sistemas artificiales de producción clase 1

Sistemas Artificiales de

Producción

1 Ing. Rogleio Legorreta Romero

Objetivo.

El alumno conocerá y aplicará los fundamentos,

métodos de diseño y evaluación de los sistemas

artificiales de producción usados en la industria

petrolera para prolongar la vida productiva de

los pozos.


Temario:

I. Antecedentes y conceptos.

II. Sistemas de bombeo neumático.

III. Sistemas de bombeo mecánico.

IV. Sistemas de bombeo eléctrico.

V. Sistemas de bombeo hidráulico y

sistemas de bombeo alternos.


Expectativas:

Al final del curso el alumno podrá seleccionar y

diseñar la alternativa de sistema artificial de

producción más adecuada para un campo.


Sistema de Evaluación:

1ra Evaluación 2da Evaluación 3ra Evaluación

•Exámenes 80%

•Tareas 20%

•Exámenes 80%

•Tareas 20%

•Exámenes 40%

•Proyecto final 40%

•Tareas 20%

Todas las tareas son a mano.

Una vez iniciada la clase no se permitirá el acceso al salón.


Resumen de artículos.

• Nombre del alumno

• Título

• Autor

• Resumen del artículo en dos cuartillas

• Opinión


Introducción.

1. Pozos Fluyentes.

2. Necesidad de los sistemas artificiales de producción.

3. Sistemas existentes y su rango de operación.


Tarea: Realizar los siguientes

resúmenes.

Tarea 1 ◦ Hacer un resumen del artículo “A Nodal Approach for Applying Systems

Analysis to the Flowing and Artificial Lift Oil or Gas Well” de Joe Mach, Eduardo Proano, Kermit E. Brown.

Tarea 2 ◦ “Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells”

J . V V . Vogel, Member AIME

Tarea 3 ◦ “How to accurately predict future well productivities”

◦ James R. Eickmeier,

◦ Shell Canada Limited, Edmonton, Alberta, Canada


Enviar correo a:

[email protected]

Asunto: ESIA Nombre del Alumno.


mailto:[email protected]

Necesidad de los sistemas

artificiales de producción


Ciclo de vida de los proyectos de

Exploración y Producción

PR

OD

UC

CIÓ

N

TIEMPO

EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN

Evaluación del

Potencial

Incorporación de reservas y

Delimitación de Campos

Desarrollo Recuperación Mejorada Optimización Abandono

Región Norte

Región Sur

Región Marina

Ku-Maloob-Zaap

Samara-Luna

Bellota-Jujo

Litoral de Tabasco

Abkatún, Pol-Chuc

Cinco Presidentes

Cantarell

Muspac

PR-Altamira

Chicontepec

11

Etapas del proceso de Explotación:

Perfil de producción de un yacimiento

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Base

Mantenimiento de presión

Desarrollo

Historia

Reparaciones BEC

Pro

du

cció

n d

e a

ceit

e,

MB

PD


Campos Maduros

Campos maduros son aquéllos que han alcanzado el pico de su

producción y comienza su etapa de declinación.

Más del 48% de la producción mundial proviene de campos

maduros.

70% de la producción acumulada proviene de campos con más de

30 años de explotación.


Necesidad de los sistemas artificiales

de producción

Inicio de explotación Pozos Fluyentes

Con el tiempo la energía del yacimiento disminuye

Tiempo (años)

P (

kg/

cm2)

Pwf

Pwh

14

Gradiente de presión


Tarea 4

1. Definir que es un aparejo de producción.

2. Definir los tres tipos de instalaciones de los aparejos de

producción: abierta, semicerrada y cerrada y elaborar un

dibujo de cada uno.

3. Hacer un resumen de los siguientes sistemas de producción:

a) Bombeo neumático.

b) Bombeo hidráulico.

c) Bombeo electrocentrífugo.

d) Cavidades progresivas.

e) Bombeo mecánico.


Sistemas artificiales de producción

DEFINICIÓN: Son equipos adicionales a la

infraestructura de un pozo, que suministran

energía adicional a los fluidos producidos por el

yacimiento desde una profundidad determinada.

TIPOS DE SISTEMAS ARTIFICIALES:

- Bombeo neumático: continuo e intermitente.

- Bombeo mecánico.

- Bombeo cavidades progresivas.

- Bombeo electrocentrífugo.

- Bombeo hidráulico.

- Émbolo viajero.


Bombeo neumático continuo

Ventajas:

•Inversiones bajas para pozos profundos.

•Bajos costos en pozos con elevada producción de arena.

•Flexibilidad operativa para cambiar las condiciones de presión.

•Adaptable en pozos desviados.

•Capaz de producir grandes volúmenes de fluidos.

•El equipo superficial puede centralizarse en una estación.

•Las válvulas pueden ser recuperadas con línea de acero.

Desventajas:

•Requiere una fuente continua de gas.

•Costos operativos altos si el gas es comprado.

•Altos costos operativos al manejar gases amargos.

•Se requieren niveles de líquido altos.

•Se requiere alimentación de gas a alta presión.

•Condiciones peligrosas al manejar gas a alta presión.

•La T.R. debe soportar una alta presión de gas.


Bombeo neumático intermitente

Ventajas:

•Inversiones bajas para pozos profundos.

•Bajos costos en pozos con elevada producción de arena.

•Flexibilidad operativa para cambiar las condiciones de

producción.

•Adaptable en pozos desviados.

•El equipo superficial puede centralizarse en una estación.

•Las válvulas pueden ser recuperadas con línea de acero.

•Su vida útil es mayor que la de otros sistemas.

Desventajas:

•Requiere una fuente continua de gas.

•Los gastos de producción son reducidos.

•Su eficiencia es muy baja (10-15%).

•Más cantidad de gas para producir un barril.

•Se requiere alimentación de gas a alta presión.

•Condiciones peligrosas al manejar gas a alta presión.

•La T.R. debe soportar una alta presión de gas.


Bombeo mecánico

Ventajas:

•Diseño simple.

•Baja inversión para producción de volúmenes bajos y

profundidades someras a intermedias (2400 m).

•Permite producir con niveles de fluidos bajos.

•Adaptable en pozos con problemas de corrosión e

incrustaciones.

•Cuando su aplicación es apropiada, el método es barato.

Desventajas:

•Inversiones altas para producciones altas, así como para

profundidades medias y grandes.

•Debido a las características de las varillas se limita al BM a

profundidades mayores y volúmenes altos de producción.

•Problemas en agujeros desviados.

•Para reparación de la bomba, las varillas deben ser extraídas.


Bombeo hidráulico

Ventajas:

•Flexibilidad para cambiar las condiciones operativas.

•Instalaciones grandes ofrecen una inversión baja por pozo.

•La recuperación de las bombas se hace por circulación inversa.

•Se puede instalar en pozos desviados.

•Adaptable a la automatización.

•Inversiones bajas para volúmenes producidos mayores a 400 BPD en

pozos profundos.

•El equipo puede ser centralizado en un sitio.

Desventajas:

•Mantenimiento del fluido motor limpio.

•Condiciones peligrosas al manejar aceite a alta presión en líneas.

•La pérdida de potencia en superficie ocasiona fallas en el equipo

subsuperficial.

•El diseño es complejo.

•En ocasiones requiere de sartas múltiples.

•Es difícil la instalación de la bomba en agujero descubierto.

•El manejo de arena, incrustaciones, gas o corrosión ocasionan muchos

problemas.

•Demasiada inversión para producciones altas a profundidades someras e

inmediatas.


Bombeo electrocentrífugo

Ventajas:

•Buena habilidad para producir altos volúmenes de

fluido a profundidades someras e intermedias.

•Baja inversión para profundidades someras.

•Adaptable a la automatización.

•Es aplicable a profundidades de 4200 m.

Desventajas:

•El cable eléctrico es la parte más débil del sistema.

•Poca flexibilidad para variar las condiciones de

producción.

•Tiempos de cierre prolongados.

•Requiere fuentes económicas de suministro de

energía eléctrica.

•Los problemas de incrustaciones son fatales para la

operación.

•Difícil para manejar alto porcentaje de arena o gas.


Bombeo de cavidades progresivas

Ventajas:

•Bajas inversiones para pozos someros y bajos gastos.

•Excelente eficiencia hidráulica (50-70%).

•Fácil de instalar y operar.

•Excelente para manejar arena.

•Opera en pozos con aceite viscoso.

Desventajas:

•Se requiere de experiencia y conocimiento.

•Vida útil corta por los problemas del elastómero.

•Baja eficiencia para gas.


1. La instalación de los sistemas artificiales de producción obedece a razones

económicas y técnicas.

2. Antes de instalar un sistema artificial, es conveniente tener un estudio

económico que compare todos los sistemas artificiales bajo las siguientes

premisas: Inversión inicial, vida útil del sistema, costos de operación,

producción esperada, costos y duración de intervenciones a pozos, producción

diferida por intervenciones y estadística de fallas de los sistemas.

3. Es conveniente realizar un estudio de análisis de riesgo, el cual debe incluir un

análisis estadístico de fallas, así como un análisis de riesgo operativo al

intervenir los pozos.

4. Deben revisarse las características geométricas de los pozos, las propiedades

de los fluidos producidos, la posible formación de depósitos orgánicos e

inorgánicos, la posible producción de arena, la temperatura de los pozos, la

producción de gases amargos y la profundidad de media de los pozos, con la

finalidad de escoger el sistema adecuado a las condiciones de los pozos.

5. Con el estudio económico, el estudio de riesgo y el estudio técnico, se está en

posibilidad de elegir el sistema indicado para las condiciones específicas

esperadas. Este estudio puede ser considerado como un estudio de factibilidad.

Sistemas artificiales de producción


Campo X

BN

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005


N

S

W E

TOTAL

REGIONES MARINAS

REGIÓN SUR

REGIÓN NORTE

Sistemas artificiales usados en México

Gas lift 686

Sucker rod pumping 482

Electric submersible pumping 0

Total 1168

Gas lift 1236



Total 1846

Gas lift 299



Total 425

Gas lift 251



Total 253

Source: Estado de Pozos al mes de Enero 2005 26 Ing. Rogleio Legorreta Romero

sistemas artificiales de producción clase 1

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