ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE FORMACIÓN TECNOLÓGICA

ELECTROMECÁNICA

SISTEMAS DE BOMBEO

BOMBAS ELÉCTRICAS SUMERGIBLES

ABRIL-2006

ING. ANGEL FERNANDO USHIÑA PUMA MSc.

INTRODUCCIÓN

Este material ha sido preparado tomando en consideración al grupo de técnicos y profesionales que desarrollan su trabajo en el área de producción de petróleo.

Las actividades de la Industria Petrolera son consideradas como parte de un proceso y no como una actividad aislada, son las que llegan a un feliz término desde el punto de vista de cumplimiento de los objetivos planteados.

Para lograr, es necesario que cumplamos nuestro trabajo con plena capacidad de conocimiento y además que apoyemos al resto de actividades que también deberán ser cumplidas eficientemente por los otros departamentos que forman parte de este gran proceso el cual es, PRODUCIR PETRÓLEO de una manera optimizada y tomando en consideración las normas de Seguridad Industrial y Ambientales.

En la Industria Petrolera, el profesional, es uno de los soportes técnicos muy importante en la producción, transporte de petróleo y gas natural, desempeñan funciones técnicas en el área de Ingeniería, Instrumentación, Control de bombas eléctricas, hidráulicas, mecánicas, sistemas de generación eléctrica, etc.

El curso tiene como uno de sus objetivos, que el profesional conozca sobre las actividades desarrolladas por los compañeros de trabajo del área de Perforación, Ingeniería de Petróleos, Departamento Eléctrico, Instrumentación y de Producción, de este modo lograr una mayor integración, que resultará en el cumplimiento de los objetivos planteados como Departamento y como Empresa.

Ing. Ángel Fernando Ushiña Puma MSc.

1.- PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEO

Por qué es perforado un pozo?.- El objetivo final es producir hidrocarburos, pero su función mas importante es adquirir información que nos diga si existen reservas comercialmente explotables. No existe todavía un método seguro que nos permita descubrir la cantidad, calidad y viabilidad económica de las reservas.

Los Geofísicos utilizan la información sísmica y los geólogos a menudo utilizan la información del pozo, trabajan en conjunto para encontrar un sitio potencial de perforación donde ellos creen que es factible encontrar hidrocarburos en cantidades comerciables.

Los geólogos y geofísicos presentan esta posibilidad al Departamento de Ingeniería, quienes realizan un estudio de factibilidad tanto para la perforación como producción del pozo.

Luego de este estudio, es presentado a un grupo al interior o exterior de la Compañía Petrolera para obtener los recursos económicos para realizar la perforación y desarrollo. Este grupo toma la decisión, en función de la viabilidad económica del proyecto.

El factor económico depende de muchas cosas, tales como: las predicciones del departamento de Yacimientos, de las cantidades y tipos de fluidos que se espera producir, prevaleciendo los precios del mercado, la proximidad de los mercados, los costos de producción, tipo de levantamiento artificial y las probabilidades de éxito.

Cuando lo económico ha sido estudiado y si el Proyecto es considerado factible, el Inversionista aprueba el Proyecto para desarrollar el campo, iniciando la perforación.

Después de la perforación, si se encuentran hidrocarburos de acuerdo a los resultados de los registros eléctricos tomados en el pozo, el pozo es entubado (o bajado el casing) y un análisis económico es realizado nuevamente.

- Aunque el pozo simple, puede ser un muy buen pozo , si el pozo está muy alejado de los mercados, o de oleoductos, o si repletaría muy rápidamente, éste nunca deberá ser producido. Debe existir una cantidad adecuada de reservas, que justifiquen la construcción de las facilidades de producción, la implementación de un adecuado sistema de levantamiento artificial y la construcción de un oleoducto.

PASOS EN LA PERFORACIÓN, COMPLETACIÓN DE UN POZO DE PETRÓLEOA continuación se explica los pasos secuenciales en la perforación de un pozo vertical o direccional hasta llegar a la profundidad total (PT), tipo de registros eléctricos corridos en el pozo y la evaluación de las zonas productivas y la bajada y cementación de la tubería de revestimiento y finaliza las operaciones de la torre de perforación.

TUBO CONDUCTOR.- Es la primera en cementa al iniciar la perforación del pozo, la profundidad de asentamiento varía entre 40 pies y 300 pies, su objetivo principal es establecer un medio de circulación y control del fluido de perforación que retorna del

del pozo hacia el equipo de eliminación de sólidos y de tratamiento de los fluidos de perforación.

Permite continuar perforando hasta alcanzar la profundidad para asentar la tubería de revestimiento.

El diámetro seleccionado de la tubería por emplear, dependerá en gran parte de la profundidad total programada del pozo.

TUBERÍA SUPERFICIAL.- Bajar esta tubería tiene por objeto instalar conexiones superficiales de control y al mismo tiempo proteger el hoyo descubierto, aislando así flujos de agua y zonas de pérdida de lodo cercanas a la superficie.

Esta tubería es asentada a profundidades desde 1500 pies hasta 3500 pies, los diámetros se seleccionan de acuerdo a la profundidad total del pozo.

TUBERÍA INTERMEDIA.- Estas tuberías se bajan con la finalidad de aislar zonas que contengan presiones normales de formación, flujos de agua, derrumbes y pérdidas de circulación: en si se utiliza como protección del pozo descubierto, para tratar, en la mayoría de los casos de

de incrementar la densidad de los fluidos de perforación y controlar las zonas de alta presión.

Dependiendo de la profundidad del pozo o de los problemas que se encuentren durante la perforación, será necesario colocar una o más sartas de tuberías de revestimiento intermedia, aislarán zonas que presenten problema.

TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN.- Estas tuberías tiene como meta primordial aislar el yacimiento de los fluidos indeseables en la formación productora y de otras zonas del pozo, también para la instalación de empacaduras de producción y accesorios utilizados en la terminación del mismo.

En el diseño de esta tubería se deberá tener especial atención, considerando todos los elementos que intervienen en la terminación del pozo.

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CORTA (LINERS).- Constituye una instalación especial que evita utilizar una sarta de la superficie al fondo del pozo, la longitud de esta tubería permite cubrir el pozo descubierto, quedando una parte traslapada dentro de la última tubería que puede variar desde

Ejemplo de distribución de tuberías de revestimiento

los 150 pies hasta 500 pies y en ocasiones se emplea una longitud mayor, dependiendo del objetivo.

TIPOS DE REGISTROS ELÉCTRICOS CORRIDOS EN EL

POZO

Desde la planificación del pozo, se incluyen un programa para la toma de información antes de bajar la tubería de producción o casing de producción, que consiste en determinar los intervalos o profundidades en los que se correrán los registros eléctricos, se cortarán núcleos o se efectuaran alguna prueba de producción (DST) (Drill Stem Test).

Estos registros que se incluyen principalmente son:

SP: Registro de potencial espontáneo

DIL: Registro de inducción doble

DLL: Registro de doble laterolog

GR: Registro de rayos gama

BHP: Registro sónico compensado

CNL: Registro sónico compensado

FDC: Registro de densidad compensado

LTD: registro de litodensidad

HDT: Registros de inclinación de la formación

CAL-DR: Registro de desviación y calibre del pozo

CBL: Registro de cementación.

TOMA DE NÚCLEOS EN POZOS DE PETRÓLEO

Las operaciones de corte de núcleos proporcionan muestras intactas de la formación.

Es el único método para realizar mediciones directas de las propiedades de las rocas y de los fluidos contenidos en ella.

A partir de los análisis de los núcleos, se tiene un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes especialistas relacionados con la ingeniería petrolera, geólogos, ingenieros en perforación e ingenieros en yacimientos.

Los ingenieros geólogos y de yacimientos obtienen información sobre:

-Litología

- Porosidad

- Permeabilidad

- Saturación de oil, gas y agua

- Rumbo e inclinación de las capas

Para los ingenieros de perforación, la mecánica de la roca proporciona información más detallada a considerar en los futuros proyectos de perforación.

Selección de la profundidad de corte del núcleo:

La profundidad donde cortar un núcleo depende de varios factores entre ellos:

1.- Tipo de pozo:

Exploratorio y Desarrollo

2.- Tipo de información requerida:

Geólogica, yacimientos y perforación, etc.

30

24 20

18.51613 3/8

11 3/410 3/4

9 5/8

7 5/8

7

5 1/2

54 1/23 1/2

2 7/8

Tubeías de Revestimiento

30

24 20

18.51613 3/8

11 3/410 3/4

9 5/87 5/8

75 1/2

54 1/23 1/2

2 7/8

36

28 26

2218 1/217 1/2

1414

12 1/4

9

8 1/45 1/2

5 7/85 7/85 7/8

4 1/8

BarrenasTubeías de

Revestimiento

30

24

20

18.5

16

13 3/8

11 3/4

10 3/4

9 5/8

7 5/8

7

5 1/2

54 1/23 1/2

2 7/8

Tubeías de Revestimiento

INFORMACIÓN GEOLOGICAINFORMACIÓN GEOLOGICA

El Ecuador se da los siguientes nombres

A. Hueco superficial:

Formación Mio-Plioceno

B. Hueco intermedio:

Formación Orteguaza, Tiyuyacu y Tena

C. Hueco de fondo:

Formación Napo y Hollín

A. Hueco superficial: En el Ecuador formación Mio-Plioceno

- Grava

- Boulder (Bolón)

- Carbón

- Gumbo

- Gas de superficie

- Agua de superficie

B. Hueco intermedio:

En el Ecuador formación Orteguaza, Tiyuyacu y Tena

- Lutitas inestable

- Arcillas hinchables- Arenas

- Sales solubles

- Anhidrita

- Presiones

- Temperatura

C. Hueco de fondo:

En el Ecuador formación Napo y Hollín

Puntos de la categoria “B”, más:

- Calizas a veces presurizadas

- Arenas

- Temperatura

- Gases ácidos

POZOS VERTICALES

Definición de Perforación Direccional:

- Los pozos son clasificados como desviados cuando el cálculo promedio de las lecturas de inclinación del intervalo perforado es mayor de 3 grados con respecto a la vertical.

“Perforación Direccional es la Ciencia de dirigir un pozo a lo largo de una trayectoria predeterminada, hasta un objetivo subterráneo localizado a una distancia horizontal dada desde un punto directamente debajo del centro de la mesa rotaria de un equipo de perforación”

POZOS DIRECCIONALES

Pozos Múltiples desde una única estructura

Pozos de Alivio

Control de verticalidad

Sidetrack

Localizaciones Inaccesibles

Perforación en Zonas de Fallas

Perforación en Domos Salinos

Perforación desde la franja costera

POZOS HORIZONTALES

Definición: Son pozos de alto angulo (>85°) perforados para mejorar el desempeño del yacimiento colocando una sección larga del pozo dentro del yacimiento. Es diferente a pozos de alcance extendido.

Aplicaciones:

• Reducir la conificación de agua y gas, reducción del “drawdown”.

• Incrementar la producción - aumento de la zona expuesta.

• Reduce la caida de presión alrededor del pozo.

• Velocidades de fluido bajas alrededor del pozo.

• Minimizar producción de arena.

• Conectar fracturas naturales

• Mejorar el patrón de drenaje.

POZOS HORIZONTALES

Los pozos horizontales se categorizan de acuerdo al radio de curvatura para alcanzar la horizontal.

Perfiles: Radio Largo, Medio y Corto

2°- 6°/100ft3000-1000ft radio 6°- 60°/100ft

700-125ft radio 1.5°- 3°/ft40-20ft radio

Radio Largo Radio Medio Radio Corto

Qué es Perforación Multilateral?

Un pozo multilateral se define como dos o más pozos (brazos) perforados desde un pozo primario (Principal). Los brazos y el tronco pueden ser horizontales o desviados.

Ventajas:• Reduce conificación de agua y gas.• Mejora la arquitectura de drenaje del yacimiento.• Conecta fracturas naturales.• Intersección de zonas discontinuas.• Incrementa la eficiencia del barrido vertical y areal.• Reduce el impacto ambiental al disminuir el # de pozos.• Reduce los costos de desarrollo de un campo. • Incrementa las reservas recuperables por un factor de 2.3 respecto a un pozo vertical.• Mejora el índice de productividad.• Acelera el proceso de drenaje de un yacimientoConsideraciones:• El costo de la fase inicial puede ser alto.• Mayores reservas de un solo pozo significan riesgo mas alto en el mismo.• Mayor sensibilidad a la heterogenidad del yacimiento.• Mayor sensibilidad a una baja permeabilidad vertical.• Terminaciones mas complicadas• Interferencia de otros laterales.

Por qué perforar pozos Multilaterales?

Pozos de Re-entradas / Multi-laterales

2.- PROPIEDADES DE LOS CRUDOS

A.- Determinación de la Gravedad ºAPI.- La gravedad ºAPI es un procedimiento convencional para relacionar el peso del petróleo con respecto al agua. Se mide con la ayuda de un termómetro y un hidrómetro.

Existen hidrómetros de tres diferentes rangos: de 19 a 31 ºAPI, de 29 a 41 ºAPI y de 9 a 21 ºAPI, es un combinado termo-hidrómetro, en la parte superior un hidrómetro y en la parte inferior un termómetro . Existen estos termo-hidrómetros en diferentes rangos, hay que tener siempre en cuenta de llevar el hidrómetro del rango apropiado para el pozo que va ha ser puesto a prueba.

Para medir la gravedad ºAPI del petróleo, se recoge una muestra representativa en un recipiente que sea capaz de albergar al hidrómetro y se deja, a éste, hundirse en el petróleo hasta que por si sólo emerja, entonces se toma la lectura en la división que señale el menisco.

B.- Gravedad Específica del Petróleo ( o ). Es la densidad, o peso específico del petróleo con respecto a la densidad del agua a condiciones estándar. La gravedad de los gases se compara con la densidad del aire a condiciones estándar de presión y temperatura.

La gravedad específica del petróleo se puede calcular de la siguiente forma: 141.5 o = ---------------------- 131.5 + API

Para medir la gravedad del petróleo y sus productos, generalmente se utiliza la gravedad ºAPI ( American Petroleum Institute) como la medida de la gravedad específica . La relación de la gravedad específica y gravedad ºAPI es la siguiente ( a una temperatura de 60 ºF)

C.- Porcentaje de Agua y Sedimentos ( BSW): Tanto como el agua como el sedimento contenidos en una muestra de petróleo se determina por métodos centrífugos que pueden ser manual o eléctrico.

Procedimiento:• Llenamos dos vasos de centrifugar graduados en 200 mml hasta 100mml con gasolina o gasolina natural o JTP-1.

• Se pone gotas de químico demulsificante de acuerdo al porcentaje de emulsión que tiene el petróleo. Agite, para obtener una mezcla homogénea.

• Complete con petróleo hasta 200 mml. Agite la mezcla.

• Ponga los vasos en la centrífuga. Procure que los vasos estén balanceados una frente a la otra.

•Haga girar la centrífuga (manual o eléctrica) por 5 minutos y deje que la máquina se pare por si misma o use el freno si el resultado es de urgencia.

• Saque los vasos de la centrífuga sin agitarlas y manteniendo en forma vertical.• Tome las lecturas de las probetas y reporte el valor en porcentaje. Si utilizó vasos de 100 mml, la lectura multiplique por dos.• Obtenga por medio de restas, el porcentaje de agua y otro de sedimentos.

3.- TIPOS DE CRUDOS

a.- Condensados Naturales: Son crudos en cuya composición entran en forma considerable, con 5 - 6 y 7 átomos de carbono y cuya gravedad a 15.6 ºC ( 60 ºF) es igual o mayor a 50 ºAPI

b.- Petróleo liviano.- Determinada mediante el método D-287 de la ASTMº(M-11), está comprendida entre 30 y 49.9 ºAPI.

c.- Petróleo Mediano.- Determinada mediante el método D-287 de la ASTM(M-11), está comprendida entre 23.0 y 29.9 ºAPI.

d.- Petróleo Pesado.- Determinada mediante el método D-287 de la ASTM(M-11), es menor a 23.0 ºAPI.

4.- INSTALACIONES DE SUPERFICIE

Desde los diferentes pozos por medio de las líneas de flujo llegan al Manifold que se encarga de distribuir por medio de un conjunto de válvulas (mariposa) el fluido a los diferentes separadores de prueba o de producción existentes, de acuerdo al volumen producido por cada pozo. Entre el manifodl y los separadores existen puntos de inyección de químicos, sean estos demulsificantes, anti-escala, anti-parafínicos o anti-corrosivos, dependiendo de la necesidad y de la calidad de petróleo a tratarse.

En el separador se produce la PRIMERA FASE de separación de gas, agua y petróleo como consecuencia de:

• Diseño del separador para realizar éste trabajo.

• Acción del químico demulsificante que ayuda a separar el agua del petróleo.

• Diferencia de gravedades específicas de cada componente.

LUGAR DE RECOLECCION DE FLUIDOS.LLEGADA DE LINEAS DE FLUJO DE CADA POZOFLUIDO PUEDE SER ENVIADO A DIFERENTES SEPARADORES.

- VÁLVULA DE RETENCIÓN.

- INDICADOR DE PRESION O REGISTRO.

- VALVULA DE TRES VIAS.

- VALVULAS TIPO MARIPOSA O BOLA.

- PUNTOS DE INYECCION DE QUIMICOS (DEMULSIFICANTE,ANTIESPUMANTE,ETC.)

COMPONENTES Y ACCESORIOS

MULTIPLE (manifold) TIPO

El agua liberada en esta primera fase se drena por la parte inferior del separador a los sistemas de recolección para ser nuevamente re-inyectados a los pozos re-inyectores de agua de formación.

El gas obtenido por la liberación instantánea en el separador sale por la parte superior hacia los quemadores, a scrubbers y si tenemos sistemas de compresión, este gas será comprimido y enviados a la planta procesadora de gas donde se obtiene el propano y butano (LPG) para uso doméstico y el gas residual nuevamente regresa al campo donde es comprimido y tratado para ser usados en motores de generación eléctrica y en levantamiento artificial por gas lift.

El crudo contenido pequeñas burbujas de gas y agua permanecen en el separador hasta un cierto nivel controlado por un flotador el cual se acciona automáticamente a través de micro switch para permitir el paso del crudo hacia la bota de gas, en donde se produce la SEGUNDA ETAPA de separación de gas, agua y petróleo.

SEPARADOR DE TRES FASES TIPO VERTEDERO-BARRIL

WEIR&BUCKET TYPE

49

WATERWATEROILOIL

GASGAS

INLETINLET

- EQUIPO PARA SEPARAR EL FLUIDO DE UN POZO- PERMITE MEDIR LAS CORRIENTES DE: ACEITE, AGUA Y GAS.

SEPARADOR DE PRUEBA.

POR LA FORMA

- VERTICALES. - HORIZONTALES

POR FUNCIÓN - BIFÁSICOS. - TRIFÁSICOS. - DESHIDRATADOR DE AGUA LIBRE

SEPARADORES:

1.- TIEMPO DE RETENCIÓN

2.- DIFERENCIA DE DENSIDAD ENTRE LOS DOS FLUIDOS (MIENTRAS MAS DIFERENCIA MAYOR SEPARACIÓN)

3.-TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE LOS FLUIDOS

4.- PRESENCIA DE FLUJO INTERMITENTE.

5.- AREA APROVECHABLE INERFACIAL DE SEPARACION

GRADO DE SEPARACIÓN

Luego de la bota de gas pasa al tanque de lavado (Wash tank) en donde se produce la TERCERA ETAPA de separación, en el cual el petróleo tiende a ser completamente limpio, ya que burbujas remante de agua son retenidas en el colchón de agua en base a la acción del químico demulsificante, así como también la cantidad remanente de gas eliminado por líneas de venteo instalados en el tanque de lavado y de reposo.

Para una óptima operación se aprovecha la capacidad del tanque de lavado para fijar el nivel del colchón de agua y dar una suficiente cantidad de tiempo de residencia al petróleo para que éste se libere de burbujas remanentes de agua y se torne limpio, es decir con valores menores a 0.2% de sedimentos básicos y agua (BSW), ideal para descargar al tanque de Surgencia en donde se almacena el petróleo para:

• Bombear a través de las unidades ACT a tanque de almacenamiento de Oleoductos.

• Usar como fluido motriz para el Levantamiento Artificial por bombeo hidráulico.

5.- POZOS PETROLIFEROS

Existen en los yacimientos petrolíferos ciertas fuerzas que permiten el flujo de petróleo desde las rocas que contienen al hoyo del pozo.Estas fuerzas son:• La expansión a gran presión de la capa de gas que se encuentra sobre el petróleo

• El empuje originado por las aguas de formación ubicadas debajo del petróleo, esto hace que se mantengan la energía dentro del yacimiento.

6.- TIPOS DE POZOS

Pozos a Flujo Natural.- El petróleo fluye a flujo natural por lo que hay suficiente energía almacenada en el yacimiento, para que el flujo llegue hasta el cabezal y a la Estación.

La presión del yacimiento y del gas de formación suministra esta energía de levantamiento.

Pozos con Levantamiento Artificial:

Cuando la energía del yacimiento es muy baja para que el pozo fluya o cuando el volumen de la tasa de producción deseada es menor de lo que la energía del yacimiento puede aportar, necesariamente esto lleva a la instalación de un método de levantamiento artificial.Existen cuatro métodos básicos del levantamiento artificial:

• Levantamiento por Bombas Eléctricas Sumergibles (BES).

• Levantamiento por Bombeo Hidráulico (Bombas jet o pistón)

• Levantamiento por Bombeo Mecánico (Sistema de varillaje y bomba mecánica).

• Levantamiento por Gas Lift (Inyección de gas por medio de válvulas).

Estos sistemas han sido probados con el tiempo y han rendido a satisfacción la misión para la que fueron diseñados .

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO MECÁNICO

Es el tipo de levantamiento artificial más antiguo. Una de sus principales desventajas fue la limitación de profundidad, pero con la aparición de nuevas unidades este problema ha sido superado. Este sistema de bombeo esta compuesto principalmente de dos equipos con sus respectivos componentes:

Equipo de superficie:

• Unidad de bombeo: es una máquina integrada que cambia el movimiento angular del eje del motor a recíproco vertical con la velocidad adecuada para mover las varillas y bomba del subsuelo.

• Motor: es el equipo encargado de suministrar la potencia necesaria a la unidad de bombeo. El motor puede ser eléctrico o de combustión interna.

• Cabezal del pozo.

Equipo de subsuelo:

Tubería de producción: es la serie de tubos necesarios para transportar el fluido desde el fondo del pozo hasta la superficie.

Ancla de tubería: es una empacadura que sirve para anclar la tubería de producción al casing o tubería de revestimiento, con el propósito de reducir los movimientos verticales de la bomba.Varillas: son los elementos de conexión entre la unidad de bombeo y la bomba de subsuelo. Generalmente son de acero.

Bomba de subsuelo: es una bomba de desplazamiento positivo (pistón), que funciona por diferenciales de presión, mediante bolas y asientos, para permitir la entrada y sello de los fluidos en ciclos periódicos sincronizados.

Ancla de gas: es un tubo o niple perforado que sirve para separar el gas del petróleo, generalmente está colocado debajo de la zapata de anclaje.

COMPLETACIÓN PARA BOMBEO

MECÁNICO

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT

El bombeo neumático puede ser definido como un método para elevar fluidos, en donde se emplean relativamente altas presiones de gas como medio de levantamiento a través de un proceso mecánico.

Se fundamenta en el principio básico de disminuir la densidad del fluido que se encuentra en la tubería de producción al introducir gas en el líquido existente, aumentando la relación gas líquido. La inyección de gas a los pozos puede ser anular o tubular, se puede realizar por dos procedimientos:

Bombeo neumático por flujo continuo.- Este bombeo es conocido así debido a que la inyección de gas se hace en una forma continua, es decir, sin interrupción.

Este método es usado en pozos con alto índice de productividad y una presión de fondo razonablemente alta respecto a la profundidad del pozo.

Bombeo neumático por flujo intermitente.-

Este tipo de bombeo es conocido así, debido a que la inyección de gas se hace en forma cíclica, es decir, en periodos de tiempo.

El levantamiento intermitente por gas, es usado en pozos con volúmenes de fluido que son relativamente bajos. En éste bombeo, una válvula reguladora es la encargada de controlar los periodos de inyección así como también las tasas de inyección del gas.

Los periodos de inyección, generalmente, son regulados para coincidir con la rata de llenado del fluido desde la formación productora al pozo.

SISTEMA BOMBEO NEUMATICO (GAS LIFT)

Levantamiento por Gas o Gas Lift

COMPLETACIÓN PARA

PRODUCIR CON GAS LIFT

BOMBEO HIDRÁULICO (POWER OIL)

El principio fundamental, en el que se basa el bombeo hidráulico es la ley de Pascal “si se ejerce una presión sobre una superficie de un fluido contenido en un recipiente, esta presión se transmitirá a todos los puntos del recipiente que los contiene con la misma intensidad”.

El petróleo que se encuentra almacenado en los tanques de reposo es utilizado para ser inyectado en el pozo y este debe ser lo más limpio posible con bajo contenido de sólidos, los mismos que no deben exceder de un 10 – 15 ppm, por lo que es necesario disponer de un sistema de remoción de sólidos antes que ingrese como succión a las bombas centrífugas.

Una vez que el fluido motriz ingresa por el tubing, la presión de inyección del fluido y la presión hidrostática generan la energía necesaria para activar la bomba produciendo un efecto jet para succionar el fluido de la formación por el espacio anular y así elevar el petróleo hasta el cabezal del pozo. A continuación se describen los sistemas de suministros de fluido motriz.

Sistemas de suministro de fluido motriz

Sistema cerrado.- En un sistema cerrado, los fluidos motriz y de producción se mantienen en circuito cerrado, es decir estos dos fluidos no se mezclan, para lo cual se debe instalar un conducto extra en la completación del pozo para el retorno del fluido hacia la superficie

Sistema abierto.- En un sistema abierto, el fluido de inyección se mezcla con el fluido producido utilizando el espacio anular.

Tipos de bombeo hidráulico

Bombeo hidráulico tipo pistón.- Este tipo de bombeo se efectúa mediante un fluido conocido como "fluido motriz", el cual es inyectado a presión al pozo por una unidad de potencia.

El fluido motriz es conducido a través de una tubería que se introduce al pozo junto con la tubería de producción, accionando los pistones tanto del motor como de la bomba, instalada abajo del nivel de trabajo del fluido producido por el pozo.

Bombeo hidráulico tipo jet.- El principio de operación del bombeo hidráulico tipo jet, se basa en la inyección del fluido motriz hasta la profundidad de la bomba de fondo. Dicho fluido, llega a la tobera a una alta presión. En este punto el fluido motriz es dirigido a través de la tobera la cual transforma la energía potencial (presión) en energía cinética (fluido a alta velocidad), disminuyendo considerablemente la presión del fluido.

La disminución de presión del fluido motriz permite que los fluidos del yacimiento entren al pozo y a la bomba de fondo al caudal deseado.

ARBOL DE NAVIDAD BOMBEO HIDRAULICO (POWER OIL)

Bombeo Hidráulico

COMPLETACIÓN PARA PRODUCIR

CON BOMBEO HIDRÁULICO

CON BOMBAS JET O PISTON

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR BOMBAS ELÉCTRICAS SUMERGIBLES (BES)

El bombeo electrosumergible es un sistema integrado de levantamiento artificial, considerado como un método económico y efectivo para producir altos volúmenes de fluido desde grandes profundidades, en una amplia variedad de condiciones de pozos.

Este tipo de levantamiento es más aplicable en yacimientos con altos volúmenes de fluido, altos porcentajes de agua y baja relación gas-petróleo. Sin embargo en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos gasíferos, en pozos con fluidos abrasivos, en pozos con altas temperaturas y de diámetros reducidos, entre otros.

Por lo mencionado anteriormente una de sus características principales es la adaptabilidad que tiene este sistema para cualquier yacimiento y bajo circunstancias determinadas.

CONCEPTOS FUNDAMENTALES

GRADIENTE DE PRESIÓN:

Es la presión ejercida por cada pie de altura de fluido. Cuando mayor sea la densidad o gravedad específica del fluido, mayor será el gradiente de presión ejercido para la misma distancia de la columna.

ft

psi

ft

psiGradiente 433.0*

ALTURA DE COLUMNA DE FLUIDO

Es comúnmente usada para representar la altura vertical de una columna estática de líquido correspondiente a la presión de un fluido en un punto determinado.Presión y altura de columna son, dos maneras diferentes de expresar el mismo valor.

En el ámbito petrolero cuando se emplea el término presión se refiere generalmente a unidades en (psi) mientras que altura de columna se refiere a (pies).

Estos valores, siendo mutuamente convertibles, se pueden encontrar usando estás fórmulas:

psift

mezclaEspecíficaGravedadftencolumnaAlturapsiesión

31.2

....*)(....)(Pr

mezclaEspecíficaGravedad

psiftpsiesiónpiesencolumnaAltura

....

)/(31.2*)(Pr)(....

PRESIÓN DE ENTRADA A LA BOMBA (PIP)

Para definir correctamente este valor, se debe conocer la gravedad específica o gradiente de fluido en el espacio anular de la tubería de revestimiento. Con cualquiera de estos datos podemos estimar la presión de entrada de la bomba o nivel de fluido sobre la bomba.

Una determinación exacta de la presión de entrada de la bomba se puede derivar estableciendo los pies de fluido en el espacio anular sobre la entrada de la bomba y por la medición del sensor de presión de la BES. PRESIÓN DE ENTRADA A LA BOMBA REQUERIDO

Es la presión de entrada necesaria para alimentar adecuadamente a la bomba y evitar tanto la cavitación como el bloqueo por gas. Esto se conoce como NPSH (Altura Neta Positiva de Succión) requerida. Este valor varía con las condiciones de fluido del pozo.

PRESIÓN DE ENTRADA A LA BOMBA DISPONIBLE

La presión es una función del sistema en el cual opera la bomba. La presión de entrada a la bomba disponible es la sumergencia de operación característica de cada instalación individual.

PRESIÓN DE BURBUJA (Pb)

Es la presión a la cual el gas comienza a salir de la fase del petróleo. Esta presión depende en parte de las propiedades del fluido.El conocimiento de esta presión es importante en el diseño de un sistema electrosumergible.Para reducir la cantidad de gas que entra a la bomba, se debe procurar mantener la presión de entrada a la bomba sobre de la presión de burbuja.

RELACIÓN GAS – PETRÓLEO (GOR)

Es la cantidad de Pies Cúbicos Estándar de gas contenidos en un barril de petróleo. Las dos razones deben ser calculadas a condiciones estándar. El GOR de producción es calculado en la superficie, por lo tanto se considera que todo el gas existente se encuentra en estado libre.

)(

)(...

BlsPetróleodeVolumen

scfGasdeVolumenROG

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo)

Generalmente el volumen de petróleo producido en la superficie es menor que el volumen de petróleo que fluye al fondo del pozo desde el yacimiento. Este cambio en volumen se debe principalmente a la pérdida de presión desde el fondo del pozo hasta la superficie. Cuando se alcanza la presión de burbuja del petróleo el gas comienza a salir de la solución causando que el volumen del petróleo producido disminuya con la pérdida de presión.

El cambio en volumen del petróleo se expresa en términos de factor volumétrico del petróleo (Bo), el cual se define como el volumen de petróleo en el yacimiento necesario para producir un barril de petróleo en la superficie.

A temperatura constante el valor de Bo aumenta hasta alcanzar la presión de burbuja, luego de este punto la compresión del oil es el factor más importante y el valor de Bo comienza a disminuir.

VISCOSIDAD

Es una medida de la resistencia interna de los líquidos al flujo, dicha resistencia proviene de la fricción interna que resulta de los efectos combinados de cohesión y adhesión. Existen dos tipos de viscosidad, la absoluta o dinámica y la viscosidad cinemática.

La viscosidad absoluta se expresa generalmente en centipoise. La viscosidad cinemática es la relación de la viscosidad absoluta y la densidad, se expresa en centistokes en unidades métricas o en S.S.U. (Segundos Saybolt Universal).

La viscosidad del petróleo varía con los cambios de temperatura, descendiendo de forma exponencial a medida que la temperatura aumenta.

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

Método de Darcy

• Esta es la forma más simple de construir la curva de la relación del comportamiento de afluencia (IPR), la cual resulta de la suposición de que el IPR es una relación lineal. Es decir, el caudal del pozo es directamente proporcional a la reducción de presión en el fondo del pozo (Pr - Pwf). • La constante de proporcionalidad que mide la productividad del pozo se conoce como el Índice de Productividad (IP) o (J).

bwfwfr

o PPCuandoPP

qIP

............

Donde: qo = Caudal de prueba (Petróleo y Agua)Pwf = Presión de fondo fluyente (Al caudal de prueba)Pr = Presión del reservorioPr – Pwf = Caída de presión

Asumiendo un Índice de Productividad constante, podemos transformar la ecuación anterior para resolver nuevas tasas de producción (qo) en base a nuevas presiones de fondo fluyente (Pwf).

)(* wfro PPIPq Este método se puede emplear en pozos donde la presión de fondo fluyente a lo largo del pozo es mayor que la presión de burbuja. (Todo el gas se encuentra en solución).

En el siguiente ejemplo se ilustra el procedimiento para calcular el IP.

EJEMPLO: Los siguientes datos de ensayo serán usados para definir el Índice de Productividad:

Caudal de producción (q) = 350 BFPDPresión de fondo fluyente @ caudal de producción (Pwf) = 1250 psiPresión Estática del reservorio (Pr) = 2500 psi

Determinar la presión de fondo fluyente nueva que puede resultar si se quiere incrementar la producción de 350 BFPD a 600 BFPD.

psiBFPDpsipsi

BPPDIP

PP

qIP

wfr

/28.012502500

350

Luego usando un IP constante, la solución para encontrar la nueva presión de fondo fluyente del pozo a 600 BFPD será:

psipsiBFPD

BFPDpsiP

IP

qPP

wfd

drwfd

357/28.0

6002500

Encontrar la producción esperada asumiendo una reducción en la presión de fondo fluyente de 1250 psi a 1000 psi.

BFPDpsipsipsiBFPDq

PPIPq

d

wfdrd

42010002500/28.0

Determinación de la gravedad específica de la mezcla

Se debe calcular la gravedad específica compuesta de los fluidos, para luego poder obtener la presión de entrada a la bomba.

)()1( BSWBSW wOm

Donde: γ m = Gravedad específica de la mezcla γ o = Gravedad específica del petróleo γ w = Gravedad específica del agua BSW = Sedimentos básicos y agua en porcentaje