ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

CARRERA DE INGENIERA EN PETRLEOS

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

Vinicio Melo G.

2014

Quito - Ecuador

1 - 1

CAPTULO 1

CURVAS DE DECLINACIN DE LA PRODUCCIN

1.1. INTRODUCCIN Las curvas de declinacin de la produccin se usan ampliamente en todas las zonas productoras de la industria petrolera para evaluar cada pozo en forma individual, estudiar el comportamiento actual del campo y predecir el futuro. Cuando las estimaciones se basan en tcnicas matemticas o grficas para el anlisis de las curvas de declinacin de la produccin, debe recordarse siempre que este anlisis se usa slo por facilidad, es decir, es un mtodo que acepta un tratamiento grfico o matemtico y no se basa en las leyes fsicas que gobiernan el flujo de petrleo y gas a travs de la formacin. Estas curvas se pueden trazar para cada pozo en particular, un grupo de pozos de un yacimiento o todos los pozos del mismo. Un ejemplo tpico es la curva de produccin de petrleo en la grfica de comportamiento del yacimiento que se ilustra en la figura 1.1.

FIGURA 1.1. CURVA DE PRODUCCIN DE PETRLEO CONTRA EL TIEMPO Al final de esta seccin se ver que las predicciones que dependen de las curvas de declinacin de la produccin no son acumulativas, en el sentido de que si se supone que las tasas de produccin por separado de dos pozos declinan segn una extrapolacin matemtica, entonces la tasa de produccin de los dos pozos tomada como una sola no declina de la misma manera. Este resultado puede crear confusin al evaluar las reservas futuras o la productividad potencial, y ser una de las causas por las que surgen conclusiones diferentes de distintas dependencias cuando trabajan con base en los mismos datos bsicos. Por otra parte, las curvas de declinacin mencionadas son fciles de usar, y se mantienen actualizadas generalmente en la oficina del campo, dando informacin rpida y confiable sobre las expectativas para los siguientes meses, e indicando en forma grfica cules son los pozos (o grupos de pozos) que producen menos de lo esperado, de manera que se pueden planear los programas de reparacin y reacondicionamiento.

1.2. DECLINACIN EXPONENCIAL Se supondr a partir de este momento que se est considerado slo un pozo, pero el anlisis se aplica igualmente a un grupo de pozos como si fuera una unidad. Como la forma lgica de graficar la produccin es trazarla contra el tiempo, ste fue el primer mtodo utilizado. Despus de un perodo durante el cual se estabiliz la produccin (en la produccin permisible del pozo, cerca de ella o segn la demanda del mercado), se encontr que hubo un momento en el que el pozo no poda sostener su produccin y su capacidad fue

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decayendo regularmente, es decir, comenz a declinar mes tras mes. En la figura 1.2 se muestra una curva tpica de produccin contra tiempo en la cual se ha trazado una curva promedio usando lneas punteadas. Evidentemente, si se le puede dar una forma regular (matemtica) a la parte curva de la lnea punteada, ser posible extrapolar en el futuro, y as predecir la produccin del pozo, por ejemplo a 1, 2, 5 10 aos. Si se grafican los datos de la produccin contra la produccin acumulada de petrleo se observa que la parte de la curva que declina se puede convertir en una lnea recta, la cual es por supuesto fcil de extrapolar (figura 1.3). Si q es la produccin y Np es la produccin acumulada la ecuacin de esta lnea recta es:

cmNq p (1.1)

FIGURA 1.2. GRFICA TPICA DE LA PRODUCCIN DE PETRLEO CONTRA EL TIEMPO

FIGURA 1.3. GRFICA TPICA DE LA PRODUCCIN DE PETRLEO CONTRA LA PRODUCCIN ACUMULADA

Donde m y c son constantes. Si la produccin q se mantiene durante un corto tiempo t, la produccin acumulada en ese tiempo es q t; por lo tanto, la produccin acumulada es la suma de los productos q t desde el inicio de la produccin al da presente (tiempo t). En trminos matemticos:

t

0

p dtqN (1.2)

dt

dNq

p (1.3)

Si se deriva la ecuacin (1.1) con respecto al tiempo t,

1 - 3

dt

dNm

dt

dq p

de tal manera que a partir de la ecuacin (1.3)

mqdt

dq

mdt

dq

q

1 (1.4)

En la figura 1.3 se observa que la pendiente de la lnea obtenida es negativa en el perodo de declinacin de la produccin y m puede escribirse como b, donde b es positiva. Sustituyendo en la ecuacin (1.4) queda:

bdt

dq

q

1 (1.5)

La constante positiva b se llama relacin de la declinacin de la produccin continua o nominal. En la ecuacin (1.1)

cbNq p (1.6)

Si la declinacin de la produccin comienza cuando la produccin acumulada del pozo es Np0 (figura 1.3) y si la produccin estabilizada antes de ese tiempo es q0, entonces:

cbNq 0p0

0p0 bNqc

Sustituyendo en la ecuacin (1.6) y ordenando los trminos se obtiene:

b

qqNN 00pp

(1.7)

Es decir: la produccin acumulada durante el perodo de declinacin es igual a la diferencia entre la produccin inicial y la produccin actual dividida entre la relacin de la declinacin continua. De la ecuacin (1.5)

dtbq

dq

o integrado

abtqln (1.8)

1 - 4

donde a es la constante de integracin. Si el perodo de declinacin comienza en el tiempo t0 (figura 1.2) y si la produccin estabilizada anterior a ese tiempo fue q0,

abtqln 00

por lo que:

00 qlnbta

Sustituyendo en la ecuacin (1.8) se obtiene

00 ttbqlnqln (1.9)

00 ttbexpqq (1.10) La ecuacin (1.9) muestra que, para este tipo de declinacin en la produccin, la grfica de la produccin contra el tiempo en papel semilogartmico es una lnea recta, siendo la pendiente de la recta igual a menos la relacin de declinacin continua, ver figura 1.4. La ecuacin (1.10) permite encontrar la produccin en cualquier momento, cuando se conoce la produccin inicial q0. Supngase que, para simplificar, la declinacin de la produccin comienza tan pronto como el pozo entra en produccin de tal manera que t0, es cero. La ecuacin (1.10) se reduce a:

btexpqq 0 La produccin despus de 1 ao es

bexpqq 01 La produccin despus de 2 aos es

bexpq

bexpbexpq

2bexpqq

1

0

02

por lo tanto,

bexp...q

q

q

q

q

q

2

3

1

2

0

1 (1.11)

lo cual implica que la relacin entre la produccin al final de cualquier ao y la del inicio del mismo ao es siempre la misma. Esta relacin se escribe frecuentemente como 1 d, y d es el ritmo de declinacin de la produccin anual (puede expresarse como decimal o porcentaje). Evidentemente, la ecuacin que relaciona los ritmos de declinacin anual y continua es:

d1bexp (1.12)

1 - 5

FIGURA 1.4. GRFICA TPICA DEL LOGARITMO NATURAL DE LA TASA DE PRODUCCIN DE PETRLEO CONTRA EL TIEMPO Este tipo de declinacin de la produccin y algunas propiedades que se han probado en las

ecuaciones anteriores se conocen bajo los nombres de: declinacin logartmica, de la

ecuacin (1.9) y figura 1.4; declinacin exponencial, de la ecuacin (1.10) y figura 1.2; declinacin en lnea recta (de la figura 1.3 o figura 1.4); declinacin de ritmo constante (por el hecho de que el ritmo de declinacin b o d es una constante), o declinacin proporcional

segn la ecuacin (1.11). Antes de que las ecuaciones se ilustren con ejemplos, deber hacerse notar que en el anlisis que condujo a la ecuacin (1.11), se usa un intervalo de un ao. Desde luego, no es limitacin del mtodo. Es vlido para das, semanas, meses o siglos. Es importante, sin embargo, que las unidades sean consistentes al hacer los clculos. Si se seleccionan aos, las tasas de produccin son anuales, es decir, la produccin por 365; si se prefieren los meses, entonces, la produccin debe ser mensual, y la produccin diaria debe multiplicarse por 30.42 y as sucesivamente. Vale la pena hacer notar la relacin existente entre los ritmos de declinacin anual y mensual, d y entre los ritmos continuos de declinacin anuales y mensuales, b. Si dm es el ritmo de declinacin mensual, entonces, a partir de la ecuacin (1.11) la produccin al final del primer mes es q0 (1 dm); al final del segundo es q1 (1 dm) el cual se vuelve igual a q0 (1 dm)x(1 dm), o lo que es lo mismo, q0 (1 dm)

2 y as sucesivamente. De esta manera,

al final de los doce meses la relacin de la produccin es q0 (1 dm)12

. Pero al final de los doce meses, la produccin es q0 (1 da), donde da es el ritmo de declinacin anual, entonces:

12ma d1d1 (1.13) En forma similar, si bm es el ritmo de declinacin, continuo y mensual y ba el anual se tiene:

m

12ma

12bexp

bexpbexp

Por lo tanto ba = 12bm (1.14)

Ejemplo 1.1 Un pozo que alcanz una produccin de 100 bl/da ha declinado a 80 bl/da al final del primer ao. Calclense los ritmos de declinacin mensual y anual y los ritmos de declinacin

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continuos mensuales y anuales. Si el lmite econmico del pozo es de 2 bl/da, calclense la vida del pozo y la produccin acumulada. Ritmo de declinacin mensual y anual. Por definicin: 80 = 100(1 da) por lo que da = 0.2 = 20 porcentaje/ao de la ecuacin (1.13) (1 dm )

12 = 1 0.2 = 0.8

que da: dm = 0.0184 = 1.84 porcentaje/mes Ritmos de declinacin continua mensual y anual: De la ecuacin (1.12) exp ( ba) = 1 da por lo que: ba = 0.223 De la ecuacin (1.14)

0.018612

0.223bm

Vida del Pozo

a) Si se usa 1 ao como unidad de tiempo De la ecuacin (1.10) con: t0 = 0 q0 = 100 x 365 q = 2 x 365 b = 0.223 por consiguiente: 2 x 365 = 100 x 365 x exp ( 0.223T) donde T = vida del pozo

Esto da T = 17.5 aos

b) Usando 1 mes como unidad de tiempo En este caso,

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t0 = 0 q0 = 100 x 30.42 q = 2 x 30.42 b = 0.0186 Sustituyendo en la ecuacin (1.10) se tiene: 2 x 30.42 = 100 x 30.42 x exp (-0.0186T) por lo tanto,

T = 210.0 meses

= 17.5 aos Produccin acumulada

a) Si se toma 1 ao como unidad de tiempo De la ecuacin (1.7) con Np0 = 0 q0 = 100 x 365 q = 2 x 365 b = 0.223 se tiene:

Np = 160,000 bl

b) Si se toma 1 mes como unidad de tiempo De la ecuacin (1.7) con: Np0 = 0 q0 = 100 x 30.42 q = 2 x 30.42 b = 0.0186 por lo tanto:

Np = 160,000 bl Una pregunta que surge con frecuencia es qu efecto puede tener sobre el ritmo de declinacin un incremento en la produccin. Se puede dar una respuesta formal a esta pregunta, suponiendo que no haya cambio en la produccin acumulada futura que altere la produccin. Al hacer los clculos, algunas veces se supone que no habr cambios en la produccin acumulada mientras se mantenga cierto lmite econmico determinado. Esta consideracin, sin embargo, parece conducir a otra nota de irrealidad dentro de lo ya irreal de los clculos, debido a que el pozo no puede reaccionar a lo que se puede llamar una limitacin (financiera). Ms an, la introduccin de este lmite agrega una complicacin innecesaria al lgebra y, tambin, al mismo tiempo queda un aire de autenticidad de valor muy dudoso. Si se supone, entonces, que la produccin acumulada final es inalterable y que la produccin actual de q0 cambia a q0

(a) mientras el ritmo de declinacin b cambia a b

(a) , la ecuacin (1.7)

da:

1 - 8

(a)

(a)00

b

q

b

q

bq

qb

0

(a)0(a) (1.15)

es decir, el ritmo de declinacin, continuo y original, se multiplica por la relacin entre la produccin nueva y la original. Para determinar la vida (econmica) del pozo bajo las nuevas condiciones es necesario introducir el concepto de lmite econmico de la produccin qe; se supondr que es el mismo para los proyectos originales y para los acelerados. Si T es la vida futura del proyecto original, segn la ecuacin (1.10):

bTexpqq 0e Si T

(a) es la vida futura de un proyecto acelerado:

(a)(a)(a)0e Tbexpqq De lo cual se concluye que la vida futura de un proyecto acelerado est dada por cualquiera de las ecuaciones:

bT)exp(q

qTbexp

(a)0

0(a)(a)

bT)exp(b

bTbexp

(a)

(a)(a) (1.16)

1.3. DECLINACIN ARMNICA E HIPERBLICA Se ha encontrado en muchos de los campo de produccin ms antiguos que una supuesta declinacin exponencial de la produccin inicial en la vida de un pozo condujo a respuestas conservadoras en cuanto a la vida mxima del pozo y a la recuperacin acumulada. Una forma de superar este problema es considerar que el ritmo de declinacin (d o b) es proporcional a la produccin en vez de ser constante, por lo tanto, a menor gasto de produccin, ser menor el ritmo de declinacin. En smbolos, esta consideracin implica reemplazar la ecuacin (1.5)

bdt

dq

q

1

por la ecuacin

kkqCdt

dq

q

1 (1.17)

1 - 9

donde C y k son constantes positivas. Las curvas de declinacin basadas en esta ecuacin se conocen como hiperblicas, y la constante a = 1/k se llama constante hiperblica. Integrando la ecuacin (1.17) y usando la condicin inicial: q = q0 cuando t = 0 se tiene q

-k = kC

k t + q0

-k

1 t q kCq

q k0

k

k

k0 (1.18)

De la ecuacin (1.17) el valor inicial del ritmo de declinacin es C

k (q0)

k, que puede escribirse

como b0 . Sustituyendo en la ecuacin (1.18) se obtiene:

1tbkq

q0k

k0

k1

tbk1

qq

0

0

(1.19)

Introduciendo la constante hiperblica a = 1/k se tiene la expresin final para la produccin en el tiempo t, es decir,

a

0

0

a

tb1

qq

(1.20)

El valor b del ritmo de declinacin en el tiempo t se obtiene de las ecuaciones (1.17) y (1.19):

dt

dq

q

1b

kk qC

tbk1

qC

0

k0

k

tbk1

b

0

0

y finalmente

a

tb1

bb

0

0

(1.21)

El caso especial de a = 1 se conoce como declinacin armnica. De las ecuaciones (1.20) y (1.21), los resultados para la declinacin armnica son:

1 - 10

tb1

qq

0

0

(1.22)

tb1

bb

0

0

(1.23)

de lo que se obtiene:

00 b

b

q

q (1.24)

Para obtener la produccin acumulada cuando a1, la ecuacin (1.20) da:

t

0

a

0

0p

a

tb1

dtqN

a

tb1qq

b

1

1a

aN 00

0p (1.25)

Bajo una declinacin armnica, la produccin acumulada est dada por:

t

0 0

0p

tb1

dtqN

tb1lnb

qN 0

0

0p (1.26)

q

qln

b

qN 0

0

0p de la ecuacin (1.22) (1.27)

b

bln

b

qN 0

0

0p de la ecuacin (1.23) (1.28)

Finalmente, la ecuacin (1.27) puede escribirse en la forma:

0

p00

q

Nbqlnqln (1.29)

Es importante recordar que al aplicar las ecuaciones (1.26) a (1.29) que b0 y b son los ritmos de declinacin instantneos. La ecuacin (1.29) es la base para obtener una lnea recta al graficar la produccin de petrleo contra la produccin acumulada en papel semilogartmico, figura 1.5, que es la grfica que se utiliza frecuentemente en las oficinas de campo.

1 - 11

FIGURA 1.5. GRFICA TPICA DE LA DECLINACIN ARMNICA En general, a la constante hiperblica a se le asigna uno de los tres valores siguientes: 1, 2 3 y debe recordarse que la declinacin armnica es la ms optimista de ellas. En las figuras 1.6 a 1.9 se ilustran los efectos relativos al usar la declinacin exponencial o cualquier otro tipo de declinacin hiperblica.

FIGURA 1.6. GRFICAS TPICAS HIPERBLICAS Y EXPONENCIALES DE LA TASA DE PRODUCCIN CONTRA EL TIEMPO

FIGURA 1.7. GRFICAS TPICAS HIPERBLICAS Y EXPONENCIALES DE LA TASA DE PRODUCCIN CONTRA LA PRODUCCIN ACUMULADA

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FIGURA 1.8. GRFICAS TPICAS HIPERBLICAS Y EXPONENCIALES DEL LOGARITMO NATURAL DE LA TASA DE PRODUCCIN CONTRA EL TIEMPO

FIGURA 1.9. GRFICAS TPICAS HIPERBLICAS Y EXPONENCIALES DEL LOGARITMO NATURAL DE LA TASA DE PRODUCCIN CONTRA LA PRODUCCIN ACUMULADA

Ejemplo 1.2 La historia de produccin de un yacimiento es la siguiente:

TIEMPO TASAS DE PRODUCCIN

(aos) (bl/da)

0 5,000 1 3,730 2 2,940 3 2,350 4 1,900 5 1,590 6 1,320 7 1,160

Si el lmite econmico del yacimiento es de 200 bl/da, Cundo se alcanzar y cul ser la produccin final? Primero se determinan los ritmos de declinacin anuales, los que se tomarn como los ritmos de declinacin en los puntos intermedios de cada uno de los aos; por ejemplo, en el primer ao:

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3,730 = 5,000 (1 d1/2) d1/2 = 0.254 b1/2 = 0.293 Los valores correspondientes para b3, b5, etc. Son 0.238, 0.225, 0.212, 0.178, 0.186 y 0.129. Es equivalente a que b no es constante, sino que declina con el tiempo. De la ecuacin (1.21)

a

t

b

1

b

1

0

FIGURA 1.10. EJEMPLO 1.2: RECPROCO DE LA DECLINACIN DE LA TASA DE PRODUCCIN GRAFICADA CONTRA EL TIEMPO La figura 1.10 muestra una grfica de los recprocos de los valores de b contra t. Superpuestas en la figura estn las lneas de pendiente 1, 1/2 y 1/3, que corresponden a los valores de la constante hiperblica de 1, 2 y 3 respectivamente. Se observa que se obtiene un buen ajuste si se utiliza a = 2; el valor correspondiente para 1/b0 es de 3.17 por lo que b0 es 0.315. Si se utilizan estos valores para a y b0 en la ecuacin (1.20), se obtiene:

2t0.157515000

q

La produccin calculada con esta expresin a t = 1, 2, ....., 7 es generalmente baja en relacin a los datos reales del campo. Para corregir esto se prueba un valor de b0 = 0.31,

2t0.15515000

q

La produccin al final de los aos sucesivos desde la primera a la sptima prueba sern 3750, 2910, 2330, 1910, 1590, 1340 y 1150 bl/da, que son los valores ms cercanos a los medidos. El tiempo del lmite econmico se calcula con la ecuacin (1.20) en la forma:

1 - 14

2t0.15515000

200

que da:

t = 25.8 aos La produccin acumulada en el lmite econmico se obtiene de la ecuacin (1.25) en la forma:

365520050000.31

1

12

2Np

Ya que:

5200

50000.155t1

a

tb1 0

Entonces:

Np = 9,420,000 bl

1.4. CONCLUSIN: UNA ADVERTENCIA Se debe insistir en que las curvas de declinacin de la produccin (exponencial, armnica o hiperblica) son simples herramientas de clculo que permiten hacer extrapolaciones del comportamiento futuro o predecir el mismo para un pozo en el campo. Sin embargo, no tienen bases fsicas y el ingeniero de produccin no debe sorprenderse si los pozos o los yacimientos no siguen las curvas de declinacin de la produccin estimadas sin importar qu tan cuidadosamente se hayan preparado. Para ilustrar la naturaleza arbitraria de estas curvas, se demuestra que para dos pozos, A y B, que tienen cada uno una declinacin exponencial, la suma de las respectivas producciones no declina de manera exponencial (la misma dificultad se aplica a la declinacin armnica e hiperblica). Supngase que la produccin del pozo A declina exponencialmente en forma continua bA. Considrese que el gasto inicial de produccin del pozo A es qA0. Por lo tanto, si t0 = 0 en la ecuacin (1.10), la produccin en el tiempo t es: qA = qA0 exp ( bAt) De manera similar, la produccin del pozo B (la que se considera que se inicia al mismo tiempo que A, es decir, en el tiempo cero) en el tiempo t es: qB = qB0 exp ( bBt) Por lo que el gasto combinado es: (qA + qB) = qA0 exp ( bAt) + qB0 exp ( bBt) que no puede escribirse en la forma, (qA0 + qB0 ) exp ( bt) a menos que bA = bB.

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Entonces, aunque cada pozo decline exponencialmente, al considerarse los dos pozos juntos su declinacin no es exponencial. De lo anterior se concluye que cualquier anlisis que presuponga declinacin exponencial (armnica o exponencial) para pozos que se toman de manera separada o para grupos de ellos ser errneo, y los clculos que se basan en este tipo de trabajo siempre sern incorrectos. Por lo que mientras continen en uso las curvas de declinacin debern utilizarse con criterio y moderacin.

EJERCICIOS

1) Un pozo inicialmente produce a la tasa de 9500 bl/mes y tiene una tasa de declinacin continua de 2.5%/mes. Si se utiliza el mes como unidad de tiempo:

Preparar una tabla de valores con los tiempos de t = 0, 12, 24, 36, 48, 60, 120 y 240 meses como primera columna, los respectivos valores de q en bl/mes en la segunda columna y los correspondientes de Np en bl en la tercera columna. Considerando que la declinacin es hiperblica encontrar los valores de q y Np para declinaciones hiperblicas de a = 1 y a = 2 en los tiempos ya indicados.

Elaborar los grficos q vs t en papel milimetrado.

Elaborar los grficos q vs Np en papel semilogartmico.

2) Dada la siguiente informacin de produccin de un pozo:

Mes Tasa de produccin

(bl/mes) 1 7590 2 6610 3 5780 4 4490 5 3980 6 3540

Qu tipo de curva de declinacin representa mejor la historia de produccin inicial?

Cules son los valores de qo, b o a?

Calcular las reservas remanentes si el lmite econmico es de 100 bl/mes y el tiempo de produccin restante del pozo.

3) En la siguiente tabla se presentan los datos de produccin para un pozo de petrleo:

Semestre Tiempo (meses)

q (BF/da)

0 Jun-2002 510

1 Dic-2002 300

2 Jun-2003 210

3 Dic-2003 150

4 Jun-2004 120

5 Dic-2004 85

6 Jun-2005 67

7 Dic-2005 52

8 Jun-2006 46

9 Dic-2006 42

10 Jun-2007 37

11 Dic-2007 33

12 Jun-2008 30

1 - 16

Semestre Tiempo (meses)

q (BF/da)

13 Dic-2008 27

14 Jun-2009 23

15 Dic-2009 21

16 Jun-2010 19

17 Dic-2010 17

18 Jun-2011 15

19 Dic-2011 14

20 Jun-2012 13

Cul ser la tasa de produccin a los 5 aos.

Cul es la vida del pozo si el lmite econmico es 1 BF/da?

2 - 1

CAPTULO 2

MTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

2.1. BOMBEO NEUMTICO CONTINUO Un pozo productor con bombeo neumtico continuo es muy similar a un pozo productor bajo condiciones de flujo natural. Si la relacin gas lquido de la formacin es menor que la ptima para el dimetro de la tubera de produccin utilizada, la produccin del pozo puede mejorarse artificialmente incrementando el flujo de gas por la tubera de produccin. Esto se consigue inyectando gas dentro de la tubera de produccin, sea cerca del fondo de la tubera de produccin, o ms comnmente a travs de una vlvula a cierta profundidad sobre el fondo de la tubera de produccin. La figura 2.1 muestra el efecto de incrementar la relacin gas-lquido en el flujo de salida del pozo, mediante curvas para cuatro diferentes GLR superimpuestas sobre la curva de comportamiento de afluencia (IPR). El punto de interseccin de las curvas de afluencia de la formacin y de descarga del pozo satisface la solucin de los dos sistemas: afluencia y descarga, y por tanto, definirn la tasa de produccin para el pozo. En la figura 2.1, la relacin gas lquido se incrementa desde un valor GLR1, hasta un valor GLR4 respectivamente. GLR1, no es suficientemente alta para inducir al pozo a fluir (la curva de descarga se encuentra completamente arriba de la curva IPR y las curvas IPR y de afluencia no se intersecan). Si la relacin gas - lquido se incrementa hasta GLR2, y luego a GLR3, la tasa de produccin se incrementar como resultado de la reduccin de la presin hidrosttica debido al incremento de gas en la tubera de produccin. Sin embargo, si la relacin gas-lquido se incrementa an ms, hasta el valor GLR4, el incremento del flujo del gas en la tubera de produccin causar un mayor incremento en velocidad, lo cual implica que las prdidas de presin por friccin lleguen a ser muy grandes, y la tasa de produccin realmente disminuir. FIGURA 2.1. EFECTO DEL GLR EN LA DESCARGA DEL POZO Esto significa que para cualquier dimetro dado de tubera de produccin y profundidad, existe una relacin gas lquido ptima. Si se excede esta GLR ptima, la tasa de produccin disminuir en vez de incrementarse. La mxima profundidad requerida de la vlvula operadora de bombeo neumtico depende de la presin del gas de inyeccin disponible en superficie. La figura 2.2 representa un diagrama esquemtico de un pozo productor con bombeo neumtico continuo. La relacin gas - lquido de la formacin, GLRn, no es suficientemente alta para que el pozo fluya por s solo a la tasa de produccin deseada. La presin de fondo fluyente, Pwf, a la tasa de produccin seleccionada se determina de la curva IPR de la misma manera como para pozos a flujo natural o para pozos productores con cualquier otro tipo de levantamiento artificial. Como se muestra en la figura 2.2, el perfil de presin para la relacin gas lquido de formacin alcanza

2 - 2

presin cero antes que se alcance la superficie, lo cual significa que el pozo no fluir a esa tasa sin algn tipo de levantamiento artificial.

FIGURA 2.2. DIAGRAMA ESQUEMTICO DEL DISEO DEL LEVANTAMIENTO POR GAS Refirindose a la figura 2.2, dependiendo de la presin superficial del gas de inyeccin disponible, la profundidad del punto de inyeccin podra tener lugar en D1 D2, siendo posible la mayor profundidad, D2, para una presin de inyeccin superficial ms alta. Si el gas se inyecta a la profundidad ms somera, D1, a una tasa ms alta de gas, se requiere GLR1. Hay que observar que los perfiles de presin para las dos relaciones GLR1, y GLR2 tienen igual presin superficial, Ptf, la cual es la presin de cabeza fluyente. La presin disponible en el anular Pc, frente a la vlvula operadora debe ser entre 60 y 150 lb/pg

2 superior a la presin de

produccin Pt a esa profundidad, para permitir un diferencial de presin razonable a travs del orificio de la vlvula de gas lift. Como se indica en la figura 2.3, cada profundidad escogida para la vlvula operadora resultar en una relacin entre la tasa de inyeccin de gas y la tasa de produccin resultante, con las ms altas tasas de produccin asociadas a la vlvula ms profunda.

FIGURA 2.3. CAUDAL DE INYECCIN PTIMO Y PROFUNDIDAD DE INYECCIN

2 - 3

La figura 2.4 muestra que para cualquier profundidad de la vlvula operadora, la tasa de produccin alcanza un pico segn la tasa de inyeccin de gas se incremente. Cualquier incremento en la tasa de inyeccin de gas arriba de este valor resulta en una disminucin de la tasa de produccin. Esto se debe al incremento de velocidad en la tubera de produccin dando como resultado excesivas prdidas de presin por friccin a travs de la tubera. Esta tasa tcnica de inyeccin ptima usualmente es considerablemente ms alta que la tasa econmica de inyeccin ptima. Sobre la tasa econmica de inyeccin ptima, la pendiente de la curva de produccin es ms pequea, y el costo de compresin del gas de inyeccin adicional es mayor que la tasa de produccin adicional alcanzada.

FIGURA 2.4. TASA DE INYECCIN PTIMA Y PROFUNDIDAD DE INYECCIN

2.1.1. Posicionamiento de las vlvulas La mxima presin del gas de inyeccin, est impuesta por la presin superficial de operacin disponible en superficie en el anular casing tubing, Pso. Debido a la presin hidrosttica del gas en el anular, la presin del gas en la vlvula, Pc, ser ms alta que la presin superficial de operacin. La siguiente ecuacin describe la relacin entre la presin en superficie Pso, y la presin a la profundidad de la vlvula, Pc.

xsoc ePP (2.1)

Donde: Pc = Presin en el anular en la vlvula operadora lb/pg

2

Pso = Presin superficial de operacin lb/pg2

e = Base de los logaritmos naturales 2.7183

x = Funcin del gas = 0.01875 g D / (T z) D = Profundidad de la vlvula operadora pies

g = Gravedad especfica del gas de inyeccin T = Temperatura media en el anular R z = Factor de desviacin del gas La figura 2.5 muestra el gradiente de presin del gas de inyeccin en el anular, calculado mediante la ecuacin anterior, comenzando con Pso en superficie. En el grfico tambin se muestra la cada de presin requerida a travs de la vlvula (aproximadamente 60 150 lb/pg

2).

2 - 4

FIGURA 2.5. DIAGRAMA ESQUEMTICO DE UN DISEO DE LEVANTAMIENTO POR GAS Debido a la presin disponible limitada del gas de inyeccin, no es posible normalmente descargar el fluido de control del pozo a travs de la vlvula operadora. Esto podra requerir de presiones de gas en el anular a la profundidad de la vlvula al menos iguales a la presin hidrosttica del fluido de control en la tubera de produccin a la misma profundidad. A fin de descargar el fluido de control con la presin superficial de operacin disponible, deben colocarse vlvulas adicionales en el pozo arriba de la vlvula operadora .

2.1.2. Mtodo Universal de Diseo. Solucin grfica incluyendo la determinacin del

punto de inyeccin Dada la siguiente informacin de un pozo:

1. Tubing 2 EUE - Casing 7

2. Profundidad al centro de las perforaciones 8000 pies

3. Gravedad especfica del petrleo de 35 API = 0.84985

4. GOR de la formacin = 400 pie3/bl (gas/liquid ratio GLR = 100 : 1)

5. gi = gf = 0.80

6. Tasa de produccin deseada = 1000 bl/da (75% agua)

7. w = 1.01 (Gradiente del fluido de control Gs = 0.44 lb/pg2/pie)

8. Pwh = Ptf = 100 lb/pg2 manomtrica

9. Presin de operacin del gas de inyeccin Pso = 800 lb/pg2 manomtrica

10. Presin esttica del reservorio Pws = 3200 lb/pg2 manomtrica @ 8000 pies

11. IP = 1.0 bl/da/lb/pg2

2 - 5

12. Temperatura de fondo = 200 F @ 8000 pies

13. Temperatura fluyente estimada en la cabeza del tubing = 120 F

(Temperatura fluyente promedio = 160 F)

14. Usar una diferencia mnima de presin para localizar la vlvula de operacin = 100 lb/pg2

manomtrica. (Usar un diferencial de 50 lb/pg2 a travs de la segunda vlvula y 10 lb/pg

2

adicionales para cada vlvula sucesiva para el espaciamiento de las vlvulas).

Determinar la profundidad del punto de inyeccin y la localizacin de las vlvulas operadora y de descarga para esta aplicacin

Solucin:

1. Plotear Pws = 3200 lb/pg2 manomtrica @ 8000 pies (cae fuera del grfico)

2. Pozo controlado con agua salada Gs = 0.44 lb/pg2/pie (w = 1.01)

3. 22

l lb/pg1000pgbl/da/lb/1

bl/da1000

IP

qP

4. Plotear Pwf = Pws P = 3200 1000 = 2200 lb/pg2 @ 8000 pies

5. Dibujar el gradiente fluyente del tubing debajo del punto de inyeccin de gas usando las curvas de gradiente de presin para GLR = 100 pie

3/bl (Apndice A-A-64). Para ajustar la

profundidad de la grfica de diseo a la profundidad real, alinear la lnea de presin 0 lb/pg2

de la grfica de diseo con la lnea de 0 lb/pg2 de la curva de gradiente, entonces deslizar

la grfica de diseo hacia arriba o hacia abajo, hasta que el punto de Pwf = 2200 lb/pg2

caiga sobre la curva de GLR = 100. Trazar la curva de GLR = 100 en la grfica de diseo hacia arriba de modo que pase a la proyectada presin de inyeccin de gas.

Esta lnea conectar los puntos encontrados en la siguiente tabla:

TABLA 2.1. VALORES DE PRESIN Y PROFUNDIDAD OBTENIDOS

CON EL MTODO UNIVERSAL DE DISEO

Profundidad

real (pies)

Profundidad equivalente de la curva

de gradiente (pies)

Presin

(lb/pg2)

8000 7000 2200

7000 6000 1800

6000 5000 1400

5000 4000 1000

4000 3000 680

6. Plotear Pso = 800 lb/pg2 @ superficie = 0 pies de profundidad

7. Trazar el gradiente del gas de inyeccin (corregido por gravedad y temperatura, si es necesario)

Pc = 180 lb/pg2 (186 lb/pg

2 corregida)

Pc @ 8000 pies = 800 +180 = 980 lb/pg2 (986 lb/pg

2 corregida)

2 - 6

8. Determinar la profundidad de la vlvula de operacin basndose en una diferencia de presin de 100 lb/pg

2 entre la presin fluyente de tubing (basada en GLR = 100) y de la

presin de casing en la vlvula (punto de balance). LO = 4400 pies Ahora, determinar las profundidades de las vlvulas de descarga.

9. Plotear Ptf = 100 lb/pg2 = Pwh @ profundidad cero.

10. Plotear el gradiente de fluido mnimo sobre el punto inyeccin, usando las curvas de

gradiente (GLR = 800/1 Apndice A-A-64).

11. Calcular la profundidad de la vlvula superior usando la ecuacin:

s

whso1

G

)P(PL

pies15900.44

100)(800L1

12. Localizar la profundidad de la 2

a vlvula con un diferencial de presin asumido a travs de

la vlvula de 50 lb/pg2:

Localizar grficamente, dibujando una lnea de gradiente de 0.44 lb/pg

2/pie (fluido de

control) desde L1 hasta su interseccin con la lnea del gradiente de gas. Sustraer el diferencial de la vlvula (50 lb/pg

2) de la presin de gas de inyeccin obtenida y dibujar una

lnea horizontal hasta el gradiente fluyente mnimo, esto da L2. L2 = 2800 pies

13. Localizar la profundidad de la tercera vlvula de la misma manera si P = 60 lb/pg2

L3 = 3720 pies

14. Localizar la profundidad de la cuarta vlvula. (La localizacin de L4 coincide aproximadamente con la localizacin LO ubicada previamente, de modo que L4 es la vlvula de operacin) L4 = LO = 4400 pies

15. Resaltar el punto de inyeccin de gas colocando una vlvula de seguridad a una distancia corta debajo de la vlvula operadora (300 pies). L5 = 4700 pies

16. Determinar de las curvas de gradiente la curva de GLR que pasa a travs de la presin de cabeza fluyente (100 lb/pg

2) y la presin de tubing fluyente en la vlvula de operacin (800

lb/pg2 @ 4400 pies).

GLR = 280 pie

3/bl

17. Calcular el requerimiento aproximado de inyeccin diaria de gas:

Requerimiento de Gas = (280 100) PC/bl x 1000 bl/da = 180 MPC/da

2 - 7

2.2. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL MEDIANTE BOMBAS DE FONDO

2.2.1. Introduccin Las bombas de fondo son un medio comn de incrementar la productividad de un pozo disminuyendo la presin de fondo fluyente Pwf. Antes que disminuir el gradiente de presin en la tubera de produccin para reducir la presin de fondo, como en el bombeo neumtico, las bombas de fondo incrementan la presin en el fondo del tubing una cantidad suficiente para levantar el lquido a la superficie. De hecho, el gradiente de presin en la tubera de produccin es realmente mayor en un pozo con bombeo que en uno sin bomba de fondo, debido a que la mayora de gas producido con los lquidos es venteado a travs del anular casing tubing. Una configuracin tpica de un pozo con los perfiles de presin se muestra en la figura 2.6.

FIGURA 2.6. CONFIGURACIN DE UN POZO Y PERFILES DE PRESIN PARA UN POZO DE PETRLEO. Se utilizan dos tipos de bombas: bombas de desplazamiento positivo, las cuales incluyen las bombas de varillas de succin utilizadas en bombeo mecnico y las bombas hidrulicas tipo pistn; y las bombas de desplazamiento dinmico, las ms comunes de las cuales son las bombas centrfugas electrosumergibles y las bombas hidrulicas tipo jet. Para cualquier pozo con una bomba de fondo, el trabajo suministrado por la bomba se relaciona con el incremento de presin a travs de la bomba mediante la ecuacin de balance de energa mecnica, la cual para un fluido incompresible es:

F2g

UUPPW

c

21

2212

S

(2.2)

Para los lquidos, el trmino de energa cintica es usualmente pequeo comparado a los otros trminos, de modo que la ecuacin se simplifica a:

2 - 8

FPP

W 12S

(2.3)

donde WS es el trabajo suministrado por la bomba, P2 es la presin en la tubera de produccin justo sobre la bomba, P1 es la presin justo debajo de la bomba, y F son las prdidas de presin por friccin en la bomba. Para determinar el tamao y los requerimientos de potencia de una bomba de fondo, las presiones en los dos lados de la bomba se relacionan a la presin de fondo fluyente mediante el gradiente de presin en el flujo gas lquido debajo de la bomba y a la presin de superficie mediante el gradiente nicamente de la fase lquida en la tubera de produccin. As un procedimiento de diseo es como sigue: a partir de la curva IPR, se determina la Pwf necesaria para una tasa de produccin deseada; de una correlacin de flujo multifsico o de una curva de gradiente apropiada, la presin P1, justo debajo de la bomba, se calcula a partir de Pwf

(cuando la bomba se encuentra prxima al intervalo productor, P1 Pwf); a partir de la presin dinmica de cabeza Ptf, se determina P2, utilizando la consideracin de que existe una sola fase lquida a la tasa deseada. Una vez que se conoce el incremento de presin requerido de la bomba, se encuentra el trabajo de la bomba, usualmente basndose en conocimientos experimentales de las prdidas de presin por friccin de la bomba (eficiencia de la bomba).

2.2.2. Bombas de Desplazamiento Positivo

2.2.2.1. Bombeo mecnico

2.2.2.1.1. Equipo de la bomba de varillas de succin. El equipo superficial y de fondo para un pozo con bombeo mecnico se muestra en la figura 2.7. El movimiento rotativo de la manivela se convierte a un movimiento oscilatorio de la varilla pulida por medio de la biela y del balancn; las varillas de succin trasmiten el movimiento reciprocante de la varilla pulida a la bomba de fondo. La bomba (figura 2.8) consiste de un barril con una vlvula check de bola y asiento al fondo (la vlvula de pie) y un mbolo que contiene otra vlvula check de bola y asiento (la vlvula viajera). Cuando el mbolo se mueve hacia arriba, la vlvula de pie se abre, la vlvula viajera se cierra, y el barril se llena con fluido. En la carrera descendente, la vlvula viajera se abre, la vlvula de pie se cierra, y el fluido en el barril se desplaza hacia el tubing.

FIGURA 2.7. POZO CON BOMBEO MECNICO

2 - 9

FIGURA 2.8. BOMBA DE FONDO DEL SISTEMA DE BOMBEO MECNICO

2.2.2.1.2. Desplazamiento volumtrico con las bombas de varillas de succin. El comportamiento de las bombas de desplazamiento positivo se evala basndose en el volumen de fluido desplazado y no en el incremento de presin generado por la bomba, puesto que la compresin del fluido del pozo en la bomba crear suficiente presin para desplazar el fluido por el tubing. La tasa de flujo volumtrica desplazada por una bomba de varillas es:

ppv SAEN0.1484q (2.4)

donde q es la tasa de flujo de fondo (bl/da), N es la velocidad de la bomba (emboladas por minuto, EPM), Ev es la eficiencia volumtrica, Ap es el rea de la seccin transversal del mbolo (pg

2), Sp es la longitud de la carrera efectiva del mbolo (pg). La tasa de produccin

en superficie ser esta tasa de flujo de fondo dividida para el factor volumtrico del petrleo. La eficiencia volumtrica es menor que 1 debido a la fuga de fluido que se da alrededor del mbolo. La eficiencia volumtrica usualmente se encuentra en el rango 0.7 0.8 para una bomba de varillas trabajando apropiadamente.

2.2.2.1.3. Longitud efectiva de carrera del mbolo. La longitud efectiva de carrera del mbolo diferir de y generalmente ser menor que la longitud de carrera de la varilla pulida debido al estiramiento del tubing y de la sarta de varillas y debido al sobreviaje causado por las aceleracin de la sarta de varillas. As:

rtpp eeeSS (2.5)

donde S es la longitud de carrera de la varillas pulida, ep es el sobreviaje del mbolo, et es la longitud de alargamiento del tubing o elongacin del tubing, y er es la longitud de alargamiento de la sarta de varillas o elongacin de la sarta. Hay que observar que si el tubing est anclado al casing, el alargamiento del tubing ser cero. Asumiendo movimiento armnico para la varilla pulida y comportamiento elstico de la sarta de varillas y del tubing, la longitud de carrera efectiva del mbolo es:

rt

pf224

pA

1

A

1

E

LAH5.20

E

NLS5.79x10SS

(2.6)

2 - 10

En esta ecuacin, E es el mdulo de Young (alrededor de 30 x 106 lb/pg

2 para el acero), f es la

gravedad especfica del fluido, H es la profundidad del nivel de fluido en el anular (H = L si el nivel de fluido est en la bomba), At es el rea de la seccin transversal del tubing, Ar es el rea de la seccin transversal de las varillas, y todas las otras variables estn definidas como antes. Las reas de las secciones transversales de dimetros comunes de varillas y tubings estn dadas en la tabla 2.2.

TABLA 2.2. REAS DE SECCIONES TRANSVERSALES DE TUBERA

DE PRODUCCIN Y VARILLAS DE SUCCIN

VARILLAS DE SUCCIN

DIMETRO VARILLA

[pg]

PESO

[lbm/pie]

REA

[pg2]

5/8 1.16 0.307

3/4 1.63 0.442

7/8 2.16 0.601

1 2.88 0.785

1 1/8 3.64 0.994

TUBERA DE PRODUCCIN

DIMETRO NOMINAL

[pg]

PESO

[lbm/pie]

O.D.

[pg]

PESO

[lbm/pie]

1 1/2 2.90 1.900 0.800

2 4.70 2.375 1.304

2 1/2 6.50 2.875 1.812

3 9.30 3.500 2.590

3 1/2 11.00 4.000 3.077

4 12.75 4.500 3.601

2.2.2.1.4. Requerimientos de potencia del motor. El prximo paso en el diseo de una instalacin de bombeo mecnico es la determinacin de los requerimientos de potencia del motor. El motor debe suministrar suficiente potencia para proveer el trabajo til que se necesita para levantar el fluido; para vencer las prdidas por friccin en la bomba, la varilla pulida y la sarta de varillas; y tomar en cuenta ineficiencias en el motor y en el sistema mecnico de superficie. As la potencia requerida del motor se encuentra mediante:

fhspm HPHPFHP (2.7)

donde HPpm son los caballos de potencia del motor, HPh es el caballaje hidrulico necesario para levantar el fluido, HPf es la potencia disipada como friccin en la bomba, y Fs es un factor de seguridad que toma en cuenta la ineficiencia del motor. El factor de seguridad puede estimarse entre 1.25 y 1.5 (segn Craft y otros). La potencia hidrulica usualmente se expresa en trminos de levantamiento neto, LN,

Nf6h Lq107.36HP (2.8) donde la tasa de flujo est en bl/da y el levantamiento neto est en pies de fluido producido. El levantamiento neto es la altura a la cual el trabajo provedo por la bomba puede levantar el fluido producido. Si la presin de tubing Ptf y la presin de casing Pc son cero en superficie y el nivel de fluido en el anular est en la bomba, el levantamiento neto es simplemente la profundidad a la cual est asentada la bomba. Ms generalmente, el fluido en el anular sobre la bomba ejerce la fuerza de su peso para ayudar a levantar el fluido por el tubing y la presin

2 - 11

de cabeza del tubing Ptf es una fuerza adicional contra la cual la bomba debe trabajar. En este caso, el levantamiento neto es:

f

tfN

0.433

PHL

(2.9)

donde H es la profundidad del nivel de lquido en el espacio anular y Ptf es la presin de tubing en superficie en lb/pg

2. Para obtener la ecuacin (2.9), se ha asumido que la presin en la

superficie del lquido en el anular es la presin atmosfrica (es decir, la presin de casing en superficie Pc es la atmosfrica y la presin hidrosttica de la columna de gas en el anular es despreciable) y que la densidad media del lquido en el anular es la misma que en el tubing (se est despreciando el burbujeo de gas a travs del lquido en el anular). La potencia necesaria para vencer las prdidas por friccin experimentalmente se estima como:

NSW106.31HP r7

f (2.10)

donde Wr es el peso de la sarta de varillas (lb), S es la longitud de carrera de la varilla pulida (pg) y N es la velocidad de la bomba (EPM).

2.2.2.1.5. El efecto del gas en la eficiencia de la bomba. Cualquier bomba de fondo es afectada negativamente por la presencia de gas libre en el fluido que est siendo bombeado; con las bombas de varillas de succin, el efecto puede ser particularmente severo. Cuando el gas est presente en el barril de la bomba, mucha de la energa de la bomba se gasta en comprimir el gas en vez de levantar el lquido. La figura 2.9 ilustra este efecto.

FIGURA 2.9. EFECTO DEL GAS EN EL COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA DE VARILLAS

2 - 12

Cuando el gas est presente en la bomba, en una carrera descendente, el gas debe ser comprimido hasta que la presin en el barril sea igual a la presin en el tubing sobre la bomba antes de que la vlvula viajera se abra y permita al fluido pasar al interior de tubing. En una carrera ascendente, el gas se expande hasta que la presin est bajo P1, la presin en el casing justo bajo la bomba, antes que la vlvula de pie se abra y permita el ingreso de los fluidos del pozo al barril. En casos extremos, esencialmente nada ocurrir en la bomba excepto la expansin y compresin del gas en este caso se dice que la bomba se encuentra atascada por gas. Debido a estos efectos nocivos, deben emplearse algunos medios para excluir a la mayora de ellos, o a todos, para no tener ingreso de gas libre a la bomba de varillas de succin. Esto se cumple asentando la bomba debajo de las perforaciones de modo que el gas ascienda fuera de la corriente de fluido que se mueve a la bomba o empleando varios medios mecnicos para separar el gas de la corriente de fluido. Existen dispositivos para el fondo del pozo que se instalan en las bombas para separar el gas libre del lquido llamados anclas de gas .

2.2.2.1.6. Anlisis del comportamiento de la bomba de varillas de las cartas

dinamomtricas. Las caractersticas del comportamiento de las bombas de varillas de succin son comnmente monitoreadas midiendo la carga en la varilla pulida con un dinammetro. Un registro de la carga de la varilla pulida sobre un ciclo completo de bombeo se conoce como una carta dinamomtrica. La carta dinamomtrica grafica la carga de la varilla pulida como una funcin de la posicin de la varilla. Una carta dinamomtrica ideal para varillas elsticas se muestra en la figura 2.10. En el punto a, comienza una carrera ascendente y la carga de la varilla pulida gradualmente se incrementa segn las varillas se alargan hasta el punto b en el que la varilla pulida soporta el peso de las varillas en el fluido y el peso del fluido. La carga permanece constante hasta que la carrera descendente comienza en el punto c. En este momento, la vlvula de pie se cierra, soportando por tanto, el peso del fluido; la carga de la varilla pulida disminuye segn las varillas descienden, hasta el punto d, la varilla pulida soporta nicamente el peso de las varillas en el fluido. La carga entonces permanece constante hasta que otro ciclo comienza en el punto a.

FIGURA 2.10. CARTA DINAMOMTRICA IDEAL PARA VARILLAS ELSTICAS Numerosos factores influyen para tener una carta dinamomtrica real diferente de la ideal. En la figura 2.11 se presenta una carta dinamomtrica de una bomba de varillas trabajando adecuadamente. La aceleracin y desaceleracin de la sarta de varillas explican la mayor parte de las diferencias entre la carta dinamomtrica ideal y la carta real de la varilla pulida en una adecuada operacin de un pozo con bombeo mecnico. La forma de la carta dinamomtrica puede ser usada algunas veces para diagnosticar caractersticas anormales de la bomba o del comportamiento del pozo.

FIGURA 2.11. CARTA DINAMOMTRICA REAL

2 - 13

La figura 2.12 ilustra formas caractersticas de cartas dinamomtricas para un cierto nmero de condiciones adversas que pueden ser encontradas en pozos con bombeo mecnico. Un pozo que est siendo bombeado a una velocidad sincrnica exhibir la carta distintiva mostrada en la figura 2.12a. Hay que notar la disminucin de carga en la carrera ascendente y el lazo en la curva al final de la carrera ascendente. Una restriccin en el pozo conduce a un incremento de carga en la carrera ascendente y a un pequeo trabajo de la bomba, como se indica por el rea de la regin encerrada por la curva de carga (figura 2.12b).

FIGURA 2.12. FORMAS CARACTERSTICAS DE CARTAS DINAMOMTRICAS Cuando se tiene excesiva friccin en el sistema de bombeo se producen respuestas dinamomtricas errticas, como las que se muestran en la figura 2.12c (pegamiento del mbolo) o figura 2.12d. Golpes de lquido ocurren cuando el barril de la bomba no se llena completamente en la carrera ascendente y se caracterizan por una repentina disminucin de carga cerca del fin de la carrera descendente (figura 2.12e). Los golpes de gas (figura 2.12f) ocurren cuando la bomba se llena parcialmente con gas y exhiben caractersticas similares a los golpes de lquido, pero la disminucin de carga no es tan pronunciada en la carrera descendente. Cuando la bomba est casi completamente llena con gas, se produce el atascamiento por gas, es decir la interrupcin del funcionamiento de la bomba provocada por la intromisin excesiva de gas o burbujas de gas, resultando en una carta dinamomtrica como la mostrada en la figura 2.12g. Esta carta presenta una disminucin de carga en la carrera ascendente y poco trabajo de la bomba. Finalmente, los subviajes y sobreviajes del mbolo se indican mediante cartas como las mostradas en las figuras 2.12h y 2.12i. Con el subviaje del mbolo, la carga se incrementa durante toda la carrera ascendente, mientras que con el sobreviaje, la carga W disminuye durante la carrera ascendente.

2 - 14

2.2.2.2. Bombeo Hidrulico Tipo Pistn. El uso del bombeo mecnico no es factible en pozos profundos o altamente desviados debido al peso o a la gran cantidad de friccin de las varillas.

FIGURA 2.13. BOMBA HIDRULICA TIPO PISTN Una bomba de desplazamiento positivo que puede ser usada en estas aplicaciones es la bomba hidrulica tipo pistn. Una bomba hidrulica tipo pistn (figura 2.13) consiste de un motor hidrulico con un pistn reciprocante accionado mediante un fluido motriz, conectado por un eje corto a un pistn en el extremo de bombeo. La bomba acta casi como una bomba de varillas, excepto que las bombas hidrulicas son usualmente de doble accin, es decir el fluido est siendo desplazado de la bomba en la carrera ascendente y en la carrera descendente. El fluido motriz a alta presin se inyecta hacia abajo por la tubera de produccin desde la superficie y es retornado a la superficie ya sea a travs de otra tubera o se mezcla con el fluido producido en la sarta de produccin. Como fluido motriz puede usarse agua o petrleo. La tasa de produccin de una bomba hidrulica tipo pistn se relaciona a la tasa de fluido motriz mediante la relacin:

ENTRADA DE

FLUIDO MOTRIZ

VARILLA DE

LA VLVULA

PISTN

MOTRIZ

VLVULA

MOTRIZ

CARRERA DESCENDENTE

VARILLA

MEDIA

VLVULA DE

LA BOMBA

ENTRADA DEL

PETRLEO

PRODUCIDO

PISTN DE

PRODUCCIN

P1

CARRERA ASCENDENTE

ENTRADA DE

FLUIDO MOTRIZ

P1

P1

P1

P1 P1

P2

P2

P2

P2

P3

P3

P3

P3

P4

P4

P4

P4 ENTRADA DEL

PETRLEO

PRODUCIDO

2 - 15

motor

bombaFM

A

Aqq (2.11)

donde qFM es la tasa de fluido motriz y Abomba y Amotor son las reas de las secciones transversales de los pistones bomba y motor respectivamente. Por tanto, la tasa de produccin fcilmente se cambia al variar la tasa de inyeccin del fluido motriz.

2.2.3. Bombas de Desplazamiento Dinmico

2.2.3.1. Bombeo electrosumergible Una bomba electrosumergible (BES) es un bomba centrfuga multietapa que ofrece una gran flexibilidad. Las bombas electrosumergibles son capaces de producir volmenes muy grandes de fluido, pudiendo ser usadas ms eficientemente que las bombas de varillas de succin en pozos profundos (D > 5000), y son capaces de manejar algo de gas libre en el fluido bombeado. Una completacin tpica de bombeo electrosumergible se presenta en la figura 2.14.

FIGURA 2.14. ESQUEMA DE COMPLETACIN DE UN POZO CON BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE La bomba es accionada mediante un motor elctrico conectado por cables a una fuente de energa trifsica en la superficie. En los Estados Unidos y el Ecuador, entre otros pases, las bombas electrosumergibles comnmente operan a 3500 rpm. Accionadas por un suministro de energa elctrica AC de 60 Hz, mientras en Europa la operacin se realiza a 2915 rpm con un suministro de energa elctrica AC de 50 Hz. El motor se lo ubica de modo que los fluidos producidos fluyan alrededor del motor, proporcionando enfriamiento, ya sea asentando la bomba sobre el intervalo productor, o equipando la bomba con una cubierta que dirige a los fluidos a que circulen exteriormente por el motor antes de ingresar a la admisin de la bomba. Las bombas centrfugas no desplazan una cantidad fija de fluido, como lo hacen las bombas de desplazamiento positivo, sino ms bien crean una cantidad relativamente constante de incremento de presin en la corriente de flujo. De este modo la tasa de flujo a travs de la bomba variar, dependiendo de la contrapresin mantenida en el sistema. El incremento de presin proporcionado por una bomba centrfuga usualmente se expresa como carga de

2 - 16

bombeo, que no es ms que la altura de fluido producido que la P creada por la bomba puede soportar:

g

gPh C

(2.12)

la cual en unidades de campo puede expresarse como:

f0.433

Ph

(2.13)

La carga de bombeo es independiente de la densidad del fluido. Para una bomba multietapa la carga total desarrollada es igual a la suma de las cargas de bombeo de cada etapa, o

SShNh (2.14)

La carga de bombeo de una bomba centrfuga disminuir segn se incremente el rendimiento volumtrico; sin embargo, la eficiencia de la bomba, definida como la relacin de la potencia

hidrulica transferida al fluido (q x P) a la potencia suministrada a la bomba, tiene un mximo en alguna tasa de flujo para una bomba dada. La carga desarrollada y la eficiencia de una bomba dependen del diseo particular de la bomba y deben ser medidas. Estas caractersticas son proporcionadas por los fabricantes de las bombas como una grfica de comportamiento de la bomba, tal como se muestra en la figura 2.15.

FIGURA 2.15. GRFICA DE COMPORTAMIENTO DE UNA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE Estas caractersticas se miden con agua dulce. Con otro fluido de aproximadamente la misma viscosidad, la carga de bombeo ser la misma, pero los requerimientos de potencia diferirn,

puesto que p variar con la gravedad especfica de acuerdo con la ecuacin (2.13). As, para un fluido de diferente densidad,

f,aguahh PP (2.15)

Las grficas de comportamiento de las bombas electrosumergibles usualmente vienen dadas para una etapa o para 100 etapas, si se trata de 100 etapas, la carga desarrollada por etapa es la carga total leda de la curva dividida para 100.

2 - 17

Para disear una instalacin de bombeo electrosumergible debe determinarse la P (carga de bombeo) necesaria para producir la tasa de flujo deseada a partir de la curva IPR del pozo y de la cada de presin que ocurrir de la bomba a la superficie. Los pasos necesarios para seleccionar una bomba electrosumergible apropiada y producir a una tasa de flujo deseada son los siguientes: 1. Determinar el dimetro adecuado de la bomba de las especificaciones del fabricante. Un

rendimiento eficiente de una bomba electrosumergible depende de las dimensiones de la

bomba y no del P desarrollado por la bomba. Por lo tanto, la dimensin de la bomba puede ser seleccionada basndose nicamente en la tasa de flujo.

2. De la curva IPR del pozo, determinar Pwf para la tasa de produccin deseada. 3. Calcular la mnima profundidad de la bomba basndose en la Pwf y en la presin de succin

necesaria para la bomba. Las bombas electrosumergibles generalmente requieren una presin de succin entre los 100 y 300 lb/pg

2. Para una presin de tubera de

revestimiento en la cabeza igual a cero y despreciando la presin hidrosttica de la columna de gas en el anular, la profundidad de asentamiento de la bomba es:

f

succinwfbomba

0.433

PPHH

(2.16)

donde H es la profundidad del intervalo productor, Hbomba es la profundidad de asentamiento de la bomba, y Psuccin es la presin de succin requerida por la bomba. La bomba puede estar asentada a cualquier profundidad debajo de esta profundidad mnima, y a menudo se localizar prxima al intervalo productor. La presin de succin de la bomba puede ser calculada de la ecuacin (2.16) para una profundidad determinada de la bomba.

4. Determinar la presin requerida de descarga de la bomba a partir del clculo de gradientes

para flujo multifsico a travs del tubing, usando procedimientos analticos mediante las correlaciones del flujo multifsico o procedimientos grficos mediante las curvas de gradiente.

5. El P que se necesita de la bomba entonces es:

succindescarga PPP (2.17)

y la carga total de la bomba puede ser calculada con la ecuacin (2.13).

6. De la curva de comportamiento de la bomba, se lee y/o calcula la carga por etapa. El

nmero necesario de etapas se lo calcula con la ecuacin (2.14). 7. El requerimiento total de potencia para la bomba se obtiene multiplicando la potencia por

etapa obtenida de la grfica de comportamiento de la bomba por el nmero de etapas obtenido en el numeral anterior.

Es importante indicar que las caractersticas de las bombas dadas por los fabricantes de bombas electrosumergibles son determinadas utilizando agua como fluido en las pruebas de banco y deben ser corregidas si el fluido a ser bombeado tiene una viscosidad ms alta. Una alta viscosidad del fluido disminuye la eficiencia de una bomba centrfuga y puede afectar la carga desarrollada. Los fabricantes de las bombas proporcionan cartas de correccin para tomar en cuenta el comportamiento con fluidos de alta viscosidad.

2 - 18

2.2.3.2. Bombeo Hidrulico Tipo Jet Una bomba hidrulica tipo jet es una bomba de desplazamiento dinmico que difiere fuertemente de una bomba centrfuga en la manera en la cual se incrementa la presin del fluido bombeado. Un diagrama esquemtico de una bomba jet se muestra en la figura 2.16.

FIGURA 2.16. DIAGRAMA ESQUEMTICO DE UNA BOMBA JET Un fluido motriz se acelera a travs de una tobera o boquilla y luego se mezcla con el fluido producido en la garganta o cmara de mezclado de la bomba. Segn los fluidos se mezclan, algo del momentum del fluido motriz se transfiere al fluido producido; en el difusor, algo de la energa cintica de la mezcla se convierte a presin esttica. En la siguiente figura se presenta un diagrama tpico de una bomba jet, en la misma que pueden observarse los sentidos de circulacin de los fluidos.

FIGURA 2.17. DIAGRAMA DE UNA BOMBA JET CON LOS DIFERENTES FLUIDOS INVOLUCRADOS

Tubera de Produccin

Ensamble con el empacador

Jet y rea de la garganta de la tobera

Tubera de Revestimiento

Vlvula de pie

Empacador

Perforaciones en la TR

AN AS AT

TOBERA

PN, QN

DIFUSOR

PD, QD

SUCCIN

PS, QS

GARGANTA

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Las bombas jet ofrecen la ventaja de no tener partes mviles, de modo que fluidos sucios o gaseosos pueden ser producidos sin el deterioro que se da en las bombas de desplazamiento positivo. Este tipo de bombas as mismo puede ser usado a cualquier profundidad. Las desventajas de las bombas jet son su baja eficiencia (generalmente en el rango del 20% al 30 %) y la necesidad de altas presiones de succin para evitar cavitacin en la bomba. Las instalaciones con bombas jet se disean utilizando las curvas de comportamiento de estas bombas, de manera anloga al diseo de las bombas electrosumergibles. Adicionalmente se necesitan clculos cuidadosos de la profundidad de la bomba para proveer suficiente presin de succin al realizar el diseo de una bomba jet para un pozo.

3 - 1

CAPTULO 3

BOMBEO HIDRULICO TIPO PISTN

3.1. GENERALIDADES Cuando la energa disponible de un yacimiento no es suficiente para elevar el petrleo hasta la superficie, es necesario utilizar un sistema artificial de levantamiento, que proporcione la energa adicional requerida para continuar la explotacin racional del yacimiento. El proceso de generacin y transmisin de energa vara segn el sistema que se utilice. En el caso del bombeo hidrulico tipo pistn, este proceso se efecta mediante un fluido conocido como fluido motriz, el cual es inyectado a presin al pozo por una unidad de potencia. El fluido motriz es conducido a travs de una tubera que se introduce al pozo junto con la tubera de produccin, accionando los pistones, tanto del motor como de la bomba, instalada abajo del nivel de trabajo del fluido producido por el pozo. Este proceso est basado en el principio hidrulico que establece que: Si se ejerce una presin sobre la superficie de un lquido contenido en un recipiente, dicha presin se transmite en todas las direcciones con igual intensidad. Esto significa que la presin proporcionada en la superficie al fluido motriz, es la misma que se aplica a los pistones de la unidad de bombeo, obligndolos a impulsar los fluidos producidos por el yacimiento hacia la superficie. El bombeo hidrulico tipo pistn ha tenido gran aceptacin en los ltimos aos; ya que ofrece ventajas que lo diferencian de otros sistemas de levantamiento artificial. Puede alcanzar profundidades hasta de 18000 pies y para sustituir o darle mantenimiento al mecanismo (motor - bomba) no se requiere equipo de reparacin, nicamente se invierte el sentido del fluido motriz y es desacoplado el motor y la bomba, hacindose llegar a la superficie por el desplazamiento del fluido motriz (bomba tipo libre). Otras ventajas son:

1. Tiene buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5000 bl/da).

2. Puede operarse en pozos direccionales.

3. Es de fcil adaptacin para su automatizacin.

4. Fcil para agregar inhibidores de corrosin.

5. Puede instalarse como un sistema integral.

6. Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.

7. Puede instalarse en reas reducidas (plataformas) o en reas urbanas.

3.2. PRINCIPIO DE OPERACIN Puesto que la presin est definida como una fuerza que acta sobre un rea, si se modifica esta rea, la fuerza aumenta o disminuye. Como se ilustra en la figura 3.1, la fuerza de 1 kg ejercida sobre la superficie lquida de 1 cm

2, equilibra la fuerza de 100 kg que acta sobre el

rea de 100 cm2; sin embargo, desde el punto de vista volumtrico, la fuerza de 1 kg debe

descender 100 cm para poder desplazar un volumen de 100 cm3 y levantar slo 1 cm la carga

de 100 kg. Este principio se aplica en el bombeo hidrulico de la siguiente manera: la unidad de bombeo consta fundamentalmente de dos pistones unidos entre s por medio de una varilla. Uno superior denominado pistn motriz, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra el pistn inferior o pistn de produccin, el cual a su vez, impulsa el petrleo producido. Si se resta de las reas de cada uno de estos pistones el rea correspondiente a la varilla que los une, se tienen las reas efectivas sobre las que acta la fuerza hidrulica proporcionada por el fluido motriz. Por lo tanto, si el rea del pistn de produccin (AP), es igual a la mitad del rea del pistn motriz (AE) se tiene que ejercer 1 kg de fuerza para vencer cada kg de resistencia

3 - 2

que presenta el pistn de produccin. Sin embargo desde el punto de vista volumtrico, se necesitan dos barriles de fluido motriz por cada barril de petrleo producido. En la fig. 3.2 se muestran las relaciones ms usuales entre las reas de estos pistones. FIGURA 3.1. EQUILIBRIO DE FUERZAS FIGURA 3.2. RELACIONES ENTRE REAS DE PISTONES

3.3. DESCRIPCIN GENERAL DEL SISTEMA Una manera sencilla de conocer el sistema de bombeo hidrulico, es por medio de un diagrama de flujo, que indique los distintos pasos que recorre el fluido motriz a travs de los dispositivos mecnicos ms usuales. Esto se muestra en la Fig. 3.3, donde, en forma esquemtica, se ven los elementos principales que componen un sistema convencional. La relacin que existe entre los elementos se describe a continuacin:

AE

AP

AE

AP

AE

AP

AE = 2 AP AE = AP AE = AP/2

F1 = 1 kg

A1 = 1 cm2

F2 = 100 kg

A2 = 100 cm2

3 - 3

3.3.1. Diagrama de flujo de un sistema de bombeo hidrulico El fluido motriz es petrleo crudo producido o agua tratada. En cualquier caso han sido sometidos a un proceso natural de separacin de gas, agua y sedimentos y sujetos a un perodo de asentamiento y limpieza mediante almacenamiento, productos qumicos, filtros, etc. La calidad del fluido motriz, especialmente el contenido de slidos es un factor de gran importancia en la vida y costos de reparacin del equipo. La fuga del fluido motriz en las partes de la bomba es causada por desgaste provocado por slidos abrasivos y por la viscosidad del fluido motriz. La cantidad de slidos permisibles vara segn el concepto de vida de la bomba y tambin depende de la viscosidad, sin embargo de 10 15 ppm es aceptable para un petrleo de 30 40 API. Para petrleos pesados (10 22.3 API) se tolera una mayor cantidad de slidos, mientras que para el agua la tolerancia es menor. El tamao mximo de partcula no debe ser mayor a 15 micrones mientras que el contenido de sal no debe exceder a 12 lb/1000 bl de petrleo. El tratamiento se efecta en un sistema de tanques diseados para el efecto. De estos tanques se enva el fluido motriz a la succin de las bombas reciprocantes, que normalmente son del tipo trplex verticales y cuya caracterstica principal es proporcionar un volumen de fluido reducido, pero a una presin considerable. Esta bomba transmite a presin el fluido motriz hacia el cabezal de distribucin, donde se regula en funcin del volumen o de la presin requerida en cada pozo. Ya en el pozo, el petrleo pasa a travs de una vlvula de cuatro vas que permite controlar la direccin del flujo; el fluido motriz circula hacia abajo haciendo operar la unidad de bombeo y retorna a la superficie ya sea mezclado con el petrleo producido, si se trata de un circuito abierto, o bien a travs de una tubera adicional en el caso de un circuito cerrado. En los siguientes temas se tratan cada uno de estos elementos, los cuales pueden variar dependiendo del fabricante, pero cuyas caractersticas bsicas son similares. De igual forma, el sistema puede diferir en sus condiciones particulares, pero su diseo siempre est supeditado a los siguientes factores: nmero de pozos por operar, volumen necesario de fluido motriz, presin de operacin, sistemas de inyeccin, caractersticas de los pozos que determinan el equipo de fondo adecuado, etc.

FIGURA 3.3. DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRULICO

MOTOR

BOMBA

TRPLEX

ALMACENAMIENTO DE

FLUIDO MOTRIZ

CABEZAL DE

DISTRIBUCIN

(MANIFOLD)

CABEZA

DEL POZO

3 - 4

3.4. SISTEMAS DE INYECCIN DE FLUIDO MOTRIZ Al mencionar los sistemas de inyeccin del fluido motriz, se indican dos formas de inyeccin: una en un circuito abierto y otra en un circuito cerrado. Ambos sistemas son iguales en el manejo del fluido motriz desde los tanques de almacenamiento hasta la unidad de bombeo, pero difieren en la forma en que el fluido motriz retorna a la superficie despus de haber operado la unidad. A continuacin se presentan las caractersticas fundamentales de estos sistemas.

3.4.1. Circuito abierto El sistema de inyeccin de circuito abierto fue el primero que se utiliz y su aplicacin es la ms sencilla y econmica. En este sistema, el fluido motriz retorna a la superficie mezclado con el petrleo producido, ya sea a travs de la tubera de descarga o por el espacio anular de las tuberas de revestimiento, produccin o inyeccin, dependiendo de la completacin de fondo que se tenga. La aplicacin de este sistema presenta varias ventajas como son: la adicin de fluido motriz limpio en pozos que contienen alto porcentaje de agua salada, con lo que se reduce dicho porcentaje y por consiguiente disminuye el efecto de corrosin. As mismo, la adicin de petrleo ligero puede reducir la viscosidad en pozos productores de petrleo pesado. La principal desventaja de este sistema es el incremento del volumen total que debe ser tratado en la superficie para obtener el petrleo limpio necesario y continuar la operacin (Ver Fig. 3.3 (a)).

FIGURA 3.3. (a) FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA VARIOS POZOS SISTEMA ABIERTO

3.4.2 Circuito Cerrado. El sistema de inyeccin en circuito cerrado es el mtodo ms completo que existe en la actualidad. En este sistema, el fluido motriz retorna a la superficie, independientemente del petrleo producido, fluyendo nuevamente hasta el tanque de almacenamiento y formando un circuito cerrado. Esto se logra por medio de una tubera adicional que va alojada en un dispositivo mecnico llamado Cmara de Fondo, instalado en el fondo del pozo. En este sistema se utiliza un elemento de empaque en la unidad de bombeo, que permite aislar el fluido motriz del producido. Las principales ventajas son: la medicin exacta de los fluidos producidos por el pozo y la determinacin del desgaste sufrido por la unidad de bombeo al incrementarse el volumen de fluido motriz utilizado en la lubricacin de los pistones; esto ltimo facilita la programacin del mantenimiento de estas unidades (Ver Fig. 3.3 (b)).

3 - 5

FIGURA 3.3. (b) FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA VARIOS POZOS SISTEMA CERRADO

FIGURA 3.3. (c) DIAGRAMA ESQUEMTICO DE LOS SISTEMAS DE FLUIDO MOTRIZ ABIERTO Y CERRADO

3.5. COMPLETACIONES DE FONDO La operacin de un sistema de bombeo hidrulico est afectada por factores tan variables como son: la profundidad de los pozos, el dimetro de las tuberas de revestimiento, los volmenes de petrleo y de gas producidos, etc. Las bombas hidrulicas tipo pistn son bastante adecuadas en pozos profundos, pozos direccionales y en pozos costa afuera. Existen en la actualidad varios tipos de completaciones de fondo que se usan en la mayora de los pozos y que pueden ser clasificadas de la siguiente manera:

3.5.1. Bomba Fija En este tipo de completacin la unidad de bombeo, est unida mecnicamente a la tubera, por lo que su introduccin o extraccin del pozo va ligada a dicha tubera. A excepcin del tipo denominado bomba fija para tubera de produccin, que opera nicamente en circuito abierto, los tipos restantes pueden ser operados ya sea en circuito abierto o cerrado. Las caractersticas generales de estas instalaciones son las siguientes:

3 - 6

3.5.1.a) Bomba fija inserta.- En esta instalacin la bomba est conectada a una tubera de inyeccin que se introduce en la tubera de produccin, la cual lleva una zapata en su extremo inferior donde se asienta la bomba. La tubera de inyeccin puede ser de , 1 o 1 , dependiendo del dimetro de la tubera de produccin. En la Fig. 3.4 se muestra esta instalacin operando en circuito abierto, donde la mezcla de fluido motriz-producido retorna a la superficie a travs del espacio anular (TP y T inyectora). Si se opera en circuito cerrado se requiere de una tubera adicional por donde descarga el petrleo producido. Este tipo de instalaciones puede ser utilizado en pozos con terminacin doble con tuberas de revestimiento de dimetro reducido en donde se utilizan unidades de bombeo de 2 y 2 de dimetro.

FIGURA 3.4. BOMBA FIJA INSERTA 3.5.1.b) Bomba fija para tubera de revestimiento.- Esta instalacin permite manejar un volumen de produccin alto por medio de unidades de bombeo de 3 o 4 de dimetro, conectadas en el extremo inferior de la tubera de produccin. En el otro extremo, la unidad de bombeo lleva un empacador recuperable que permite fijarla a la tubera de revestimiento, aislando al mismo tiempo el espacio anular. Cuando se opera en circuito abierto, (Fig. 3.5) el petrleo producido entra a la unidad de bombeo a travs del empacador y descarga en el espacio anular donde se mezcla con el fluido motriz. Para operar esta instalacin en circuito cerrado se necesita una tubera adicional, la cual puede ser paralela o concntrica. En el primer caso, el fluido motriz retorna por la tubera de descarga y el petrleo producido por el espacio anular; cuando se tienen tuberas concntricas, el fluido motriz retorna por el espacio entre la tubera de produccin y la tubera de inyeccin, mientras que el petrleo producido lo hace a travs del espacio anular de las tuberas de produccin y revestimiento.

FIGURA 3.5. BOMBA FIJA PARA TUBERA DE REVESTIMIENTO 3.5.1.c) Bomba fija para tubera de produccin.- Esta instalacin es similar a la denominada bomba fija insertada y puede ser utilizada cuando se requiera una unidad de bombeo de mayor capacidad con la misma instalacin. Esta unidad va conectada a las tuberas, tanto la de produccin como la de inyeccin y slo puede ser operada en circuito abierto.

3 - 7

3.5.2. Bomba Libre En este tipo de instalaciones la unidad de bombeo no est conectada a ninguna de las tuberas, por lo que puede ser anclada por circulacin del fluido motriz y desanclada por circulacin inversa. Se presenta en los siguientes tipos: 3.5.2.a) Bomba libre con tuberas paralelas.- En la Fig. 3.6 se puede ver este tipo de instalacin, operando en circuito abierto, que consiste fundamentalmente en dos tuberas paralelas unidas en su extremo inferior, formando un tubo en U en cuyo fondo se tiene una vlvula de pie que permite la circulacin del fluido motriz o bien, la entrada del petrleo producido. En la parte superior de esta vlvula se encuentra un asiento donde se aloja la unidad de bombeo. Cuando se opera en circuito cerrado se utilizan tres tuberas y se cuenta con una cmara de fondo que permite al elemento de empaque de la unidad de bombeo, aislar, tanto el espacio anular como a las dos secciones de esta unidad. Este tipo de instalacin facilita la liberacin del gas de formacin a travs del espacio anular, lo que significa una mayor eficiencia en el sistema.

FIGURA 3. 6. BOMBA LIBRE CON TUBERAS PARALELAS 3.5.2.b) Bomba libre para tubera de revestimiento.- Como en el caso de la bomba fija para tubera de revestimiento, en este tipo de instalacin tambin se usa un empacador recuperable en el extremo de la tubera de produccin. En la Fig. 3.7 se muestra esta instalacin operando en circuito abierto, donde la mezcla del fluido motriz y del petrleo producido retornan por el espacio anular a travs de un niple de ventana instalado en la parte inferior de la tubera de produccin. Cuando se opera en circuito cerrado se utiliza una segunda tubera paralela, a travs de la cual retorna el fluido motriz usado, mientras que el petrleo producido fluye por el espacio anular.

FIGURA 3.7. BOMBA LIBRE PARA TUBERA DE REVESTIMIENTO

3 - 8

3.6. EQUIPO SUBSUPERFICIAL De acuerdo con los diseos desarrollados por cada una de las compaas fabricantes, todos los elementos mecnicos que constituyen el sistema de bombeo hidrulico varan en trminos generales; sin embargo, el principio bsico de operacin es el mismo, por lo que en este captulo se describir el equipo de fondo refirindose nicamente a un tipo en particular, descripcin que puede ser aplicada a cualquier otro tipo.

3.6.1. Unidad de Bombeo En la Fig. 3.8, se muestra esquemticamente una unidad de bombeo compuesta bsicamente de tres elementos: un motor hidrulico con pistn de doble accin (1), una vlvula motriz que regula el flujo de fluido motriz al motor (2), y una bomba hidrulica tambin con pistn de doble accin (3). Tanto el motor como la vlvula constituyen la llamada Seccin Motriz y se encuentran localizadas en la parte superior de la unidad; la bomba se encuentra en la parte inferior formando la Seccin de Produccin. En la parte superior del pistn motriz va conectada una varilla, denominada varilla de la vlvula (4), que es la que hace operar a la vlvula motriz; en la parte inferior de este pistn va conectada otra varilla (varilla media) (5) de igual dimetro, que une los dos pistones. En la parte inferior del pistn de produccin se encuentra una tercera varilla (varilla inferior (6)) que se aloja en un tubo cerrado en su extremo inferior denominado tubo de balance (7). Tanto las varillas como los pistones estn huecos, lo que permite el paso del fluido motriz a todo lo largo de la unidad hasta el tubo de balance, con lo que se igualan las presiones y la unidad queda totalmente balanceada. Adems, en la parte media de los pistones existe un orificio (8), a travs del cual se lubrican las paredes del cilindro y del pistn, los pistones llevan una serie de anillos que permiten un mayor ajuste con la camisa, esto reduce las prdidas de fluido por escurrimiento y el desgaste excesivo de las piezas.

FIGURA 3.8. UNIDAD DE BOMBEO HIDRULICO TIPO PISTN

7 TUBO DE BALANCE

2 VLVULA MOTRIZ

4 VARILLA DE LA VLVULA

MOTRIZ

1 MOTOR HIDRULICO

5 VARILLA MEDIA

3 BOMBA HIDRULICA

6 VARILLA INFERIOR

8 ORIFICIO

8 ORIFICIO

3 - 9

La operacin general de esta unidad puede ser descrita de la siguiente manera: el fluido motriz entra a la unidad por la parte superior hasta un extremo del cilindro motriz, forzando al pistn hacia el otro extremo; cuando el pistn termina su carrera, la vlvula motriz, accionada por la varilla de la vlvula, cambia automticamente el sentido del fluido motriz, de tal forma que enva a ste a un extremo del cilindro y permite la salida por el otro extremo y as en forma alternativa. Este movimiento es transmitido al pistn de produccin, desplazando al fluido producido de la formacin, que entra por la parte inferior de la seccin de produccin, tal como se muestra en la Fig. 3.9.

FIGURA 3.9. OPERACIN GENERAL DE LA UNIDAD DE BOMBEO HIDRULICO TIPO PISTN

3.6.2 Cmara de fondo Se han mencionado las cmaras de fondo como los elementos que permiten alojar a la bomba y que presentan una superficie de sello donde acta el elemento de empaque instalado en la unidad de bombeo, aislando el espacio anular y, en los circuitos cerrados, las dos secciones de la unidad. Estas cmaras son receptculos instalados en el fondo de la tubera de produccin y que varan de acuerdo con la completacin de fondo que se tenga.

ENTRADA DE

FLUIDO MOTRIZ

VARILLA DE

LA VLVULA

PISTN

MOTRIZ

VLVULA

MOTRIZ

CARRERA DESCENDENTE

VARILLA

MEDIA

VLVULA DE

LA BOMBA

ENTRADA DEL

PETRLEO

PRODUCIDO

PISTN DE

PRODUCCIN

P1

CARRERA ASCENDENTE

ENTRADA DE

FLUIDO MOTRIZ

P1

P1

P1

P1 P1

P2

P2

P2

P2

P3

P3

P3

P3

P4

P4

P4

P4 ENTRADA DEL

PETRLEO

PRODUCIDO

3 - 10

En casos especiales se requiere del uso de cmaras de fondo diseadas con el sistema denominado Enchufe y Receptculo, que permite la introduccin o extraccin de las tuberas de inyeccin y de descarga sin mover la tubera de produccin, de manera similar al sistema utilizado con los empacadores para doble terminacin.

3.7. EQUIPO SUPERFICIAL Continuando las bases establecidas en el inciso anterior, se describir en forma general el equipo superficial utilizado en un sistema convencional de bombeo hidrulico.

3.7.1. Unidad de Potencia La potencia que requiere el sistema para la inyeccin del fluido motriz es proporcionada por una unidad constituida por una bomba reciprocante del tipo trplex vertical y accionada por un motor elctrico o de combustin interna. En la Fig. 3.10 se muestra una bomba trplex que consta fundamentalmente de tres secciones: crter, cuerpo y monoblock.

FIGURA 3.10. BOMBA RECIPROCANTE TRPLEX En el crter se tiene una flecha tratada trmicamente para resistir altas velocidades, montada en cojinetes de baleros. El movimiento de la flecha se transmite a un cigeal por medio de un sistema de engranes de dientes helicoidales; este cigeal tiene tres juegos de biela y cruceta; cada cruceta est conectada a un conjunto integral de cilindro y pistn mediante un vstago alojado en una camisa deflectora telescopiada, instalada en el cuerpo de la bomba. Una serie de vlvulas de admisin y de descarga, localizadas en la cabeza del monoblock, regulan el fluido motriz; estas bombas cuentan con vlvulas de seguridad, retornos y una bomba auxiliar que alimenta a presin el circuito de lubricacin de los baleros, bielas y crucetas. La operacin de estos tipos de bombas se describe a continuacin: el fluido motriz, proveniente del tanque de almacenamiento, entra a la bomba por la parte inferior de la cabeza del monoblock y es descargado por la parte superior del mismo. Cuando el pistn inicia su carrera descendente, la carga hidrosttica del tanque hace abrir la vlvula de admisin, permitiendo la entrada del fluido motriz; cuando el pistn invierte su carrera, ejerce sobre el fluido una presin mayor que la debida a la carga hidrosttica, cerrando la vlvula de admisin. Al aumentar la presin as ejercida, se vence la resistencia del resorte de la vlvula de descarga, abrindola y permitiendo la salida del fluido motriz al sistema de inyeccin.

3.7.2. Cabezal de Distribucin El fluido que proviene de la bomba trplex es regulado mediante los dispositivos localizados en el conjunto denominado cabezal de distribucin (Fig. 3.11). Los cabezales estn provistos de

CRTER

MONOBLOCK

CUERPO DE LA

BOMBA

3 - 11

medidores de desplazamiento positivo que permiten determinar el volumen de fluido motriz inyectado, y por consiguiente, calcular la eficiencia de operacin de las unidades de bombeo. Se tienen adems, vlvulas reguladoras de flujo (Fig. 3.12), o bien vlvulas reguladoras de presin (Fig. 3.13); las primeras controlan el volumen del fluido motriz inyectado, sin importar la presin de operacin que se tenga, y las segundas permiten controlar automticamente dicha presin de operacin.

FIGURA 3. 11. CABEZAL DE DISTRIBUCIN (MANIFOLD)

FIGURA 3.12. VLVULA REGULADORA DE FLUJO

FIGURA 3.13. VLVULA REGULADORA DE PRESIN

3.7.3. Vlvula de Cuatro Vas Esta vlvula (Fig. 3.14), es un dispositivo instalado en la cabeza del pozo que permite regular el fluido motriz. Tiene cuatro posiciones que permiten la introduccin, la operacin y la extraccin de la unidad de bombeo. En la Fig. 3.15 se muestran las posiciones mencionadas durante la operacin en circuito abierto de un sistema de bombeo libre con tuberas paralelas. En la primera posicin, denominada cierre y purga, tanto las tuberas como la vlvula de pie estn cerradas, el pozo est lleno de fluido y el fluido motriz fluye directamente a la batera de separadores a travs de la vlvula de cuatro vas. En este tipo de operaciones la unidad de bombeo lleva un dispositivo de pesca, que tiene unas copas de hule que facilitan la extraccin de la unidad al ofrecer una mayor rea de resistencia al flujo ascendente del fluido motriz. La vlvula de cuatro vas en la posicin de bombeo, donde el fluido motriz fluye hacia abajo a travs de la tubera de inyeccin y retorna por la tubera de descarga, manteniendo cerrada la

3 - 12

vlvula de pie y desplazando la unidad de bombeo hasta su asiento; al llegar a ste, el elemento de empaque de la bomba acta en la cmara de fondo, aislando el espacio anular y obligando al fluido motriz a entrar a la bomba y hacerla trabajar. En la posicin operacin, se muestra que al abrirse la vlvula de pie por el vaco provocado en la carrera ascendente del pistn, el petrleo producido entra a la unidad de bombeo, la cual lo impulsa hacia la superficie mezclado con el fluido motriz. En la posicin extraccin, se invierte el flujo del fluido motriz, la vlvula de pie se cierra y la unidad de bombeo es desplazada hacia la superficie, donde es sujetada por el conector-soltador. Para recuperar esta unidad se debe regresar a la posicin de cierre y purga, reanudndose as el ciclo.

FIGURA 3.14. VLVULA DE CUATRO VAS

FIGURA 3.15. DIFERENTES POSICIONES DURANTE LA OPERACIN EN CIRCUITO ABIERTO DE UNA BOMBA LIBRE CON TUBERAS PARALELAS

INYECCIN

FLUIDO

MOTRIZ

CIERRE Y

PURGA

VLVULA DE

PIE CERRADA VLVULA DE

PIE CERRADA

VLVULA DE

PIE CERRADA

VLVULA DE

PIE ABIERTA

INYECCIN

FLUIDO

MOTRIZ

INYECCIN

FLUIDO

MOTRIZ

INYECCIN

FLUIDO

MOTRIZ

DESCARGA

FLUIDO

MOTRIZ

DESCARGA

FLUIDO

MOTRIZ

DESCARGA

FLUIDO

MOTRIZ

DESCARGA

FLUIDO

MOTRIZ

BOMBEO OPERACIN EXTRACCIN

3 - 13

3.7.4. Conexiones Superficiales En los pozos de bombeo hidrulico se utiliza nicamente la seccin del rbol de vlvulas correspondiente a la ltima tubera de revestimiento. Sobre sta se instala el cabezal donde van alojadas las tuberas utilizadas con los colgadores y empaques mecnicos respectivos. En el carrete superior del cabezal se enrosca un niple corto, en cuyo extremo se conecta la vlvula de cuatro vas. El diseo de este cabezal depende de la instalacin subsuperficial y del sistema de inyeccin que se tenga, puesto que esto determina el nmero de tuberas a utilizarse, ya sea una, dos o tres. En la Fig. 3.16 se muestran las conexiones superficiales ms comunes, incluyendo: cabezal, carrete adaptador, tuberas, vlvulas y el retorno (bypass), que es una lnea que comunica la tubera de inyeccin con la tubera de descarga, permitiendo el paso directo del fluido motriz, lo que propicia una operacin ms flexible.

FIGURA 3.16. CABEZAL Y CONEXIONES SUPERFICIALES

3.7.5. Tanques para el Almacenamiento y Tratamiento del Fluido Motriz Posiblemente el factor ms importante en el funcionamiento eficiente de un sistema de bombeo hidrulico es la calidad del fluido motriz, ya que este fluido recorre todo el sistema a travs de la bomba trplex, el cabezal de distribucin y la unidad de bombeo. Cualquier impureza que se tenga, ya sea agua o sedimento, causa un desgaste excesivo en esos mecanismos. Por lo tanto, con el objeto de asegurar la limpieza del fluido motriz, es necesario tener un conjunto de tanques cuyo diseo permita tratarlo y almacenarlo adecuadamente. Un conjunto bastante recomendado por los fabricantes de equipos de bombeo hidrulico es el que se muestra en la Fig. 3.17, y que es utilizado en un sistema de fluido motriz abierto. El diseo de este conjunto permite el movimiento lento del fluido (petrleo) en el interior del tanque de asentamiento y adems evita la formacin de flujo turbulento o de burbujas de gas, que pudieran arrastrar impurezas hacia la succin de la bomba (trplex). El petrleo ingresa al separador atmosfrico, donde el gas disuelto que an no ha sido removido a la presin de operacin de 30 psi en los separadores de baja presin de las facilidades de produccin del campo, se separa. De no realizarse esta separacin adicional, el gas todava existente agitara al tanque impidiendo la sedimentacin de los slidos existentes en el petrleo. Para evitar que este exceso de gas vaya a la parte superior del tanque y altere el proceso de sedimentacin, se conecta la lnea de gas del separador atmosfrico con las lneas de descarga de gas del tanque, mediante una tubera auxiliar. El petrleo muerto (desgasificado) entonces entra al fondo del tanque a travs d