bombeo neumatico autoabastecido
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Bombeo Neumatico AutoabastecidoTRANSCRIPT
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SISTEMA DE BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO
CON LA FINALIDAD DE SEPARAR, RECTIFICAR, MEDIR,
COMPRIMIR E INYECTAR GAS NATURAL HMEDO
AMARGO EN POZOS PETROLEROS DE LA REGIN SUR
MANEJANDO PRODUCCIN DE GAS Y ACEITE
MONOGRAFA QUE PRESENTA:
SERGIO SNCHEZ DE LA CRUZ
PARA OBTENER EL TTULO DE:
INGENIERO QUMICO PETROLERO
H. Crdenas, Tabasco, Mxico, Marzo 2015.
UNIVERSIDAD DEL PUEBLO Y PARA EL PUEBLO
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Bombeo Neumtico Autoabastecido Ingeniera Qumica Petrolera
1
NDICE
CAPTULO I
ndice 1
Introduccin. 11
1.1 Delimitacin del tema..... 13
1.2 Justificacin.. 13
1.3 Objetivos... 13
1.4 Definicin de trminos.... 14
CAPTULO II
OPTIMIZACIN DE LA PRODUCCIN
2.1 Sistema integral de produccin. 19
2.1.1 Optimizacin del sistema integral de produccin... 21
2.2 ndice de productividad y comportamiento de flujo 23
2.3 Eficiencia de flujo. 24
2.4 Anlisis nodal... 24
2.4.1 Comportamiento de flujo a travs de la tubera de produccin (TP)... 26
2.5 Sistema artificial de produccin 27
2.5.1 Eficiencia de levantamiento entre diferentes sistemas artificiales de
produccin...
32
2.6 Sistema de bombeo neumtico 33
2.6.1 Bombeo neumtico continuo. 34
2.6.2 Bombeo neumtico intermitente 35
2.6.3 Bombeo neumtico autoabastecido. 37
2.7 Sistema de bombeo mecnico.. 41
2.8 Sistema de bombeo de cavidades progresivas. 42
2.9 Bombeo electrocentrfugo sumergido.. 44
2.10 Bombeo hidrulico 45
2.10.1 Bombeo hidrulico tipo pistn. 47
2.10.2 Bombeo hidrulico tipo JET. 49
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2
2.11 mbolo viajero... 50
2.12 Sistemas combinados.. 52
2.13 Determinacin del momento oportuno para instalar un sistema artificial
de produccin.
53
2.14 Consideraciones para la seleccin de un sistema
artificial de produccin..
54
2.15 Principio de operacin del bombeo neumtico autoabastecido 58
2.15.1 Limitaciones del bombeo neumtico autoabastecido.. 60
2.16 Instalaciones de bombeo neumtico autoabastecido. 61
2.16.1 Instalacin abierta. 62
2.16.2 Instalacin semicerrada 62
2.16.3 Instalacin para la inyeccin de gas por medio de tubera flexible... 64
2.16.4 Instalaciones Macaroni. 64
2.16.5 Instalaciones duales.. 66
CAPTULO III
PRINCIPALES CONSIDERACIONES DE DISEO DEL BNA
3.1 Mecanismos de empuje y propiedades de los fluidos... 68
3.1.1 Empuje por gas disuelto.. 69
3.1.2 Empuje por casquetes de gas 70
3.1.3 Empuje por entrada de agua.. 71
3.1.4 Empujes combinados.. 72
3.2 Requerimientos en el diseo del pozo. 72
3.3 Consideraciones en las instalaciones superficiales... 73
3.3.1 Lnea de carga al separador.. 73
3.3.2 Volumen de gas de inyeccin 73
3.3.3 Capacidad del separador 74
3.3.4 Seleccin de compresor.. 74
3.3.5 Requerimientos de gas de inyeccin 75
3.4 Consideraciones de diseo del bombeo neumtico autoabastecido.. 76
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3
3.5 Principales parmetros para la seleccin del equipo de compresin
adecuado para la implementacin del BNA...
77
3.6 Instalacin de un sistema BNA. 77
CAPTULO IV
BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO
4.1 Parmetros monitoreados durante la operacin 92
4.2 Parmetros necesarios antes de aplicar BNA en un pozo petrolero.. 94
4.2.1 Factores que afectan la seleccin del pozo candidato a BNA.. 94
4.3 Ventajas del BNA. 95
4.4 Desventajas del BNA.. 95
CAPTULO V
EVALUACIN TCNICA DEL BNA
5.1 La regin Sur.. 96
5.2 El BNA en la regin Sur 97
5.3 Simulacin de pozos con y sin BNA.. 98
5.3.1 Inicio de la simulacin de dos pozos con BNA en el activo integral
Bellota-Jujo
99
5.3.1.1 Datos del pozo 1 antes de instalar el BNA. 100
5.3.1.2 Simulacin del pozo 1 antes de instalar BNA 102
5.3.1.3 Datos del pozo 1 despus de instalar BNA 116
5.3.1.4 Simulacin del pozo 1 con BNA... 118
5.3.1.5 Datos del pozo 2 antes de instalar BNA. 123
5.3.1.6 Simulacin del pozo 2 antes de instalar BNA 126
5.3.1.7 Datos del pozo 2 despus de instalar BNA 134
5.3.1.8 Simulacin del pozo 2 con BNA.. 136
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CAPTULO VI
ANLISIS DE LOS RESULTADOS
6.1 Anlisis de resultados del BNA.. 143
6.2 Comprobacin de la simulacin y la produccin real. 144
6.3 Margen de error en la simulacin del pozo 1.. 145
6.4 Margen de error en la simulacin del pozo 2.. 145
6.5 Anlisis de resultados del antes y despus del BNA. 146
6.6 Costos de operacin de BNA.. 148
Conclusiones.. 151
Recomendaciones. 153
NDICE DE FIGURAS
CAPTULO II
OPTIMIZACIN DE LA PRODUCCIN
2.1 Sistema integral de produccin. 20
2.2 Principales cadas de presin presentes en el SIP 22
2.3 Prdidas de presin y nodos principales en el SIP 26
2.4 Prdidas de presin en funcin del gasto para varias RGL. 27
2.5 Factores que afectan la seleccin de un SAP 29
2.6 Efecto de los Sistemas Artificiales de Produccin. 31
2.7 Eficiencia de los diferentes Sistemas Artificiales de Produccin. 32
2.8 BN Continuo. 35
2.9 BN Intermitente 36
2.10 Bombeo Neumtico Autoabastecido.. 37
2.11 Bombeo Neumtico Autoabastecido con TF Pozo Vernet 259. 40
2.12 Bombeo Neumtico Autoabastecido con Inhibidor de corrosin
Pozo Mora 22..
40
2.13 BM Convencional.. 41
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2.14 Bombeo de Cavidades Progresivas... 43
2.15 Bombeo Electrocentrfugo Sumergido... 45
2.16 Sistema de Bombeo Hidrulico... 47
2.17 Operacin del Bombeo Hidrulico tipo Pistn.. 48
2.18 Principales elementos de la Bomba tipo Jet. 50
2.19 Equipo de fondo para BN con mbolo de elevacin 51
2.20 Principio de operacin del BNA.. 59
2.21 Tipos bsicos de instalaciones de BN... 63
2.22 Inyeccin de N2 en pozo Topen 3 a travs de TF mientras se realiza la
instalacin para la puesta en marcha del BNA.
64
2.23 Instalacin Macaroni. 66
2.24 Instalacin Dual con tuberas paralelas. 67
CAPTULO III
PRINCIPALES CONSIDERACIONES DE DISEO DEL BNA
3.1 Empuje por casquete de gas. 70
3.2 Empuje por entrada de agua. 71
3.3 Curva de rendimiento del BN. Requerimientos de Presin del
Gas de Inyeccin
76
3.4 Diagrama de ubicacin de equipos para un BNA
(Pozo Pareto 4)............................................................................................
78
3.5 Isomtrico de amarre a pozo para un BNA
(Pozo Pareto 4).
79
CAPTULO IV
BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO
4.1 Separador Bifsico.. 82
4.2 Rectificador de gas.. 82
4.3 Tubera flexible. 83
4.4 Panel de control del MTC... 84
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4.5 Regulacin de gas requerido a travs del panel de control. 85
4.6 Vlvula reguladora de gas. 85
4.7 Turbina de medicin de los BPD.. 86
4.8 Turbina de medicin de los BPD.. 87
4.9 Panel de control del motor del MTC. 88
4.10 Compresor.. 89
4.11 Inyeccin inhibidores de corrosin. 89
4.12 cuarto de mquinas.. 90
4.13 Sistema de tanques L.P... 91
4.14 Equipo motocompresor mvil para BNA 91
4.15 Grfica de presin con sistema BNA empleado en pozo
Puerto Ceiba 120
93
CAPTULO V
EVALUACIN TCNICA DEL BNA
5.1 Extensin de la Regin Sur. 96
5.2 Ubicacin de los activos integrales de la Regin Sur. 97
5.3 Seccin estructural de los pozos 1 y 2.. 99
5.4 Estado mecnico Pozo 1. 101
5.5 Modelo del pozo 1. 102
5.6 Datos en la terminacin vertical del Pozo 1.. 103
5.7 Configuracin del perfil de desviacin de TP 104
5.8 Configuracin del perfil geotrmico de TP 104
5.9 Configuracin de la tubera.. 105
5.10 Configuracin de la apertura del estrangulador 12 106
5.11 Configuracin de las propiedades del aceite.. 106
5.12 Gradientes de presin y temperatura.. 107
5.13 Seleccin de las correlaciones de flujo 108
5.14 Ajuste de las correlaciones de flujo.. 109
5.15 Parmetros para el ajuste de datos. 110
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5.16 Seleccin de la correlacin a ajustar... 110
5.17 Datos para la simulacin del ajuste. 111
5.18 Ajuste de datos con la correlacin de Beggs y Brill Original 112
5.19 Ajuste de datos con la correlacin de Beggs y Brill Revisada. 113
5.20 Anlisis nodal... 114
5.21 Curva de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte
del Pozo 1.
114
5.22 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte
para el aceite
115
5.23 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte
para el gas.
115
5.24 Estado mecnico del Pozo 1 con TF de 112 117
5.25 Datos de la terminacin vertical 118
5.26 Configuracin de la inyeccin de gas por TF 112 119
5.27 Configuracin de la apertura del estrangulador de
34........................................................................................
119
5.28 Configuracin de las propiedades del aceite.. 120
5.29 Gradiente de presin y temperatura 121
5.30 Ajuste de datos para la correlacin de Beggs y Brill revisada. 121
5.31 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte
de Pozo 1 con BNA.
122
5.32 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte
para el aceite con BNA
122
5.33 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte
para el gas con BNA
123
5.34 Estado mecnico del pozo 2 antes de instala BNA... 125
5.35 Modelo del pozo 2 antes de instalar BNA... 126
5.36 Datos en la terminacin vertical del Pozo 2 127
5.37 Datos de TP del Pozo 2. 128
5.38 Configuracin de la apertura del estrangulador 34... 128
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5.39 Configuracin de las propiedades del aceite.. 129
5.40 Correlaciones de flujo utilizadas en la simulacin. 130
5.41 Anlisis nodal del Pozo 2 antes de instalar BNA... 131
5.42 Comportamiento de afluencia y capacidad de transporte
del pozo 2..
132
5.43 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad
de transporte del aceite..
132
5.44 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad
de transporte del gas...
133
5.45 Estado mecnico del pozo 2 con un disparo puncher.. 135
5.46 Datos de la terminacin vertical del Pozo 2 con BNA... 136
5.47 Datos de TP del Pozo 2. 137
5.48 Propiedades del gas de inyeccin Se configura la apertura
del estrangulador.
137
5.49 Configuracin de la apertura del estrangulador 1 138
5.50 Configuracin de las propiedades del aceite.. 138
5.51 Correlaciones de flujo por defecto 139
5.52 Anlisis Nodal del Pozo 2 con BNA. 139
5.53 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte
del pozo 2 con BNA.
140
5.54 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte
para el aceite con BNA
140
5.55 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte
para el gas con BNA
141
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NDICE DE TABLAS
CAPTULO II
OPTIMIZACIN DE LA PRODUCCIN
2.1 Ejemplos de algunos factores que afectan a un Sistema
Artificial de Produccin..
30
2.2 Productividad del pozo y Sistema Artificial recomendado 56
2.3 Profundidad del pozo para el Sistema Artificial recomendado. 57
2.4 Problemas que influyen al elegir el Sistema Artificial
de Produccin.
58
2.5 Capacidad de la tubera en funcin a su dimetro. 65
CAPTULO III
PRINCIPALES CONSIDERACIONES DE DISEO DEL BNA
3.1 Condiciones de operacin segn tipo de compresor. 75
CAPTULO V
EVALUACIN TCNICA DEL BNA
5.1 Resultados de prueba presin produccin del Pozo 1 antes
de instalar BNA.
102
5.2 Resultados de la simulacin del Pozo 1 116
5.3 Resultados de prueba presin produccin del Pozo 1 con BNA... 118
5.4 Resultados de la simulacin del Pozo 1 con BNA... 123
5.5 Resultados de la prueba presin produccin del Pozo 2 124
5.6 Resultados de la simulacin del Pozo 2 antes de instalar BNA 133
5.7 Resultados de la prueba presin produccin de pozo 2 con BNA 134
5.8 Resultados de la simulacin del Pozo 2 con BNA... 141
5.9 Produccin real y simulada de los pozos.. 142
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10
CAPTULO VI
ANLISIS DE LOS RESULTADOS
6.1 Comparacin de resultados de la simulacin del pozo 1 y 2. 146
6.2 Porcentaje de incremento de los gastos de produccin antes y despus
de aplicar BNA..
147
6.3 Costo de la renta diaria del BNA. 149
6.4 Costo de operacin diaria pozo 1... 149
6.5 Costo de operacin diaria pozo 2... 150
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INTRODUCCIN
La mayora de los pozos terminados en zonas productoras de aceite, fluirn
naturalmente durante un cierto periodo de tiempo despus de que comiencen a
producir. La presin del yacimiento y la presencia de gas proveern de la energa
suficiente para llevar el fluido a la superficie en un pozo fluyente.
Mientras el pozo produzca, la energa del yacimiento se ir consumiendo hasta un
punto en donde no ser suficiente para producir los fluidos hasta la superficie por
su propia cuenta y el pozo dejar de fluir.
Cuando la energa del yacimiento es baja para que el pozo fluya o el gasto de
produccin deseado o de diseo pueda ser mayor al que actualmente produce el
pozo como fluyente, entonces se puede pensar en la instalacin de un Sistema
Artificial de Produccin (SAP). Los SAP s son considerados equipos adicionales al
aparejo de produccin de un pozo, los cuales suministran energa adicional a los
fluidos producidos por el yacimiento, desde una profundidad dada. Se han creado
con la finalidad de continuar la explotacin del yacimiento cuando en ste ha
declinado la presin y para descargar la produccin de hidrocarburos hasta la
superficie a una batera de separacin. Para tomar la decisin de instalar un SAP,
hay que considerar un anlisis econmico del proyecto en el cual se considera la
aplicacin del sistema, en el que se demuestre que las ganancias por el aumento
de la produccin gracias a la instalacin del Sistema Artificial de Produccin, cubre
perfectamente los gastos de dicha instalacin.
La instalacin de un SAP, no depende directamente de la etapa de explotacin del
campo, ya que un SAP puede ser instalado y puesto en operacin desde el inicio
de la explotacin del mismo ya que hay pozos que desde su primera etapa de
explotacin no aportan hidrocarburos y es cuando se opta por un sistema artificial
de produccin, siempre y cuando se haya tratado de optimizar el mismo con
mtodos ms econmicos como son la optimizacin del SIP, ya que cuando un
pozo deja de producir no siempre se debe pensar en primera instancia en instalar
un SAP.
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12
Para que un pozo sea candidato para la instalacin de un sistema de bombeo
neumtico autoabastecido necesita tener en primera instancia una RGA adecuada
para el funcionamiento ptimo del mismo, ya que en algunos casos el pozo
candidato no aporta el suficiente gas para ser comprimido y reinyectado para
vencer la presin de fondo o en dados casos no llegar a la presin de inyeccin
suficiente por el poco volumen de gas manejado, o en su defecto algunos pozos
aportan demasiado gas que lo nico que se logra es recircularlo y no tener la
produccin de aceite esperada.
El sistema BNA es un sistema sumamente rentable a en comparacin con el N2,
es por ello que ha sido un SAP empleado con frecuencia actualmente en la regin
sur de Mxico.
Por otro lado el bombeo neumtico autoabastecido puede ser empleado en
cualquier locacin debido a su flexibilidad operativa, es decir: separar, rectificar,
medir, comprimir e inyectar gas natural hmedo amargo en pozos petroleros es su
objetivo, todo esto llevndose a cabo en el mismo sitio en tiempo real.
A diferencia de un bombeo neumtico convencional, este no ocupa redes de BN
para la inyeccin de gas, por lo que es ms rentable y sobre todo se reduce la
quema de gas hacia la atmosfera y por consecuente se reduce la contaminacin al
medio ambiente.
El bombeo neumtico autoabastecido fue inventado y presentado por primera vez,
por el M.I. Jos ngel Gmez Cabrera en el ao de 1998.
El presente proyecto se lleva a cabo gracias a la investigacin y a la estancia en
una empresa pionera que implementa hasta la fecha est tecnologa en la regin
sur de Mxico; en el cual se detallan a continuacin las principales
consideraciones de diseo para el BNA, filosofa de operacin, componentes
necesarios para la operacin, as como anlisis de simulaciones hechas
anteriormente a este proyecto donde se comprueba que el BNA es un sistema
eficiente y rentable.
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CAPTULO I
1.1 DELIMITACIN DEL TEMA
El presente proyecto de investigacin tiene lugar de desarrollo en la regin sur de
la repblica mexicana, en la cual el bombeo neumtico autoabastecido ha sido
implementado para la reactivacin de pozos depresionados. La Regin Sur est
integrada por cinco activos integrales de produccin que son: Bellota-Jujo, Cinco
Presidentes, Macuspana, Muspac y Samaria Luna.
1.2 JUSTIFICACIN
El bombeo neumtico autoabastecido (BNA) ha sido implementado con mucho
xito en la regin sur de la repblica mexicana, por lo que es importante dar a
conocer la filosofa de operacin de este sistema artificial de produccin, el cual es
una tecnologa sumamente rentable si la energa de un pozo queremos reactivar
con el mismo gas amargo que el pozo aporta para la produccin de hidrocarburos.
El BNA es un sistema flexible que puede operar de diferentes formas, de tal
manera que este optimiza la produccin y a su vez mejora el impacto en la
rentabilidad de la explotacin de campos maduros.
1.3 OBJETIVOS
Objetivo General:
Dar a conocer la filosofa de operacin del sistema artificial de produccin
bombeo neumtico autoabastecido (BNA).
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Objetivos especficos:
1. Mejorar el impacto en la rentabilidad de la explotacin de campos depresionados.
2. Mantener condiciones y propiedades ptimas del yacimiento.
3. Optimizar la produccin de hidrocarburos en campos depresionados
implementado el sistema artificial de produccin (BNA).
1.4 DEFINICIN DE TRMINOS
Variable Descripcin
%W Corte de agua
API Densidad del Aceite
C Grados centgrados
F Grados Fahrenheit
g Viscosidad del gas
o Viscosidad del aceite
w Viscosidad del agua
B/D Barriles por Da
BED Bombeo Electrocentrfugo Sumergido
Bg Factor de volumen de gas
BH Bombeo Hidrulico
BM Bombeo Mecnico
BN Bombeo neumtico
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BNA Bombeo neumtico autoabastecido
BNC Bombeo neumtico continuo
BNI Bombeo neumtico intermitente
Bo Factor de volumen del aceite
BPD Barriles por da
Bw Factor del volumen del agua
CO2 Dixido de carbono
d1,2,n Dimetros
D Dimetro
DI Dimetro interno
dpwf Diferencial de presin de fondo
fluyente
dq Diferencial de gasto
EF Eficiencia de flujo
g/cc Gramo sobre centmetro cbico
G Gas
H2S cido Sulfhdrico
HP Caballos de fuerza
ID Dimetro Interno
IP ndice de productividad
IPR Comportamiento de afluencia
J Jursico Superior Tithoniano
JST ndice de Productividad
K Permeabilidad
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KI Cretcico Inferior
KSAN Cretcico Superior Agua Nueva
Kg/cm2
/m Gradiente de presin
Kh Capacidad de flujo
Kh Permeabilidad horizontal
Km2 Kilmetros cuadrados
Kv Permeabilidad vertical
L Lquido
Lb Libras
LDD Lnea de descarga
LPG Gas licuable de petrleo
m Metro
m Pendiente
m3 Metro cbico
MMPC Millones de pies cbicos
MMPCSD Millones de pies cbicos de gas a
condiciones estndar
MSCF/da Miles de pies cbicos por da
N2 Nitrgeno
1,2,3,n Dimetro
OD Dimetro externo
P.I. Profundidad interior
P1 Pozo uno
P2 Pozo dos
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17
Pb Presin de burbuja
PCP Bombeo de cavidades progresivas
PEMEX Petrleos Mexicanos
PEP Pemex Exploracin y Produccin
Pg Densidad del gas
Pie Pie
pie3
/lb Pie cbico sobre libra
PLe Presin de la lnea de escurrimiemto
Pr Presin del yacimiento
Ps Presin de separador
Psep Presin de separador
Psig lb/pg2
PVT Prueba de laboratorio de Presin-
volumen-temperatura
Pwf Presin de fondo fluyente
Pwh Presin en la cabeza del pozo
Pwhu Presin en la cabeza del pozo
Q, q Gasto
Qb Gasto bruto
Qg Gasto de gas
qlm Gasto lmite
qmax Gasto mximo
RGA Relacin gas-aceite
RGL Relacin gas-lquido
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Rs Relacin de solubilidad
So Saturacin de aceite
Sw Saturacin de agua
T Temperatura
TF Tubera flexible
TP Tubera de produccin
TR Tubera de revestimiento
Ty Temperatura del yacimiento
VSD Controlador de velocidad variable
p1=PwsPwsf: Prdidas de presin en el yacimiento
p2=PwfsPwf: Prdidas de presin en el radio de
dao
p3=PurPdr: Prdidas de presin por restricciones
en la T.P.
p4=PusvPdsv: Prdidas de presin en la vlvula de
seguridad
p5=PthPe: Prdidas de presin en el estrangulador superficial
p6=PePs: Prdidas de presin en la lnea de
flujo
p7=PwfPth: Prdidas de presin totales en la T.P.
p8=PthPs: Prdidas de presin en el
estrangulador y la L.D.
MTC Motocompresor
Yg Densidad relativa del gas
Yo Densidad relativa del aceite
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CAPITULO II
OPTIMIZACIN DE LA PRODUCCIN
2.1 SISTEMA INTEGRAL DE PRODUCCIN4
Un pozo fluyente es aquel que, con la energa propia del yacimiento, es capaz de
vencer las cadas de presin que ocurren a travs del medio poroso, de las
tuberas verticales y de descarga, estrangulador y separador.
Un pozo productor constituye solo una parte del llamado Sistema Integral de
Produccin (SIP), el cual comprende el yacimiento, el pozo y las instalaciones
superficiales, ver figura 2.1. El SIP es el conjunto de elementos que se encarga de
transportar a los fluidos del yacimiento hasta la superficie, los separa en aceite,
gas y agua y los enva a instalaciones para su almacenamiento y comercializacin.
Cada elemento del SIP afecta a los otros elementos y para lograr una operacin
eficiente es necesario garantizar una compatibilidad mutua.
Los componentes bsicos de un sistema integral de produccin son:
1. Yacimiento
2. Pozo
3. Tubera de produccin
4. Estrangulador
5. Separadores y equipo de procesamiento
6. Tanques de almacenamiento.
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Fig. 2.1 - Sistema integral de produccin. Fuente: PEMEX
Yacimiento de hidrocarburos: Es una porcin de trampa geolgica que contiene
hidrocarburos a una alta presin y temperatura. Se encuentra conectado
hidrulicamente por medio de los poros de la formacin.
Pozo: Es una comunicacin entre el yacimiento y la superficie, a travs de un
agujero perforado en la roca, en el cual se colocan las tuberas y accesorios para
poder transportar los fluidos.
Tubera de descarga: La tubera de descarga son estructuras de acero las cuales
tienen la funcin de transportar los fluidos del yacimiento (aceite, gas y agua)
desde la boca de pozo hasta el tanque de almacenamiento.
Estrangulador: Es un elemento que sirve para controlar el pozo. Se instala en los
pozos productores con el fin de hacer una restriccin en el flujo de fluidos por
medio de un orificio que origina una contrapresin en el sistema, dando como
resultado un control del caudal de flujo y presin de pozo.
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Separador: Los separadores son dispositivos utilizados, como su nombre lo dice,
para separar la mezcla de fluidos provenientes del yacimiento. Se pueden
clasificar de acuerdo al tipo de geometra que tiene (esfrico, horizontal y vertical)
o por su finalidad, bifsico (gas y lquido) y trifsico (aceite, agua y gas).
Tanques de almacenamiento: Son estructuras de acero de gran capacidad de
almacenamiento en el cual se deposita la produccin de los fluidos de uno o varios
pozos del yacimiento. Los tanques de almacenamiento pueden estar fijos en tierra
firme o en mar a travs de buque-tanques.
2.1.1 OPTIMIZACIN DEL SISTEMA INTEGRAL DE PRODUCCIN4.
La productividad de un sistema de produccin se da principalmente por la misma
naturaleza, esto quiere decir por combinacin de la energa del yacimiento,
saturacin o capacidad de flujo. Existen problemas operacionales y de diseo que
al presentarse ocasionan contrapresiones adicionales en diversos puntos del
sistema integral de produccin, yacimiento-pozo e instalaciones superficiales.
Estos problemas operacionales pueden identificarse, se presentan afectando el
sistema productivo negativamente en todos los elementos que lo componen, tanto
yacimiento, terminacin, aparejo de produccin, sistemas artificiales de
produccin, tuberas de descarga, redes de recoleccin y bateras de separacin.
La identificacin y respuesta a los problemas de produccin, la optimizacin de las
variables operacionales con el objetivo de maximizar la productividad, reducir los
costos de operacin y las inversiones por los equipos en los pozos; se conoce
como Optimizacin del Sistema Integral Produccin.
La optimizacin depende del conocimiento que se tenga sobre los elementos que
componen el SIP. En este anlisis se debe estudiar la interrelacin de las cadas
de presin que se presentan en el yacimiento-pozo-batera, como se muestra en la
figura 2.2. Adems se debe estudiar la capacidad del yacimiento en conjunto con
las tuberas para aportar los fluidos del yacimiento.
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La siguiente figura muestra las prdidas de presin asociadas a cada componente
del sistema integral de produccin desde el yacimiento hasta la batera de
separacin.
Fig. 2.2- Principales cadas de presin presentes en el SIP. Fuente: PEMEX
p1=Pws Pwsf: Prdidas de presin en el yacimiento. Representan entre el 10 y
el 50% de las prdidas totales.
p2=PwsfPwf: Prdidas de presin en el radio de dao.
p3=PurPdr: Prdidas de presin por restricciones en la T.P.
p4=Pusv Pdsv: Prdidas de presin en la vlvula de seguridad.
p5=PthPe: Prdidas de presin en el estrangulador superficial. p6 =PePs:
Prdidas de presin en la lnea de flujo.
p7=PwfPth: Prdidas de presin totales en la T.P. Representan entre el 30 y el
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80% de las prdidas totales.
p8=PthPs: Prdidas de presin en el estrangulador y la L.D. Generalmente,
constituyen entre el 5 y el 30% de las prdidas totales.
Cuando un pozo no produce satisfactoriamente o como se esperaba, se deben
encontrar la causas de su baja productividad para determinar el mejor mtodo
correctivo de la misma. Los problemas de baja productividad asociados al
potencial de la formacin productora se deben a dos elementos principales.
Formacin productora
El flujo de los fluidos del yacimiento al pozo puede estar restringido debido a
problemas naturales de la formacin como son: baja permeabilidad, baja
porosidad, baja presin, residuos orgnicos e inorgnicos, formacin no
consolidada, etc.
Los fluidos del yacimiento
El flujo de fluidos a travs de los medios porosos depende de las fuerzas de
presin, gravitacionales y viscosas. El crudo viscoso, la entrada de agua y la
expansin del gas disuelto provocan una variacin en la produccin de los fluidos
del yacimiento al pozo.
2.2 NDICE DE PRODUCTIVIDAD Y COMPORTAMIENTO DE FLUJO4
Para saber si un pozo produce de forma adecuada se debe conocer su potencial.
Este potencial del pozo es el gasto mximo que aportara un pozo si tuviera las
mejores condiciones posibles. Para optimizar la produccin del pozo se compara
este potencial con el gasto mximo que puede brindar el pozo a las condiciones
que se encuentra, al realizar esto se sabe si se tiene un problema en el SIP.
El potencial de un pozo depende principalmente de la presin del yacimiento, las
permeabilidades, viscosidad, saturaciones de los fluidos, mecanismo de empuje,
caractersticas de la TP y la LD.
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2.3 EFICIENCIA DE FLUJO4
Durante la perforacin y terminacin de un pozo, o durante la produccin del
mismo se puede generar un dao a la formacin; ese dao se genera usualmente
por los lodos utilizados en la perforacin o por los fluidos de control en la
terminacin y mantenimiento de pozos que contaminan la formacin productora,
reduciendo la permeabilidad de la formacin. Tambin se puede generar dao
durante la produccin de fluidos del pozo que puede generar dao por depsitos
orgnicos o de slidos en el medio poroso de la formacin productora, provocando
tambin una reduccin en la permeabilidad de la formacin.
Este dao produce una baja productividad por lo que se debe hacer un anlisis
para optimizar la produccin del pozo. Este dao se ve reflejado en las curvas que
se obtienen en una prueba de incremento de presin. El dao a la formacin
modifica la eficiencia de flujo (EF) y por lo tanto el comportamiento de afluencia.
En la prctica, bajo ciertas condiciones de terminacin, se ha observado que un
pozo produce como si estuviera en condiciones de flujo ideal, es decir, con
EF=1.0, como si estuviera en agujero descubierto y sin dao (Vogel, 1968).
EF= (Cada de presin) ideal/ Cada de presin) real
EF= 1 no hay dao
EF> 1 el pozo esta estimulado
EF< 1 el pozo est daado
2.4 ANLISIS NODAL18
Se somete el SIP a la tcnica de anlisis nodal porque es una herramienta de
aproximacin a la optimizacin de un pozo y vincula la capacidad del yacimiento
para producir fluidos con la capacidad de las tuberas para transportarlo hacia la
superficie, incluyendo la capacidad de las lneas de flujo en superficie. El anlisis
nodal puede ser aplicado para pozos fluyentes, inyectores, o pozos que producen
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con ayuda de algn Sistema Artificial de Produccin (SAP).
Con el anlisis nodal se estudian nodos en los cuales pueden utilizarse
ecuaciones independientes que puedan describir la entrada o salida de los fluidos
de dichos nodos como se muestra en la figura 2.3. Al realizar este procedimiento
resulta fcil determinar la produccin que todo el sistema en conjunto es capaz de
producir, y muestra la variacin en produccin que resulta al ajustar parmetros
como la presin del cabezal del pozo o del separador, los dimetros de la tubera
de produccin, los tipos de disparos y la densidad de los mismos, al igual que los
parmetros de diseo de una estimulacin.
Los objetivos del anlisis nodal son los siguientes:
Determinar el gasto que producir un pozo, considerando la geometra del
pozo y las limitaciones de terminacin.
Determinar las condiciones de flujo a las que el pozo se agotar.
Determinar el momento apropiado para la instalacin de un sistema artificial
de produccin y asistir en la seleccin ptima del sistema.
Optimizar el sistema para producir el gasto objetivo econmicamente.
Verifica cada componente del sistema para determinar si est restringiendo
innecesariamente la produccin.
Permite el rpido reconocimiento de la forma de incrementar el gasto de
produccin.
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Fig. 2.3.- Prdidas de presin y nodos principales en el SIP. Fuente: PEMEX
2.4.1 COMPORTAMIENTO DE FLUJO A TRAVS DE LA TUBERA DE
PRODUCCIN (TP)4
Nind relacion el gasto de produccin con la RGL suponindola constante,
mientras vara el gasto del lquido y muestra que: para cualquier dimetro y
profundidad de tubera, tenemos un gasto de produccin que ocasiona la mnima
prdida de presin en la tubera de produccin.
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Fig. 2.4.- Prdidas de presin en funcin del gasto para varias RGL. Fuente:
PEMEX
Cuando se explota un yacimiento, la presin del mismo va a declinar provocando
un aumento de la RGL, que al principio nos beneficiar en la produccin de
fluidos, pero al aumentar demasiado nos puede causar problemas de prdidas por
friccin mayores.
2.5 SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCIN7
Los sistemas artificiales de produccin (SAP) son sistemas o equipos que
proporcionan energa al pozo para poder vencer la contrapresin ejercida por la
columna de fluidos sobre la formacin, y as restablecer o incrementar la
produccin de hidrocarburos que pueda ser explotada del yacimiento, en forma
rentable.
Tambin se puede definir como un equipo adicional a la infraestructura de un
pozo, que suministra energa adicional, tambin llamada energa externa, a los
fluidos producidos por el yacimiento desde una profundidad determinada.
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Su objetivo principal es optimizar tcnicamente y econmicamente la produccin
del sistema yacimiento-pozo, maximizando las ganancias bajo un funcionamiento
seguro y en un medio ambiente sano.
Pasos:
1. Seleccin del SAP
2. Diseo del SAP.
3. Implementacin del SAP en campo.
4. Monitoreo de los datos de produccin.
5. Monitoreo del funcionamiento del equipo.
6. Evaluacin integral del SAP instalado.
Hay dos consideraciones importantes que se deben tomar mucho en cuenta para
la instalacin de un SAP.
a) Aspectos tcnicos
En los aspectos tcnicos debemos de hacer un estudio del campo para determinar
si es posible instalar un SAP, se consideran las caractersticas tanto del pozo
como de los fluidos del yacimiento para as escoger el sistema artificial mas
adecuado para dichas condiciones. Adems se debe considerar los problemas
que llegue a presentar nuestro pozo y el mismo yacimiento durante la instalacin
del SAP.
b) Anlisis econmico
En este caso se debe hacer un anlisis de los beneficios que traer instalar un
SAP el cual incluya: costos de operacin, costos de instalacin, costos de
mantenimiento y los ingresos que tengamos por el aumento de la produccin al
aplicar algn SAP.
La seleccin apropiada del SAP depende del anlisis de informacin de varias
disciplinas que son perforacin, terminacin, administracin de yacimientos, etc.
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La informacin que nos proporciona estas disciplinas son factores que nos ayudan
a la seleccin de un sistema artificial de produccin, en la figura 1.7 se puede
mencionan ejemplos de stas.
Fig. 2.5.-Factores que afectan la seleccin de un SAP
Factores para la seleccin de
un SAP
C. de produccin
Propiedades de los fluidos
C. del yacimiento
C. del pozo Energia
Localizacin
Instalaciones superficiales
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Tabla 2.1. Ejemplos de algunos factores que afectan a un Sistema Artificial de
Produccin. Fuente: Tesis BNC 2005.
.
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31
Fig. 2.6 Efecto de los Sistemas Artificiales de Produccin. Fuente: Tesis BNC
2005.
. A) En esta grfica se puede observar cuando tenemos un pozo que ya no est
produciendo hidrocarburo por su propia energa, pozo muerto, es decir,
pozo sin fluir. Lo que buscamos es reducir la presin de fondo fluyendo en
el pozo (Pwf), con esto se incrementa el diferencial de presin P, presin
esttica del yacimiento-presin de fondo fluyendo (Pws-Pwf). La
implementacin de los Sistemas Artificiales de Produccin nos ayudarn a
que nuevamente un punto de interseccin entre la curva de comportamiento
de flujo o vertical (VLP por sus siglas en ingls) y la curva del IPR o bien si
ya existe dicho punto de interseccin, este mejore su ubicacin al
incrementarse el gasto de lquido (Ql) del pozo con el SAP. El punto donde
ambas curvas se interceptan le corresponder una Pwf1 y un Q1 dado
pasando de un pozo sin fluir a un pozo fluyente con SAP.
. B) Para incrementar la produccin de hidrocarburos de un pozo fluyente,
cuando las condiciones de presin de un yacimiento as lo permiten, es
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necesario tener la instalacin del SAP adecuado, dada las caractersticas
del yacimiento. Lo que se busca, ser aligerar la columna de los fluidos
para facilitar ms su produccin a superficie. Esto se ver reflejado con el
incremento de produccin, es decir pasara de una Pwf1 con pozo fluyente a
una Pwf2 con SAP. El diferencial de presin que se logre, ser
directamente proporcional al incremento del gasto que se tenga en un pozo
con SAP.
2.5.1 EFICIENCIA DE LEVANTAMIENTO ENTRE DIFERENTES SISTEMAS
ARTIFICIALES DE PRODUCCIN7
Uno de los SAP s que presenta una mayor eficiencia es el de Bombeo de
Cavidades Progresivas, seguido por el Bombeo Mecnico, Bombeo
Electrocentrfugo, Bombeo Neumtico Continuo, Bombeo Hidrulico y por ltimo el
Bombeo Neumtico Intermitente. Obteniendo la eficiencia como consideracin de
la relacin de gasto medido con el gasto de diseo.
Fig. 2.7 Eficiencia de los diferentes Sistemas Artificiales de Produccin. Fuente
tesis BNC 2005.
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2.6 SISTEMA DE BOMBEO NEUMTICO24.
El Bombeo Neumtico es la forma de Sistema Artificial que ms se asemeja al
proceso de flujo natural, debido a esto, es considerado como una extensin del
proceso natural del yacimiento. En un pozo con flujo natural, como el fluido
productor viaja hacia la superficie, la presin de la columna de fluido es reducida,
el gas en solucin se libera, provocando su expansin. Este gas libre siendo ms
ligero que el aceite, provoca su desplazamiento reduciendo la densidad del flujo
del fluido y disminuyendo a su vez el peso de la columna de fluido sobre la
formacin.
Esta reduccin en el peso de la columna de fluido, produce una presin diferencial
entre el pozo y el yacimiento que es lo que provoca que el pozo fluya. El objetivo
de este sistema es precisamente el mismo, reducir el peso de la columna de fluido
sobre la formacin por medio de la inyeccin de gas a una presin relativamente
alta a travs del espacio anular, que depender de la profundidad y de la presin
de yacimiento.
El sistema consiste de cuatro partes fundamentales:
Fuente de gas a alta presin: Estacin de compresin, pozo productor de
gas a alta presin o compresor a boca de pozo.
Un sistema de control de gas en la cabeza del pozo, vlvula motora
controlada por un reloj o un estrangulador ajustable (vlvula de aguja).
Sistema de control de gas sub-superficial (vlvulas de inyeccin con
mandril).
Equipo necesario para el manejo y almacenamiento del fluido producido.
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Existen bsicamente tres tipos de Sistemas de Bombeo Neumtico:
Bombeo Neumtico Continuo.
Bombeo Neumtico Intermitente.
Bombeo Neumtico Autoabastecido.
2.6.1 BOMBEO NEUMTICO CONTINUO6
En el proceso del Bombeo Neumtico continuo (Figura 2.8), gas a una presin
relativamente alta es inyectado en el fondo del pozo, para realizar esto, se coloca
una vlvula en el punto de inyeccin ms profundo con la presin disponible del
gas de inyeccin, junto con la vlvula reguladora en la superficie.
Este mtodo se utiliza en pozos con un alto ndice de Productividad (IP) (mayor
0.5 bl/da/lb/pg2
) y presiones de fondo fluyendo (Pwf) relativamente altas, es decir,
que la columna hidrosttica sea del orden del 50% o ms en relacin a la
profundidad del pozo.
En este tipo de pozos, la produccin a obtener puede estar dentro del rango de
200 a 20,000 bl/da a travs de tuberas de produccin comunes. Si el pozo es
explotado por el espacio anular, es posible obtener gastos de hasta 80,000 bl/da.
El dimetro interno de la tubera de produccin rige el gasto, siempre y cuando el
ndice de productividad del pozo, la presin de fondo fluyendo, el volumen y la
presin del gas de inyeccin y las condiciones mecnicas sean ideales. Esta
inyeccin del gas se une con el gas de formacin para levantar el fluido a la
superficie por uno o varios de los procesos siguientes:
Reduccin de la densidad del fluido y del peso de la columna. As la presin
diferencial entre el yacimiento y el pozo se incrementara.
La expansin del gas de inyeccin, lo que empujara al fluido productor
hacia la superficie.
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Desplazamiento del flujo bache por largas burbujas de gas, actuando como
un pistn.
Fig. 2.8 BN Continuo. Fuente: Tesis BNC 2005.
2.6.2 BOMBEO NEUMTICO INTERMITENTE6
El Sistema Artificial de Bombeo Neumtico Intermitente, consiste en el
levantamiento con gas de un bache de lquido, desde cierta profundidad hasta la
superficie.
El Bombeo Neumtico Intermitente (Figura 2.9), es un proceso cclico, en el cual
se forma un bache de lquido en la tubera de produccin a cierta profundidad,
originado por los fluidos que fluyen de la formacin hacia el pozo; cuando el
lquido alcanza una longitud predeterminada por diseo, se inyecta gas a alta
presin del espacio anular a la tubera de produccin, a travs de una vlvula
operante de inyeccin de gas, el bache de lquido es impulsado hacia arriba
debido a la expansin y presin del gas debajo de este; la rpida movilidad del gas
continuamente penetra o sobrepasa el fondo del bache del lquido, resultando una
disminucin de la longitud del bache. Simultneamente, se forma una pelcula de
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lquido en las paredes de la tubera conforme la burbuja de gas rebasa la
superficie inferior del bache.
El lquido se empieza a producir en cuanto el bache de lquido alcanza la boca del
pozo, despus de que el bache de lquido se produce, el gas se expande
rpidamente y barre parte del lquido de la pelcula formando un bache secundario
por el arrastre del lquido dentro del ncleo de gas.
El lquido es producido por esta forma de arrastre hacia la superficie, mientras la
expansin del gas lo contine arrastrando hacia arriba. Despus de la produccin
del lquido arrastrado, el lquido remanente que no alcanza la superficie y el lquido
de la pelcula caen adicionndose al lquido que entra de la formacin y llena la
tubera de produccin, con lo que juntos forman el nuevo bache de lquido que
ser producido en el siguiente ciclo.
Fig. 2.9 BN Intermitente Fuente: Tesis BNC 2005.
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2.6.3 BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO19
Si hablamos de que la reserva de gas de nuestro yacimiento es pequea, el
diseo de las instalaciones superficiales deber contemplar un circuito cerrado
para el gas, es decir, que el gas que se inyecta al pozo sea recuperado en
superficie para que nuevamente se reutilice, de tal modo que el nico gas que se
consuma sea el que utilice el compresor como combustible. Esta condicin
obligara a que la presin de succin del compresor sea ligeramente menor a la
contrapresin con que va a fluir el pozo. Para poder tener un buen resultado de
esta tipo de Bombeo Neumtico, ser necesario realizar un diseo apropiado para
comprimir en superficie y en la localizacin del pozo el gas proveniente de la
formacin el cual fluir por el espacio anular entre la T.R. y la T.P. Una vez que se
haya incrementado la presin del gas, este se reinyectara en el fondo del pozo a
travs de la T.P. Con la finalidad de reducir el gradiente de flujo natural de los
fluido del yacimiento, y reducindose de esta manera el componente hidrosttico
de la columna de fluidos desde el punto de inyeccin hasta la superficie lo que
har que, el aceite fluya por el espacio anular entre la tubera de produccin.
Fig. 2.10 Bombeo Neumtico Autoabastecido Fuente: ENX Compressors.
Es importante el uso de un simulador de procesos en conjunto con un simulador
de flujo multifsico por que lograra determinar qu tipo de instalaciones
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superficiales sern o no, necesarias instalar y reducir riesgos e inversiones
innecesarias. El Bombeo Neumtico Autoabastecido es susceptible de ser
aplicado en campos que cuenten con yacimientos productores de aceite y gas y
no tengan infraestructura superficial de redes de Bombeo Neumtico. Es
considerado un sistema altamente recomendable, de bajo costo y fcil de
implementar. Mediante la aplicacin de este sistema se pueden evitar grandes
erogaciones por concepto de construccin y mantenimiento para infraestructura de
transporte de gas, por lo que es una gran opcin para campos de aceite cuyo
potencial de produccin es bajo. Ayudar a disminuir el riesgo que presenta
transportar gas a alta presin.
A continuacin se dar una breve descripcin de los componentes que integran el
sistema.
Separador bifsico: La finalidad de la instalacin de un separador bifsico
es la de separar la fase liquida de la fase gaseosa, la fase liquida ser
enviada a la batera en donde finalmente ser depositada en tanques de
almacenamiento. La fase gaseosa ser comunicada con la succin del
compresor.
Compresor. El motor que utilizara este equipo ser del tipo de combustin
interna a gas, el cual ser tomado del mismo gas que produce el
yacimiento, es importante recalcar que este tipo de motores tiene una
mayor flexibilidad en cuanto a la variacin de la velocidad con que opera.
Vlvula de control de presin. Est contemplado una vlvula de control
de presin a instalarse en la descarga del compresor bifsico, de manera
que controle la presin de descarga del separador, enviando el excedente
de gas a la lnea de descarga de lquidos del separador, despus de la
vlvula de control de nivel.
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Vlvula reguladora de flujo. Su principal funcin es la de regular el
volumen de gas que el compresor comprimir para posteriormente ser
inyectado a la tubera flexible.
Vlvula de control de nivel. Como su nombre lo indica, esta vlvula
regulara el nivel de lquido dentro del separador.
Medidor de placa de orificio. Con la finalidad de cuantificar el gasto de
gas que se inyecta al interior de la tubera flexible, as como el
comportamiento de flujo del sistema.
La Figura 2.10 muestra el esquema ideal de las instalaciones del Bombeo
Neumtico Autoabastecido (caso base), sin embargo se han realizado ciertas
modificaciones al sistema, dada las caractersticas de los yacimientos, estas
adaptaciones se han hecho, utilizando diversos accesorios como son la
implementacin de un colgador con tubera flexible (TF), en la cual se inyecta el
gas de BN. Aplicado en el pozo Vernet 259, de la regin sur, para este caso el
Bombeo Neumtico Autoabastecido es recomendable a implementarse cuando los
potenciales de produccin de los yacimientos de aceite no son altos, las
inversiones que se requieren hacer en la construccin de infraestructura de
trasporte de gas as como en el acondicionamiento de los aparejos de produccin
de los pozos para ser operadas con vlvulas de Bombeo Neumtico, originan que
un proyecto de este tipo, no sea rentable. (Figura 2.11).
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Fig. 2.11 Bombeo Neumtico Autoabastecido con TF Pozo Vernet 259.23
en el caso del pozo Mora 22 donde se le anexa como accesorio, una bomba
que produce la inyeccin de fluidos inhibidores de corrosin y prevencin de
agrietamientos a las tubera, esto para pozos que manejen alto grado de
condensados y H2S.(Figura 2.12).
Fig. 2.12 Bombeo Neumtico Autoabastecido con Inhibidor de corrosin Pozo
Mora 22. 23
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2.7 SISTEMA DE BOMBEO MECNICO5
La funcin principal de este sistema es la de extraer fluidos mediante un
movimiento ascendente-descendente, que se transmite por medio de la sarta de
varillas a la bomba colocada dentro de la TP en el fondo, cerca del yacimiento.
Principalmente este tipo de Sistema Artificial, se aplica cuando se tiene un bajo
ndice de productividad, que no exista la produccin de arena y si lo hay que esta
sea muy baja, que exista una presin de fondo fluyendo suficiente para que los
fluidos alcancen un nivel esttico en el pozo, que no haya depsitos de parafinas,
que la Pwf > Pb a la profundidad de la colocacin de la bomba. Los fluidos
acumulados en la TR llegan a la superficie a travs de la TP. Sus componentes
principales son, unidad de bombeo mecnico, cabezal y conexiones superficiales,
sarta de varillas, bomba reciprocante.
Fig. 2.13 BM Convencional.
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2.8 SISTEMA DE BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS.11
El Sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas proporciona un mtodo de
levantamiento artificial que se puede utilizar en la produccin de fluidos muy
viscosos y su mantenimiento es relativamente sencillo. Consta bsicamente de
un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de
un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y seccin circular, que gira
dentro de un estator de elastmero vulcanizado.
La operacin de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excntricamente
dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de
ambos, para mover el fluido desde la succin de la bomba hasta su descarga. El
estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubera de produccin con un
empaque no sellante en su parte superior. El dimetro de este empaque debe ser
lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de
la bomba sin presentar restriccin de ningn tipo, y lo suficientemente pequeo
como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensin del rotor.
El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las
varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la
cabeza del rotor.
La geometra del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idnticas y
separadas entre s. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades
se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando
de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades
estn hidrulicamente selladas entre s, el tipo de bombeo es de desplazamiento
positivo.
La instalacin de superficie est compuesta por un cabezal de rotacin (Figura
2.14), que est conformado, por el sistema de trasmisin y el sistema de frenado.
Estos sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento
a la bomba de cavidades progresivas.
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Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje,
que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo contrario, no
existir accin de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsin mxima
que puede soportar este mecanismo a fin de evitar daos innecesarios y mala
operacin del sistema
Dentro de las aplicaciones de este Sistema Artificial se encuentran varias, con un
rango ptimo para aceites pesados de hasta con un 50% de arena, aceite medio
limitado en el contenido de H2S, aceite ligero limitado en el contenido de
aromticos, extraccin de agua en pozos productores de gas y es aplicable en
yacimientos maduros con flujo de agua.
Fig. 2.14 Bombeo de Cavidades Progresivas.11
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2.9 BOMBEO ELECTROCENTRFUGO SUMERGIDO.11
Este Sistema Artificial de Produccin (Figura 2.15) es muy utilizado en el mundo
por sus altos volmenes de recuperacin de hidrocarburos. Las primeras pruebas
de este sistema, en Mxico, fueron realizadas en los aos 70 s, en el distrito Poza
Rica. Consiste en convertir la energa elctrica empleada en energa mecnica
para as poder levantar una columna de fluido desde un nivel determinado hasta la
superficie.
Maneja un amplio rango de profundidades y volmenes, su aplicacin es
particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias para producir altos
volmenes de lquidos con bajas relaciones gas-aceite. Tiene como principio
fundamental levantar el fluido del yacimiento hasta la superficie, mediante la
rotacin centrfuga de la bomba electrosumergible. La potencia requerida por
dicha bomba es suministrada por un motor elctrico que se encuentra ubicado en
el fondo del pozo; la corriente elctrica, necesaria para el funcionamiento de dicho
motor, es suministrada desde la superficie, y conducida a travs del cable de
potencia hasta el motor.
Una unidad tpica de bombeo electrosumergible est constituida en el fondo del
pozo por los siguientes componentes: motor elctrico, protector, seccin de
entrada, bomba electrosumergible y cable conductor. Las partes superficiales son:
cabezal, cable superficial, tablero de control y transformador. La integracin de los
componentes es indispensable, ya que cada uno ejecuta una funcin esencial en
el sistema para obtener las condiciones de operacin deseadas que permitan
impulsar a la superficie el gasto requerido.
La tcnica para disear las instalaciones bombeo electrocentrfugo sumergido
consiste en: seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la
produccin deseada, de asegurar el incremento de presin para levantar los
fluidos, desde el pozo hasta la estacin, y escoger un motor capaz de mantener la
capacidad de levantamiento y la eficiencia del bombeo.
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El sistema representa uno de los mtodos ms automatizables y fcil de mejorar, y
est constituido por equipos complejos y de alto costo, por lo que se requiere, para
el buen funcionamiento de los mismos, de la aplicacin de herramientas efectivas
para su supervisin, anlisis y control.
Fig. 2.15 Bombeo Electrocentrfugo Sumergido.
2.10 BOMBEO HIDRULICO11.
Este tipo de Sistema Artificial de Produccin transmite su potencia mediante el uso
de un fluido presurizado que es inyectado a travs de la tubera (Figura 2.16). Este
fluido conocido como fluido de potencia o fluido motriz, es utilizado por una bomba
sub-superficial que acta como un transformador para convertir la energa de
dicho fluido a energa potencial o de presin en el fluido producido que es enviado
hacia la superficie. Considerndose como fluidos de potencia ya sean el agua, o
crudos ligero. La bomba hidrulica es un dispositivo tal, que recibiendo energa
mecnica de una fuente exterior, la transforma en una energa de presin
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transmisible de un lugar a otro de un sistema hidrulico a travs de un lquido
cuyas molculas estn sometidas precisamente a esa presin.
El bombeo hidrulico comparado con el mecnico y el neumtico es relativamente
nuevo, pues su etapa de desarrollo se remonta a 1932 y hasta nuestros das ha
alcanzado un grado de perfeccionamiento y una eficiencia tal, que en muchos
casos puede competir ventajosamente con cualquier otro mtodo conocido. Los
sistemas de bombeo hidrulico proporcionan una flexibilidad extraordinaria en la
instalacin y capacidad de funcionamiento para cumplir una amplia gama de
requerimientos de extraccin artificial.
En el sistema de bombeo hidrulico, el crudo (o agua) se toma del tanque de
almacenamiento y se alimenta a la bomba Triple/Mltiple. El fluido de potencia,
ahora con la presin aumentada por la bomba triple, est controlada por las
vlvulas en la estacin de control y distribuida en uno o ms pozos. El fluido de
potencia pasa a travs de las vlvulas del cabezal del pozo y es dirigido a la
bomba. En una instalacin de bomba de pistn, este fluido de potencia acciona el
motor que a su vez acciona la bomba. El fluido de potencia regresa a la superficie
con el crudo producido y es enviado por la tubera al tanque de almacenamiento.
Dentro de este sistema, tenemos dos vertientes:
Bombeo Hidrulico tipo pistn.
Bombeo Hidrulico tipo Jet.
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Fig. 2.16 Sistema de Bombeo Hidrulico.
2.10.1 BOMBEO HIDRULICO TIPO PISTN11.
El extremo de una bomba hidrulica de fondo de pozo, es similar varilla del
Bombeo Mecnico, ya que utiliza un mbolo accionado llamado como pistn de
la bomba) y dos o ms vlvulas de retencin. La bomba puede ser de simple o de
doble efecto. Se llama de simple efecto, ya que desplaza lquido ya sea en la
carrera ascendente o descendente (pero no en ambos). Una bomba de doble
efecto tiene vlvulas de succin y descarga de ambos lados del mbolo, lo que le
permite desplazar a los fluidos a la superficie, tanto en la carrera ascendente y
descendente. Con uno u otro sistema, el movimiento del mbolo lejos de una
vlvula de succin, disminuye a presin que mantiene la vlvula cerrada, esta
misma se abre a medida que baja la presin, que es cuando a los fluidos del pozo
se les permite entrar en el barril o cilindro de almacenamiento. Al final de la
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carrera, el mbolo se invierte, lo que obliga a la vlvula de succin a cerrar y a
abrir la vlvula de descarga. El pistn del motor est construido de manera similar
a la bomba de un mbolo y se expone a la fuente de alimentacin de fluido que
est bajo el control de la vlvula del motor. La vlvula del motor invierte el flujo del
lquido motriz y hace que el del pistn del motor valla de un lado a otro. Este
sistema consta principalmente de los siguientes elementos: motor hidrulico con
pistn de doble accin, vlvula motriz que regula el flujo del fluido motriz al motor,
bomba hidrulica con pistn de doble accin. El motor y la vlvula constituyen la
llamada seccin motriz, la bomba se localiza en la seccin de produccin.
(Figura 2.17).
Fig. 2.17 Operacin del Bombeo Hidrulico tipo Pistn.
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2.10.2 BOMBEO HIDRULICO TIPO JET. 10
En este caso de Bombeo Hidrulico tipo Jet, el mtodo de levantamiento artificial
es similar al de Bombeo Hidrulico tipo Pistn en cuanto al principio de
funcionamiento, a las instalaciones y equipos de superficie, la diferencia
principalmente radicara en la bomba subsuperficial. Los principales componentes
de la bomba Jet (Figura 2.18) son la boquilla, la garganta y el difusor. El fluido
motriz entrara a la bomba por la parte superior de la misma, inmediatamente el
fluido pasa a travs de la boquilla, de este modo toda la presin del fluido se
convierte en energa cintica. El chorro de la boquilla es descargado en la entrada
de la cmara de produccin, la cual se encuentra conectada con la formacin
productora. De esta manera, el fluido de potencia arrastra al fluido de produccin
proveniente del pozo y la combinacin de ambos fluidos entra a la garganta de la
bomba.
No requiere de varillas o cables elctricos para la transmisin 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
hidrulicamente o con unidades de cable. Los fluidos producidos pueden ser
utilizados como fluido motriz. Su mantenimiento es de bajo costo y de fcil
implementacin.
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Fig 2.18 Principales elementos de la Bomba tipo Jet Fuente: The technology of
artificial lift methods 1980.
2.11 MBOLO VIAJERO5
El mtodo del embolo viajero utiliza un pistn que se desplaza de manera cclica
por toda la longitud de la sarta de produccin desde el tope localizado en el fondo
hasta el cabezal de produccin. Generalmente el mbolo viajero se clasifica como
un mtodo separado, podra no entrar en la categora de sistemas artificiales
debido a que en la definicin de sistema artificial se menciona que estos sistemas
proporcionan energa adicional al pozo. Sin embargo en este trabajo se tomar
como parte de ellos debido a que en combinacin de otros elementos puede llegar
a mantener la produccin de un pozo. Algunas de sus aplicaciones ms comunes
son:
En usado en pozos de aceite con altas RGA (Relacin gas-aceite) para
mantener la produccin de manera cclica.
Usado en un pozo de aceite o gas para mantener la tubera de produccin
limpia de parafina, incrustaciones, etc.
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Usado en conjunto con bombeo neumtico intermitente para reducir la
cada de lquido al fondo.
Usado en pozos de gas para descargar el lquido acumulado en el fondo del
pozo. Cuando el mbolo es usado en operaciones de bombeo neumtico
intermitente es una forma independiente de dicho mtodo y se observa su
equipo de fondo en la Figura 2.19. Al introducir el mbolo, este genera una
interfaz solida entre el gas y el lquido. La presin del gas inyectado debajo del
mbolo debe ser mayor que la presin ejercida por la carga del lquido por
encima del mbolo, al realizar este recorrido el mbolo hace una especie de
barrido minimizando la cada de lquido y minimiza el efecto de penetracin de
gas en el centro del bache de lquido, su aplicacin en el bombeo neumtico
intermitente hace ms eficiente el levantamiento.
Fig. 2.19 Equipo de fondo para BN con mbolo de elevacin Fuente: Overview of
Artificial Lift Systems 1982.
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2.12 SISTEMAS COMBINADO7.
Debido a la constante evolucin de la industria petrolera y la complejidad de sus
proyectos ha sido necesaria en algunos casos la implementacin de sistemas
combinados para ajustarse mejor a las necesidades de produccin de los pozos.
Lo anterior se hace con el fin de mejorar el desempeo del levantamiento, que con
la implementacin de un nico sistema no podra tenerse. Existen diversas
combinaciones de sistemas, esto se hace con un cuidadoso diseo para que logre
mejorarse realmente el rendimiento del levantamiento. Cuando se hace una
combinacin de sistemas se busca que cada uno de ellos trabaje con la mayor
eficiencia operativa y que se reduzcan gastos de operacin.
Una de las ms utilizadas es la combinacin de Bombeo Electrocentrfugo con
Bombeo Neumtico. Los mayores beneficios que se pueden obtener al combinar
estos sistemas es que se reducen los costos de compresin para el BN y se tiene
un menor requerimiento de energa para el BEC. Este pude utilizarse en pozos
con bajas presiones y un buen aporte de fluidos, la bomba centrifuga se coloca
cerca de la cara de los disparos y el aparejo de BN se coloca por encima de la
bomba a una profundidad donde la presin de descarga del BEC sea la ptima
para el levantamiento por gas. Cuando se tiene una combinacin BEC-BN la
variacin de la produccin puede controlarse con un aumento en las tasas de
inyeccin de BN o con un movimiento ms rpido de la bomba centrifuga. La
combinacin de estas prcticas puede aumentar el ciclo de vida del equipo
empleado y si alguno de los dos llegase a fallar podr seguir producindose pero
con un gasto de produccin menor.
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2.13 DETERMINACIN DEL MOMENTO OPORTUNO PARA INSTALAR UN
SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCIN 15.
Cuando la energa natural del yacimiento no es la suficiente para elevar la
produccin a la superficie, es necesario utilizar un Sistema Artificial de Produccin
que complemente esa energa adicional requerida para continuar con la
explotacin del yacimiento. Sin embargo, es conveniente tener la seleccin
adecuada de qu tipo de Sistema Artificial de Produccin se implementar, desde
antes que se empiece la perforacin del yacimiento y el diseo de las
instalaciones. Esto requerir, una comunicacin abierta entre las personas
involucradas en el proyecto. Adems, debern ser tomados en cuenta todos los
requerimientos y limitaciones tanto econmicas y fsicas, otorgadas en el contrato.
Antes de instalar un Sistema Artificial de Produccin ser conveniente tener un
estudio econmico que compare todos los Sistemas Artificiales bajo las siguientes
premisas: inversin inicial, vida til del sistema, costos de operacin, produccin
esperada, costos y duracin de intervenciones a pozos, produccin diferida por
dichas intervenciones, as como una estadstica de fallas de los sistemas.
Debern as tambin revisarse las caractersticas geomtricas de los pozos, las
propiedades de los fluidos producidos, presencia de posibles depositaciones
orgnicas e inorgnicas, posibles producciones de arena, temperatura de los
pozos, as como la profundidad media de los pozos con la finalidad de seleccionar
el sistema adecuado a las condiciones de los pozos.
A su vez, se tendr un estudio tcnico-econmico que implique el menor riesgo
posible, considerado a su vez como un estudio de factibilidad.
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2.14 CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIN DE UN SISTEMA
ARTIFICIAL DE PRODUCCIN23.
La seleccin particular de un Sistema Artificial es realizada en la mayora de los
casos por los ingenieros de produccin, utilizando el mtodo ms fcil y disponible
para ellos, basndose principalmente en su experiencia y en el acceso actual al
conocimiento del sistema, as como a la tecnologa disponible.
Esta manera de seleccionar, ha sido reconocida por mucho tiempo como la
manera ms corta y rpida de escoger cual ser el sistema que mejor se adapte
de acuerdo a las caractersticas del pozo, y en la mayora de los casos obteniendo
decisiones acertadas.
Por otro lado, para la implementacin de un Sistema Artificial ser conveniente
saber si existe o no una terminacin convencional o mltiple.
Ya que las terminaciones mltiples presentan problemas por no tener suficiente
espaciamiento tubular, por lo que la eleccin del Sistema Artificial no estar
determinada por el diseo ptimo o por criterios econmicos, sino ms bien por
limitaciones fsicas. Incluido en esto la locacin del pozo, las plataformas marinas
estn limitadas en extensin areal. En igualdad de condiciones, el mejor Sistema
Artificial en tierra, puede no ser prctico en una plataforma con espacio limitado.
Aqu de nuevo, las terminaciones mltiples y/o pozos desviados, dictan la eleccin
del tipo de Sistema Artificial a implementarse.
Tambin es importante la consideracin de la existencia de una fuente de energa
como motor principal. En algunas reas puede o no ser existente, de manera
econmica, tcnica o prctica.
En cuanto a la energa elctrica ha cobrado importancia debido a su disponibilidad
y a su aplicacin para la automatizacin. El costo de compra, transporte,
almacenamiento y manejo se puede volver desalentador cuando se requiere disel
o propano como fuente de energa.
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El diseo y la seleccin del Sistema Artificial dependern de las condiciones de
produccin as como tambin de las condiciones climticas severas que afectarn
la eleccin de nuestro sistema. Ya sea el caso de tener una temperatura muy fra
o con mucho calor extremo, fuertes vientos, polvo o nieve, zona poblada o no,
pueden limitar esta seleccin. La corrosin tambin es un factor importante.
Crudos amargos, produccin de salmuera y corrosin por oxgeno y CO2
afectaran de igual forma la seleccin de nuestro Sistema Artificial de Produccin,
al igual que la produccin de slidos como arenas, parafinas y asfltenos. La
profundidad del intervalo productor y la desviacin del pozo deben de ser
considerados para lograr un potencial de levantamiento adecuado para tiempos
futuros. Las relaciones gas aceite y agua deben de ser consideradas tambin, ya
que son factores limitantes de los tipos de Sistemas Artificiales.
La estimacin futura de los precios del aceite y del gas tambin ser esencial, sin
embargo el hacer ese tipo de predicciones ser muy complicado, esto por la
vulnerabilidad de los precios en el mercado petrolero a nivel mundial. La parte ms
difcil del anlisis ser obtener buena informacin de los costos de operacin en el
mtodo de levantamiento artificial que se tenga planeado para un determinado
pozo. Por lo que la informacin de pozos similares, (pozos vecinos) deber ser
utilizada si es posible.
Con esa informacin, ms predicciones como inflaciones, impuestos, etc.
Ayudarn a encontrar el valor presente neto de un mtodo de levantamiento
artificial en especfico.
La seleccin de los Sistemas Artificiales de Produccin no depender nicamente
de los costos de instalacin y operacin, algo muy importante es la productividad
del pozo, y una primera etapa para elegir el sistema adecuado. De acuerdo a la
tabla 2.2para gastos mayores a los 20,000 bls/da son recomendables el uso del
BEC y el BN, estas recomendaciones, hechas por expertos de la industria, que a
lo largo de los aos han detectado la eficiencia de estos Sistemas Artificiales de
Produccin tcnica y econmicamente, ante estos gastos de operacin que
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proporcionan los pozos.
As mismo vemos que para gastos menores a 100 bls/da el sistema menos
adecuado a implementar, es el BEC dado que vindolo desde el punto de vista
econmico, no ser factible ya que a 100 bls/da quiz no se podr alcanzar a
pagar el costo el equipo, mantenimiento, para esto ser necesario tomar en cuenta
muchas consideraciones, como precio del barril, costos que operacin, costos de
equipo, personal, etc.
Tabla 2.2 Productividad del pozo y Sistema Artificial recomendado 23
Tambin es importante la presin que nuestro yacimiento maneje. Un vez que ha
disminuido por debajo de un tercio de la presin debida a la columna hidrosttica
de los fluidos en el pozo, el Bombeo Neumtico Continuo se vuelve cuestionable,
ya que la cantidad de gas requerida para levantar los fluidos se vuelve excesiva.
Las bombas sumergibles pueden operar por debajo de algunos de cientos de
libras por pulgada cuadrada, los pistones y los sistemas hidrulicos pueden operar
esencialmente a una presin de cero, tal vez requiriendo cierta ventilacin de gas.
La profundidad puede ser una limitacin importante, como se muestra en la tabla
2.3. Ya que muchos de los Sistemas Artificiales de Produccin, pierden su
eficiencia para determinadas distancias, tal es el caso del BM. Donde sabemos
que las sartas de varillas, es el medio de transporte de la energa, desde el equipo
de superficie, hacia la bomba del subsuelo. Por supuesto esta transmisin de
energa est influenciada por el comportamiento de la sarta, que a su vez,
depende de la profundidad.
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De manera sencilla, podemos representar la sarta de varillas como un elemento
de alta esbeltez, siendo la esbeltez la relacin que existe entre la longitud del
elemento y el ancho de su seccin transversal. Esto hace que la sarta de varillas
se comporte como un cuerpo flexible y su movimiento este influenciado por la
inercia que se genera a partir del movimiento transmitido desde la unidad de
bombeo. En este sentido, la unidad de BM es sensible a la profundidad, y se debe
tomar en cuenta para la seleccin, de este sistema. Para profundidades mayores a
3600 metros, es recomendable el uso del Bombeo Hidrulico, que a esto, habra
que sumarle otros factores a considerarse, para tener el Sistema Artificial de
Produccin ms adecuado. Actualmente, con los nuevos desarrollos tecnolgicos,
estos indicadores estn sujetos a cambios, por lo que no es una regla de rangos
de profundidades, que sea para siempre.
Tabla 2.3 Profundidad del pozo para el Sistema Artificial recomendado 23
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En la tabla 2.4 se muestran los problemas ms comunes que afectan a la
seleccin de los principales y ms utilizados Sistema Artificial de Produccin.
Tabla 2.4 Problemas que influyen al elegir el Sistema Artificial de Produccin. 23
2.15 PRINCIPIO DE OPERACIN DEL BOMBEO NEUMTICO
AUTOABASTECIDO 19
Como se ha mencionado anteriormente el BNA consiste en inyectar gas a alta
presin en el fondo del pozo para descargar los fluidos a la superficie. Para que lo
anterior pueda ocurrir el gas cumple tres importantes funciones que se
representan en la Figura 2.20:
Disminuye la densidad del fluido: Al entrar en contacto el gas a alta presin con
los fluidos provenientes del yacimiento, la columna de lquido se gasifica
incrementando el volumen aparente de la columna y resultando en una
disminucin de la densidad de la columna de fluido.
Expansin del gas: Al hacer el recorrido dentro de la tubera de produccin el gas
aumenta su volumen (se expande) debido a que hay una reduccin de la presin
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conforme disminuye la profundidad.
Desplazamiento de lquido: Cuando las burbujas son lo suficientemente grandes
como para ocupar todo el dimetro interno de la tubera de produccin, se crea
una interfaz de lquido-gas formando baches de lquido que son desplazados por
la corriente ascendente de gas subyacente.
Fig. 2.20 Principio de operacin del BNA. Fuente: Manual BNA ENX compressors
2012.
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2.15.1 LIMITACIONES DEL BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO16.
A pesar de su flexibilidad operacional el BNA, al momento de compararlo con otros
sistemas de levantamiento artificial salta a la vista una serie de limitaciones
presentes en este sistema.
Para su operacin se requiere una fuente adecuada y constante de gas a lo
largo de la vida del proyecto. Por otra parte si la fuente de gas es deficiente
(baja presin o demasiado corrosivo, etc.) es necesario hacer un
acondicionamiento del gas.
Cuando el levantamiento continuo no es capaz de reducir la presin de
admisin, como resultado, el bombeo no puede llegar a presiones bajas de
fondo del pozo. Esto dar lugar a una mayor contrapresin en el sistema,
limitando as el potencial de produccin del pozo, incluso afectando la
recuperacin final de hidrocarburos. Dicho problema se hace ms evidente
al aumentar la profundidad y la presin del yacimiento.
Las principales ventajas y desventajas presentes en el bombeo neumtico
autoabastecido son:
Ventajas
El BNA puede operar sobre una amplia gama de condiciones de
produccin, puede ser diseado para elevar miles de barriles por da o
menos de un barril por da.
Puede manejar cantidades significativas de slidos (por ejemplo, arena).
Es accesible para monitorear y reparar el pozo.
Puede ser aplicado para cualquier configuracin del pozo (desviado,
horizontal, dual).
No requiere infraestructura de BN en la TP para la inyeccin de gas, debido
al empleo de TF.
Los costos de operacin son relativamente bajos.
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No requiere tener una red de gas para BN, por lo tanto se puede instalar en
cualquier locacin.
Desventajas
La inversin inicial puede ser significativa y el tiempo que conlleva la
instalacin del sistema.
El BNA no siempre puede implementarse debido al RGA e IP.
Actualmente el BNA opera con gas dulce como fuente de energa para el
motor (recomendable) aunque tambin puede operar con disel y gas
amargo.
Las tuberas deben soportar presiones elevadas (sobre todo al momento de
la inyeccin).
Mantener la temperatura en el equipo es muy importante para evitar paros
inesperados en el sistema en especial en estaciones muy calurosas del
ao.
Puede ser peligrosa su implementacin en zonas urbanas, debido a que se
manejan lneas de alta presin.
2.16 INSTALACIONES DE BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO23
El diseo de cualquier sistema artificial de produccin no debe ser realizado en
forma aislada del resto del sistema de produccin. El aumento en los costos de
desarrollo, los de operacin y capital, junto con la necesidad de conservar gas
asociado y no asociado, dictan la necesidad de tener un sistema integrado.
Tipos de instalaciones de bombeo neumtico autoabastecido
En el bombeo neumtico autoabastecido podemos tener diferentes tipos de
instalaciones, incluso en pozos vecinos puede haber una diferencia sustancial en
la instalacin del aparejo aunque ambos sean producidos por bombeo neumtico.
El tipo de instalacin est fuertemente influenciada por las caractersticas
mecnicas (tipo de terminacin) y de produccin (produccin de arena y/o agua,
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conificacin de gas, etc.). Es necesario determinar cmo variarn las condiciones
de produccin con respecto al tiempo, esto debe incluir un anlisis del
comportamiento de la presin de fondo y del ndice de productividad. En la Figura
2.21 se muestran los tipos bsicos de instalaciones de BN.
2.16.1 INSTALACIN ABIERTA6
En este tipo de instalacin, la tubera de produccin est colgada al cabezal sin
empacador. Esto quiere decir que hay una comunicacin entre el espacio anular y
el fondo de la tubera de produccin. Esta instalacin preferentemente debe ser
implementada en pozos con buenas caractersticas de produccin, que tengas un
nivel alto de fluidos y permitan la formacin de un sello lquido, generalmente se
recomienda nicamente para pozos con bombeo neumtico continuo. Una razn
para restringir el uso de este tipo de instalacin es la presin variable en la lnea
superficial, esta variacin de presin ocasionara un movimiento en el nivel del
fluido del espacio anular y pudiendo dejar expuestas las vlvulas situadas debajo
del punto de inyeccin a una erosin severa con el fluido.
Otra desventaja es que cada vez que el pozo necesite ser cerrado, al momento de
reabrirlo hay que descargarlo y reacondicionarlo nuevamente debido a que
mientras estuvo cerrado hubo un aumento en el nivel de fluido en el espacio
anular. Al momento de descargarlo, dicho fluido debe ser descargado por el
espacio anular sometiendo nuevamente a las vlvulas a una erosin adicional.
Debido a los mltiples problemas encontrados, no es recomendable una
instalacin abierta, salvo en casos donde no sea posible colocar un empacador.
2.16.2 INSTALACIN SEMICERRADA6
Esta instalacin es similar a la instalacin abierta, la diferencia es que se agrega
un empacador de produccin para sellar el espacio anular entre la tubera de
produccin y la tubera de revestimiento. Esta instalacin puede ser implementada
en pozos con bombeo continuo o intermitente y no disminuir sueficiencia. Una de
las ventajas es que una vez que el pozo ha sido descargado no hay manera de
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que el fluido regrese al espacio anular ya que todas las vlvulas tienen dispositivos
check para evitar el retorno del flujo, a su vez, se evitar que cua