede centralizarse en una estación. Las válvulas pueden ser recuperadas con línea de acero. Su vida útil es mayor que la de otros sistemas. s istemas. •
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Desventajas: Requiere una fuente continua de gas.
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Los gastos de producción son reducidos.
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Su eficiencia es muy baja (10-15%).
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Más cantidad de gas para p ara producir un barril.
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Se requiere alimentación de gas a alta presión. Condiciones peligrosas al manejar gas a alta presión. La T.R. debe soportar una alta presión de gas.
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Bombeo mecánico
Ventajas: Diseño simple.
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Baja inversión para producción de volúmenes bajos y
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profundidades someras a intermedias (2400 m). Permite producir con niveles de fluidos bajos. •
Adaptable en pozos con problemas de corrosión e incrustaciones. Cuando su aplicación es apropiada, el método es barato. •
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Desventajas: Inversiones altas para producciones altas, así como para
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profundidades medias y grandes. Debido a las características de las varillas se limita al BM a
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profundidades mayores mayores y volúmenes altos de producción.
Problemas en agujeros desviados. Para reparación de la bomba, las varillas deben ser extraídas.
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Bombeo hidráulico Ventajas: Flexibilidad para cambiar las condiciones operativas. Instalaciones grandes ofrecen una inversión baja por pozo. La recuperación de las bombas se hace por circulación inversa. Se puede instalar en pozos desviados. Adaptable a la automatización. Inversiones bajas para volúmenes producidos mayores a 400 BPD en pozos profundos. El equipo puede ser centralizado en un sitio. •
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Desventajas: Mantenimiento del fluido motor limpio. Condiciones peligrosas al manejar aceite a alta presión en líneas. La pérdida de potencia en superficie ocasiona fallas en el equipo subsuperficial. El diseño es complejo. En ocasiones requiere de sartas múltiples. Es difícil la instalación de la l a bomba en agujero descubierto. El manejo de arena, incrustaciones, gas o corrosión ocasionan muchos problemas. Demasiada inversión para producciones altas a profundidades someras e inmediatas. •
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Bombeo electrocentrífugo Ventajas: Buena habilidad para producir altos volúmenes de
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fluido a profundidades someras e intermedias. Baja inversión para profundidades someras. Adaptable a la automatización.
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Es aplicable a profundidades de 4200 m.
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Desventajas: El cable eléctrico es la parte más débil del sistema.
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Poca flexibilidad para variar las condiciones de
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producción. Tiempos de cierre prolongados. Requiere fuentes económicas de suministro de energía eléctrica. Los problemas de incrustaciones son fatales para la operación. Difícil para manejar alto porcentaje de arena o gas. •
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Bombeo de cavidades progresivas
Ventajas: Bajas inversiones para pozos someros y bajos gastos.
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Excelente eficiencia hidráulica (50-70%). Fácil de instalar ins talar y operar. operar. Excelente para manejar arena. Opera en pozos con aceite viscoso.
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Desventajas: Se requiere de experiencia y conocimiento.
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Vida útil corta por los problemas del elastómero.
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Baja eficiencia para gas.
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Sistemas artificiales de producción 1.
La instal instalaci ación ón de los sistema sistemas s artif artificia iciales les de produc producció ción n obed obedece ece a
2.
Antes Antes de instal instalar ar un sistema sistema artific artificial ial,, es es conv conveni enient ente e tene tenerr un un que compare todos los sistemas artificiales bajo las siguientes premisas:
3.
Es conv conven enie ient nte e rea reali liza zarr un un estu estudi dio o de de
4.
Deben revisarse las
, con la finalidad de escoger el sistema adecuado a las condiciones de los pozos. 5.
Con el , se está en posibilidad de elegir el sistema indicado para las condiciones específicas esperadas. Este estudio puede ser considerado como un .
Campo X
1999
2000
BN
2001
2002
2003
2004
2005
Sistemas artificiales usados en México REGIÓN NORTE Gas lift
686
Sucker Sucker rod pumping
482
Electric Electric submersible su bmersible pumping Total
0 1168
TOTAL Gas lift
1236
Sucker Sucker rod pumping
608
Electric submersible pumping Total
N
2 1846
REGIONES MARINAS E
W
Gas lift
S
Sucker rod pumping
0
Electric Electric submersible sub mersible pumping
2
Total
REGIÓN SUR Gas lift
299
Sucker rod pumping
126
Electric Electric submersible sub mersible pumping Total
0 425
251
253
