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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIAFACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA
CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS
ESTUDIO DE APLICACIÓN DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE PETROLEO EN EL POZO SANTA ROSA
PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS
POSTULANTE: SERGIO RICARDO CARRASCO ROJAS
COCHABAMBA-BOLIVIA
2013
AGRADECIMIENTO
DEDICATORIA
Quiero expresar mi agradecimiento:
A mi Director de Carrera el ingeniero Carlos Canedo Quiroga, por el apoyo y la orientación para la realización de este proyecto.
Al ingeniero Ricardo Grageda por brindarme una mano amiga, por los consejos oportunos y su respaldo permanente.
Al ingeniero Freddy Reynolds Pareja, por la motivación y los consejos.
A los ingenieros Freddy Pool y Rafael Mendoza, por su calidad humana y su enorme contribución al mejoramiento de este trabajo como calificadores del proyecto.
A todos mis docentes por haber compartido su conocimiento y ayudar en mi trayectoria universitaria para mi formación profesional.
A mis amigos y compañeros por la confianza y su fe en mi para que pudiera culminar con esta etapa de mi vida.
Resumen
A Dios por permitirme culminar con éxito esta etapa de mi vida, por tener en mi camino personas maravillosas, por ser la fuerza y la esperanza que me permitieron vencer cada dificultad.
A mis abuelos Cosme y Lidia porque con su ejemplo a diario inspiran en mi el deseo de superación, porque con su amor, orientación y confianza hicieron de mi lo que soy y nada de esto hubiese sido posible sin ustedes.
A mis padres Ricardo y Juana por su apoyo incondicional, paciencia y esmero por verme siempre triunfante y exitoso en cada una de mis metas.
A mis hermanos, Ana, Ernesto, Bruno, Rocío, Andrés y Emily, para recordarles que con esfuerzo, confianza e iniciativa es posible alcanzar todas nuestras metas y sueños.
A mis tíos Fernando, Lily, Ronald y toda mi familia porque siempre tuvieron los brazos abiertos para tenderme la mano cuando más lo necesitaba.
A todos mis amigos por tantas sonrisas y momentos compartidos.
Con Cariño: Sergio
La actual situación de nuestro país en cuanto el abastecimiento de hidrocarburos líquidos ha llegado a un punto muy crítico, debido a que nuestra producción de petróleo ha decaído considerablemente.
Causa de esto es que lo pozos de petróleo dejaron de producir o fueron cerrados por diversos factores.
La explotación de campos petrolíferos por métodos primarios, es decir aprovechando la energía propia del reservorio, tiene una recuperación que oscila entre un 35 a 40%, quedando en el subsuelo gran parte de la riqueza contenida en el reservorio.
Para poder extraer esos fluidos se necesitan distintos mecanismos, los cuales pueden variar de acuerdo a la naturaleza y a la energía que contenga un pozo determinado.
El presente proyecto estará dirigido al pozo “Santa Rosa X-1” que en la actualidad no se encuentra en producción; será necesario realizar una recolección de los datos actuales del pozo, como ser las características físicas y químicas de petróleo que existe ahí que son muy necesarias para el estudio que se quiere realizar.
Para desarrollar el estudio primeramente se tiene que conocer cuáles son los métodos de levantamiento artificial que más se usan en la actualidad, algunos de ellos son: bombeo mecánico, bombeo electrosumergible, bombeo hidráulico tipo pistón, bombeo hidráulico tipo jet, levantamiento artificial por gas, y bombeo por cavidades progresivas.
Los métodos citados se los comparará considerando sus características, ventajas y desventajas, calificando las variables del pozo en los diferentes rangos de aplicación de los métodos de levantamiento artificial, añadiendo a esto los datos del pozo.
De esta forma lo que se pretende hacer es seleccionar el método de levantamiento artificial más apropiado para el pozo Santa Rosa
INDICE
CAPITULO 1.........................................................................................................................1
1.1Introducción..................................................................................................................1
1.2. Antecedentes..............................................................................................................2
1.3. Problema.....................................................................................................................3
1.3.1. Planteamiento del problema.................................................................................3
1.3.2. Identificación del problema..................................................................................4
1.3.3. Formulación del problema...................................................................................4
1.4. Objetivos.....................................................................................................................5
1.4.1. Objetivo general...................................................................................................5
1.4.2. Objetivos específicos...........................................................................................5
1.5. Justificaciones............................................................................................................5
1.5.1.Justificación académica........................................................................................5
1.5.2.Justificación social................................................................................................5
1.5.3.Justificación técnica..............................................................................................6
1.6. Limitaciones y alcances............................................................................................6
1.6.1. Limitaciones.........................................................................................................6
1.6.2. Alcances.............................................................................................................6
1.7. Investigación...............................................................................................................6
1.7.1. Tipo de investigación...........................................................................................6
1.7.2. Diseño de investigación......................................................................................7
CAPITULO 2.........................................................................................................................8
MARCO TEORICO...............................................................................................................8
2.1. Producción de hidrocarburos......................................................................................8
2.2.Producción de petróleo................................................................................................9
2.3. Mecanismos de producción........................................................................................9
2.3.1 Recuperación primaria..........................................................................................9
2.3.1.1 Empuje por gas disuelto...............................................................................11
2.3.1.2 Empuje por capa de gas..............................................................................13
2.3.1.3 Empuje hidrostático......................................................................................14
2.3.2 Recuperación secundaria...................................................................................16
2.3.2.1 Métodos de recuperación secundaria.........................................................16
2.3.2.1.1 Inyección de agua.................................................................................17
2.3.2.1.2 Inyección de gas....................................................................................19
2.3.3 Recuperación terciaria y/o mejorada.................................................................21
2.3.3.1 Métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos.........................22
2.3.3.1.1 Inyección de polímeros.........................................................................23
2.3.3.1.2 Inyección de surfactantes......................................................................25
2.3.3.1.3 Inyección de soluciones alcalinas.........................................................26
2.3.3.2 Procesos de recuperación mejorada por inyección de mezclas de aditivos químicos...................................................................................................................27
2.3.3.2.1 Inyección de polímeros micelares.........................................................27
2.3.3.2.2 Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS)......................................27
2.3.3.2.3 Inyección de mezclas álcali-surfactante-polímero (ASP)......................28
2.4 Métodos de levantamiento artificial....................................................................................29
2.4.1 El bombeo mecánico..........................................................................................32
2.4.1.1 Tipos de unidades de bombeo mecánico....................................................37
2.4.1.2 Elemento de diseño de bombas mecánicas................................................38
2.4.2 Bombeo electrosumergible (BES)......................................................................47
2.4.2.1 Componentes de la bomba electrosumergible.............................................48
2.4.3 Bombeo hidráulico tipo pistón.............................................................................59
2.4.4 Bombeo hidráulico tipo Jet.................................................................................64
2.4.5 Levantamiento artificial por gas..........................................................................66
2.4.6 Bombeo por cavidades progresivas...................................................................73
2.4.6.1 Equipos de superficie y quipos de subsuelo................................................79
2.4.6.2 Equipos de superficie...................................................................................86
2.4.6.3 Procedimiento de selección de una bomba BCP.........................................90
2.5 Fundamento teóricos requeridos para el levantamiento artificial..............................93
2.5.1 Calificación de las variables de un pozo en los diferentes rangos de aplicación de los métodos de levantamiento artificial...................................................................93
2.5.2 Información requerida.........................................................................................94
2.5.3. Ponderación de las calificaciones de las variables del pozo.............................99
2.6 Parámetros de análisis de productividad de un pozo..............................................102
2.6.1 Índice de productividad y el IPR.......................................................................102
CAPITULO III....................................................................................................................104
PRESENTACIÓN Y ÁNALISIS DE RESULTADOS FUNDAMENTALES DE LA PRODUCCIÓN..................................................................................................................104
3.1 Geografía y estratigrafía del área de estudio..........................................................104
3.1.1 Ciclo Siluro-Devónico........................................................................................105
3.1.2 Ciclo Carbónico-Pérmico..................................................................................105
3.1.3 Ciclo Mesozoico................................................................................................106
3.1.4 Ciclo Terciario...................................................................................................106
3.2. Faja chapare – Boomerang....................................................................................107
3.3 Sistema de completación del pozo..........................................................................109
3.4 Cálculo del indice de productividad y caudal máximo.............................................112
3.5 Determinación del sistema de levantamiento.....................................................113
3.6 Determinación de la unidad de bombeo por cavidades progresivas.......................125
3.6.1.- Determinación del levantamiento neto...........................................................125
3.6.2 Determinación accesorios................................................................................129
3.6.2.1 Determinación del cabezal de superficie...................................................129
3.6.2.2 Determinación de las varillas.....................................................................131
3.7 Pronostico................................................................................................................133
CAPITULO 4.....................................................................................................................134
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES....................................................................134
4.1 Conclusiones...........................................................................................................134
4.2 Recomendaciones...................................................................................................136
BIBLIOGRAFIA.................................................................................................................137
ANEXOS...........................................................................................................................139
Indicé de tablas
Tabla 2.1. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada basado en métodos químicos.............................................................................23
Tabla 2.2 Asignación de porcentajes de cada variable......................................................98
Tabla 2.3 Asignación numérica de los rangos de aplicación............................................100
Tabla 3.1 Sistema de tuberías.........................................................................................109
Tabla 3.2 Datos del pozo.................................................................................................109
Tabla 3.3 Datos de producción del pozo.........................................................................110
Tabla 3.4 Histórico de producción Pozo Santa Rosa.......................................................111
Tabla 3.5 Características de yacimiento, producción y pozo para Bombeo Mecánico....113
Tabla 3.6 Tipología de los fluidos en Bombeo Mecánico................................................114
Tabla 3.7Características de las facilidades de superficie para Bombeo Mecánico.........115
Tabla 3.8Características de yacimiento, producción y pozo para Bombeo Electro sumergible.........................................................................................................................115
Tabla 3.9 Características de los fluidos producidos para Bombeo Electro sumergible...116
Tabla 3.10Características de las facilidades de superficie para Bombeo electro sumergible.........................................................................................................................116
Tabla 3.11Características de yacimiento, producción y pozo para Bombeo Hidráulico Tipo Pistón........................................................................................................................117
Tabla 3.12Características de los fluidos producidos para Bombeo Hidráulico Tipo Pistón........................................................................................................................117
Tabla 3.13Características de las facilidades de superficie para Bombeo Hidráulico Tipo Pistón........................................................................................................................118
Tabla 3.14 Características de yacimiento, producción y pozo para Bombeo Hidráulico Tipo Jet.............................................................................................................................118
Tabla 3.15Características de los fluidos producidos para Bombeo Hidráulico Tipo Jet...119
Tabla3.16Características de las facilidades de superficie para Bombeo Hidráulico Tipo Jet.............................................................................................................................119
Tabla 3.17Características de yacimiento, producción y pozo para gas............................120
Tabla 3.18Características de los fluidos producidos para gas.........................................120
Tabla 3.19Características de las facilidades de superficie para gas................................121
Tabla 3.20 Características de yacimiento, producción y pozo para Bombeo por Cavidades Progresivas.....................................................................................................121
Tabla 3.21Características de los fluidos producidos para bombeo por Cavidades Progresivas.......................................................................................................................122
Tabla 3.22 Características de las facilidades de superficie para bombeo por Cavidades Progresivas..................................................................................................122
Tabla 3.23 Resumen de valoración para los distintos tipos de levantamiento.................123
Tabla 3.24 Datos bombas OIL LIFT..................................................................................128
Tabla 3.25 Tamaños de centralizadores...........................................................................132
Indicé de Figuras
Fig. 2.1 Empuje por gas disuelto.........................................................................................13
Fig. 2.2 Empuje por capa de gas........................................................................................14
Fig. 2.3 Empuje hidrostático................................................................................................15
Fig. 2.4 Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo..............18
Fig.2.5 Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso.....................20
Fig. 2.6. Esquema del proceso de inyección de polímeros................................................24
Fig. 2.7. Esquema del proceso de inyección de surfactantes.............................................25
Fig.2.8. Esquema del proceso de inyección de soluciones alcalinas.................................26
Fig. 2.9. Esquema del proceso de inyección de mezclas ASP...........................................28
Fig. 2.10 Sistema de Bombeo Mecánico............................................................................34
Fig.2.11. Caja de venteo.....................................................................................................49
Fig.2.12. Cabezal de descarga...........................................................................................50
Fig.2.13. Cabezal tipo Hércules..........................................................................................51
Fig.2.14. Lado exterior del cabezal.....................................................................................51
Fig. 2.15 Corte transversal de un motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico...............................................................................................................................54
Fig. 2.16 Muestra de un separador de gas.........................................................................55
Fig. 2.17 Protector o sección sellante.................................................................................56
Fig. 2.18 Bombas Centrífugas sumergibles........................................................................57
Fig. 2.20 Arreglos de pozos tipo fijo...................................................................................60
Fig. 2.21 Arreglos tipo libre paralelos.................................................................................60
Fig. 2.22 Instalación de una bomba tipo libre.....................................................................61
Fig.2.23. Interior de la bomba hidráulica de succión..........................................................61
Fig. 2.24 Esquema de funcionamiento de la bomba...........................................................65
Fig. 2.25 Esquema de una bomba BCP.............................................................................77
Fig. 2.26 Estator y rotor de una BCP..................................................................................78
Fig. 2.27: Vista de planta de rotor y excentricidad..............................................................79
Fig. 2.28: Sistema de bombeo BCP....................................................................................80
Fig. 2.29 Equipos de subsuelo:...........................................................................................81
Fig. 2.30 Varillas de la sarta................................................................................................82
Fig. 2.31 Estator..................................................................................................................83
Fig. 2.32 Niple intermedio...................................................................................................84
Fig. 2.33 Poleas y correas..................................................................................................90
Fig. 2.34 Curva IPR...........................................................................................................102
Fig. 3.1 Subandino Boliviano............................................................................................104
Fig 3.2 Columna estratigráfica generalizada....................................................................106
Fig. 3.4 Mapa de ubicación de yacimientos de petróleo y gas de Bolivia y Noroeste de Argentina...........................................................................................................................107
Fig. 3.5 Modelo estratigráfico para el Devónico entre el Norte de Argentina y la zona de Santa Cruz de la Sierra.....................................................................................................108
Indicé de Anexos
Anexo 1 Pág. Catologo Oil Lift mod. Bomba 34
Anexo 2 Pag. Catologo Oil Lift mod. Cabezal B500
Anexo 3 Pág. Catologo Tenaris Varilla Grado D
CAPITULO 1
1.1 Introducción
El desabastecimiento de líquidos en nuestro país tiene su origen en el hecho de
que la producción de petróleo, ha sufrido una disminución en los últimos años.
Esto ha originado que nuestros volúmenes de importación de gasolina, diesel y
GLP, tengan una fuerte subvención, para mantener los precios congelados de
estos productos en el territorio nacional, originando que un buen porcentaje de
estos combustibles vuelvan a salir por nuestras fronteras. Tal es el caso del gas
licuado de petróleo (GLP), que para nuestros vecinos su costo es mucho más
elevado; solo por dar un ejemplo el precio de la garrafa de GLP de 10 Kgf. en el
Perú cuesta un promedio de 75 Bs.
La notable declinación de la producción petrolera se puede ver en el hecho de que
el año 2007 el país consumía 18.000 barriles de diesel por día (bbld), de los
cuales tenía que importar alrededor de 6.000. Dos años después, en el 2009, el
consumo llegaba ya a 21.000 bbld y la importación era más de la mitad.
Según estos datos, la producción interna cubría en el 2007 dos tercios del
consumo de diesel, en tanto que en el 2009 un poco menos de la mitad
El consumo interno de gasolina y GLP se encuentra sustentado en la producción
de gas natural que normalmente tiene un porcentaje de líquidos asociados, que
en los últimos años ha ayudado a YPFB a paliar el déficit en la producción de
petróleo; en 11 años (2001-2011) la producción de petróleo bajó de más de 16.000
barriles por día a poco más de 4.000 (72%), según datos de YPFB.
La recuperación de petróleos es en la actualidad una de las mayores
preocupaciones de la estatal petrolera y a ella van orientados todos los esfuerzos
de la parte técnica. Para la recuperación se han aplicado diversas técnicas que
han contribuido a la mejora de la producción de los mismos, pero que siguen
aportando un factor de recobro muy bajo.1
Por ello, elevar los volúmenes actuales de producción representa un eslabón clave
en el abastecimiento interno. Todo trabajo debe está orientado a mejorar la
producción sea mediante trabajos de exploración, prospección y perforación de
pozos, también se debe pensar en la reactivación de aquellos campos
marginales, implementando el uso de nuevas técnicas.
Durante los últimos años se han venido realizado varios estudios y evaluación de
los campos productores a iniciativa de la empresa estatal, estos estudios han
revelado que se tienen muchos campos maduros y marginales, los mismos que
pueden ser explotados con nuevas tecnologías y ser sometidos a
reacondicionamiento y/o completación.
Con la finalidad de seguir explotando estos yacimientos en forma económica, será
necesario utilizar métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR).
Todos los esfuerzos deben ir dirigidos a maximizar el factor de recobro de los
yacimientos y a corto plazo a acelerar el recobro de las reservas recuperables.
1.2. Antecedentes
La explotación de campos petrolíferos por métodos primarios, es decir
aprovechando la energía propia del reservorio, tiene una recuperación que oscila
entre un 35 a 40%, quedando en el subsuelo gran parte de la riqueza contenida en
el reservorio.
Así, una variedad de técnicas de recuperación suplementaria se han empleado
con el fin de aumentar la recuperación de petróleo de yacimientos subterráneos.
Todas las compañías operadoras han analizado como mejorar los índices de
recuperación de las reservas de un determinado pozo, habiendo hecho análisis
exhaustivos en el caso de nuestro país de los campos marginales y/o maduros y
viendo las nuevas tecnologías que se usan en el mundo entero.
Dentro de estos parámetros se tienen que realizar estudios para poder predecir el
comportamiento futuro de los pozos productores, y poder determinar los métodos
que mejor se ajuste a la realidad de cada caso de estudio.
2
1.3. Problema
1.3.1. Planteamiento del problemaTodo pozo tiene una vida productiva, durante la misma las tasas de producción
van declinando, esta declinación de la producción está relacionada con una serie
de aspectos tanto internos como externos.
El campo Santa Rosa tiene en la actualidad tres pozos que están en etapa de
declinación de la producción y que fueron sometidos a rehabilitación y algunos
tienen problemas de invasión de agua. Estos pozos producen de los reservorios
Ayacucho, Piray y Sara
El año 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación en los 3 pozos para habilitar a
producción las reservas de gas de las arenas Ayacucho y Arenisca Nº 1. A finales
del año 2010 se perforó y completó el pozo SRS-8, habilitándolo a producción en
los reservorios Ayacucho, Piray y Sara, incorporando a estos dos últimos como
nuevos niveles productores en el campo Santa Rosa. En agosto del año 2011 se
perforó el pozo SRS-9 con resultados positivos habilitando a producción los
reservorios Sara, Ayacucho y AreniscaNo.1.
Actualmente en el campo se encuentran en produciendo los pozos SRW-X5 y
SRW-X6, SRS-8 y SRS-9; el pozo SRW-X4 está cerrado por invasión de agua
desde octubre del año 2011.
El campo Santa Rosa se encuentra operando desde el año 1981, su producción
está en franco declive, esto se debe a la lógica pérdida de presión del reservorio,
pero también al estado de la terminación del pozo, a la inundación del pozo,
estado de la tubería de producción, etc.
Se plantea que de dar solución al problema que aqueja a este pozo se estaría
recuperando hasta un 70% de la reserva total que tenía el pozo, ya que el pozo en
31 años de producción ininterrumpida sigue produciendo con la energía natural del
mismo.
La terminación de pozo realizada hace mucho tiempo para niveles de producción
más elevado trae aparejada tuberías de producción sobredimensionadas, lo que
3
origina que la velocidad del gas sea muy baja para poder arrastrar líquidos del
fondo del pozo, lo que generara el ahogamiento del pozo; este problema fue
solucionado mediante la implementación de la completación del pozo.
La pérdida natural de la energía del pozo plantea un nuevo reto para mantener o
por lo menos mejorar las tasas de producción.
1.3.2 Identificación del problema
Los bajos niveles de producción del pozo debido a la antigüedad del mismo.
1.3.3 Formulación del problema
¿Se mejorará la producción del pozo Santa Rosa X-1 del campo Santa Rosa
mediante el uso de técnicas de recuperación secundaria?
4
CIERRE DEL POZOAHOGAMIENTO DEL POZO
EFICIENCIA DEL SISTEMA FUERA DE PARAMETROS
NORMALES
DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO SANTA
ROSA X-1
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE DEFICIENTE
FILTROS TAPONEADO POR LA ARENA DE
FORMACIÓN
ELEVADA PRODUCCION DE AGUA
1.4 Objetivos
1.4.1 Objetivo general
Proponer un método de levantamiento artificial para el pozo Santa Rosa X-1
1.4.2 Objetivos específicos
Obtener la correlación estratigráfica del campo Santa Rosa.
Realizar un análisis del sistema de producción del reservorio.
Determinar el método de levantamiento
Determinar los componentes del sistema seleccionado.
Elaborar un pronóstico de producción.
1.5 Justificaciones
1.5.1 Justificación académica
Plantear soluciones a problemas de la producción petrolera ha sido y es hasta
nuestros días tema de interés y desvelo del mundo tecnológico – científico. El
presente trabajo es un aporte desde la óptica de un postulante al título de
ingeniero petrolero, donde se tratará de develar los pequeños secretos de este
mundo de la tecnología petrolera. Pretende ser un pequeño paso, para que en
base a este estudio otros estudiantes puedan develar un pequeño resquicio de
este mundo de millones de dólares.
1.5.2 Justificación social
Todo proyecto de investigación universitaria tiene que tender a solucionar
aspectos de la realidad vigente que plantea problemas que derivan en índices de
pobreza más elevados, o que generan incertidumbre en la población, tal es el caso
de la baja de producción de líquidos que tiene nuestro país, ya que cualquier
iniciativa que tienda a mejorar la producción de los mismos redunda en beneficios
a la población.
5
1.5.3. Justificación técnica
Tratar de mejorar la explotación de un campo petrolero toma en cuenta factores
técnicos, operativos, ecológicos y económicos que de alguna manera puedan
afectar las condiciones existentes. Desde el punto de vista técnico, el trabajo de
investigación planteado a la tecnología petrolera que está ausente en gran medida
en los libros y textos de la formación universitaria, recopilará la información de las
empresas que manejan estos temas con bastante reserva, ya que de esta manera
se pretende mantener a nuestro país en desventaja tecnológica.
1.6 Limitaciones y alcances
1.6.1 Limitaciones
No se entrará a la determinación del cálculo mecánico de los mismos ya que son
elementos que hacen a otra rama de la ingeniería.
Las partes referentes al perfil profesional del ingeniero petrolero serán tratadas
con toda profundidad. Se procederá a realizar un pronóstico de la elevación de la
producción
1.6.2 AlcancesEl proyecto se abocará al cálculo y selección de los elementos que hacen al
arreglo superficial y sub superficial del pozo.
1.7 Investigación
1.7.1 Tipo de investigación
a) Correlacional; porque busca establecer las variables que afectan el
proceso de producción de petróleo involucrados dentro el método de
recuperación propuesto
b) Exploratorio; porque existen pocos antecedentes de la investigación en
nuestro país, ya que es un área de poco desarrollo; esta investigación
6
presenta una divulgación de los resultados para su puesta en práctica en
diferentes campos.
1.7.2 Diseño de investigación
La investigación será del tipo de toma de datos en campo, sin manipulación de
variables, recolectando los datos requeridos sobre el pozo en estudio.
Investigación primaria
Los datos se recolectaran en el campo mediante el estudio de documentación
proporcionada por la empresa encargada del campo.
Investigación secundaria
Se recurrirá a fuentes secundarias tales como:
a) Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH).
b) Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
c) Información obtenida de Internet.
d) Información bibliográfica
7
CAPITULO 2
MARCO TEORICO
2.1 Producción de hidrocarburos
La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la
buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por
el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el
hidrocarburo a comercializar.
Una de las etapas más importantes de la rama petrolera es la producción de
hidrocarburos, el cual permite estudiar y aplicar las
distintas herramientas adecuadas para extraer el hidrocarburo que se encuentra
en el subsuelo. Por tal motivo, se requiere de muchos estudios que permitan
conducir las mejores formas para que ese fluido llegue a la superficie, y con qué
capacidades se cuentan para explotar de una forma factible el hidrocarburo
deseado del pozo perforado y pueda ser viable económicamente.
Para poder extraer esos fluidos se necesitan de distintos mecanismos, los cuales
pueden variar de acuerdo a la naturaleza y a la fuerza que contenga un pozo
determinado. Se pueden observar que existen mecanismos naturales como
también artificiales. Para una empresa productora es más factible e importante
que estos mecanismos sean naturales, por el solo hecho de que estos no
requieren gastos para utilizarlo, solo se necesita que la naturaleza de la formación
esté a favor.
Para empezar a producir un pozo, es necesario que se lleven a cabo diferentes
pruebas que permitan arrojar datos experimentales de cómo va a salir ese
hidrocarburo y como este se va a manejar luego de ser extraído. Estas pruebas
tienen en sí el fin de determinar la habilidad de la formación para producir fluidos,
es decir cómo la formación factiblemente producirá los hidrocarburos que están en
ella.
8
Los diferentes tipos de pruebas convencionales, son muy importantes en conjunto,
ya que cada una tiene en sí un fin distinto; por ejemplo se tiene la prueba de
potencial, la cual se realiza para determinar la capacidad productiva teórica de los
mismos, bajo condiciones de flujo abierto; la prueba isocronal a su vez permite
obtener datos para establecer una curva de productividad o capacidad
estabilizada, y la prueba isocronal modificada que fue introducida para reducir los
tiempos de prueba, esta es muy similar a la isocronal, con la única diferencia que
los tiempos de cierre entre flujos son iguales a los tiempos de flujo.
2.2 Producción de petróleo
Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir.
En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por
surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones.
Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento,
su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la
superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.
Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados
por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente,
el pozo resultará "surgente", produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría
de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir, el pozo
está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización
de métodos artificiales de bombeo.
2.3 Mecanismos de producción
2.3.1 Recuperación primariaDurante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el
efecto del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del
yacimiento.
En muchos yacimientos profundos la presión es mayor que la presión hidrostática,
lo que hace que el petróleo llegue a la superficie con el solo aporte energético del
yacimiento. A medida que se expanden los fluidos en el yacimiento, la presión
tiende a bajar en forma más o menos rápida según los mecanismos involucrados. 9
En ciertos casos, puede existir un mecanismo de compensación natural que
reduzca notablemente la velocidad de decaimiento de la presión, como la
compactación de sedimento (subsidencia), la migración de un acuífero activo o la
lenta expansión de una bolsa de gas.
Cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha reducido, se necesita un
aporte externo de energía para disminuir la presión en fondo de pozo. Se bombea
el crudo desde el fondo del pozo, o bien se utiliza el método del levantamiento con
gas; este consiste en inyectar gas en el fondo de pozo de tal forma que el fluido
producido sea una mezcla de gas y petróleo de densidad suficientemente baja
para llegar a la superficie bajo el efecto de la presión del yacimiento.
El período de recuperación primaria tiene una duración variable, pero siempre se
lleva a cabo ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el
comportamiento del yacimiento, las cuales son de primera importancia para la
planificación de la explotación posterior.
La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha bajado
demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado importantes de
otros fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación primaria del crudo
originalmente en sitio es en promedio del orden de 10-15%, pero puede ser tan
bajo como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar 20% y aún más en
yacimientos que poseen una baja permeabilidad y una bolsa de gas o un acuífero
activo.
Para la extracción del petróleo que se encuentra en los yacimientos es necesario
perforar pozos, estos constituyen la unidad fundamental de drenaje. Una vez
perforados los pozos estos comienzan a producir debido a la acción de fuerzas
naturales que desplazan los fluidos del yacimiento hasta los pozos productores.
Estas fuerzas naturales a medida que se va produciendo van disminuyendo, hasta
el punto donde el yacimiento alcanza su límite físico; las fuerzas capilares que se
desarrollan entre los fluidos y los poros de la arena que los contiene, dejan
atrapados al petróleo y este deja de fluir naturalmente, es a partir de allí donde se
aplican los mecanismos de producción inducidos.
Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales" a saber:
10
a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas
disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución
de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.
b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre
el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un
empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con
capa de gas es del 40/50%.
c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para
provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua
acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este
tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.
El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es
aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la
superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie
de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula
mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción
que se quiera dar al pozo.
2.3.1.1 Empuje por gas disueltoEl Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno,
Empuje por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje
por Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para
aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En un
reservorio de Empuje por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por
Agua. La saturación de agua promedio dentro del volumen poroso, está cerca al
valor irreducible.
La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de
burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de
burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará
rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el
11
reservorio permanece en solución. Este proceso es a menudo definido como
Empuje por Expansión de Fluidos.
Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la
producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con
la consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. Después que la saturación
de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil.
A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser
pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que
se incremente el GOR observado en los pozos. El mecanismo principal se debe al
empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y
de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente
expansible. La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta
normalmente en el rango de 3% o menos.
La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de
5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una
alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR
de solución y homogeneidad de la formación.
Los métodos que han sido desarrollados para predecir la recuperación de petróleo
incluyen el método de Muskat, diversas variaciones del método de Tarner, balance
de materiales por diferencias finitas, técnicas estadísticas y Simulación Numérica.
12
Fig. 2.1 Empuje por Gas disuelto
Después de algún tiempo el petróleo en el reservorio estará por debajo del punto de burbuja.
Fuente: molten.latinclicks.info
2.3.1.2 Empuje por capa de gasPara este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es
exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en
el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el
gas. Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la máxima cantidad de gas
en solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la
producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible
del petróleo.
13
La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del
orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.
Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de
gas recupere más petróleo son:
(a) Baja viscosidad del petróleo.
(b) Alta gravedad API del petróleo
(c) Alta permeabilidad de la formación
(d) Alto relieve estructural.
(e) Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.
La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación
numérica o por cálculos de balance de materiales.
Fig. 2.2 Empuje por Capa de Gas
Fuente: Petroblogger
2.3.1.3 Empuje hidrostático
En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es
mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a
la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto
agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio
poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al
14
reservorio de petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a
mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo
que se encuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a:
Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la
presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos
del reservorio.
El acuífero es parte de un sistema. El agua que rodea al reservorio de
petróleo está en contacto con agua proveniente de la superficie.
Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo,
los reservorios por empuje de agua se denominan:
(a) Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de
gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede
moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede
convertirse en un gran problema.
(b) Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el
reservorio desde los lados.
Fig. 2.3 Empuje Hidrostático
Fuente: Petroblogger
15
2.3.2 Recuperación secundaria
Los procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las
cuales son: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. La fase primaria es
producto del flujo natural del yacimiento, cuando la presión en este, es la
necesaria para empujar los fluidos que allí se encuentren. La fase secundaria, se
emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo
naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo hasta los
pozos de producción. Por último tenemos la fase terciaria o mejorada, por lo
general viene luego de la segunda etapa, se inyectan químicos, energía térmica o
gases miscibles para extraer el crudo.
Debido a la variedad de los métodos de recuperación existentes, se hace una
evaluación del yacimiento para saber cuál es el método más adecuado de recobro.
Por lo general se examinan las propiedades de los fluidos, continuidad de la
formación, mecánica de las rocas, tecnología de perforación, opciones de
terminación de pozos, simulación de la producción e instalaciones de superficie.
Se debe tener en cuenta que las fases no llevan un orden estricto, ya que se
podrían utilizar dependiendo de las necesidades existentes en el pozo, es decir,
que podríamos pasar de una fase primaria a una terciaria, si se considera más
favorable para la producción del yacimiento.
2.3.2.1 Métodos de recuperación secundaria
Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del
yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de
presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores) y desplazan o
arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores).
Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los únicos
fluidos susceptibles de inyectarse económicamente eran el agua y en ciertos
casos el gas natural.
16
El drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite originalmente en sitio
hasta un promedio de 25-30%, con variaciones desde 15 hasta 40% según los
casos.
2.3.2.1.1 Inyección de agua
Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por
acción de la presión ejercida por el agua, esta operación fue realizada por primera
vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue
utilizada en los años cuarenta.
“Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas
arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se
movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en
los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos
vecinos”[1]. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde
el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas
características:
No debe ser corrosivo
Los componentes minerales como BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O,
CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de conchas por lo
que se debe tratar de eliminar del agua este tipo de minerales.
Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la
obstrucción de los pozos de inyección.
Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al
unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por
eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos.
El agua preparada para la inyección debe presentar características
similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y
pueda funcionar el método.
17
Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de
recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los
pozos a nivel mundial.
Fig. 2.4 Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo
Fuente: Comunidad Petrolera.com
Se puede llevar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los pozos
productores e inyectores, tales como:
1. Inyección periférica o externa
Se basa en inyectar agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia
del yacimiento. Este método es conocido como inyección tradicional en donde el
agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto agua-petróleo.
Características:
Es utilizado cuando se desconocen las características del yacimiento.
Los pozos de inyección son ubicados en el acuífero, alejados del lugar
donde se encuentra el petróleo.
2. Inyección en arreglos o dispersa
Se encarga de inyectar agua en el lugar donde se encuentra el crudo. Esto trae
como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean desplazados
hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre de inyección interna.
Características:
18
Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los
límites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la
porosidad y del número y posición de los pozos existentes.
Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa.
Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que queden
arreglados como en la primera etapa de recuperación.
2.3.2.1.2 Inyección de gas
Fue el primer método empleado y es un proceso donde el gas se inyecta en el
yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa de
producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta. Se usó
a principios de los años 1900, con el objetivo de mantener la presión dentro del
yacimiento.
La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se
efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos.
Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo existente en el
yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una fase homogénea
simple, la menor presión para que ocurra la movilización del crudo, es
aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda restringida en un
valor mínimo de 5.000 pies. El proceso enriquecido de hidrocarburos varía según
el proceso de inyección de gas a alta presión principalmente, por la manera que
los hidrocarburos son transferidos de una fase a otra, este proceso puede ser
aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión.
Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede
extraer mediante la inyección de gas:
Las propiedades de los fluidos del yacimiento.
El tipo de empuje.
La geometría del yacimiento.
La continuidad de la arena.
19
El relieve estructural.
Las propiedades de la roca.
Temperatura y presión del yacimiento.
Fig.2.5 Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso
Fuente: Comunidad Petrolera.com
La inyección del gas se clasifica en dos tipos que son: la inyección de gas interna
o dispersa y la inyección de gas externa.
1. Inyección de gas interna o dispersa
Consiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha
inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial, por empuje por gas
disuelto y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.
Características:
Se utiliza en reservorios homogéneos, con poca inclinación y con poco
espesor.
Se necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son
ordenados de tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la
zona de producción. El ordenamiento estará sujeto al tipo de yacimiento.
La permeabilidad efectiva del gas debería ser baja.
20
2. Inyección de gas externa
Es el proceso de inyección de gas cerca del borde o cresta de producción del
reservorio, lugar donde está la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal
manera que el crudo es desplazado hacia abajo.
Características:
Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el
desplazamiento del petróleo mediante el empuje por la capa de gas.
Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical.
Deben tener alto buzamiento.
Se ubican los pozos de producción de tal manera que cubran gran parte del
área donde es inyectado el gas.
Factores que se deben considerarse para realizar un proceso de inyección de
agua y de gas:
Geometría del yacimiento
Litología
Profundidad del Yacimiento
Porosidad
Permeabilidad
Continuidad en las propiedades de las rocas
Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos.
Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas
2.3.3 Recuperación terciaria y/o mejorada
Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene
todavía60-80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio. Esto se debe a
que la eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria está
limitada por dos factores:21
A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual
suficientemente baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos,
atrapados por las fuerzas capilares.
A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido
inyectado durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja
permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o
porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable.
Al paso del tiempo por más agua o gas que se inyecte y aunque se usen
avanzados sistemas de bombeo ya no se recupera más petróleo y la declinación
comienza, en este punto debe aplicarse Recuperación Terciaria o Mejorada, la
cual tiene varios métodos entre los que se encuentran el uso de químicos como
los Polímeros y Surfactantes, Térmicos (Estimulación con vapor y combustión en
sitio), Miscible (Hidrocarburos solventes), microbiales, eléctricos, vibracionales, de
perforación horizontal, entre otros.
2.3.3.1 Métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos.
Los métodos de recuperación mejorada por métodos químicos incluyen:
1. Inyección de polímeros y soluciones micelares poliméricas.
2. Procesos de inyección de surfactante.
3. Inyección de soluciones alcalinas o aditivos alcalinos combinados con
mezclas de álcali-surfactante o álcali-surfactante-polímero (ASP).
Debido a que cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de
los crudos y del medio poroso, se deben diseñar sistemas químicos característicos
para cada aplicación.
Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos de
inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los
fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones
económicas correspondientes (PDVSA-CIED, 1998). Sin embargo, se pueden
22
mencionar algunos criterios básicos de selección para
el desarrollo de proyectos de este tipo (PDVSA-CIED, 1998):
Tabla 2.1. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada
basado en métodos químicos.
Método ºAPI Viscos. (cP) Permeab. (mD) Temp. (ºF)
Inyección de Polímeros 15-40 < 35 > 10 < 160
Inyección de
Surfactantes
25-40 < 15 < 500 < 150
Inyección de Soluciones
Alcalinas
15-35 < 150 < 1000 < 200
Fuente: Comunidad Petrolera.com
A continuación se hará una descripción de los principales aspectos relacionados
con cada método
2.3.3.1.1 Inyección de polímeros.
El principio básico que sigue este método es que el agua puede hacerse más
viscosa a partir de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a
una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo y de esta manera se
puede mejorar la eficiencia de barrido y por tanto un mayor porcentaje de
recuperación.
En la siguiente figura se presenta de manera esquemática el funcionamiento de
este método de recuperación mejorada:
23
Fig.2.6. Esquema del proceso de inyección de polímeros.
Fuente: PDVSA-CIED, 1998.
Entre los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos
(o biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados.
A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad por
medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la
permeabilidad al agua de la formación. Los biopolímeros son menos sensibles
a los efectos de salinidad, sin embargo son más costosos en virtud de los
procesos de pre tratamiento que requieren
En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a
condiciones de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean
susceptibles de degradación y sean estables térmicamente. Se debe tomar en
cuenta que la movilidad disminuye con el aumento de la salinidad del
agua, producto de la alta concentración de iones divalentes como Ca+2 y
Mg+2. En lo que se refiere a la degradación, su principal efecto es una
reducción de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteración
de la movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED,
1998).
24
2.3.3.1.2 Inyección de surfactantes.
El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el
crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado,
generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua.
Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch,
incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial (tenso
activos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas
capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de
surfactante desplaza la mayoría del crudo del volumen contactado del
yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petróleo que se propaga
delante del batch o tapón de surfactante (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente
figura se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho :
Fig. 2.7. Esquema del proceso de inyección de surfactantes.
Fuente: PDVSA-CIED, 1998.
Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de petróleo o
sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de
temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos
oxialquilados y sulfanatos en combinación con sulfanatos de petróleo.
Aún cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han resultado
exitosas, la mayoría no son rentables debido a los altos costos de los
surfactantes inyectados. Por esta razón, se han sumado esfuerzos para hallar
alternativas que permitan la disminución de los costos. Entre las alternativas 25
encontradas figura la inyección de distintos aditivos químicos de manera
combinada para disminuir los costos y así aumentar la rentabilidad de la
recuperación (PDVSA-CIED, 1998).
2.3.3.1.3 Inyección de soluciones alcalinas.
Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la
formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos
presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar
surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la
movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien
sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación
espontánea o por cambios en la mojabilidad. En la figura siguiente
se muestra un esquema del proceso:
Fig.2.8. Esquema del proceso de inyección de soluciones alcalinas.
Fuente: PDVSA-CIED, 1998.
Aún cuando este método ha resultado ser eficiente para crudos con altos
contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de este
proceso la reacción química de las soluciones alcalinas con los minerales de la
formación, fenómeno que se conoce como formación de escamas y
consumo de álcali, producido por la interacción del aditivo químico con los
minerales de la formación (PDVSA-CIED, 1998).26
2.3.3.2 Procesos de recuperación mejorada por inyección de mezclas de
aditivos químicos.
Una vez descritos los procesos de recuperación mejorada con aditivos químicos
(inyección de polímeros, de surfactantes y de soluciones alcalinas) por separado,
se procederá a describir manera resumida los métodos de recuperación que se
basan en la combinación de dos o tres de los aditivos mencionados con
anterioridad.
Entre dichos procesos se encuentran los siguientes:
1. Inyección de polímeros micelares o mezcla de polímero-surfactante.
2. Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS).
3. Inyección de sistemas álcali-surfactante-polímero (ASP).
2.3.3.2.1 Inyección de polímeros micelares.
Se basa en la inyección de un tapón micelar en el yacimiento, el cual consiste
en una solución que contiene una mezcla de surfactante, alcohol, salmuera y
crudo. Esto simula el lavado de grasa con detergentes ya que se logra
desprender del crudo del medio poroso de la formación, para luego ser
desplazado con agua.
Para incrementar la eficiencia de barrido y la producción de petróleo, se inyecta
una solución polimérica para el control de movilidad y así desplazar el tapón
micelar (PDVSA-CIED, 1998).
2.3.3.2.2 Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS).
Este tipo de procesos se considera recomendable en yacimientos con crudos
livianos de bajos números ácidos, ya que se pueden alcanzar reducciones
importantes de la tensión interfacial empleando combinaciones de álcali-
surfactantes, donde el tenso activo logra compensar las potenciales diferencias
de las interacciones crudo-álcali por medio de la activación de surfactantes
naturales.
27
En este caso, primero se inyecta un pre flujo de álcali con el fin de pre
acondicionar el yacimiento y la subsiguiente inyección de surfactante sea más
efectiva (PDVSA-CIED, 1998).
2.3.3.2.3 Inyección de mezclas álcali-surfactante-polímero (ASP).
Es conocido que para el caso de procesos de inyección de polímeros se reporta
que sólo se mejora la eficiencia de barrido volumétrico, mientras que la
inyección de polímeros micelares pueden producir incrementos significativos de
recuperación, pero resulta antieconómico por el alto costo de los aditivos
químicos. El proceso ASP combina los beneficios de los métodos de inyección
de soluciones poliméricas y polímeros micelares, basado en la tecnología de
inyección de soluciones alcalinas debido a que el costo de los álcalis es
considerablemente menor que el de los surfactantes.
La esencia del método consiste en que el agente alcalino reacciona con los
ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos para formar
surfactantes naturales in situ, los cuales interactúan con los surfactantes
inyectados para generar reducciones de las tensiones interfaciales
avalores ultra bajos (σ < 10-3 dinas/cm) y que aumentan el número capilar
significativamente. El empleo de álcali en este tipo de formulaciones contribuye
a disminuir el contenido de iones divalentes en el sistema fluido-roca y minimiza
la pérdida de surfactantes y polímeros por adsorción en la roca. Las soluciones
alcalinas pueden inyectarse como un pre flujo, previo a la inyección del tapón
micelar o directamente agregada con el surfactante y el polímero (PDVSA-
CIED, 1998). En la siguiente figura se muestra un esquema del proceso
Fig. 2.9. Esquema del proceso de inyección de mezclas ASP.
Fuente: PDVSA-CIED, 1998.
28
2.4 Métodos de Levantamiento Artificial
Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se
recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la
extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del
yacimiento.
Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se
emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m.
de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5
pulgadas según lo requiera el volumen de producción.
Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:
a. El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos según sea la
perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500
m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba
vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de
bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín
ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por
medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja
reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m.
de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se
mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo.
El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este
medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000
aproximadamente.
b. Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la
tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie.
La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas
reguladas que abren y cierran al gas automáticamente.
Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción
natural cese completamente.
c. Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste
en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente
29
petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de
la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las
limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos
profundos o dirigidos.
d. Pistón accionado a gas (plungerlift). Es un pistón viajero que es empujado por
gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre
viaje y viaje del pistón.
e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias
paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El
conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable
adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear
grandes volúmenes de fluidos.
f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de
un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento
semi elástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto
resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los
fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator
La estrategia de explotación de un yacimiento establece los niveles
de producción en distintos pozos o en su punto de drenaje. Para obtener el
máximo beneficio económico del yacimiento es necesario seleccionar
el método de producción óptimo. Este es el que permite mantener los niveles de
producción de la manera más rentable posible.
La manera más conveniente y económica de producir un pozo es por flujo natural.
La mayoría de los pozos son capaces de producir flujo natural en la primera etapa
de su vida productiva. No obstante, una vez finalizada la producción por flujo
natural, es necesario a seleccionar un método de Levantamiento Artificial que
permita seguir produciendo eficientemente al yacimiento.
En la selección de los métodos se deben considerar los siguientes factores:
Disponibilidad de fuentes de energía en superficie: red de
la fuerza electromotriz, plantas compresoras y otras.
30
Característica del fluido por producir: viscosidad, ºAPI, porcentaje de agua y
sedimento, relación gas - líquido y otras.
Profundidad y presión estática del yacimiento
Índice de productividad del pozo
Tasa máxima permitida para que no se generen problemas de producción:
conificación de agua o gas, arenamiento y otros.
La selección final del Método de Levantamiento Artificial a utilizar debería hacerse
partiendo de un estudio económico de cada método, no obstante, la parte más
difícil del análisis es obtener los costos futuros de operación y mantenimiento de
alta calidad, correspondientes a los métodos durante la vida del proyecto.
El Método de Levantamiento Artificial consiste en extraer los fluidos del yacimiento
mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo.
Existen algunos factores que representan los parámetros más importantes en la
selección del equipo de Levantamiento Artificial:
- Inversión inicial
- Relación gastos operacionales /ingresos mensuales
- Vida útil del equipo
- Números de pozos en levantamiento artificial
- Disponibilidad del equipo excedente
- Vida del pozo
Cada uno de los sistemas de Levantamiento Artificial tiene limitaciones
económicas y operacionales que lo excluyen de cualquier consideración en ciertas
condiciones operacionales.
Una vez que haya sido elegido en el pozo el Método de Producción, debe
diseñarse adecuadamente el equipo necesario para que este funcione en
condiciones particulares del pozo. Por lo tanto, independientemente de la
escogencia del método, se deberá suministrar
31
al personal de operacionessuficiente información y entrenamiento para que la
instalación sea exitosa desde el punto de vista económico.
El propósito de los Métodos de Levantamiento Artificial, es minimizar los
requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de
maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar de esta
manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que se generen problemas de
producción como pueden ser: arenamiento, conificacion de agua etc.
2.4.1 EL Bombeo mecánico
EL Bombeo Mecánico es un procedimiento de succión y transferencia casi
continuo del petróleo hasta la superficie. La unidad de superficie imparte el
movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión, que mueve el pistón
de la bomba colocada en la sarta de producción a cierta profundidad del fondo del
pozo.
Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción
reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de
varillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual
moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranaje y correas.
Básicamente, el equipo de levantamiento artificial para Bombeo Mecánico consta
de los siguientes componentes:
1.- Equipo de superficie:
La unidad de superficie de un equipo de bombeo mecánico tiene por objeto
transmitir la energía desde la superficie hasta la profundidad de asentamiento de
la bomba de subsuelo con la finalidad de elevar los fluidos desde el fondo hasta la
superficie. Estas unidades pueden ser de tipo balancín o hidráulicas. Los equipos
que forman los equipos de superficie son:
Unidad de Bombeo (Balancín). Es una máquina integrada, cuyo objetivo
es de convertir el movimiento angular del eje de un motor o reciproco
vertical, a una velocidad apropiada con la finalidad de accionar la sarta
32
de cabillas y la bomba de subsuelo. Algunas de las características de la
unidad de balancín son:
a) La variación de la velocidad del balancín con respecto a las revoluciones por
minuto de la máquina motriz.
b) La variación de la longitud de carrera.
c) La variación del contrapeso que actúa frente a las cargas de cabillas y fluidos
del pozo.
Para la selección de un balancín, se debe tener los siguientes criterios de acuerdo
a la productividad y profundidad que puede tener un pozo:
I.- Productividad
a) Los equipos deben ser capaces de manejar la producción disponible.
b) Los equipos de superficie deben soportar las cargas originadas por los
fluidos y equipos de bombeo de pozo.
c) Factibilidad de disponer de las condiciones de bombeo en superficie
adecuada.
II.- Profundidad
La profundidad del pozo es un factor determinante de los esfuerzos de tensión, de
elongación y del peso.
Afecta las cargas originadas por los equipos de producción del pozo. Grandes
profundidades necesitan el empleo de bombas de subsuelo de largos recorridos.
La disponibilidad de los balancines va a depender fundamentalmente sobre el
diseño de los mismos. Los balancines sub-diseñados, limitan las condiciones del
equipo de producción y en consecuencia la tasa de producción del pozo. Los
balancines sobre-diseñados, poseen capacidad, carga, torque ycarrera están muy
por encima de lo requerido y pueden resultar muchas veces antieconómicos.
Clasificación de los balancines
a) Balancines convencionales.
33
Estos poseen un reductor de velocidad localizado en su parte posterior y un
punto de apoyo situado en la mitad de la viga.
b) Balancines de geometría avanzada.
Estos poseen un reductor de velocidad en su parte delantera y un punto de
apoyo localizado en la parte posterior del balancín. Esta clase de unidades se
clasifican en balancines mecánicamente balanceados mediante contrapesos y
por balancines balanceados por aire comprimido. Los balancines de aire
comprimido son 35% más pequeños y 40% más livianos que los que usan
manivelas. Se utilizan frecuentemente como unidades portátiles o como
unidades de prueba de pozo.
Fig. 2.10 Sistema de Bombeo Mecánico
Fuente:Álvaro Muños Rodríguez y Edgar Torres Torres.
2.- Equipo de subsuelo:
El equipo de subsuelo es el que constituye la parte fundamental de todo el sistema
de bombeo. La API ha certificado las cabillas, las tuberías de producción y bomba
de subsuelo.
34
Tubería de producción. La tubería de producción tiene por objeto conducir
el fluido que se está bombeando desde el fondo del pozo hasta la
superficie. En cuanto a la resistencia, generalmente la tubería de
producción es menos crítica debido a que las presiones del pozo se han
reducido considerablemente para el momento en que el pozo es
condicionado para bombear.
Cabillas o varillas de succión. La sarta de cabillas es el enlace entre la
unidad de bombeo instalada en superficie y la bomba de subsuelo. Las
principales funciones de las mismas en el sistema de bombeo mecánico
son: transferir energía, soportar las cargas y accionar la bomba de
subsuelo. Las principales características de las cabillas son:
Se fabrican en longitudes de 25 pies, aunque también pueden manufacturarse de
30 pies.
Se dispone de longitudes de 1, 2, 3, 4, 6, 8, 10 y 12 pies denominados por lo
general “niples de cabilla” que se utilizan para complementar una longitud
determinada y para mover la localización de los cuellos de cabillas, a fin de
distribuir el desgaste de la tubería de producción. Se fabrican en diámetros de 5/8,
3/4, 7/8, 1, 1-1/8 de pulgadas.
De acuerdo a las especificaciones de la API, las cabillas de acero sólido son del
tipo de cabillas más utilizado y ha sido estandarizada por la API, sus extremos son
forjados para acomodar las roscas, un diseño que desde 1926 no ha cambiado
hasta la fecha. Todos los efectos negativos inciden en la vida útil de las uniones
de las cabillas de succión, y hacen que el 99% de los rompimientos por fatiga en
los pines de la cabilla, lo cual es ocasionado por un incorrecto enrosque de la
misma.
Entre las principales fallas podemos encontrar: tensión, fatiga y pandeo. En la
producción de crudos pesados por bombeo mecánico en pozos direccionales y
algunos pozos verticales, se presenta este tipo de problema (pandeo), la corta
duración de los cuellos y la tubería debido al movimiento reciproco-vertical o
35
reciprocante (exclusivo en el bombeo mecánico) del cuello en contacto con la
tubería causando un desgaste o ruptura de ambas.
Para el pandeo (Buckling de cabillas) se deben colocar de 1 o 2 centralizadores
por cabilla según sea la severidad. Hay cabillas que tienen centralizadores
permanentes. Entre los tipos de cabillas que existen en el mercado están: Electra,
Corod (continua) y fibra de vidrio. Las cabillas continuas (Corod) fueron diseñadas
sin uniones para eliminar totalmente las fallas en el PIN (macho) y la hembra para
incrementar la vida de la sarta.
La forma elíptica permite que una gran sarta de cabillas sea enrollada sobre rieles
especiales de transporte sin dañarlas de manera permanente. Otra ventaja de este
tipo de varilla es su peso promedio más liviano en comparación a las API.
- Ventajas
a) La ausencia de cuellos y uniones elimina la posibilidad de fallas por
desconexión.
b) La falta de uniones y protuberancias elimina la concentración de esfuerzos en
un solo punto y consiguiente desgaste de la unión y de la tubería de producción.
c) Por carecer de uniones y cuellos, no se presentan los efectos de flotabilidad de
cabillas.
- Desventajas
a) Presentan mayores costos por pies que las cabillas convencionales.
b) En pozos completados con cabillas continuas y bomba de tubería, la reparación
de la misma requiere de la entrada de una cabria convencional.
Anclas de tubería. Este tipo está diseñado para ser utilizados en pozos
con el propósito de eliminar el estiramiento y compresión de la tubería de
producción, lo cual roza la sarta de cabillas y ocasiona el desgaste de
ambos. Normalmente se utiliza en pozos de alta profundidad. Se instala en
la tubería de producción, siendo éste el que absorbe la carga de la tubería.
Las guías de cabillas son acopladas sobre las cabillas a diferentes
36
profundidades, dependiendo de la curvatura y de las ocurrencias anteriores
de un elevado desgaste de tubería.
Bomba de subsuelo. Es un equipo de desplazamiento positivo
(reciprocante), la cual es accionada por la sarta de cabillas desde la
superficie. Los componentes básicos de la bomba de subsuelo son simples,
pero construidos con gran precisión para asegurar el intercambio de presión
y volumen a través de sus válvulas. Los principales componentes son: el
barril o camisa, pistón o émbolo, 2 o 3 válvulas con sus asientos y jaulas o
retenedores de válvulas.
Pistón. Su función en el sistema es bombear de manera indefinida. Está
compuesto básicamente por anillos sellos especiales y un lubricante
especial. El rango de operación se encuentra en los 10K lpc y una
temperatura no mayor a los 500°F.
- Funciones de las Válvulas
a) Secuencia de operación de la válvula viajera: permite la entrada de flujo
hacia el pistón en su descenso y posteriormente hacer un sello hermético
en la carrera ascendente permitiendo la salida del crudo hacia superficie.
b) Secuencia de operación de la válvula fija: permite el flujo de petróleo
hacia la bomba, al iniciar el pistón su carrera ascendente y cerrar el paso el
fluido dentro del sistema bomba-tubería, cuando se inicia la carrera
descendente del pistón.
2.4.1.1 Tipos de unidades de bombeo mecánico
a) Clase I. unidad de bombeo convencional
Los tamaños de las cajas de engranajes varían en el rango de 25 y 912MLbs –
inch, y la longitud de las carreras entre 12 y 168 inch.
b) Clase II. unidad de bombeo balanceada por aire
37
Estas unidades, son más resistentes a cargas que las convencionales y los
torques de las cajas de engranajes varían desde 114 hasta 2.560 MLbs – inch.
Por otra parte, también es mayor el rango de longitud de embolada (de 64 a 240
inch.)
c) Clase III. unidad de bombeo Lufkin Mark II
El tamaño de la caja de engranajes varía desde 114 MLbs – inch. Hasta 1.280
MLbs – inch. Y el rango de longitud de carrera entre 64 y 216 inch.
El bombeo mecánico por medio de varillas es el tipo más ampliamente usado de
los sistemas de extracción. Históricamente, la mayor ventaja ha sido la familiaridad
que el personal de operación tiene con este sistema de extracción.
Una de las principales desventajas ha sido la limitación de la profundidad, no
obstante unidades de bombeo de gran capacidad de carga y varillas de alta
resistencia permiten trabajar a mayores profundidades (3640m).
Las unidades de Bombeo Mecánico se clasifican según su geometría en tres tipos
principales: unidades convencionales, las cuales tienen el apoyo en el punto
medio del balancín; unidades neumáticas, cuyo punto de apoyo se ubica en el
extremo delantero del balancín; y las unidades Mark II, que tienen el apoyo en el
extremo trasero del balancín.
2.4.1.2 Elemento de diseño de Bombas Mecánicas
El procedimiento de diseño de bombas mecánicas seguido es tomado de: Curso
de Conocimientos Avanzados de Producción. L. Arditi – Bombeo Mecánico
Schlumberger Seed.
38
Paso 1:
Se debe seleccionar el tamaño de la bomba, el diámetro óptimo del pistón, bajo
condiciones normales. Esto va a depender de la profundidad de asentamiento de
la bomba y el caudal de producción.
El desplazamiento teórico de la bomba en el fondo (PD) es determinado por:
PD=0.1166∗d p2∗Sp∗N
Donde:
dp= Diámetro del embolo(Plg)
Sp= Carrera efectiva del embolo (Plg)
N= Velocidad de bombeo, (embolada / min) (spm)
Paso 2:
La combinación de la velocidad de bombeo (N) y la longitud de la carrera o
embolada (Sp), se selecciona de acuerdo a las especificaciones del pistón. Se
asume una eficiencia volumétrica del 80%.
El gasto de producción en la superficie, que es menor que el desplazamiento
teórico de la bomba, debido a la eficiencia volumétrica de la bomba (Ev), la cual es
calculada como la relación de gastos.
EV = qPD
El caudal producido es:
q=EV∗PD
Donde:
Ev= Eficiencia volumétrica de la bomba
q= Caudal producido en superficie (BPD)
39
PD=Caudal teórico producido por la bomba (BPD)
La eficiencia volumétrica es un factor muy importante que se debe tomar en
cuenta la liberación del gas disuelto, ya que en pozos que tienen alta relación gas
– líquido la eficiencia es muy baja, máximo de 50 %. En pozos donde se tiene una
alta separación de gas disuelto la eficiencia puede llegar a un 70% y para pozos
sin gas pero con un alto nivel de fluidos las eficiencias volumétricas pueden
aproximarse al 100%.
Para la selección del tamaño óptimo del embolo a un gasto de producción
deseado y una cierta profundidad, es importante considerar que se deben obtener
altas eficiencias y prevenir cargas innecesarias en la sarta de varillas y el equipo
superficial.
Otra forma de realizar una selección inicial del diámetro del embolo es mediante el
uso de la siguiente relación:
DP=√ 10,72∗PDS∗N
Donde:
Dp= Diámetro del embolo, (PLG)
PD= desplazamiento de la bomba, (BPD)
S=longitud de la varilla pulida, (PLG)
N= velocidad de bombeo, (emboladas/minuto) (SPM)
Paso 3:
Se debe considerar una sarta de cabillas (se debe determinar el porcentaje de
distribución si se usa más de dos diámetros de cabilla) y el diámetro de pistón, se
determina un aproximado de la carga máxima para el sistema en estudio.
Existen dos métodos para diseñar una sarta de varillas telescópicas, los cuales
son:
a) Esfuerzo máximo.
40
Consiste en asignar a cada sección de la sarta un esfuerzo máximo, si se pasa de
este valor máximo, se seleccionara una varilla de mayor tamaño.
b) Esfuerzos iguales.
Este es el método más usado y consiste en diseñar la sarta de varillas de tal
manera que los esfuerzos sean iguales en la parte superior de cada sección. En
tablas se pueden encontrar los valores y porcentajes de las varillas que deben
usarse según el tamaño de la bomba.
Estos porcentajes pueden calcularse también con las ecuaciones que resultan de
considerar este método, estas ecuaciones han sido obtenidas y se presentan en
tablas.
Una vez definido el porcentaje de cada sección de varilla, se calcula la longitud de
cada una de ellas.
d p=Li
L
Donde:Li=R I∗L
Para:L=∑ Li❑
Donde:
Ri= Porcentaje fraccional de cada sección de varilla.
L= Longitud total de la sarta de varillas, ft.
Li= Longitud de cada sección de varilla, ft.
Paso 4:
Chequear el valor de factor de impulso para la combinación velocidad de bombeo
(N) y longitud de carrera (S) establecidos en el Paso 2.
Paso 5:
Cálculo de la carga máxima en la barra pulida. Para este propósito será necesario
obtener cierta data tabulada de acuerdo a los datos establecidos en los pasos
previos. Primero se determinará el peso de las cabillas por pie y la carga del fluido
41
por pie. Ahora se calcula el peso de las cabillas en el aire (Wr), la carga dinámica
en las cabillas (CD) y la carga del fluido (CF) a la profundidad objetivo.
w=W r∗L
Dónde:
W= peso de las varillas en el aire (lb)
Wr= Peso por unidad de longitud de las varillas en el aire, lb/pie
L= longitud de la sarta de varillas, (pie).
El peso total de la sarta de varillas se determina mediante:
W rf =W [ 1−0,128 G ]
Donde:
W= peso de las varillas en el aire. lb
G= densidad relativa del fluido
CD = F.I. x Wrf (lb) -----> Donde F.I. (Factor de Impulso)
CD= Carga dinámica de la cabillas
El factor de impulso FI se determina:
FI= S∗¿70.500
N2¿
Dónde:
S= Longitud de carrera de la varilla pulida, inch
N= Velocidad de bombeo, emboladas/minuto (SPM)
CF = peso fluido (lb/ft) x Prof. (ft)
La fuerza de flotación que actúa sobre la varilla es igual al peso del volumen
desalojado.
El volumen desalojado es igual a:
V d=Wγ
42
Donde:
W = peso muerto de las varillas (lb)
γ= Peso específico (lb/pie3)
Entonces la fuerza de flotación será:
F f =W r
490∗(62,4∗γ )
F f =0,127∗W r∗γ ¿
Recordar que la fuerza de flotación siempre actúa en sentido contrario al peso.
Podemos determinar la carga máxima sobre la barra pulida mediante:
Carga máxima barra pulida = CD + CF
CF = carga del fluido a la profundidad objetivo
La carga del fluido “CF” será el peso del fluido que es soportado por el área neta
del embolo, por lo tanto, primero se tiene que determinar el volumen total de la
columna de fluido encima del embolo:
V c=L∗AE
144
VC = Volumen del fluido arriba del embolo (pie2)
Ag = Área del embolo (plg2)
L = Profundidad de instalación de la bomba en el pozo (pie)
Se puede determinar el volumen del fluido mediante la diferencia entre el volumen
de la columna de fluido y el volumen desplazado por la sarta:
V F=V c−V S
V F=L∗AE
144−
W r
490
Paso 6:
43
Cálculo de la carga mínima de operación (CM), el contrabalanceo ideal y torque
máximo.
A fin de reducir el tamaño del motor y del reductor de engranes se colocan
contrapesos en el sistema con un peso aproximadamente igual al peso de las
varillas más la mitad del peso del fluido. Durante la carrera ascendente, al elevar
el peso combinado de varillas y fluido, el motor recibe ayuda del efecto de
contrabalanceo, lo que resulta en una fuerza des balanceada equivalente a la
mitad del peso del fluido que es el único peso que se requiere elevar.
Lo anterior se representa con la ecuación:
CM = Disminución de la carga debido a la aceleración (DC) – fuerza de flotación
(FF)
DC = Wr x (1-C)
Donde
C= N2∗S70.500
FF = Wr x (62,5/490) (Valor constante)
Para el contrabalanceo ideal se debe proporcionar suficiente efecto de
contrabalanceo para darle suficiente valor de carga, el cual va a ser el promedio
entre el máximo (carga máx. barra pulida) y el mínimo recién calculado.
Entonces:
Contrabalanceo ideal = Promedio de carga (entre máx. y min) – la carga mínima.
Expresado en forma matemática:
C i=W max+W min
2
44
Sustituyendo valores tenemos que el contrabalanceo ideal será:
C i=0,5(W f +2W rm−2 F f )
Torque máx. = Contrabalanceo ideal x Punto medio de la longitud de carrera (S/2).
La ecuación propuesta por Mills para predecir la torsión máxima es:
Pt=(W max−0,95 C i )(S2)
Paso 7:
Estimación de poder del motor eléctrico. Conocida la profundidad de operación,
°API del crudo y el caudal requerido de producción, se obtiene una constante que
es multiplicada por el caudal de producción. Este valor obtenido corresponde a los
HP necesarios justos para levantar el caudal requerido. Lo que se recomienda es
que este valor obtenido se incremente de 2 a 2,5 veces para tener un factor de
seguridad.
La potencia involucrada será:
H P=q∗350∗γ∗L1.440∗3.300
Donde:
q = Caudal (bbl/dia)
L = Profundidad (pie)
ϒ = densidad relativa (bbl/bbl)
1.440 y 3.300 factores de conversión.
Por lo que la potencia involucrada se puede determinar mediante:
H P=7,63∗106∗q∗γ∗L
45
Ecuación que toma en cuenta que la bomba está situada en la profundidad del
nivel dinámico y no toma en cuenta el efecto de la presión en la tubería. Una
ecuación más general sería:
H P=7,63∗106∗q∗γ∗L∗N
Donde el nivel neto N, esta expresado por la diferencia de la columna hidráulica,
que origina que el fluido viaje desde la bomba hasta la superficie. Se tienen dos
niveles diferentes, uno debido a los efectos de presión en la TR (representa una
fuerza que tiende a levantar el fluido) y otro a los efectos de presión en la TP
(representa una fuerza contra la cual la bomba debe trabajar). En términos de
longitud, el efecto de presión en la TR es la diferencia entre la profundidad de
colocación de la bomba y la profundidad del nivel dinámico, es decir L-D.
El efecto de presión en la tubería, Pt, se obtiene como un nivel equivalente a esta
y es:
Pt=P t
0,433∗γ
El nivel neto N será determinado entonces por la siguiente relación:
N=D+2,31(Pt
γ)
Las pérdidas de energía por fricción en cada carrera se determinan
empíricamente mediante la relación:
18
W r∗2 S=0,25∗W r∗s
Entonces la potencia perdida por fricción se puede determinar mediante:
Hpf =6,31 10−7∗W r∗S∗N b
Donde Nbes la velocidad de bombeo en emboladas por minuto (spm).
La potencia total de la varilla pulida es a la suma de potencia hidráulica más la
potencia de fricción; a la potencia de arranque se le debe multiplicar por un factor
de seguridad equivalente al 50 % de la misma:
H MP=1,5¿
Para determinar esta potencia podemos utilizar el método API
46
H MP=( F3
Skr)∗Skr∗S∗N∗¿2,53∗10−6
Donde:
HMP= potencia en la varilla pulida, hp
F3= factor de potencia en la varilla pulida
Skr =libras de carga necesaria para alargar el total de la sarta de varillas una
cantidad igual a la carrera de la varilla pulida.
S=longitud de la carrera de la varilla pulida, pulg.
N= velocidad de bombeo, spm
Paso 8:
Cálculo de desplazamiento de la bomba. El valor obtenido de P sería el valor de
caudal de producción si la bomba trabaja al 100% de eficiencia. El diseño de la
bomba debe tener al menos el 80% de eficiencia. En crudos pesados debe tener
un máximo de 18 strokes/minutos (promedio 15° API).
P = C S N
P = Desplazamiento de la bomba
C = Constante de la bomba, depende del diámetro del pistón
N = Velocidad de bombeo (SPM)
Paso 9:
Profundidad de asentamiento de la bomba (Método Shell,). Esto dependerá de la
configuración mecánica del pozo. Si este método no cumple, por lo general se
asienta a 60 o 90 pies por encima del colgador. Otras bibliografías hacen
referencia que se asienta 300 pies por debajo del nivel de fluido.
2.4.2 Bombeo electrosumergible (BES)
Las bombas electro sumergibles están diseñadas como bombas centrifugas de
varias etapas apiladas una tras de otra, las cuales constan de un impulsor giratorio
y un difusor estacionario cada una. El impulsor consiste en una serie de alabes
47
que proporcionan energía cinética al fluido y el difusor es un serie de cámaras de
diferente área que convierten la energía cinética de fluido en presión.
La potencia proviene de un motor eléctrico instalado en profundidad. La energía
eléctrica requerida es transportada desde superficie hacia el motor del subsuelo
mediante un cable eléctrico fijado a la parte externa de la tubería de producción. El
empuje hacia el fluido de producción es realizado por el impulsor, el cual imparte
un movimiento tangencial y radial al fluido, incrementando así su energía cinética.
El difusor recibe el fluido de alta velocidad y reduce ligeramente dicha velocidad
antes de enviarlo hacia el impulsor de la próxima etapa de bombeo. Este aumento
en la energía cinética es convertido en presión. El proceso de conversión tiene
usualmente eficiencia entre 50 y 80%, para las bombas centrifugas de subsuelo.
Estas son bombas de desplazamiento dinámico, en las que la cabeza dinámica
total desarrollada es una función de la tasa de flujo y el número de etapas de la
bomba.
2.4.2.1 Componentes de la bomba electrosumergible
Una unidad típica convencional del Sistema de Bombeo Electrosumergible se
compone básicamente de equipos de subsuelo, equipos de superficie, cables y
componentes superficiales.
a) Componentes superficiales
1. Banco de transformación eléctrica:
Es aquel que está constituido por transformadores que cambian el voltaje primario
de la línea eléctrica por el voltaje requerido para el motor.
Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea al voltaje requerido en
la superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo; algunos están
equipados con interruptores "taps" que les dan mayor flexibilidad de operación. Se
puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de tres
transformadores monofásicos.
2. Tablero de control:
48
Es el componente desde el que se gobierna la operación del aparejo de
producción en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control que se
desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos
al tablero. Este puede ser sumamente sencillo y contener únicamente un botón de
arranque y un fusible de protección por sobre carga; o bien puede contener
fusibles de desconexión por sobrecarga y baja carga, mecanismos de relojería
para restablecimiento automático y operación intermitente, protectores de
represionamiento de líneas, luces indicadores de la causa de paro, amperímetro, y
otros dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son
electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos.
3. Variador de frecuencia:
Permite arrancar los motores a bajas velocidades, reduciendo los esfuerzos en el
eje de la bomba, protege el equipo de variaciones eléctricas.
4. Caja de venteo:
Está ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el cable de
energía del equipo de superficie con el cable de conexión del motor, además
permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través del cable, impidiendo que
llegue al tablero de control.
Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero de
control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial y alcanzar
la instalación eléctrica en el tablero. En la caja de viento o de unión, los
conductores del cable quedan expuestos a la atmósfera evitando esa posibilidad.
Fig.2.11. Caja de venteo
Fuente: monografias.com
5. Cabezal de descarga:
49
El cabezal del pozo debe ser equipado con un cabezal en el tubing tipo hidratante
o empaque cerrado.
Los cabezales de superficie pueden ser de varios tipos diferentes, de los cuales,
los más comúnmente utilizados son:
Tipo Hércules, para baja presión
Tipo Roscado, para alta presión
Fig.2.12. Cabezal de descarga
Fuente: monografias.com
Los cabezales tipo Hércules, son utilizados en pozos con baja presión en el
espacio anular y en instalaciones no muy profundas. Estos poseen un colgador de
tubería tipo cuña y un pasaje para el cable. El cable de potencia cruza a través de
ellos hasta la caja de venteo y es empacado por un juego de gomas prensadas.
Los cabezales roscados se utilizan en operaciones "Costa Afuera", pozos con alta
presión de gas en el espacio anular o para instalaciones a alta profundidad. En
ellos la tubería esta roscada al colgador, y este se suspende del cabezal.
Fig.2.13. Cabezal Tipo Hércules
50
Fuente: monografias.com
El colgador cuenta con un orificio roscado, junto al de la tubería de producción, en
el cual se coloca un conector especial (Mini-Mandrel). El cable de potencia se
empalma a una cola de cable, de similares características, que posee un conector
en uno de sus extremos. Este conector se conecta con el del penetrador del
colgador.
En el lado exterior del cabezal, se instala otra cola de cable, de inferior calidad,
que cuenta con un conector en ángulo, que se conecta al penetrador del colgador.
El otro extremo se conecta a la caja de venteo en superficie.
Fig.2.14. Lado exterior del cabezal
Fuente: monografias.com
b) Accesorios
Con el propósito de asegurar una mejor operación del equipo es necesario contar
con algunos accesorios.
1. Válvula de contra presión
51
Esta válvula permite el flujo en sentido ascendente, de manera que cuando el
motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y evita el giro de
la flecha de la bomba en sentido contrario, lo cual la dañaría.
2. Válvula de drenaje
Al utilizar válvula de retención debe utilizarse una válvula de drenaje como factor
de seguridad para cuando se requiera circular el pozo del anular a la tubería de
producción. Se coloca de una a tres ligadas por arriba de la válvula de contra
presión. Su función es establecer comunicación entre el espacio anular y la tubería
de producción, con el propósito de que ésta se vacíe cuando se extrae el aparejo
del pozo. Para operarla, se deja caer una barra de acero desde la superficie por la
tubería de producción; la barra rompe un perno y deja abierto un orificio de
comunicación con el espacio anular.
3. Controlador de velocidad variable Este dispositivo puede ser considerado
como equipo accesorio u opcional, únicamente bajo ciertas circunstancias que
impone el mismo pozo. Eventualmente la información disponible para efectuar un
diseño no es del todo confiable y como consecuencia se obtiene una instalación
que no opera adecuadamente; anteriormente la alternativa sería rediseñar e
instalar un nuevo aparejo, debido a que el sistema de bombeo eléctrico trabaja a
velocidad constante para un mismo ciclaje. En otros casos, algunos pozos son
dinámicos en cuánto a parámetros de presión de fondo, producción, relación gas-
aceite y otros para los cuales no es recomendable la operación de un aparejo con
velocidad constante. Lo anteriormente expuesto limita la aplicación del sistema a
pozos estables donde el número de etapas de la bomba, sus dimensiones y
velocidad podrían ser constantes. El controlador de velocidad variable permite
alterar la frecuencia del voltaje que alimenta al motor y por lo tanto modificar su
velocidad. El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su
amplio rango de velocidades y por lo tanto de gastos que es posible manejar. Una
alta frecuencia incrementa la velocidad y el gasto; una baja frecuencia, los
disminuye.
4. Centralizadores
52
Como su nombre lo indica, se utilizan para centrar el motor, la bomba y el cable
durante la instalación. Se utilizan en pozos ligeramente desviados, para mantener
el motor centrado y así permitir un enfriamiento adecuado. También evitan que el
cable se dañe por roce con el revestidor, a medida que es bajado en el pozo. Al
utilizar centralizadores se debe tener cuidado de que estos no giren o muevan
hacia arriba o hacia abajo la tubería de producción.
5. Bandas de Cable
También se denominan flejes, se utilizan para fijar el cable de potencia a la tubería
de producción durante la instalación y el cable de extensión del motor al equipo.
Las bandas se fabrican de tres materiales distintos:
Bandas de acero negro, se utilizan en pozos donde no exista corrosión.
Bandas de acero inoxidable, se usan en pozos moderadamente corrosivos.
Bandas de monel, se usan en ambientes corrosivos. Otros accesorios
pueden ser los sensores de presión y de temperatura de fondo, cajas
protectores para transporte del equipo, etc. La integración de todos los
componentes descritos es indispensable, ya que cada uno ejecuta una
función esencial en el sistema para obtener en la superficie el gasto de
líquido deseado, manteniendo la presión necesaria en la boca del pozo.
c) Componentes subsuperficiales (equipo de subsuelo)
1. Motor eléctrico El motor eléctrico colocado en la parte inferior de aparejo,
recibe la energía desde una fuente superficial, a través de un cable; su diseño
compacto es especial, ya que permite introducirlo en la tubería de revestimiento
existente en el pozo y satisfacer requerimientos de potencial grandes, también
soporta una alta torsión momentánea durante el arranque hasta que alcanza la
velocidad de operación, que es aproximadamente constante para una misma
frecuencia, por ejemplo: 3.500 revoluciones por minuto (rpm) a 60 ciclos por
segundo (Hz). Normalmente, consiste de una carcasa de acero al bajo carbón,
con láminas de acero y bronce fijas en su interior alineadas con las secciones del
rotor y del cojinete respectivamente.
53
Fig. 2.15Corte transversal de un motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico.
Fuente: plusformacion.com
2. Separador de gas:
El separador de gas es un componente opcional del aparejo construido
integralmente con la bomba, normalmente se coloca entre ésta y el protector.
Sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre de la
succión hacia el espacio anular. El uso del separador de gas permite una
operación de bombeo más eficiente en pozos gasificados, ya que reduce los
efectos de disminución de capacidad de carga en las curvas de comportamiento,
evita la cavitación a altos gastos y evita las fluctuaciones cíclicas de carga en el
motor producida por la severa interferencia de gas.
54
Fig. 2.16Muestra de un Separador de Gas
Fuente: plusformacion.com
3. Protector
Este componente también llamado Sección Sellante se localiza entre el motor y la
bomba, está diseñado principalmente para igualar la presión del fluido del motor y
la presión externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación del aparejo.
Las funciones básicas de este equipo son:
- Permitir la igualación de presión entre el motor y el anular.
- Absorber la carga axial desarrollada por la bomba a través del cojinete de
empuje, impidiendo que estas se reflejen en el motor eléctrico.
- Prevenir la entrada de fluido del pozo hacia el motor.
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- Proveer al motor de un depósito de aceite para compensar la expansión y
contracción del fluido lubricante, durante los arranques y paradas del
equipo eléctrico.
- Transmitir el torque desarrollado por el motor hacia la bomba, a través del
acoplamiento de los ejes.
Fig. 2.17Protector o Sección Sellante.
Fuente: plusformacion.com
4. Bomba centrífuga sumergible
Su función básica es imprimir a los fluidos del pozo, el incremento de presión
necesario para hacer llegar a la superficie el gasto requerido, con presión
suficiente en la cabeza del pozo. Las bombas centrífugas son de múltiples etapas
y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un difusor estacionario. El
impulsor da al fluido ENERGIA CINETICA. El Difusor cambia esta energía cinética
en ENERGIA POTENCIAL (Altura de elevación o cabeza). El tamaño de etapa que
se use determina el volumen de fluido que va a producirse, la carga o presión que
56
la bomba genera depende del número de etapas y de este número depende la
potencia requerida.
Fig. 2.18Bombas Centrífugas Sumergibles.
Fuente: plusformacion.com
5. Cable conductor eléctrico (POTHEAD)
La energía eléctrica necesaria para impulsar el motor, se lleva desde la superficie
por medio de un cable conductor, el cual debe elegirse de manera que satisfaga
los requisitos de voltaje y amperaje para el motor en el fondo del pozo y que reúna
las propiedades de aislamiento que impone el tipo de fluidos producidos.
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Existe en el mercado un rango de tamaños de cable, de configuración plana y
redonda, con conductores de cobre o aluminio, de tamaños 2 al 6. El tamaño
queda determinado por el amperaje y voltaje del motor así como por el espacio
disponible entre las tuberías de producción y revestimiento. Existen muchos tipos
diferentes de cable y la selección de uno de ellos depende de las condiciones a
las que estará sometido en el subsuelo. Considerando la longitud de un conductor
para la aplicación de un voltaje dado, los volts por pie disminuyen conforme el
alambre es más largo, como consecuencia la velocidad del electrón disminuye lo
que resulta en una reducción de corriente, en otras palabras, "la resistencia es
directamente proporcional a la longitud del conductor".
Fig. 2.19Cable conductor eléctrico.
Fuente: plusformacion.com
6. Sensor de fondo
El sensor de presión es un equipo que se coloca acoplado en la parte final del
motor. Está constituido por circuitos que permitan enviar señales a superficie
registradas mediante un instrumento instalado en controlador, convirtiendo estas,
en señales de presión a la profundidad de operación de la bomba.
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- Ventajas:
· Puede levantar altos volúmenes de fluidos (alrededor de 20.000
Bbls/día) sin dificultad.
· El equipo de superficie requiere poco espacio.
· Puede utilizarse para inyectar fluido de formación.
· Su vida útil puede ser muy larga.
· Trabaja bien en pozos desviados.
· No causan destrucciones en ambientes urbanos.
- Desventajas:
· Presenta cierto grado de limitación por profundidad, debido a los
costos de los cables y capacidad de la bomba.
· Requiere mayor control del equipo.
· Susceptible a la producción de agua, gas y arena.
· El cable eléctrico es sensible a la temperatura y manejo.
· Es altamente costoso su inversión inicial.
· Solo es aplicable con energía eléctrica y para tal caso requiere de
altos voltajes.
· Su diseño es complejo.
· La efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la
presencia del gas.
· No es rentable en pozos de baja producción.
· Las unidades costosas para ser remplazadas a medida que el
yacimiento declina.
· Las bombas y motor son susceptibles a fallas
2.4.3 Bombeo hidráulico tipo pistón
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El equipo de subsuelo para el Bombeo Hidráulico Tipo Pistón está formado
básicamente por los siguientes componentes:
1. Arreglo de tubería: permite clasificar los diferentes tipos de instalaciones del
sistema, tales como: tipo insertable fijo, entubado fijo, bomba libre tipo paralelo y
tipo entubado.
Fig. 2.20Arreglos de pozos Tipo Fijo
Fuente: Bombeo Hidráulico Tipo Pistón. Reinel Corzo Rueda
Fig. 2.21Arreglos Tipo Libre Paralelos
60
Fuente: Bombeo Hidráulico Tipo Pistón. Reinel Corzo Rueda
61
Fig. 2.22 Instalación de una Bomba Tipo Libre
Fuente: Bombeo Hidráulico Tipo Pistón. Reinel Corzo Rueda
2. Bomba hidráulica de succión: el principio de operación es similar al de las
bombas del Bombeo Mecánico de Petróleo sólo que en una instalación de bombeo
hidráulico tipo pistón, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba.
Fig.2.23. Interior de la bomba hidráulica de succión
Fuente:ingenieriadepetroleo.com
62
Las bombas hidráulicas se clasifican en bombas de acción sencilla y las de doble
acción. Las de acción sencilla desplazan fluido a la superficie en un solo sentido,
es decir, en el movimiento de ascenso o descenso. Las de doble acción desplazan
fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ya que poseen válvulas de succión
y de descarga en ambos lados del pistón que combinan acciones de apertura y
cierre de las válvulas de succión y descarga del mismo.
Las bombas de pistones están formadas por un conjunto de pequeños pistones
que van subiendo y bajando de forma alternativa de un modo parecido a los
pistones de un motor a partir de un movimiento rotativo del eje. Estas bombas
disponen de varios conjuntos pistón-cilindro de forma que mientras unos pistones
están aspirando líquido, otros lo están impulsando, consiguiendo así un flujo
menos pulsante, siendo más continuo cuantos más pistones haya en la bomba; el
líquido pasa al interior del cilindro en su carrera de expansión y posteriormente
expulsándolo en su carrera de compresión, produciendo así el caudal.
La eficiencia de las bombas de pistones es en general, mayor que cualquier otro
tipo, venciendo generalmente presiones de trabajo más elevadas que las bombas
de engranajes o de paletas.
Las tolerancias muy ajustadas de estas bombas las hacen muy sensibles a la
contaminación del líquido.
Según la disposición de los pistones con relación al eje que los acciona, estas
bombas pueden clasificarse en tres tipos:
1. Bombas Axiales: los pistones son paralelos entre si y también paralelos al
eje.
2. Bombas Radiales: los pistones son perpendiculares al eje, en forma de
radios.
3. Bombas Transversales: los pistones, perpendiculares al eje, son
accionados por bielas.
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De todos estos tipos los que se utilizan fundamentalmente en maquinaria
actualmente son las primeras de pistones axiales.
Las bombas de pistones axiales no son aconsejables en pozos con alta relación
gas-aceite ya que si el fluido de producción contiene mucho fluido gaseoso, la
capacidad de manejar el fluido líquido disminuye cada vez que el gas aumente lo
que se traduce en baja eficiencia.
- Ventajas:
- Moderada eficiencia volumétrica.
- No requiere de ningún tipo de conexión eléctrica.
- Opciones de recuperabilidad por cableo por circulación de fluido.
- Tasa de producción fácil de ajustar, lo cual es especialmente útil ante la
declinación del pozo.
- Aplicable a pozos profundos y desviados.
- No ocupa grandes espacios en superficie (excepto por el requerido para las
facilidades de tratamiento de fluido).
- La fuente de poder para la compresión del fluido motriz poder ser eléctrica o
con motor a gas.
- Permite alcanzar muy bajas presiones de fondo.
- Aplicable a completamientos múltiples y a plataformas costa afuera.
- Permite controlar la corrosión en sistemas cerrados y reducción de
viscosidad con fluidos calientes en sistemas abiertos.
- Su puede aplicar a altas temperaturas.
- Desventajas:
- Este sistema requiere varios equipos de superficie lo que hace ineficiente
en sistemas de bajo volumen, debido a los costos elevados de
implementación.
- Alto costo de operación y mantenimiento.
- Funciona con movimiento mecánico, por lo tanto presenta desgaste y
ruptura de las partes móviles.
- Baja tolerancia a la presencia de sólidos, tanto en el fluido de potencia
como el fluido de producción.
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- Solo permite manejar tasa de producción de medias a altas.
- Riesgo de incendio al usar aceite como fluido de potencia y de explosión
por las elevadas presiones que se manejan en superficie.
- Requiere de grandes cantidades de aceite para ser utilizado como fluido de
potencia, lo que lo hace poco rentable.
- Dificultad para el manejo de gas libre, ya que no puede ser venteado en
completamiento convencional. Para tal fin requiere de un tubing adicional, lo
que incrementa los costos.
- Dificultad para descubrir fallas en la bomba y para obtener resultados
confiables en pruebas de pozo a baja tasa.
- Requiere de dos líneas de tubería, una para el manejo de fluido motriz y
otra para el fluido producido.
- Requiere de facilidades para el tratamiento del agua, cuando esta es
utilizada como fluido motriz.
El segundo sistema de levantamiento artificial puede ser implementado agrandes
profundidades, ya que resiste elevadas temperaturas gracias a las características
de los materiales con los que está diseñado; su principal limitación se debe al
contenido de arena abrasiva que se presenta en el fluido de producción
2.4.4 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 través de una boquilla donde su energía
65
potencial o presión es 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 o con unidades de cable. Los fluidos producidos pueden ser
utilizados como fluido motriz. Su mantenimiento es de bajo costo y de fácil
implementación.
Fig. 2.24 Esquema de Funcionamiento de la bomba
Fuente: Petrobloguer
Los componentes principales de un sistema de Bombeo Hidráulico tipo Jet son
básicamente los mismos que para el bombeo hidráulico tipo pistón, con la única
diferencia de que en lugar de la bomba de desplazamiento positivo, lleva la bomba
tipo Jet.
Generalmente, se utiliza agua (agua de mar o agua producida) o crudo muerto
como fluido de potencia. El fluido motriz puede ser enviado hacia la bomba a
través del tubing y regresar con la producción por el anular (a esto se le conoce
66
como circulación normal) o bien puede realizarse en sentido opuesto (circulación
inversa).
Usualmente, la bomba es ubicada en profundidad enviándola junto con el fluido de
potencia en circulación normal y es recuperada mediante una circulación inversa,
aunque existen bombas recuperables mediante Wireline
- Ventajas del bombeo hidráulico tipo jet
Flexibilidad en la tasa de producción.
Cálculo de la Pwf en condiciones fluyentes por el programa de diseño.
La bomba Jet no tiene partes móviles lo que significa alta duración y menor
tiempo en tareas de mantenimiento.
Puede ser instalada en pozos desviados.
Pueden ser fácilmente operadas a control remoto.
Puede bombear todo tipo de crudos, inclusive crudos pesados.
Las bombas de subsuelo pueden ser circuladas o recuperadas
hidráulicamente. Esta ventaja es muy importante porque reduce los
requerimientos de los equipos de reacondicionamiento (workover) para
hacer el mantenimiento a los equipos de subsuelo.
La bomba Jet es fácilmente optimizada cambiando el tamaño de la boquilla
y la garganta.
Muy apropiadas para instalación de medidores de presión debido a su baja
vibración.
Muy apropiadas para zonas urbanas o cerca de zonas urbanas, plataformas
costa afuera y zonas ambientalmente sensibles.
Puede manejar fluidos contaminados con CO2, SO2, gas y arena.
2.4.5 Levantamiento artificial por gas
El principio del LAG es reducir el peso de la columna hidrostática inyectando gas
dentro del pozo (puede ser al anular o al tubing pero no al yacimiento), el cual se
mezcla y disuelve con los fluidos que se desean producir y reduce su peso,
67
produciendo una caída en la presión en el fondo del hoyo y por consiguiente una
mayor presión diferencial. Esto hace que se necesite menos energía para levantar
el fluido (al ser éste menos pesado) y que el mismo pueda ser llevado hasta la
superficie.
En cuanto a los componentes, básicamente todo sistema de levantamiento
artificial está compuesto por equipos de superficie y equipos de subsuelo.
En el caso del LAG, el equipo de superficie de manera básica se compone por las
facilidades necesarias para llevar a cabo el tratamiento, compresión y distribución
del gas de levantamiento. Aunque la composición suele variar dependiendo de las
condiciones del campo y la infraestructura existente, es indispensable la presencia
de un compresor o planta de compresión y de las múltiples y líneas de flujo que
llevan el gas hacia los pozos.
El equipo de subsuelo es relativamente sencillo en comparación con otros
métodos de levantamiento, generalmente comprende las válvulas de inyección,
que regularán la cantidad y presión con la que el gas entrará a la tubería o se
mezclara con los fluidos presentes en el pozo, y las empacaduras usadas para
aislar el anular del pozo cuando la inyección es convencional.
Se debe considerar que el LAG se aplica generalmente a crudos medianos-
livianos, debido a que por las características particulares de los crudos pesados la
efectividad se ve reducida. El nivel de fluido del pozo no puede ser muy bajo, es
decir que el LAG no es un método de recuperación muy potente, pero sí bastante
rendidor y económico. El nivel de fluido indica la Pwf y a través de ésta se
relaciona con el IP.
El equipo requerido para la implementación de levantamiento por gas en un pozo
es el siguiente:
a) Equipos de superficie.
El equipo de superficie se encuentra constituido por la planta compresora, el
sistema de distribución del gas de alta presión y el sistema de recolección de
fluidos.
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1. Planta compresora:
Es donde se realiza el proceso de comprimir el gas de baja a alta presión. Puede
ser Centrífuga (turbina) o Reciprocante (motocompresor). Recibe el gas de baja, el
cual puede provenir de los pozos, lo comprime a su capacidad, lo envía como gas
de alta presión a la red de distribución y de allí a cada pozo.
2. Sistema de distribución de gas:
La red de distribución, la cual puede ser del tipo ramificado o poseer un múltiple de
distribución, es la encargada de transportar el gas y distribuirlo a cada pozo. La
presión y el volumen de gas que llega al pozo dependerá de la presión y el
volumen disponibles en la planta compresora, menos la pérdida que se origina en
el sistema de distribución.
El equipo utilizado para la medición y el control está conformado por el registrador
de dos plumas, a través del cual se miden las presiones de inyección y
producción; el estrangulador ajustable, la placa orificio donde se regula y controla
el gas de inyección, las válvulas de bloqueo mediante las cuales se controla el
contra flujo que se pueda generar.
3. Sistema de recolección de fluidos:
Está formado por las líneas de flujo, encargadas de transportar el fluido hacía el
separador, donde se separan la fase líquida, la cual es transportada a los tanques,
y la fase gaseosa, que es enviada a la planta compresora.
b) Equipo de subsuelo.
Los componentes del equipo de subsuelo, en este tipo de levantamiento, son los
mandriles y las válvulas de inyección. La cantidad o número de mandriles y
válvulas requeridas dependerá fuertemente de la presión de inyección disponible.
1. Mandriles:
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Son tuberías con diseños especiales. En sus extremos poseen roscas para
conectarse a la sarta de producción, formando de este modo parte integrada de
ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o inyección a
la profundidad que se necesite.
- Tipos de mandriles:
Existen tres tipos de mandriles: convencional, concéntrico y de bolsillo.
Mandril convencional: es el primer tipo usado en la industria. Consta de
un tubo con una conexión externa, en la cual se enrosca la válvula, con
protector por encima de la válvula y otro por debajo. Para cambiar la
válvula, se debe sacar la tubería.
Mandril concéntrico: la válvula se coloca en el centro del mandril y toda la
producción del pozo tiene que pasar a través de ella. No es posible correr
bombas de presión ni herramientas por debajo del primer mandril colocado,
debido a la limitación del área (1 3/8 pulgadas de diámetro)
Mandril de bolsillo: la válvula se encuentra instalada en el interior del
mandril, en un receptáculo llamado bolsillo. Puede ser fijada y recuperada
con una guaya fina, sin necesidad de sacar la tubería.
- Tamaño de los mandriles
El tamaño de los mandriles por utilizar dependerá del diámetro de la tubería de
producción. Los tamaños más utilizados son los de 2 3/8", 2 7/8" y 3 ½".
Al definir el tamaño se define la serie. Entre los tipos de serie se encuentran los
mandriles tipo K para válvulas de una pulgada y los mandriles tipo M para
válvulas de 1 ½ pulgada.
2. Válvulas
La válvula de Levantamiento Artificial por Gas son básicamente, reguladores de
presión. Deben ser diseñadas para operar en condiciones de fondo y ser capaces
de inyectar el gas a la presión y volumen requeridos.
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I. Clasificación de las válvulas.
De acuerdo con la presión que predominantemente abre la válvula, se clasifican
en:
Válvulas Operadas por Presión de Gas.
Válvulas Operadas por Presión de Fluido.
Válvulas de Respuesta Proporcional.
Válvulas Combinadas
Las más utilizadas en la industria petrolera son las:
Válvula operada por presión de gas (Pg):
Ésta actúa sobre el área del fuelle (mayor área), por lo que esas válvulas abren
principalmente por esa presión (presión de gas).
Válvulas operadas por presión de fluido (Pp):
Donde la presión del fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle, por lo que esa
presión gobierna su apertura.
En ambos tipos de válvulas, el gas más utilizado para cargar el fuelle es el
nitrógeno, ya que es económico, abundante, no corrosivo y de propiedades
predecibles.
El objetivo que se persigue con el diseño de una instalación de Levantamiento
Artificial por Inyección de Gas es inyectar gas lo más profundo posible, con el
volumen y la presión de gas disponibles en la superficie y en las condiciones de
producción en el pozo.
La situación más desfavorable se tiene cuando el pozo se encuentra lleno de
fluido de completación. Si se dispone de suficiente presión para transferir el fluido
de completación del anular hacia la tubería de producción, en forma de vaso
comunicante (descarga del pozo), a través de un hueco imaginario situado a 60
pies por encima de la empacadura (Demp-60"), solo se requerirá la instalación de
un mandril con su válvula a la mencionada profundidad, para lograr inyectar el gas
71
lo más profundo posible. Si esto no es posible, se deben usar válvulas adicionales
(válvulas de descarga) por encima de la operadora.
II. Proceso de descarga.
Inicialmente todas las válvulas (operadas por presión de gas) están abiertas y
cubiertas de fluido de carga. La inyección del gas se comienza en forma lenta para
transferir gradualmente la presión del sistema en el nivel del pozo (presión de
arranque) hacia el anular. De lo contrario, la acción abrasiva del fluido de
completación podría erosionar el asiento de las válvulas, por alta velocidad con la
que circula a través de los mismos.
III. Presión de operación del sistema:
En la medida en que se incrementa la presión en el anular, el nivel de fluido en él
va descendiendo hasta descubrir la válvula tope. Esta regulará la presión en el
anular a un valor ligeramente menor que la presión de operación del sistema.
IV. Reducción de presión:
La reducción de presión en la tubería, producida por el gas que entra a través de
la válvula tope, permite que la descarga del pozo continúe hasta descubrir la
segunda válvula. Al descubrirse esta, la tasa de gas que sale del anular hacia la
tubería de producción es mayor a la que entra por la superficie, originando una
reducción de presión del gas en el anular, que trae como consecuencia el cierre
de la válvula tope, siempre y cuando su presión de cierre en la superficie sea
mayor que la presión de cierre de la segunda. El gas continúa pasando por medio
de la segunda válvula hasta que se descubre la tercera y así sucesivamente,
hasta llegar a la que quedará como operadora.
En este proceso es importante destacar que las presiones de apertura y cierre de
las válvulas deben ir disminuyendo a medida que van colocadas más profundas
en la sarta de producción. Por otro lado, el asiento de cada válvula debe permitir el
paso del gas requerido para reducir la presión en la tubería, lo suficiente para
lograr descubrir la válvula más profunda.
72
En el diseño de este tipo de instalaciones para flujo continuo, la caída de presión
entre dos válvulas consecutivas pozo abajo debe ser lo suficientemente alta para
evitar la interferencia entre ellas.
El gas de levantamiento es comprimido generalmente por el anular del pozo e
inyectado al tubing a través de una válvula de gas lift. Estas válvulas normalmente
contienen una válvula cheque para prevenir la entrada en contracorriente del fluido
producido o de tratamiento hacia el anular, para propósitos de seguridad y
eficiencia del sistema. En algunos diseños de pozo, el gas es suministrado a
través del tubing, recuperando la producción a través del anular o bien de un
segundo tubing el cual puede ser concéntrico o paralelo al tubing de suministro.
- Ventajas:
- Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas.
- Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales.
- Ideal para pozos de alta relación gas-líquido y con producción de arena.
- Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma.
- El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo.
- Muy flexible, se puede convertir de flujo continuo a intermitente a medida
que declina el yacimiento.
- La fuente de potencia puede ser ubicada en locaciones remotas.
- Fácil de obtener presiones y gradientes en profundidad.
- No es problema en pozos con empuje de gas
- Desventajas:
- Ineficiente en pozos de bajo volumen, debido a los costos capitales para la
compresión, separación y tratamiento del gas.
- Alto costo de operación.
- Requiere de un volumen de gas para su arranque, el cual no siempre está
disponible.
- Requiere monitoreo continuo, optimización y reparación técnica, así como
supervisión ingenieril.
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- Posible necesidad de casing y tubing muy fuertes debido a las altas
presiones de gas en el anular.
- Problemas con líneas sucias en superficie.
- Puede presentar problemas de seguridad si se manejan presiones de gas
muy altas.
- El gas de inyección debe ser tratado.
- No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafínico.
La alta relación gas/aceite es uno de sus principales requerimientos para su buen
funcionamiento, maneja altas tasas de fluido y se ve seriamente afectado por
diámetros de casing pequeños que impiden una buena instalación de la tubería y
las válvulas.
2.4.6 Bombeo por cavidades progresivas
El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento
artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee
pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo.
Un sistema BCP consta básicamente 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 sección circular, que gira dentro de un estator de
elastómero vulcanizado.
La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excéntricamente
dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de
ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga.
El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un
empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser
lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de
la bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño
como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor.
74
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 geometría del conjunto es tal, que forma una serie de
cavidades idénticas y separadas entre sí. 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 están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de
bombeo es de desplazamiento positivo.
La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de rotación, que está
conformado por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas
proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento a la bomba de
cavidades progresivas.
Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje,
que debe impedir el movimiento rotativo del equipo, de lo contrario no existirá
acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsión máxima que puede
soportar este mecanismo a fin de evitar daños innecesarios y mala operación del
sistema.
El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al sistema
de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo cual es
posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario.
- Ventajas
· Habilidad para producir fluidos altamente viscosos.
· Habilidad para producir con altas concentraciones de arena.
· Habilidad para tolerar altos porcentajes de gas libre.
· Ausencia de válvulas o partes reciprocantes evitando bloqueo o
desgaste de las partes móviles.
· Muy buena resistencia a la abrasión.
· Bajos costos de inversión inicial.
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· Simple instalación y operación.
· Bajo mantenimiento.
· Equipos de superficie de pequeña dimensión
- Desventajas
· Su profundidad de operaciones recomendada es de 4.000pies.
· Requiere suministro de energía eléctrica.
· Su eficiencia disminuye drásticamente en pozos con altas RGL.
1. Rango de aplicación y limitaciones del sistema B.C.P.
Algunos de los avances logrados y que en actualidad juegan un papel importante,
han extendido su rango de aplicación que incluyen:
· Producción de petróleos pesados y bitumen (<18º API) con cortes de
arena hasta un 50%.
· Producción de crudos medios (18-30º API) con limitaciones en % de
H2S.
· Petróleos livianos (>30º API) con limitaciones en aromáticos.
· Producción de pozos con altos porcentajes de agua, asociadas a
proyectos avanzados de recuperación secundaria (por inyección de
agua).
Limitaciones y desventajas en referencia a la capacidad de desplazamiento real
hasta 3.500 Bbls/día.
· Capacidad de elevación real hasta 5.000 ft. como máximo.
· Resistencia a la temperatura hasta 350 ºF o 178 ºC como máximo.
76
· Alta sensibilidad a los fluidos producidos (los elastómeros pueden
hincharse deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por periodos
prolongados de tiempo).
· Opera con bajas capacidades volumétricas cuando se producen
cantidades de gas libre, evitando una buena lubricación.
· Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja
en seco por periodos de tiempo relativamente cortos.
· Desgaste por contacto entre las varillas de bombeo y la tubería de
producción, puede tornarse en un problema grave en pozos
direccionales y horizontales.
· La mayoría de los sistemas requieren remoción de la tubería de
producción para sustituir la bomba, el uso de anclas de tubería y
estabilizadores o centralizadores de varillas de bombeo.
· Sin embargo la más significativa de estas limitaciones se refiere a las
capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así
como la compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos
producidos, especialmente con el contenido de componentes
aromáticos.
· Este sistema se ha caracterizado por presentar un muy buen manejo
tanto de crudos pesados y viscosos, como por una alta tolerancia al
contenido de sólidos.
2. Funcionamiento de la bomba
El movimiento comienza desde la superficie, donde un motor sea eléctrico o de
combustión interna, transmite su movimiento rotacional a una sarta de varillas a
través de distintos engranajes. Los engranajes trasmiten el movimiento y reducen
las revoluciones altas del motor para obtener las revoluciones deseadas en la
sarta de varillas.
El movimiento transmitido por la sarta de varillas es transferido a través de
distintos acoples hasta el rotor de la bomba.
La bomba de cavidades progresivas es una maquina rotativa de desplazamiento
positivo, compuesta por un rotor metálico, un estator recubierto internamente por
77
un elastómero (goma). El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades
sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión o entrada hasta la
descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro el estator.
Fig. 2.25 Esquema de Una bomba BCP
Fuente: Monografias.com
3. Geometrías.
La geometría de la bomba está sujeta a la relación de lóbulos entre rotor y estator,
y está definida por los siguientes parámetros: cada ciclo de rotación del rotor
produce dos cavidades de fluido.
El área es constante y la velocidad de rotación constante, el caudal es uniforme;
esta es una importante característica del sistema que lo diferencia del bombeo
alternativo con descarga pulsante. Esta acción de bombeo puede asemejarse a la
de un pistón moviéndose a través de un cilindro de longitud infinita.
La capacidad de un sistema BCP para vencer una determinada presión está dada
por las líneas de sello hidráulico formados entre ROTOR y ESTATOR. Para
78
obtener esas líneas de sello se requiere una interferencia entre rotor-estator, es
decir una compresión entre rotor y estator.
Fig. 2.26 Estator y Rotor de una BCP
Fuente: Monografias.com
4. Desplazamiento de la bomba
El desplazamiento de la bomba, es el volumen producido por cada vuelta del rotor.
En tanto, el caudal es directamente proporcional al desplazamiento y a la
velocidad de rotación (RPM).
La capacidad de la bomba B.C.P. para vencer una determinada presión está dada
por las líneas de sello hidráulico formados entre rotor y estator. Para obtener esas
líneas de sello se requiere una interferencia entre rotor/estator, es decir una
compresión entre el rotor y estator
Despla . Bomba=Qrequerido
RPMmax
∗100
Dónde:
Despla . Bomba= (Bbls/día/100 RPM).
Qrequerido= Caudal Requerido (Bbls/día).
RPMmax= Revoluciones por minuto máximo de diseño
79
5. Desplazamiento positivo
Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan
axialmente desde el fondo del estator (succión) hasta la descarga, generando de
esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades
están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es del desplazamiento
positivo
6. Excentricidad u offset
Es la diferencia entre el diámetro mayor y menor del rotor. La geometría de la
bomba rige el movimiento excéntrico del rotor alrededor de la línea de centro del
estator
Fig.2.27: Vista de planta de rotor y excentricidad
Fuente: Weatherford
2.4.6.1 Equipos de superficie y quipos de subsuelo
El sistema de bombeo por cavidades progresivas está integrada por dos secciones
de equipos: Equipos de Superficie y Equipos de Subsuelo.
A continuación se describen brevemente ambos tipos.
80
Fig. 2.28: Sistema de Bombeo BCP
81
Fig. 2.29 Equipos de Subsuelo:
Fuente: Monografias.com
I. Tubería de producción: Es una tubería de acero que comunica la bomba de
subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. En caso de haber instalado un ancla de
torsión, la columna se arma con torsión óptimo API, correspondiente a su
diámetro. Si existiera arena, aún con ancla de torsión, se debe ajustar con la
torsión máxima API, de este modo en caso de quedar el ancla atrapada existen
más posibilidades de librarla, lo que se realiza girando la columna hacia la
izquierda. Si no hay ancla de torsión, se debe ajustar también con el máximo API
para prevenir el desenrosque de la tubería de producción.
82
II. Sarta de varillas: Es un conjunto de varillas unidas entre sí por medio de
cuplas formando la mencionada sarta, se introduce en el pozo y de esta forma se
hace parte integral del sistema de bombeo de cavidad progresiva. La sarta está
situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros máximos utilizados
están limitados por el diámetro interior de la tubería de producción, utilizándose
diámetros reducidos y en consecuencia cuplas reducidas, para no raspar con el
tubing.
Fig. 2.30 Varillas de la Sarta
Fuente: Monografias.com
Las varillas de acuerdo al tipo de carga y nivel de corrosión de los pozos, se
seleccionan considerando diferentes grados de acero:
Varillas grado C: Diseñada para trabajar en pozos con niveles de cargas bajas y
medianas, con fluidos no corrosivos.
Varillas grado D: Diseñada para trabajar en pozos con niveles de cargas
moderadas, con fluido moderadamente corrosivos.
Varillas grado K: Diseñada para trabajar en pozos con niveles de cargas bajas y
medianas, con fluidos corrosivos
II. Estator: Usualmente está conectado a la tubería de producción; es una hélice
doble interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual
está adherido dentro de un tubo de acero. En el estator se encuentra una barra
horizontal en la parte inferior del tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es
el punto de partida para el espaciamiento del mismo.
83
Fig.2.31 Estator
Fuente: Monografias.com
III. Elastómero: Es una goma en forma de espiral y está adherida a un tubo de
acero el cual forma el estator. El elastómero es un material que puede ser estirado
varias veces su longitud original teniendo la capacidad de recobrar rápidamente
sus dimensiones una vez que la fuerza es removida.
IV. Rotor: Suspendido y girado por las varillas, es la única pieza que se mueve en
la bomba. Este consiste en una hélice externa con un área de sección transversal
redondeada, torneada a precisión hecha de acero al cromo para darle mayor
resistencia contra la abrasión. Tiene como función principal bombear el fluido
girando de modo excéntrico dentro del estator, creando cavidades que progresan
en forma ascendente.
Estando el estator y el rotor al mismo nivel, sus extremos inferiores del rotor
sobresalen del elastómero aproximadamente unos 460 mm a 520 mm, este dato
permite verificar en muchos casos si el espaciamiento fue bien realizado. En caso
de presencia de arena, aunque sea escasa, esta deja muchas veces marcada la
hélice del rotor; de este modo al retirar el rotor por cualquier motivo, se puede
84
observar en qué punto estuvo trabajando dentro del estator, partiendo del extremo
superior del rotor.
V. Centralizador: Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor
uso en especial para proteger las partes del sistema.
El tipo de centralizadores es el "no soldado". Empleado en la tubería con el
propósito de minimizar el efecto de variaciones y a la vez para centralizar la
bomba dentro de la tubería de producción.
VI. Niple intermedio o niple espaciador: Su función es la de permitir el
movimiento excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de
conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla, cuando el diámetro de la
tubería de producción no lo permite. En este caso es imprescindible su instalación.
Fig. 2.32 Niple Intermedio
Fuente: Monografia.com
VII. Niple de paro: Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo
inferior del estator. Su función es:
Hacer de tope al rotor en el momento del espaciamiento, para que el rotor
tenga el espacio suficiente para trabajar correctamente.
Servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando.
Como succión de la bomba.
Los más usuales son los de rosca doble, con una rosca hembra en su extremo
superior, que va roscada al estator y una rosca macho de la misma medida en su
extremo inferior, para permitir instalar debajo el ancla de torsión o cualquier otro
85
elemento. A la vez el centro de la misma hace de tope con el rotor, durante el
espaciamiento.
VIII. Trozo de maniobra: Es muy importante instalar un trozo de esta medida
inmediatamente por encima del rotor, en lugar de una varilla, cuando gira a
velocidades superiores a las 250 RPM. Cuando se instala una varilla, debido a su
largo y al movimiento excéntrico del rotor que se transmite directamente a ella,
tiende a doblarse y rozar contra las paredes de la última tubería de producción. El
trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad del largo de la varilla, se dobla
menos o no se dobla, dependiendo de su diámetro.
IX. Ancla de torsión: Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia
la derecha (vista desde arriba) se realiza la acción de girar la columna también
hacia la derecha, es decir hacia el sentido de desenrosque de los caños. A esto se
suman las vibraciones producidas en la columna por las ondas armónicas
ocasionadas por el giro de la hélice del rotor dentro del estator, vibraciones que
son tanto mayores cuanto más profunda es la instalación de la bomba. La
combinación de ambos efectos puede producir el desprendimiento de la tubería de
producción, el ancla de torsión evita este problema. Cuanto más la columna tiende
al desenrosque, más se ajusta el ancla. Debe ir siempre instalada debajo del
estator.
X. Niple asiento: es una pequeña unión sustituta que se corre en la sarta de
producción. Permite fijar la instalación a la profundidad deseada y realizar una
prueba de hermeticidad de cañería. En bombas insertables el mecanismo de
anclaje es mediante un mandril a copas que permite utilizar el mismo niple de
asiento que una bomba mecánica, evitando en un futuro el movimiento de
instalación de tubería de producción al momento de cambiar el sistema de
extracción.
XI. Mandril a copas: Permite fijar la instalación en el niple de asiento y produce la
hermeticidad entre la instalación de tubería de producción y el resto del pozo.
86
El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo principal
de una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la herramienta podrían
estar conectadas, arregladas o encajadas adentro. También puede ser varillas de
operación en una herramienta.
XII. Zapato probador de hermeticidad: En caso de ser instalado (altamente
recomendado), se debe colocar siempre arriba del niple intermedio. Para poder
probar toda la cañería y además como su diámetro interno es menor que el de la
tubería de producción no permite el paso de centralizadores a través de él. Para
algunas medidas de bomba, no se puede utilizar, porque el pasaje interior del
mismo es inferior al diámetro del rotor impidiendo su paso en la bajada.
La interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la
hermeticidad, aunque siempre existe escurrimiento, tanto mayor, cuanto mayor
sea la presión total resultante sobre la bomba. La suma de la presión de prueba
más la altura de la columna debe ser tal que no supere la altura manométrica de la
bomba para evitar dañarla.
XIII. Caño filtro: Se utiliza para evitar (en el caso de rotura de estator con
desprendimiento de elastómero), trozos de tamaño regular del mismo que pueden
estar dentro del espacio anular. Una vez cambiada la instalación de fondo, estos
pedazos de elastómero podrán ser recuperados con equipo especial y no
permanecerán en el pozo donde se corre el peligro que sean succionados
nuevamente por la bomba.
2.4.6.2 Equipos de superficie.
Una vez obtenidos los parámetros mínimos de operación necesarios para accionar
el equipo de subsuelo, es necesario dimensionar correctamente los equipos de
superficie que sean capaces de proveer la energía requerida por el sistema.
Esto significa que deben ser capaces de suspender la sarta de varillas y soportar
la carga axial del equipo de fondo, entregar la torsión requerida y rotar al vástago
a la velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la superficie.
87
Los componentes de superficie de dividen en tres sistemas que son:
Cabezal de rotación;
Sistema de transmisión; y
Sistema de frenado.
1. Cabezal de rotación.
El cabezal de rotación debe ser diseñado; para manejar las cargas axiales de las
varillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad de freno y la
potencia necesitara.
Este es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie
directamente sobre la cabeza de pozo. Consiste en un sistema de rodamientos o
cojinetes que soportan la carga axial del sistema, un sistema de freno (mecánico o
hidráulico) que puede estar integrado a la estructura del cabezal o ser un
dispositivo externo.
Un ensamblaje de instalación que incluye el sistema de empaque para evitar la
filtración de fluidos a través de las conexiones de superficie. Además, algunos
cabezales incluyen un sistema de caja reductora accionado por engranajes
mecánicos o poleas y correas.
La torsión se halla transferida a la sarta de varillas mediante una mesa porta
grampa. El movimiento del mismo dentro del eje hueco permite el ajuste vertical
de la sarta de varillas de succión (a semejanza del sistema buje de
impulso/vástago de perforación). El peso de la sarta de varillas se halla
suspendido a una grampa, provisto de cuatro pernos. La barra se puede levantar a
través del cabezal a fin de sacar el rotor del estator y lavar la bomba por
circulación inversa.
La potencia hidráulica que el cabezal necesita para accionar la varilla pulida:
Pot . Hidraulica=0.000194 Th RPMmax
88
Dónde:
Th= Torque hidráulico (ft - lbs)
RPMmax= Revoluciones por minuto máximo de diseño
2. La prensa estopas, es un sello mecánico interno cuya función es aislar el
cabezal del fluido del pozo, se encuentra atravesada por la barra pulida.
3. Sistema de freno
La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere el
sistema. Cuando un sistema BCP está en operación, una cantidad significativa de
energía se acumula en forma de torsión sobre las varillas.
Si el sistema se para repentinamente, la sarta de varillas de bombeo libera esa
energía girando en forma inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta
rotación inversa se le suma la producida debido a la igualación de niveles de fluido
en la tubería de producción y el espacio anular, en el momento de la parada.
Durante ese proceso de marcha inversa, se puede alcanzar velocidades de
rotación muy altas.
Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden causar
severos daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de varillas y hasta
la rotura violenta de la polea el cabezal, pudiendo ocasionar esta situación daños
severos al operador.
El freno tiene la capacidad requerida para manejar conjuntos de alta
potencia con bombas de gran dimensión.
El motor hidráulico que equipa el cabezal es de alta eficiencia y respuesta
inmediata en ambos sentidos de giro.
El manifould comando permite un rango de regulación según las exigencias
del equipo. Ya que se puede optar por un freno progresivo, así evitando
aprisionamiento de la bomba de fondo; caso contrario se puede optar por
un bloqueo del mismo según los requerimientos operativos.
89
El freno de disco asegura una mejor dispersión del calor generando un
frenado prolongado.
Las pastillas del freno se pueden reemplazar fácilmente en el campo por el
buen acceso al caliper de freno que se tiene.
El freno funciona automáticamente tan pronto como hay contra rotación y la
velocidad de contra rotación se puede ajustar fácilmente por el alto rango
de regulación que consta el manifould comando.
De los frenos utilizados se pueden destacar los siguientes:
4. Freno de accionamiento por fricción: Compuesto tradicionalmente de un
sistema de disco y pastillas de fricción, accionadas hidráulicamente o
mecánicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa. La mayoría de estos
sistemas son instalados externamente al cuerpo del cabezal, con el disco
acoplado al eje rotatorio que se ajusta al eje del cabezal. Este tipo de freno es
utilizado generalmente para potencias transmitidas menores a 75 HP
5. Freno de accionamiento hidráulico: Es muy utilizado debido a su mayor
eficiencia de acción. Es un sistema integrado al cuerpo del cabezal que consiste
en un plato rotatorio adaptado al eje del cabezal que gira libremente en el sentido
de las agujas del reloj (operación de una BCP). Al ocurrir la marcha hacia atrás, el
plato acciona un mecanismo hidráulico que genera resistencia al movimiento
inverso, lo que permite que se reduzca considerablemente la velocidad inversa y
se disipe la energía acumulada. Dependiendo del diseño del cabezal, este
mecanismo hidráulico puede accionarse con juegos de válvula de drenaje,
embragues mecánicos, etc.
Elastómeros: Son la base del sistema BCP en el que está moldeado el perfil de
doble hélice del estator. De su correcta determinación y su interferencia con el
rotor, depende la vida útil de una BCP.
6. Sistema motriz: Lo conforma básicamente un motor que transmite el par motriz
al eje de impulsión y de un sistema reductor de velocidad que permite el ajuste de
la misma.
90
7. Motor: Es el encargado de generar el movimiento rotatorio en superficie, el
mismo que es transmitido al eje impulsor a través de un sistema de correas y
poleas y posteriormente a la sarta de varillas.
Generalmente es eléctrico, pero otro tipo de motor es aceptable; en el campo
puede ser utilizado como: motores hidráulicos, motor de combustión interna, motor
de gas, motores electromagnéticos u otros de acuerdo al tipo de cabezal y
también a la disponibilidad de energía en el campo.
8. Correas y poleas La relación de transmisión con poleas y correas, debe ser
utilizada para transferirla energía desde la fuente primaria (motor eléctrico o de
combustión interna) hasta el cabezal de rotación y de este a las varillas de
bombeo.
En la mayoría de las aplicaciones es necesario operar con un sistema de
transmisión, como correas y poleas. Esto se hace con el fin de no forzar al motor
atrabajar a muy bajas RPM, lo que traería como resultado la falla del mismo a
corto plazo debido a la insuficiente disipación de calor:
Fig. 2.33 Poleas y Correas
Fuente: Petrobloguer
2.4.6.3 Procedimiento de selección de una bomba BCP.
I.- Determinación del levantamiento neto
Es la capacidad de la misma para vencer la presión hidrostática y transportar los
fluidos hasta las instalaciones de superficie.
Pnet=Pdescarga−PSUC
91
Dónde:
Pnet= Levantamiento neto requerido (psi)
Pdescarga= Presión de descarga (psi)
PSUC= Presión de succión (psi)
La presión de succión de la bomba es determinada por la energía del yacimiento.
Se determina mediante:
Psuc=Pwf−[Gradiente H 2 O∗SGoil(Disparo−PLD)]Dónde:
Psuc= Presión de entrada (psi)
Pwf = Presión de fondo fluyente (psi)
SGoil= Gravedad especifica del petróleo
PLD = Profundidad de la bomba (ft)
La presión de descarga es determinada por el requerimiento de energía en la
superficie y la configuración mecánica del pozo:
Pdescarga=P tubing+PLIQUIDO+PPERDIDAS
Pdescarga= Presión de descarga (psi)
Ptubing= Presión de superficie en el tubing (psi)
PLIQUIDO= Presión de la columna de líquido (psi)
PPERDIDAS= Perdidas por fricción (psi)
La presión de la columna de líquido es la presión equivalente a la presión
Hidrostática de fluidos:
PLIQUIDO=PLD∗ρ∗0.00694
Donde:
PLIQUIDO= Presión de la columna de líquido (psi)
ρ=¿Densidad del petróleo (lb/ft3)
92
Las pérdidas por fricción, se deben a la pérdida de carga entre el tubing y varillas,
esta situación se ve favorecida a su vez por el diámetro del tubing; generalmente
este valor es despreciable para fluidos con alto corte de agua y viscosidades bajas
y medianas; puede ser estimada mediante la siguiente ecuación:
PPERDIDAS=PLD∗factordeperdidas∗μ0
Dónde:
factordeperdidas= (kg/cm2 /mts /cp)
μ0= Viscosidad del petróleo (cp)
II. Carga axial sobre las varillas
Está constituida por de dos componentes principales:
1. Por el peso aparente de la sarta de varillas en el fluido.
2. La carga de la bomba; pueden ser estimadas mediante las siguientes.
cargaAxial=PesoSartadeVarillas+PesoRotor
pesoSartaVarillas=PesoVarilla∗PLD
PesoRotor=PesoNeto∗A rotor
Arotor=π [ Dr+2❑e
2 ]2
Dónde:
CargaAxial= (lbs)
PesoSartade Varillas= (lbs)
PesoRotor= (lbs)
PesoVarilla = (lbs)
Arotor= Área efectiva del rotor (pulg2)
Dr= Diámetro del menor del rotor (pulg).
e = Excentricidad (pulg).
PesoNeto = Levantamiento neto requerido (Kpa o psi)
El torque hidráulico es:
T h=0,0897∗DesplazamientodelaBomba∗Pneto
100
93
Donde:
T h= Torque hidráulico (ft-lbs)
El torque de fricción depende de la viscosidad del fluido, velocidad rotativa,
profundidad de la bomba, espacio anular entre las varillas y la tubería de
producción.
2.5 Fundamento teóricos requeridos para el levantamiento artificial
Para seleccionar el método de levantamiento artificial a utilizar en la investigación
emplearemos el propuesto por Muñoz Rodriguez & Torres Torres, el cual se basa
en diferentes apreciaciones realizadas a los rangos de aplicación de cada método
en tablas y una calificación a las variables de mayor importancia en la selección
del método artificial.
2.5.1 Calificación de las variables de un pozo en los diferentes rangos de
aplicación de los métodos de levantamiento artificial
Para determinar el método de levantamiento artificial más adecuado, se debe
realizar una calificación de las variables más importantes que interfieren en la
selección del método con la ayuda de rangos de aplicación puestos en tablas de
los diferentes métodos de levantamiento artificial.
La confiabilidad de los resultados del diagnóstico dependerá de la calidad y
cantidad de información disponible, el diagnóstico no será mejor que la
información recopilada. A continuación se describe la información requerida para
realizar un análisis completo del funcionamiento de la instalación que conlleve a
un diagnóstico más confiable
Para dicha calificación, se agrupó las variables en tres clases asignándoles
porcentajes a cada clase de acuerdo a su importancia en la selección del método
de levantamiento.
94
Clase 1: 50 %, sobre una base del 100 %.
Clase 2: 36 %, sobre la base del 100 %.
Clase 3: 14 %, sobre la misma base, con lo cual se verifica que los tres
porcentajes asignados sumen entre sí, el 100 % esperado.
2.5.2 Información requerida.
Es importante tener claridad sobre la naturaleza de los datos para no conducir a
evaluaciones incoherentes y para asegurar una selección acorde a las
condiciones reales del campo.
1. Información de yacimiento y pozo:
Comprende las variables que describen el estado mecánico actual del pozo, así
como las condiciones bajo las cuales se desea poner en producción. Estas son
descritas a continuación.
a) Número de pozos:
Se refiere al total de pozos que se requiere rehabilitar o aumentar la producción
en los cuales se quiere aplicar el sistema de levantamiento artificial.
b) Tasa de producción
Es el flujo total que se espera obtener de un pozo en particular. Se debe tener en
cuenta que este valor no puede ser asignado arbitrariamente, sino que se debe
escoger cuidadosamente con base en el potencial real, obtenido mediante curvas
IPR u otra técnica disponible. Las unidades a usar son barriles de fluido por día
(BPD).
c) Profundidad del pozo:
Se debe considerar preferiblemente la profundidad media del pozo sobre la
profundidad vertical. Se debe tomar el dato, como la profundidad media del 95
intervalo cañoneado; en caso de que se presente más de un intervalo cañoneado,
elegir aquel de mayor profundidad.
d) Diámetro del casing:
Hace referencia al diámetro interior de la tubería de revestimiento, a través de la
cual se bajará el equipo de subsuelo del SLA a implementar. Debe suministrarse
en pulgadas (plg).
e) Grado de inclinación del pozo:
Es el grado de desviación del pozo con respecto a la vertical, medido en su parte
más inclinada, donde el valor de la desviación tiende a ser constante.
Generalmente es el tramo más profundo del pozo, se debe ingresar en grados (°).
f) Temperatura del fluido
Se debe usar principalmente la temperatura del fluido producido en la cara del
pozo para la zona productora de mayor profundidad si se conoce, o en su defecto,
calcularla utilizando la temperatura del fluido en superficie y el gradiente de
temperatura. De no conocerse el gradiente o la temperatura de fondo, se puede
utilizar la temperatura del fluido en superficie para hacer una evaluación
aproximada. Se debe suministrar en grados Fahrenheit (°F).
g) Presión de fondo fluyendo:
Es la presión que suministra la formación al fluido producido en la cara del pozo,
tomada a la profundidad media de la zona cañoneada; de existir más de un
intervalo productor, se elige la presión del más profundo. Se debe ingresar en
libras por pulgada cuadrada absolutas (psia).
h) Tipo de completamiento:
Se refiere al número de tuberías de producción que han sido instaladas dentro del
revestimiento del pozo. Las posibilidades son simple, para una única tubería y
múltiple para 2 o más.
i) Tipo de recobro:
96
Se ha utilizado la siguiente clasificación de los métodos de recobro: Primario, para
el flujo natural y los SLA por si solos; Secundario, para la inyección de agua y gas;
y Terciario, para todos los métodos de recobros térmicos y químicos.
2. Información de los fluidos:
Esta información permite caracterizar los fluidos que se obtendrán del pozo,
identificando los principales problemas que se podrían presentar durante su
producción, así como las acciones a tomar para su control.
a) Fracción de agua
Es el porcentaje de agua y sólidos contenidos dentro de un volumen dado de
fluido producido. Se debe tener la precaución de que el valor utilizado sea
representativo o característico del comportamiento del fluido del pozo y no el
resultado de una alteración temporal del mismo.
b) Viscosidad del fluido producido:
Es la viscosidad del fluido que se desea levantar con el SLA, entendiéndose que
dicho fluido estará conformado por una determinada fracción de agua y otra de
aceite. Se debe medir a condiciones de presión y temperatura de pozo para que el
resultado obtenido sea verdaderamente significativo. La unidad utilizada es el
centipoise (cp).
c) Presencia de fluidos corrosivos:
Se debe especificar si el fluido producido presenta carácter corrosivo o no, el cual
puede deberse principalmente al contenido de sustancias como H2S y CO2.
d) Contenido de arena abrasiva:
97
Hace alusión a la cantidad de arena producida junto con el fluido de producción,
dentro de un volumen de muestra. Se mide en partes por millón (ppm).
e) GOR:
Es la relación entre la cantidad de gas obtenida en superficie y la cantidad de
aceite producido. Se debe medir siempre a condiciones estándar y la muestra
utilizada para su determinación debe ser lo más representativa posible del fluido a
producir. Las unidades utilizadas para expresar esta relación son pies cúbicos de
gas obtenido por cada barril de petróleo producido (SCF/STB).
f) Presencia de contaminantes:
Se debe especificar la gravedad del daño causado por la acción de depósitos
orgánicos o inorgánicos, tales como parafinas, asfáltenos, scales, etc.
3. Información de facilidades de superficie:
Describe las condiciones de superficie con se cuenta para la instalación y
operación del SLA
a) Tipo de locación:
Indica las condiciones geográficas en las cuales se encuentra ubicado el campo a
analizar, bien sea sobre tierra firme (onshore), costa afuera (offshore) o en puntos
remotos y de difícil acceso.
b) Energía eléctrica:
Hace referencia a la fuente disponible de energía eléctrica para la operación de los
SLA, es decir, si es comprada o generada dentro de la facilidad.
c) Espacio restringido:
Se debe especificar si el espacio con que se cuenta para la instalación de las
facilidades de superficie del SLA es amplio, standard o reducido.
98
La tabla Nº 2.2 muestra las variables para la determinación del tipo de
levantamiento artificial
Tabla no 2.2 Asignación de porcentajes de cada variable
ID Variable Clase %
Características
de yacimiento,
producción y
pozo
1 Número de
pozos
2 4
2 Tasa de
producción
(BPD)
1 12,5
3 Profundidad
del pozo (ft)
1 12,5
4 Tamaño del
casing ID (in)
2 4
5 Grado de
inclinación del
pozo con
respecto a la
vertical (º)
3 2,8
6 Temperatura
(ºF)
2 4
7 Presión de
fondo fluyente
2 4
99
(psi)
8 Tipo de
completación
3 2,8
9 Tipo de
recobro
2 4
Características
de los fluidos
producidos
10 Fracción de
agua (%)
1 12,5
11 Viscosidad del
fluido
producido (cp)
2 4
12 Presencia de
fluidos
corrosivos
3 2,8
13 Contenido de
arena
abrasiva
(ppm)
2 4
14 GOR (scf/stb) 1 12,5
15 Presencia de
contaminante
s
2 4
Características
de las
facilidades de
superficie
16 Tipo de
locación
2 4
17 Energía
eléctrica
3 2,8
18 Espacio
restringido
3 2,8
Fuente: muñoz & torres, 2007
2.5.3. Ponderación de las calificaciones de las variables del pozo
100
Para la ponderación, se procede a dar una puntuación a cada variable del pozo de
acuerdo al método de levantamiento artificial con la ayuda de las tablas de los
rangos de aplicación de cada tipo de levantamiento.
Estas tablas se encuentran divididas en seis rangos de aplicación. A estos rangos
se los asignó por conveniencia, un valor numérico entre 0 y 5 como en la siguiente
tabla (MUÑOZ & TORRES, 2007).
Tabla no 2.3 Asignación numérica de los rangos de aplicación
Rango No
aplicable Limitado Aceptable Bueno Excelente Óptimo
Valor
numéric
o
0 1 2 3 4 5
Fuente: muñoz Rodríguez & torres torres, 2007
Para tener una ponderación de las puntuaciones de cada variable, se multiplica
cada puntuación con el porcentaje asignado de cada variable y se lo divide sobre
la base de calificación, que para esta metodología, es de 5.
Posteriormente, cada ponderado individual es sumado con los otros ponderados
del mismo método de levantamiento para obtener un ponderado total.
Un segundo criterio es la viabilidad de los sistemas de Levantamiento artificial la
cual se representa en este caso por las variables cuyos valores en la tabla de los
puntajes son diferentes de cero. Para este fin se busca en dicha tabla los valores
101
ceros y se almacena la suma de los porcentajes correspondientes a tales valores
dentro de otra tabla.
Para determinar el porcentaje de viabilidad para cada método de levantamiento,
se calcula la diferencia entre el 100% y el porcentaje de no viabilidad.
El tercer y último criterio que se utiliza, es el porcentaje de no limitación del
sistema de levantamiento, es decir, la cantidad de casos viables en los cuales
dichos sistemas funcionan sin restricciones de ningún tipo y que, dentro de la
metodología de selección, están representados por las variables cuyovalor en la
tabla de los puntajes sea igual a “1”. Para este fin se busca en dicha tabla los
valores 1 y se almacena su porcentaje correspondiente en otra tabla la cual tiene
una estructura similar a la tabla de la viabilidad de los sistemas.
Para determinar el porcentaje de funcionamiento sin limitaciones para cada
sistema de levantamiento, al 100% se le sustrae el porcentaje total por no
viabilidad y el porcentaje total por limitaciones
El uso de los tres criterios (Ponderación total, viabilidad del sistema y
funcionamiento sin limitaciones) para la obtención del resultado final surge como
consecuencia de que ninguno de ellos constituye un argumento suficientemente
sólido para ser considerado por si solo a la hora deseleccionar un sistema de
levantamiento (MUÑOZ & TORRES, 2007).
El ponderado total si bien da una visión global del comportamiento que tendrá el
sistema de levantamiento al implementarse en las condiciones propuestas, no da
Información detallada de los problemas más severos que se pueden presentar o
de las condiciones que sencillamente imposibilitarían la instalación de los equipos.
El factor de viabilidad supera este inconveniente, al señalar claramente bajo qué
condiciones no es factible la implementación de un sistema de levantamiento en
particular, sin embargo, no da información alguna sobre las ventajas que la
implementación de cada sistema puede brindar. Por su parte, el factor de no
limitación señala en forma de alerta las condiciones bajo las cuales los equipos
tendrán un funcionamiento forzado que pueden conducir a fallas tempranas del
equipo.
102
Considerando todos los aspectos mencionados, se llega finalmente a la definición
de un único valor que será el criterio mediante el cual se identifique el mejor
sistema de levantamiento artificial para cada caso evaluado. Este criterio se define
como Ponderado Final.
Para obtener el ponderado final, a cada uno de los tres criterios mencionados
anteriormente se le multiplica por un factor Xn que representa la importancia o
valor relativo de cada criterio dentro de la decisión final para luego realizar una
sumatoria de los tres criterios.
El factor Xn está definido como una fracción entre cero y uno, de tal forma que la
suma de las 3 fracciones sea igual a la unidad.
Pond final=pond total∗X1+Viasist∗x2+nolimit∗x3
Donde:
x1+ x2+x3=1
Los valores de estos tres factores se han definido según los autores de la
siguiente forma:
X1= 0,50
X2=0,35
X3= 0,15
2.6 Parámetros de análisis de productividad de un pozo
2.6.1 Índice de productividad y el IPR
Son una medida comúnmente utilizada en la industria petrolera. Definido por el
símbolo de J, el índice de productividad es la relación entre el caudal total de
líquido y la caída de presión.
Fig. 2.34 Curva IPR
103
Fuente: Petrofísica de Reservorios / Ing. Fabián Sivila Angulo
Para una producción de petróleo, el índice de productividad viene dada por:
J=Q0
Pr−Pwf
=Q 0
∆ P
Donde:
Qo = Caudal de petróleo, STB / día
J = Índice de productividad, STB / día / psi
Pr= Presión del reservorio
Pwf = Presión de fondo fluyente
Δp = Variación de presión
Es importante señalar que el índice de productividad es una medida válida del
potencial de productividad y sólo si el pozo está fluyendo en condiciones de flujo
en estado estacionario. Con el fin de medir el índice de productividad con
precisión, es esencial que el pozo fluya a un caudal constante en un período de
tiempo suficiente para llegar a condiciones de flujo estacionario.
La cifra indica que durante el período de flujo transitorio, los valores calculados del
índice de productividad pueden variar dependiendo del momento en que las
medidas de Pwf son hechas.
104
Dado que la mayoría de la vida de un pozo se produce en un régimen de flujo que
se aproxima al estado estacionario, el índice de productividad es una metodología
valiosa para predecir el rendimiento futuro de los pozos.
El caudal máximo a extraer del pozo a condiciones de la presión de burbujeo e
índice de productividad se calcula mediante las siguientes expresiones:
Qb=IP ¿
Qmax=IP∗Pb
1.8+Qb
Qb = Caudal a presión de punto de burbuja (Bbls/día)
Qmax = Presión en el punto de burbuja (psi)
CAPITULO IIIPRESENTACIÓN Y ÁNALISIS DE RESULTADOSFUNDAMENTALES DE LA PRODUCCIÓN
3.1 Geografía y estratigrafía del área de estudio
El campo Santa Rosa X-1 se encuentra ubicado en el departamento de Santa
Cruz a unos 160 kilómetros al norte de la capital cruceña ubicado en la provincia
Sara del Departamento.
El proyecto de investigación tendrá su centro en las formaciones Ayacucho y
Piray, debido a que son las formaciones productoras de hidrocarburos en el pozo
Santa Rosa.
105
Fig. 3.1 Sub andino Boliviano
Fuente: Carlos E. Cruz, Jaime Oller Veramendi, Matías Di Benedetto, Martín Pereira y Héctor J.
Villar
3.1.1 Ciclo Siluro-Devónico
Está compuesto por más de 3.000 m de sedimentos clásticos de origen marino,
donde alternan facies arenosas y arcillosas. La geología de campo, el análisis
paleontológico y la interpretación de información sísmica y de pozos, han
permitido que una marcada ciclicidad y la continuidad lateral de ciertos límites
litológicos, sean tomadas como base para la división de este ciclo en secuencias y
conjuntos de secuencias (Starck, 1995). Las facies arcillosas, dominantemente de
colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos,
siendo hasta el momento comprobadas solamente las que se asignan a la Fm. Los
106
Monos (Disalvo y Villar, 1999, Cruzet, 2002). Adicionalmente a su capacidad
generadora estas facies finas constituyen sellos regionales.
Las facies de areniscas cuarcíticas de las formaciones Santa Rosa, Icla,
Huamampampa e Iquiriconstituyen los reservorios que alojan las mayores
reservas de gas de esta cuenca reservas de gas de esta cuenca.
3.1.2 Ciclo Carbónico-Pérmico
Está separado del ciclo anterior por una marcada discordancia erosiva,
destacándose en algunos lugares profundos valles excavados Su espesor excede
los 1.500 m y están compuestos principalmente por facies clásticas continentales
con una importante influencia de eventos glaciales que afectaron al Súper
continente de Gondwana durante el Carbónico (Eyles et al., 1995). Estos
sedimentos y sus paleo ambientes deposicionales han sido también interpretados
dentro de un modelo estratigráfico secuencial (Schulz, 1999; Viera y Hernández,
2001). Las facies glaciales y periglaciales están compuestas por una alternancia
de areniscas de canales y rellenos de valles (reservorios) y limoarcilitas rojas y
diamictitas (sellos). Este ciclo culmina con calizas de edad Permo-Triásica,
asignable a la Fm. Vitiacua, depositada en condiciones climáticas más cálidas.
3.1.3 Ciclo Mesozoico
Durante el Jurásico se depositaron cerca de 1.000 m de facies clásticas de origen
continental, principalmente de ambiente eólico (Grupo Tacurú). Estas rocas son
reservorio en numerosos campos como Monteagudo, San Roque y Vuelta Grande
entre otros. Durante el Cretácico Superior se produjeron eventos transgresivos
que alcanzaron el área de Santa Cruz de la Sierra desde el nor-noroeste, que
dejaron registros de aproximadamente 300 m de sedimentos clásticos calcáreos
3.1.4 Ciclo Terciario
107
El levantamiento tectónico de la Cordillera de los Andes, durante el Terciario,
generó una ante fosa con espesores de rocas clásticas continentales mayores a
los 5.000 m. Este relleno exhibe una secuencia típicamente grano y estrato
creciente, característica de depósitos sinorogénicos. La porción basal de este
ciclo, denominada Fm. Yecua, se considera un sello regional y representa una
ingresión marina ocurrida durante el Mioceno.
Fig 3.2 Columna estratigráfica generalizada
Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas
3.2. Faja chapare – boomerang
Se considera aquí la faja que bordea el Craton de Guapore en la parte central del
país, en la llanura límite entre los departamentos de Cochabamba y Santa Cruz.
En los últimos años, esta región cobro importancia debido al descubrimiento de
importantes estructuras con hidrocarburos. Esta faja continua con dirección
NWSE, hasta las sierras y llanura chiquitanas, en el extremo oriental del país.
108
Fig. 3.4 Mapa de ubicación de yacimientos de petróleo y gas de Bolivia y Noroeste de Argentina.
Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas
Esta faja constituye el borde de cuenca de la mayoría de las secuencias
fanerozoicas, hecho que confiere a esta comarca un gran interés petrolero, debido
a la presencia de buenas rocas madre, migración producida por marcada
pendiente regional y la presencia de excelentes rocas reservorio en trampas, tanto
estratigráficas (por acunamiento) como estructurales.
En el subsuelo de la faja Chapare-Boomerang, representa a la intercalación areno-
arcillosa que se ubica entre la Arenisca Sara de la formación El Carmen, y las
109
pelitas de la formación Limoncito supra yacente. Las areniscas de esta formación
tienen condiciones buenas de porosidad y permeabilidad, motivo por el que son
consideradas buenas rocas reservorio. Esta formación se divide en dos miembros,
el basal mayormente arcilloso es denominado Miembro Boomerang, también
conocido como “miembro pelitico”. El miembro superior, denominado Miembro
Yapacani corresponde a una intercalación de areniscas y horizontes peliticos. En
el subsuelo, las areniscas del Miembro Yapacani fueron denominadas, de base a
tope: Arenisca Pirai, areniscas 4 y 3, Arenisca Ayacucho, y areniscas 2 y 1. Estos
niveles arenosos son productores de hidrocarburos en la mayoría de los pozos del
área.
Fig. 3.5Modelo estratigráfico para el Devónico entre el Norte de Argentina y la zona de Santa Cruz de la Sierra
Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas
3.3 Sistema de completación del pozo
La completación del pozo es del tipo doble convencional, las características más
importantes de la completación y los equipos que la conforman son: (YPFB
CHACO S.A., 2.010)
Tabla Nº 3.1 Sistema de Tuberías
110
Descripción Características Longitud
Tuberías 2 3/8 plg 1930 metrosPresión de Reventón 11.150 psiPresión de Colapso 11.700 psi
Fuente: YPFB Chaco S.A.
Las formaciones Ayacucho y Piray producen principalmente gas con algún arrastre
de petróleo, produciendo alrededor de 10 MMscf/d de gas y 200 BPD de petróleo.
La formación Piray produce alrededor de 6,3 MMscf/d y 107 BPD de petróleo a pesar de tener mayor presión.
Tabla Nº 3.2 Referencias del Pozo
Datos del pozo
Pozo vertical
Casing 7 Pulg.
Tubing 2 7/8 Pulg.
Baleo 3.335,58 Ft
Profundidad de la bomba (PLD)
3.235,48 Ft
Tipo de completación Simple
Fuente: Chaco S.A., 2010
111
Tabla Nº 3.3 Datos de Producción Pozo
Fuente: Chaco S.A., 2010
112
Datos de producción y fluido
Corte de agua (BSW). 80 %
Presión de yacimiento (Psi) 164,36 Psi
Presión de fondo fluyente (Pwf)
84,6 Psi
Presión en el punto de burbuja (Pb)
65 Psi
Presión en el tubing 95 Psi
Presión en el casing 100 Psi
Producción actual de petróleo
57 bbls/día
Producción actual de agua 235 bbls/día
Tipo de recobro Secundario
API 25 °API
Temperatura 84 °F
Relación Gas/petróleo (GOR)
15 Scf/stb
SG del agua 1,01
Gradiente del agua 0,52 psi/ft
Viscosidad del petróleo (μ) 33,4 Cp
densidad del petróleo (ρ) 58,22 lb/ft3
SG del petróleo (SGoil) 0,89
Contenido de arena 2,1 %
Fluido corrosivos Si
Tabla 3.4 Histórico de producción Pozo Santa Rosa
AÑO Bbl/dia (petróleo) Bbl/dia(agua)
2003 38 84
2004 37 85
2005 35 94
2006 54 172
2007 58 210
2008 60 242
2009 59 238
2010 58 235
2011 57 235
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de Chaco S.A., 2010
Fig. 3.6 Histórico de producción Pozo Santa Rosa
Analizando el grafico se puede observar cómo se incrementó la producción de
agua.
113
3.4 Cálculo del Índice de productividad y Caudal máximo
La ecuación que se utilizará para calcular el índice de productividad de acuerdo a
las características del pozo es la siguiente:
J=Q0
Pr−Pwf
=Q 0
∆ P
J= Índice de productividad (bbl/dia/psi¿
Pr=Presión del yacimiento (psi)
Pwf =Presión de fondo fluyente (psi)
Q0= Caudal de producción (petróleo + agua)
Considerando los siguientes valores:
Pr=164,36 (psi) (Tabla Nº3.3)
Pwf =84,6 (psi) (Tabla Nº3.3)
Q0= (235+57) =292 (bbl/dia) (Tabla Nº3.4)
Reemplazando valore se tiene:
J= 292164.36−84.6
=¿3,66 bbl/dia/psi
J=¿3,66 bbl/dia/psi
El caudal a presión del punto de burbuja se determina con la ecuación siguiente:
Qb=J (Pr−Pb)
Qb = Caudal a presión (punto de burbuja) (Bbls/día)
Qmax = Presión en el punto de burbuja (psi)
Pb= Presión punto de burbuja (psi)
Considerando los siguientes valores:
J=¿3,66 bbl/dia/psi
Pr= 164,36 psi (Tabla Nº3.3)
114
Pb= 65 psi (Tabla Nº3.3)
Reemplazando valores se tiene:
Qb=363,65 bbl /dia
El caudal máximo reemplazando en la siguiente ecuación será:
Qmax=j∗Pb
1.8+Qb
Qmax=495,81 bbl /dia
Analizando el volumen calculado se podrá llegar a la conclusión de que el pozo al
tener una producción de agua del 80%, el caudal máximo a extraer del pozo Santa
Rosa será de 99,162 bbl/día y una producción de agua de 396,64 bbl/día.
3.5 Determinación del sistema de levantamiento
Inicialmente se debe realizar una ponderación de variables según el método de
Muños Álvaro & Torres Edgar. Para desarrollar el método se determinará algunos
indicadores que son necesarios:
Tabla nº3.5 Características del yacimiento, producción y pozo - Bombeo Mecánico
VARIABLESRANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Numero de Pozos
1 >1
Tasa de Producción
>10.000 4.001 a 10.000
1.001 a 4.000
1.000 a 301 y 501
a 1.000
110 a 50 y 301 a 500
50 a 300
Profundidad del pozo (ft)
>14.000 100.001 z 14.000
7.001 a 10.000
3.001 a
7.000
2501 a 3.000
1 a 2.500
115
Tamaño del casing (in ID)
9 5/8 2 3/8 Y 9 5/8
7 5 ½ 4 ½
Temperatura (ºF)
>600 551 a 600
401 a 550 251 a 400
151 a 250 1 a 150
Presión de fondo fluyente
(psi)
>4.000 501 a 4.000
301 a 500 201 a 300
14 a 50 y 101 a 200
51 a 100
Tipo de completamiento
Múltiple Simple
Tipo de Recobro
Terciario Secundario Primario
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla Nº3.6Tipología fluidos - Bombeo Mecánico.
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
BSW (%) >95 61 a 95 46 a 60 26 a 45
16 a 25 0.1 a 15
Viscosidad del fluido
producido (cp)
>7.000 5.001 a 7.000
3001 a 5000
0,1 a 2,0 y 1.001
a 3.500
21 a 100 y 501 a 1.000
101 a 500
Presencia de fluidos
corrosivos
si no
Contenido de arena abrasiva
(ppm)
>1000 501 a 1000
201 a 500 51 a 200
11 a 50 0 10
GOR (scf/stb) >700 401 a 700
301 a 400 201 a 300
101 a 200 0 a 100
Presencia de contaminantes
Severa Media Leve nula
116
Tratamiento
s aplicados
Ácidos inhibidores y
Solventes
Sintratamiento
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla Nº3.7Características facilidades de superficie - Bombeo Mecánico
VARIABLES
RANGOS
No Aplicabl
e =0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Tipo de Locación
Offshore Remotos Onshore
Fuente de Energía Eléctrica
Generada
Motor a Combustió
n
Espacio Restringido
Limitado Standard Amplio
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla Nº3.8Características del yacimiento, producción y pozo - Bombeo Electro sumergible
VARIABLESRANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Nº de pozos 1 >1Taza de
Producción BDD<100,
>6.000100 a 200
201 a 3005.001 a 60.000
301 a 1.000
y 30.001
a 50.000
1.001 a 10.000 y
de 20.001 a 30.000
10.001 a
20.000
Temperatura ºF >450 351 a 450
326 a 350 251 a325
1 a 70 y 151 a 250
71 a 150
Profundidad del pozo (ft)
>15.000 12.501 a 15.000
10.001 a 12.000
7.501 a
10.000
3.001 a 7.500
1 a 5.000
Tamaño del Casing ID (in)
2 3/8 4 ½ 5 ½ 7 >7
Presión de Fondo Fluyente
(psi)
14 a 100 100 a 300
301 a 500 >500
117
Tipo de Completamiento
Múltiple Simple
Tipo de Recobro Terciario Secundario
Primario
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla nº3.9 Características fluidos producidos - Bombeo Electro sumergible
VARIABLESRANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
BSW 71 A 90
31 A 70 0,1 A 70
Viscosidad del fluido producido
>5.000 201 a 5.000
101 a 200 51 a 100
11 a 50 0,1 a 10
Presencia de fluidos
corrosivos
Si no
Contenido de Arena Abrasiva
(ppm)
>200 101 a 200
51 a 100 2 a 5 0 a 1 0
GOR (scf/stb) >5000 4.001 A 5.000
1501 A 4.000
501 a 1.500
11 a 50 0 a 50
Presencia de contaminantes
Severa Media Leve Nula
Tratamientos aplicados
AcidoSolventesinhibidores
SinTratamiento
Fuente: Muños Álvaro & Torres EdgarTabla Nº3.10Características facilidades de superficie - Bombeo Electro Sumergible
VARIABLES
RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Tipo de Locación
Remoto onshore Onshore
Energía deG
eneradaEnergía
118
impulsióneléctric
a
Espacio Restringido
Reducido
Amplio Standard
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla 3.11Características del yacimiento, producción y pozo - Bombeo Hidráulico Tipo Pistón
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Numero de Pozos
1 2 >2
Tasa de Producción
>1.500 10.001 a 15.000
3.001 a 10.000
1 a 50 y 1501 3.000
51 a 100 y 601 a 1.500
101 a 600
Profundidad del pozo (ft)
1 a 2.000 y >20.000
2.001 a 5.000
5001 a 7500
7.501 a 10.000
10.001 a 12.000 y 15.001 a
2.000
12.001 15.000
Tamaño del casing (in ID)
9 5/8 9 5/8 7 5 ½ 4 ½ 2 3/8
Temperatura (ºF)
>600 551 a 600
251 a 550 1 a 70 y 151 a 250
71 a 150
Presión de fondo fluyente
(psi)
14 a 50 51 a 100 101 a 300 y >800
301 a 800
Tipo de completamiento
Múltiple Simple
Tipo de recobro Secundario y Terciario
Primario
Fuente:Muños& Torres
Tabla 3.12Características fluidos producidos - Bombeo Hidráulico Tipo Pistón
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
BSW >90 56 a 90 41 a 55 16 a 40 7 a 15 0,1 A 6Viscosidad del
fluido producido>2.000 1.001 a
2.000501 a1.000
301 a500
0,1 a 1 y51 a 300
1 a 50
Presencia de fluidos
corrosivos
si no
Contenido de Arena Abrasiva
(ppm)
>15 11 a 15 5 a 10 3 a 5 0 a 2 0 a 50
119
GOR (scf/stb) >500 301 A 500
151 a 300
31 a 130 0 a 30
Presencia de contaminantes
Severa Media Leve
Nula
Tratamientos aplicados
Ácidos Sintratamie
nto
Solventes Inhibidores
Fuente: Muños & Torres
Tabla 3.13Características facilidades de superficie - Bombeo Hidráulico Tipo Pistón
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Tipo de Locación
Offshore y Remoto
Onshore
Energía deimpulsión
Generada Comprada y
Generada
Fluidomotriz
Comprada
Espacio Reducido Amplio Standard
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla 3.14 Características del yacimiento, producción y pozo - Bombeo Hidráulico Tipo Jet.
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Numero de Pozos
1 2 >2
Tasa de Producción
>1.500 10.001 a 15.000
3.001 a 10.000
51 a 100 y 1.001 a 2.000
101 a 150 y 501 a 1.000
151 a 500
Profundidad del pozo (ft)
1 a 2.000 y >20.000
2.001 a 5.000
5.001 a 7.500
7.501 a 10.000
10.001 a 12.000 y 15.001 a 20.000
12.001 a
15.000
Tamaño del casing (in ID)
>9 5/8 9 5/8 7 5 ½ 4 ½ 2 3/8
Temperatura (ºF)
>600 551 a 600
251 a 550
1 a 70 y 151 a 250
71 a 150
Presión de fondo fluyente
(psi)
14 a 100 101 a 200
201 a 500 y >1.000
501 a 1.000
Tipo de completamiento
Múltiple Simple
120
Tipo de Recobro Secundario y Terciario
Primario
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla 3.15Características fluidos producidos - Bombeo Hidráulico Tipo Jet
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
BSW 61 a 100 36 a 60 21 a 35 11 a 20 0,1 A 10
Viscosidad del fluido producido
>1000 801 a 1000
501 a 800 201 a 500 0,1 a 1 y11 a
2.000
1 a 10
Presencia de fluidos
corrosivos
si no
Contenido de Arena Abrasiva
(ppm)
>21 16 a 20 11 a 15 6 a 10 2 a 5 0 a 1
GOR (scf/stb) >500 401 A 500
301 400 201 a 300
101 a 200 0 a 100
Presencia de contaminantes
Severa Media Leve Nula
Tratamientos aplicados
Ácidos Sintratamie
ntoInhibidore
s
Solvent
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
3.16Características facilidades de superficie - Bombeo Hidráulico Tipo Jet
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Tipo de Locación
Offshore y Remoto
Onshore
Energía deimpulsión
Comprada y
Generada
fluidomotriz
Espacio Reducido Amplio Standard
121
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla 3.17Características del yacimiento, producción y pozo para Gas
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Numero de Pozos
1 2 a 15 16 a 25 >25
Tasa de Producción
BPD
1 a 100 y >3.500
101 a 500 y
30.0001 a 35.000
501 a 1.000
51 a 100 y 1.001 a 2.000
101 a 150 y 501 a 1.000
151 a 500
Profundidad del pozo (ft)
>18.500 15.001 A 18500
1 25.000 2.501 A 7.500
7.501 A 10.000
10.001 a 15.000
Tamaño del casing (in ID)
2 3/8 4 ½ 5 ½ 7 >7
Temperatura (ºF)
>500 501 a 650
651 a 850 851 a 1000
1 a 100 y151 a 200
101 a150
Presión de fondo fluyente
(psi)
14 a 500 501 a 650
651 a 850 851 a 1000
1.001 a 2.000
>2.000
Tipo de completamiento
Múltiple Simple
Tipo de Recobro
Secundario Terciario Primario
Fuente: Muños & Torres
Tabla 3.18Características fluidos producidos para Gas
VARIABLES RANGOS
No Aplicabl
e =0
Limitado=1
Aceptable=2
Bueno=3
Excelente=4
Optimo=5
BSW >90 81 a 90 41 a 80 21 a 40 11 a 20 0,1 A 10Viscosidad del fluido producido
0.1 a 5 y >800
6 a 10 y 601 a 800
11 a 20 y 501 a 600
21 a 30 y 201 a
500
31 a 40 y 71 a 200
41 a 70
122
Presencia de fluidos
corrosivos
si no
Contenido de Arena
Abrasiva (ppm)
>26 21 a 25 15 a 20 11 a 15 6 a 10 0 a 5
GOR (scf/stb)
0 a 50 51 a 150 151 a 500 501 a 1.000
1.001 a 5.000
>5.000
Presencia de contaminante
s
Severa y Media
Leve Nula
Tratamientos aplicados
Ácidos SolventesInhibidores
Sintratamie
nto
Fuente: Muños & Torres
Tabla 3.19Características facilidades de superficie para Gas
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Tipo de Locación
Remoto Onshore Offshore
Energía deimpulsión
Comprada y
Generada
Gas
Espacio Reducido Amplio Standard
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla 3.20 Características del yacimiento, producción y pozo - Bombeo Por Cavidades Progresivas
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Numero de Pozos
1 >1
Tasa de Producción
1 a 5 y >5.000
4.001 a 5.500
3.501 a 4.500
6 a 100 y 2.501 3.500
101 a 1.500 y 2.001 a
2.500
1.501 a 2.000
Profundidad del pozo (ft)
>9.800 7.501 a 9.800
5.001 a 7.500
3.501 a
5.000
2501 a 3500
1 a 2.500
Tamaño del casing (in ID)
9 5/8 9 5/8 7 5 ½ y 2 3/8
4 ½
Temperatura (ºF)
>350 281 a 350
251 a 280
1 a 70 y 151 a 250
71 a 150
Presión de 14 a 301 a 500 >500
123
fondo fluyente (psi)
100
Tipo de completamiento
Múltiple Simple
Tipo de Recobro Terciario Secundario Primario
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla 3.21Características fluidos producidos - Bombeo Por Cavidades Progresivas
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
BSW 0 a 50 51 a 90 >90Viscosidad del
fluido producido>1200 10.001 a
12.0008.001 a10.000
6.001 a
8.000
0 a 500 y1.001 a5.000
501 a1.000 y5.001 a6.000
Presencia de fluidos
corrosivos
si no
Contenido de Arena Abrasiva
(ppm)
>30 21 a 30 16 a 20 11 a 15
6 a 10 0 a 5
GOR (scf/stb) >500 301 A 500
151 a 300
51 a 150 0 a 50
Presencia de contaminantes
Severa Media Leve
Nula
Tratamientos aplicados
Solventes Ácidos Inhibidores
Sintratamie
nto
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
Tabla 3.22 Características facilidades de superficie - Bombeo Por Cavidades Progresivas
VARIABLES RANGOS
No Aplicable
=0
Limitado =1
Aceptable =2
Bueno =3
Excelente =4
Optimo =5
Tipo de Locación
Offshore Remoto Onshore
Fuente deenergía
disponible
Generada Motoreléctrico
Motor acombusti
ónEspacio Reducido Amplio Standard
Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar
124
Para realizar la valoración se asignó una puntuación a cada variable. Para el
presente proyecto se asignó un valor que va de cero a cinco (marco teórico). El
análisis de los distintos tipos de variables se detalla a continuación para cada
sistema de levantamiento, asignando el valor de cero cuando el sistema no se
puede utilizar.
Si consideramos la variable “número de pozos”, el bombeo mecánico tiene un
comportamiento excelente pero no muy bueno, entonces asignamos a esta
variable el valor de 4 y no cinco.
Si analizamos la taza de producción en BPD, de acuerdo a los datos que se
presentan en las tablas anteriores, se puede establecer que el pozo de estudio
tiene un caudal máximo de producción de petróleo 57 bbl/día, comparando este
resultado en la tabla Nº 3.5 está en el rango de 50 a 300 BPD, que es el rango
optimo por lo que asignamos para el bombeo mecánico el máximo valor en esta
variable, es decir 5. Continuamos así con todas las variables y llenamos la
siguiente tabla
Tabla Nº3.23 Resumen de valoración para tipos de levantamiento.
VARIABLE Bombeo Mecánic
o
Bomba electro
sumergible
BombeoHidráulicoPISTON
Bombeo hidráulico
tipo jet
Gas Bombeo por
cavidades progresiva
sNúmero de
pozos4 4 2 2 0 4
Tasa de producción
(BPD)
5 0 4 3 3 3
Profundidad del pozo (ft)
3 4 1 1 3 4
Tamaño del casing ID (in)
2 4 2 2 4 3
Temperatura 5 5 5 5 4 5
125
(ºF)
Presión de fondo fluyente
(psi)5 2 3 2 0 3
Tipo de completación
5 5 5 5 5 5
Tipo de recobro
4 4 2 2 0 4
Fracción de agua (%)
1 3 1 1 2 4
Viscosidad del fluido
producido (cp)
4 4 5 4 4 4
Presencia de fluidos
corrosivos
0 2 1 2 4 3
Contenido de arena abrasiva
(ppm)
4 3 4 4 5 5
GOR (scf/stb) 5 4 5 5 0 5
Presencia de contaminantes
3 4 4 4 4 4
Tratamientosaplicados
5 4 3 2 5 5
Tipo de locación
4 5 5 5 4 5
Fuente deenergía
4 5 4 5 5 5
Espacio restringido
5 4 4 4 4 4
VALORACIÓN NETA DEL METODO
68 66 60 58 56 75
El análisis nos muestra, que para el pozo en estudio el mejor método a
implementar es el de bomba de cavidades progresivas, con un puntaje igual a 75.
126
3.6 Determinación de la unidad de bombeo por cavidades progresivas
Para la determinación de la unidad de bombeo, se procederá a realizar los
siguientes cálculos.
3.6.1.- Determinación del levantamiento neto
Pnet=Pdescarga−PSUC
Dónde:
Pnet= Levantamiento neto requerido (psi)
Pdescarga= Presión de descarga (psi)
PSUC= Presión de succión (psi)
La presión de succión de la bomba es determinada por la energía del yacimiento.
Esta se determinara mediante la ecuación siguiente.
Psuc=Pwf−[Gradiente H 2 O∗SGoil(Disparo−PLD)]
Dónde:
Psuc= Presión de entrada (psi)
PLD= Profundidad de la bomba
Pwf = 84,6 psi (psi) (Tabla Nº 3.3)
SGoil= 0,89 Tabla Nº 3.3)
PLD = 3.235,48 (ft) (Tabla Nº 3.2)
Gradiente H 2O= 0,433 psi/ft (Tabla Nº 3.3)
Disparo = 3.335,58(ft). (Tabla Nº 3.2)
Reemplazando valores se tiene:
Psuc= 46,02 psi
La presión de descarga se calculara utilizando la ecuación siguiente.
Pdescarga=P tubing+PLIQUIDO+PPERDIDAS
Donde la presión de líquido se calculara por:
127
PLIQUIDO=PLD∗ρ∗0,00694
Donde la densidad
ρ=¿Densidad del petróleo (lb/ft3)= 58,22lb/ft3 (Tabla Nº3.3)
PLD = 3.235,48 (ft) (Tabla Nº 3.3)
Reemplazando valores se tiene:
PLIQUIDO=1.307,28 psi
Para:
Ptubing= 95 psi (Tabla Nº 3.3)
Las pérdidas se determinan usando la ecuación:
PPERDIDAS=PLD∗factordeperdidas∗μ0
factordeperdidas=0,0001 (Fuente: Netzsch)
PLD = 3.235,48 (ft) (Tabla Nº 3.3)
μ0= Viscosidad del petróleo = 33,4 (cp) (Tabla Nº 3.3)
Reemplazando valores:
PPERDIDAS=¿10,81 psi
Reemplazando valores y operando, se tiene el valor de la presión de descarga.
Pdescarga= 1.413,1 psi
Entonces la presión neta será:
Pnet=Pdescarga−PSUC
Pnet=1.367,08 psi
Para determinar la unidad mecánica de levantamiento, se tiene que calcular la
altura equivalente, esta se puede determinar mediante la relación entre la presión
neta y el gradiente de presión de agua en la tubería:
hequivalente=Pnet
gradientede presión del agua
128
hequivalente= Altura equivalente (ft)
Para los datos del pozo:
Pnet=1.367,08 psi
gradientede presión del agua= 0,52 psi/ft
La altura equivalente que tiene que ser bombeado el líquido es:
hequivalente= 2.629 (ft)
Con estos datos podemos seleccionar una bomba que cumpla con las
especificaciones del proyecto, podemos seleccionar una unidad mediante el
empleo del catálogo de fabricante, para nuestro caso tomaremos una bomba oíl
lift, para la altura equivalente de 2.629 (ft). Se recomienda una unidad con las
siguientes características:
Marca: OilLiftTechnology Inc.
Modelo: 34-900
Presión Nominal: 8,750 kPa (1,275 psi)
Tasa de Producción: 34 m3 (215 bbls)
Torque de elevación Nominal: 300 ft∙lbs (405 N∙m)
Tabla Nº 3.24 Datos Bombas OIL LIFT
Pump Performance34 m3/day/100 RPM
129
215 BPD/100 RPMAvailable Models 34-600(215-
1,975)34-900 (215-
2,950)34-1200(215-
3,950)
Production Rate (per day @ 100 RPM) 34 m3 (215 bbls)Pump Lift 600 m
(1,975 ft)900 m (2,950 ft) 1,200 m (3,950
ft)
Rated Pressure 5,850 kPa(850 psi)
8,750 kPa(1,275 psi)
11,675 kPa(1,700 psi)
Torque at Rated Lift 205 ft∙lbs(275 N∙m)
300 ft∙lbs(405 N∙m)
395 ft∙lbs(535 N∙m)
Rotor Top Connection
7/8” API
Rotor Head Diameter
1-5/8” (41.2 mm)
Overall Rotor Length
131” (333 cm) 191” (486 cm) 251” (638 cm)
Min Tubing Size (with Orbit Tube)
2.347” Drift) 73 mm (62 mm ID - 60 mm Drift)
Min Tubing Size (without Orbit Tube)
3-1/2” (2.750” ID - 2.625” Drift) 89 mm (70 mm ID - 67 mm Drift)
Stator OD 3.750” (95.3 mm)
Coupling OD 4.250” (108 mm) *
Coupling Connection (top of
pump)
3-1/2” EUE Box (standard**)
Eccentricity 0,456 (plg)Stator Overall
Length (including tag bar)
137” (348 cm) 197” (501 cm) 257” (653 cm)
Rotor Diameter 1 5/8
Distance from Tag Bar to Elastomer
12” (30 cm) *** 12” (30 cm) *** 12” (30 cm) ***
Tag Bar Bottom Connection
3-1/2” EUE Pin (standard**)
Fuente: [email protected]
3.6.2 Determinación accesorios
3.6.2.1 Determinación del cabezal de superficie
130
Para la selección de equipos de superficie debemos determinar el torque total de
acuerdo a los siguientes criterios:
Determinamos el torque hidráulico mediante:
τ hidra=0,0897∗desplazamientobomba∗Pnet
100
τ hidra= Torque hidráulico (lb –ft)
Donde:
desplazamientobomba=Qmax
RPM max
∗100
Qmax=495,81 bbl /dia
RPMmax= 280 RPM
Reemplazando valores se tiene:
desplazamientobomba= 177
Pnet=1.367,08 psi (Valor calculado anteriormente)
Reemplazando valores, el torque hidráulico será igual a:
τ hidra= 217,04 (lb –ft)
La carga axial sobre las varillas se puede determinar con:
Caxial=W sarta+W rotor
Donde:
Caxial= Carga Axial
W sarta= Peso de la sarta
W rotor= Peso del rotor
131
Se podrá determinar el peso de la sarta, si se conoce la profundidad de la bomba,
para nuestro caso se situará a la profundidad de 3.235,48 (ft) (tabla Nº 3.2)
Si tomamos varillas Sucker Rods, el peso por unidad de longitud de estas varillas
es de 2,38 (lb/ft).
W sarta=Prof . de la bomba∗Peso por unidad de longitud decadavarirlla
W sarta= 7.700,44 (lb)
La carga axial que soportan las varillas de bombeo consta de dos componentes
principales: 1) por el peso aparente de la sarta de varillas en el fluido que está en
función del peso y diámetro de las varillas, 2) por la carga de la bomba; las
mismas pueden ser calculadas de la siguiente manera:
W rotor=Pnet∗A rotor
W rotor= Peso del rotor (lb)
Pnet= Presión neta (lb/pulg2)
Arotor= Area del rotor
Para determinar el área del rotor se aplicara la ecuacion:
Arotor=π∗[ Drotor+2∗e
2 ]2
Donde:
e = excentricidad (ft)
De la tabla Nº 3.24 de la bomba seleccionada tenemos:
e = 0,456 (plg)
Drotor= 1 5/8 (plg)
Reemplazando valores se determina el área del rotor:
Arotor= 5,05 (plg2)
Pnet=1.367,08 psi
Reemplazando valores, se calcula el peso del rotor:
132
El peso del rotor será:
W rotor=¿ 6.910,07 (lb)
La carga axial se determina entonces de la formula:
Caxial=W sarta+W rotor
Donde:
W rotor=¿ 6.910,7 (lb)
W sarta= 7.700,44 (lb)
Caxial=¿14.611,2 (lb)
Con la carga axial de catálogo de fabricante podemos seleccionar un cabezal exterior:
Marca de Cabezal: Oil lift Technology Inc
Modelo: B 500
• Tamaño máximo del motor 40 hp / 1.200 rpm
• Torque máximo 500 ft-lb.
• Velocidadmáxima recomendada 500 rpm
• Varilla pulida capacidad de carga13.700 libras a 500 rpm a 25.000 hrs.
• Baño de aceite del freno centrífugo en el eje principal proporciona más de5 00 ft-
lb de par de frenado
•Normalmente es entregado con un 23,6" 5V polea de ranura4
•1 1/4"barra pulida
• API3 1/8"3000 # R31brida tachonada de montaje
Los componentes del equipo de bombeo, son seleccionados en base a esta
información.
3.6.2.2 Determinación de las varillas
Se selecciona una Varilla Grado D Carbón
Diseñada para trabajar en pozos con niveles de cargas moderadas, no corrosivos
o efectivamente inhibidos. Son fabricadas en acero microaleado1530 Mod.
133
Disponibles tanto para bombeo mecánico como para bombeo por cavidades
progresivas. Tenaris produce varillas de bombeo API en dimensiones que oscilan
entre 5/8” y 1 1/2”, con longitudes de 25 ó 30 pies, fabricadas según un estricto
sistema de aseguramiento de la calidad que cumple con las normas ISO
9001:2000 y API Q1.
Los centralizadores se moldean directamente en el cuerpo de la varilla y, de ese
modo, se convierten en una protección verdadera para el tubing y la varilla
propiamente dicha.
Tabla Nº3.25 Tamaños de centralizadores
Diámetro del cuerpo del centralizador Tamaño de tubing
Diámetro externo de centralizador
milímetros pulgadas
1"2 7/8" 57 2,253 1/2" 69 2,71
7/8"2 7/8" 57 2,253 1/2" 69 2,712 7/8" 57 2,25
¾"3 1/2" 69 2,712 3/8" 47 1,85
Fuente: Catalogo Tenaris
Para nuestro caso seleccionamos un centralizador en función del diámetro del
tubing 2 7/8” de 7/8”
Un resumen de los accesorios muestra lo siguiente:
Varillas Marca Tenaris
Varilla = 7/8” x 30’ Slimhole, Grado “D”
Trozo de maniobras = 7/8” x (ft)’ Slimhole, grado “D”
Varilla pulida = 1 ¼” x 26’ Slimhole
Coupling = 1 ¼” varilla pulida a 7/8” varilla Slimhole
Coupling = 1” rotor a 7/8 varilla
Coupling = 7/8” SH
Centralizadores = 7/8” x 2 7/8”
134
Centralizadores: un dispositivo que evita que la tubería de revestimiento (casing)
entre en contacto con la pared del pozo.
Trozos de maniobra, En conformidad con los mismos requisitos de calidad que
rigen para las varillas, los trozos de maniobra se encuentran disponibles con
medidas de 1, 2, 4, 6, 8, y 12 pies, para cada grado de acero y diámetro del
cuerpo de la varilla.
3.7 Pronostico
Si se observa que el pozo tiene una declinación hiperbólica (la más común en este
tipo de pozos), se puede calcular la declinación con la siguiente ecuación:
D=( qt
qi)−b
−1
b∗t
Dónde, los términos de esta ecuación son:
D= Rapidez de declinación (años)qt= Caudal anterior (Bbls/día) = 292 (Bbls/día), se toma en cuenta el caudal total, es decir agua más petróleo producido.qi= Caudal actual (Bbls/día)= 297 (Bbls/día)t = Tiempo (años) = 1 año b = Exponente de declinación (a dimensional) = 0,2 (para empuje hidráulico)
D=0,017 añ os
Por lo tanto el porcentaje de declinación de producción es:
% declinación= −100 D
[1−(D∗b∗t)]
% declinación=1,7 %
135
CAPITULO 4
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 Conclusiones
La selección del sistema de levantamiento artificial más apropiado para un
determinado pozo se basa fundamentalmente en las propiedades del pozo, tales
como profundidad, relación gas-petróleo (GOR), Grado API, etc. así como en los
requerimientos de caudal definidos para el pozo por la compañía operadora.
Una adecuada determinación de estos factores es de gran importancia, ya que la
utilización de datos erróneos conduciría inevitablemente a resultados inexactos.
La Faja Chapare, en los últimos años cobro importancia debido al descubrimiento
de importantes estructuras con hidrocarburos. Esta faja constituye el borde de
cuenca de la mayoría de las secuencias fanerozoicas, hecho que confiere a esta
comarca un gran interés petrolero, debido a la presencia de buenas rocas madre,
migración producida por marcada pendiente regional, y la presencia de excelentes
rocas reservorio en trampas, tanto estratigraficas (por acunamiento) como
estructurales.
Después de recolectar la información necesaria del yacimiento y del pozo así
como de los fluidos y de las facilidades de superficie, se procede a la ponderación
de calificación de las variables del pozo.
El ponderado total nos da una visión general del comportamiento que tendrá el
sistema de levantamiento artificial, con la información detallada de los problemas
que pueden presentar o de las condiciones que no harían posible la instalación de
los equipos.
La tasa de producción a tener en cuenta para la selección del sistema de
levantamiento debe ser calculada cuidadosamente, de manera que no sea
demasiado baja, como para hacer poco atractivo un proyecto, ni tan alta que la
formación productora del yacimiento no la pueda sostener. Para tal fin, es
136
necesario determinar el índice de productividad de los pozos de interés y analizar
las curvas de IPR de la formación.
En un primer análisis se muestra que para el pozo en estudio el mejor método es
el de la bomba de cavidades progresivas Las variables más limitantes son la
profundidad del pozo para la bomba de cavidades progresivas y la presencia de
arena abrasiva.
Para poder determinar la unidad mecánica de levantamiento se calculó la altura
equivalente, con los datos obtenidos podemos seleccionar una bomba que
cumpla con las especificaciones del proyecto, podemos seleccionar una unidad
mediante el empleo del catálogo del fabricante.
Se realizó un estudio comparativo para cada uno de los sistemas de levantamiento
artificial, se obtuvo como mejor opción el “Bombeo Por Cavidades Progresivas”, el
cual se acomoda más a las características del pozo.
4.2 Recomendaciones
Si bien se pudo determinar un sistema de levantamiento artificial en base a las
características del pozo “Santa Rosa X-1”, para obtener avances más
significativos es necesaria la aplicación de tecnología. Sería importante el uso de
137
un simulador de producción, para apoyar la implementación de cualquier sistema
de levantamiento artificial y no solo para el sistema seleccionado en este proyecto.
Por otro lado, el proyecto contempla fundamentalmente la selección de un sistema
de levantamiento artificial, sin entrar en un estudio económico. Un análisis de este
aspecto permitiría profundizar la selección de un método de levantamiento artificial
en particular.
BIBLIOGRAFIA
1. Johanna Arteaga “Introducción al Levantamiento Artificial” Schlumlberger,
2007.
2. NIND, T. E. W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos
petroleros. México: Limusa. 1987.138
3. NIND, T. E. W. Principles of Oil Well Production. New York: McGraw Hill.
1964.
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Centro Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED), Primera
edición en CD-ROM, Caracas, 1998.
5. Lizbeth Miranda Clases de Introducción a la Ingeniería de Petróleo,
Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería - Escuela de
Petróleo, 2008.
6. Jhonless Morales, “Bombeo Electrosumergible” Universidad de Oriente
Núcleo de Anzoátegui Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas
departamento de Ingeniería de Petróleo, Puerto la Cruz, 2008.
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2003.
8. HERRERA, D. Cristóbal. y ORTIZ, S. Juliana. Estudio para la
implementación de un Sistema de Levantamiento Artificial Combinado de
Bombeo Electrosumergible y Levantamiento Neumatico: Electrogas.
Aceip.2002.
9. http://www.monografias.com/trabajos17/electrosumergible/
electrosumergible.shtml
10.http://www.monografias.com/trabajos63/metodos-levantamiento-artificial/
metodos-levantamiento-artificial4.shtml
139
11.Paris de Ferrer, Magdalena. “Inyección de agua y gas en yacimientos
petrolíferos”. Ediciones Astro Data S.A. Segunda edición. Maracaibo,
Venezuela. 2001
12.http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/mtodos-
de-recuperacin-secundaria.html
13.Salager J. L., Recuperación Mejorada del Petróleo, Cuaderno FIRP S357-
C, Universidad de Los Andes, 2005.
14.PDVSA-CIED, Métodos de Recuperación Mejorada con Aditivos Químicos,
Instituto de Desarrollo Profesional y Técnico, Caracas, 1998.
15.http://www.oilproduction.net/files/003-IP.pdf
16.http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/bombas-de-
cavidad-progresiva.html
17.Marcelo Hirschfeldt Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas Oil
Production.net 2008
ANEXOS
Anexo 1 Pág. Catalogo OilLiftBomba Modelo 34
140
Anexo 2 Pag. Catalogo OilLiftCabezal Modelo B500
141
Anexo 3 Pág. Catalogo Tenaris Varilla Grado D
142
143