COMPORTAMIENTO FLUYENTE 02 MODIFICADO

COMPORTAMIENTO DE POZOS FLUYENTES

LLEGADA Y DISTRIBUCION DE ACEITE EN REFINERIA FCO. I. MADERO

530

540

543

544

548

550

551

547

PANUCO

TAMAULIPAS

ARENQUE

C.A.-NARANJOS

ALAMO

HORCON

MURO

MEZCLAPOZA RICA

69

72

220

1

2

3

4

86

PTA. MF

PTA. MA

PTA. MB

PTA. BA

REF. CADEREYTA

30”

20”

22”

16”10”

12”

12”

10”

Tipos de Crudo

+/- 12,000 BPD

+/- 51,000 BPD

+/- 51,000 BPD

+/- 51,000 BPD

+/- 180,000 BPD

CAPACIDAD DE 200,000 BLS C/U

CAP. 25,000 BLS.

CAP. 25,000 BLS.

CAP. 50,000 BLS.

CAP. 70,000 BLS.

CAP. 75,000 BLS.

CAP. 75,000 BLS.

CAP. 70,000 BLS.

CAP. 75,000 BLS.

+/- 300,000 BPD

+/-15,000 BPD

+/-320 BPD

+/-100 BPD

+/-1,600 BPD

+/- 5,400 BPD

+/- 16,000 BPD

+/- 6,600 BPD

Carga a plantas por tipo de Crudo

Ejemplo de una Red de Ductos de Campos Petroleros a una Refinería

Area Tanques


Para Incrementar la eficiencia y productividad debemos aplicar procedimientos, mejores practicas y Tecnologías de punta

Aplicación fracts. Selectivos. +

Un buen diseño de pozosDesviada- HorizontalBajo BalanceMultilateral

+Inyección de Agua con calidad

+

C-3

C -4

C - 5

Una buena caracterización del yacimiento

ANALISIS NODALANALISIS NODALDiagnóstico Integral Diagnóstico Integral

Yacimiento-Pozo- SuperficieYacimiento-Pozo- Superficie

+

0

100

200

300

400

2000 2004 2008

Producción B/DProducción B/D

AÑOS

AÑOS

0

100

200

300

400

2000 2004 2008

Flujo de Caja MM$Flujo de Caja MM$Producción Conjunta de arenas

+

5.- COMPORTAMIENTO DE POZOS FLUYENTES


Diagnostico para incrementar la productividadDiagnostico para incrementar la productividad

Optimización Integral Optimización Integral de Producciónde Producción

Optimización de los Optimización de los Sistemas de Transporte Sistemas de Transporte y Recolección de y Recolección de HidrocarburosHidrocarburos

Enfoque Integrado de Enfoque Integrado de Diagnostico y Análisis Nodal Diagnostico y Análisis Nodal Yacimientos – Pozo- Yacimientos – Pozo- InstalacionesInstalaciones

SuperficieSuperficie

PozoPozo

Productividad Productividad de Pozosde Pozos

Mét

od

os

Mét

od

os

Lev

a nta

mie

nto

Le v

ant a

mie

nto

.Tratamiento .Tratamiento / Procesos Gas/ Procesos Gas

Co

nfiab

ilidad

Co

nfiab

ilidad

Su

b- S

up

erficbie.

Su

b- S

up

erficbie.

Operaciones IntegradasOperaciones Integradas

Subsuelo-SuperficieSubsuelo-Superficie

YacimientoYacimientoEst

ud

ios

Est

ud

ios

Co

nve

nci

Co

nve

nci

on

ales

on

ales

Estudios

Estudios

Integrados

Integrados

Recuperación

Recuperación

Mejorada

Mejorada

Evaluación

Evaluación

de Reservas

de Reservas

Datos de Campo

Su

p. y

Co

ntr

ol


Tipo de regímenes o Patrones de Flujo


Datos mínimos que se requieren conocer

1. Estado mecánico del pozo

2. Presión de fondo cerrado y fluyendo

3. Gradiente del fluido estático o de control

4. Índice de productividad, temperatura del pozo

5. Gasto de producción actual y deseado

6. Porcentaje de aceite y agua del pozo

7. Grados API del aceite,

8. Volumen , presión y gravedad del gas disponible

9. Condiciones superficiales de operación y restricciones

10. Tamaño y longitud de la línea de descarga


Propiedades de los Fluidos

De manera muy importante es el pleno conocimiento de las propiedades de los fluidos que componen la mezcla a trasportar desde cualquier medio, pues de ello dependerá los resultados obtenidos y la rentabilidad del proyecto , así como muy importante será la determinación de las expectativas de producción y distribución de los hidrocarburos a manejar a largo plazo durante la operación de las instalaciones petroleras para tal fin


Aceite Estabilizado : Aceite sometido a un proceso de separación con objeto de ajustar su presión de vapor a las condiciones atmosfericas reduciendo su vaporización

Aceite Residual : Es el liquido que permanece en la celda PVT al terminar un proceso de separación en el laboratorio a condiciones estandart 60 º F y 14.7 lb/pg2

Densidad Relativa del gas : Es el peso molecular del gas entre el peso del aire, ej. un peso de 16 lb, tiene una densidad relativa de 16/28.97= 0.55

Encogimiento : Es la disminución de volumen que experimenta una fase líquida por efecto de la liberación del gas disuelto y por su contracción termica

Factor de Compresibilidad : o factor de desviación o supercompresibilidad ( Z ) y es introducido a la ley de los gases ideales para considerar la desviación de un gas real contra un ideal, PV = ZNRT



Factor de Volumen del gas : Es el volumen de una masa de gas medido a presión y temperatura del Yacimiento dividido entre el volumen de la misma masa pero a condiciones estandar

Factor de volumen de Liquido : Es el volumen de un liquido medido a presión y temperatura del Yacimiento dividido entre el volumen del misma liquido en el tanque de almacenamiento despues de pasar por separación a condiciones estandar

Gas Disuelto : Es el conjunto de hidrocarburos que ha condiciones atmosfericas constituyen un gas pero que forman parte de la fase liquida a condiciones de yacimiento o de flujo



Permeabilidad : Propiedad que tiene la roca de permitir el paso de un fluido

Porosidad : Es la relación del volumen de poros del medio poroso entre el volumen de roca

Saturación : Volumen de fluido que se encuentra en el medio poroso

Presión de fondo : Es la presión que se tiene a la profundidad de los disparos y puede ser fluyendo o cerrado el pozo, mínimo 48 horas.

Relación gas disuelto : es el gas disuelto en el aceite a acondiciones estándar

Relación gas aceite : El volumen de gas libre entre el gasto de aceite muerto



Densidad : Es la masa de una sustancia por unidad de volumen ( gr/cm3 o °API )

Viscosidad : Es la resistencia al deslizamiento a causa de su cohesión y adhesión (cp)

Densidad relativa del gas : Es el peso molecular del gas entre el peso del aire (adim)

Densidad relativa del liquido : Es la relación entre el peso de un volumen dado de un producto y el peso de un volumen igual de agua ( gr/cm3 o API ).

Agua libre : Es el porcentaje de agua que mecánicamente puede separarse de la emulsión

Agua total : Es el volumen de agua presente en una emulsión de petróleo , muestra.

Emulsión ; Es la mezcla de dos sustancias no miscibles, una de las cuales se haya dispersa la otra en forma de gotas ( normalmente agua en aceite )

Presión de vapor : Es la presión que ejerce el vapor de una sustancia cuando ésta y el vapor están en equilibrio.



Presión de Saturación o de Burbujeo Pb : Es la presión en la cual se forma la primer burbuja de gas al pasar de la fase liquida a la fase gaseosa y conforme va disminuyendo la presión la fracción liquida va disminuyendo tambieny la de gas aumenta.

Propiedades intensivas : Son aquellas que son independientes de la cantidad de materia ej. Viscosidad, densidad, temperatura,etc.

Punto critico : Es el estado a condición de presión y temperatura para la cual las propiedades intensivas de las fases liquida y gaseosa son identicas.

Presión y temperatura criticas : es la presión y temperatura correspondiente al punto critico

Curva de burbujeo o de ebullición : Es el lugar geometrico de los puntos , presión y temperatura, para los cuales se forma la primer burbuja de gas, al pasar de la fase liquida a la región de dos fases



Curva de Rocio o condensación : Es el lugar geometrico de los puntos , presión y temperatura, para los cuales se forma la primer gota de liquido , al pasar de la región de vapor a la región de las dos fases.

Región de dos fases : Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y rocío En esta región coexisten en equilibrio, las fases liquida y gaseosa.

Criconderbar o crivaporbar : Es la maxima presión a la cual pueden coexistrir en equilibrio un liquido y su vapor .

Cricondenterma : Es la maxima temperatura a la cual pueden coexistrir en equilibrio un liquido y su vapor .

Zona de condensación retrogada : Es aquella en la cual al disminuir la presión , a temperatura constante ocurre una condensación



Columna Hidrostática : Fuerza ejercida por una columna de líquido, expresada por la altura O Presión hta. de líquido sobre el cual se mide la presión y es directamente proporcional a la altura P = (densidad x altura ) / 10 donde P= presión kg/cm2, densidad (S.G.) o gravedad especifica gr/cm3 y H = altura en metros

Indice de Productividad : Medida indicativa de la cantidad de aceite o gas que es capaz de producir un pozo ( IP = q / (pfc- pff ) )

Presión : Es la fuerza por unidad de superficie ( kg/cm2 o lbs/pg2)

Gasto : Es el volumen de fluido liquido o gas producido entre el tiempo ( m3/d, bls/dia, pie 3 /dia,millones de pie 3/dia,etc.)




Agua Saturada

Aceite Bajosaturado ; la presión original es mayor que la presión de saturación ,por lo que todo el gas presente esta disuelto en el aceite

Aceite Saturado ; la presión original es igual o menor que la presión de saturación el gas presente puede estar libre; disperso o acumulado en un casquete y disuelto en el aceite

Gas Natural

Agua Bajosaturada


1.2 Propiedades del Gas Natural

Factor de compresibilidad del gas y correccion por gases contaminantes

Densidad del gas libre

Factor de volumen del gas

Densidad relativa del gas

Viscosidad del gas y correccion por gases contaminantes


Propiedades del Gas Natural

Densidad Relativa del gas

Densidad Relativa del gas producido ; normalmente como dato o a partir del numero de etapas de separación, densidad relativa del gas a la salida del separador y el gasto de gas medido a la salida del separador

Densidad Relativa del gas disuelto; se obtiene de la correlación de Kats a partir de los grados API y la Relación de solubilidad

Densidad Relativa del gas libre; se obtiene a partir de un balance másico, la Relación gas aceite, la relación de solubilidad , la densidad relativa del gas producido y la densidad relativa del gas disuelto


Factor de volumen del gas Bg ; a partir de la ecuación de los gases reales

Densidad del gas Libre ; a partir de la de la densidad relativa del gas libre y el factor de volumen de gas

Factor de compresibilidad del gas Z ; a partir de diferentes correlaciones para calcular las propiedades pseudocriticas y curvas establecidas de los gases obtenidos en los separadores y en los tanques de almacenamiento y cálculos iterativos por ensaye y error ,suponiendo un valor de “ Z “ y obtener una densidad pseudoreducida, se calcula “ Z “ y se comparan hasta que coincidan el supuesto con el calculado dentro de una tolerancia preestablecida menor de 0.001 en caso de presencia de otros gases en cantidades apreciables de CO2 Y H2S pueden obtenerse por el método de Standing Kats, modificado por Winchert y Aziz en base a fracciones molares .

Viscosidad del gas ; a partir de la correlación de Lee y la densidad del gas, la densidad relativa del gas libre y la temperatura y en caso de gases contaminantes con las fracciones molares

Propiedades del Gas Natural


1.3 Propiedades del AceiteSaturado

Presión de burbujeo

Relación de solubilidad

Factor de volumen de aceite

Densidad

Viscosidad

Tensión superficial


Propiedades del AceiteSaturado

Correlación de Lasater

Correlación de Oisten

Correlación de Vazquez

Correlación de Standing

Presión de burbujeo

Relación de solubilidad



Propiedades del Aceite Saturado

Presión de Saturación ; La Correlación de Standing establece las relaciones empíricas entre la presión de saturación y el factor de volumen de aceite en función de la relación de gas disuelto en aceite , las densidades del gas y aceite producido, la presión y la temperatura ,principalmente para crudos de bajo encogimiento.

Relación de solubilidad del gas en el aceite ; despejando de la correlación para obtener la presión del aceite saturado

Factor de Volumen de Aceite ; a partir de la correlación Standing con la Relación de gas disuelto en aceite , las densidades relativa del gas y la densidad del aceite producido, la presión y la temperatura.


1.4 Propiedades del Aceitebajosaturado

Compresibilidad

Densidad

Viscosidad


Correlaciones para obtener la presión de burbujeo



Agua saturada

Agua bajosaturada

Factor de volumen de agua

Densidad

Viscosidad

Tensión superficial agua – gas

Solubilidad del gas en el agua

Compresibilidad

Densidad

Factor de volumen

1.5 Propiedades del agua



1.6 Análisis PVT

Separación diferencial

Proceso en el que a cada nivel de presión se le extrae el gas liberado,mas cercana a la realidad, después del punto de burbujeo,cuando la saturación de gas alcanza la saturación critica y el gas comienza a fluir dentro del yacimiento

Separación Instantánea

Proceso en el que a cada nivel de presión se conserva el gas liberadoNo hay permeabilidad a la fase gaseosa o esta es muy pequeña.


2.- Generalidades de flujo a través de tuberias


r= rw Distancia

Presión

r= rer= re

Flujo continuo de un líquido monofásico (Pws constante en el límite exterior)

PwfsPws.Jq

PwsPws

Pwfs

Pws

.ctetP

Flujo transitorio

0tP

Flujo permanente

S.)rw/re(Ln.Bo.o

PwfsPws.h.Ko00708.0q


r= rw Distancia

Presión

r= rer= re

Flujo semi-contínuo de un líquido monofásico (Límite exterior cerrado, Pws conocida)

PwfsPws.Jq

Pws1Pws1

Pwfs1

Pws

.ctetP

Flujo transitorio

.ctetP

Flujo semi-permanente

Pws2Pws2

Pwfs2

Pws3Pws3

Pwfs3

S4/3)rw/re(Ln.Bo.oPwfsPws.h.Ko00708.0

q


Bo, Rs, o y o , para petróleo saturado (P< ó = Pb).

Standing

Standing

od : sin gas en solución

o : con gas en solución

Con: a = 10.715 (Rs+100) - 0.515

b = 5.44 (Rs+150) - 0.338 Beggs & Robinson

Bo, o y o , para petróleo subsaturado (P>Pb).

Co= Compresibilidad del petróleo (aprox. 15 x 10 -6 lpc -1 )

ob y Bob = o y Bo @ P=Pb

o = 1.0008 ob +0.001127 (P-Pb) (0.038 ob 1.59 - 0.006517 ob

1.8148)

ob= o @ P=Pb

Kartoatmodjo y Schmidt

Factor Z, Bg y g para el gas.Victor Popán (Z)

Bg (bls/pcn) = 0.00503*Z.T(ºR) / P(lpca) g(lbs/pc) = 2.7 g . P(lpca)/Z.T(ºR)

2 0 4 81

4121 8

1 0 0 0 0 9 100 1 2 50.

x..

)(PgR s )F(ºT.A P I.

l p c a

21

25100012097590.

o

g

)F( ºT.R s..B o

.1T101016 3.1)A PI0 202 3.0032 4.3(

.od

b.a odo

.1

8 25.3

g7 85.1

)R( ºT

.1 0) .lp c a(P.3 4 4 4 0 0.1Z

e )PbP.(C o.BobBo

Pb

Rs

Pb

Bo

Pb

oe )PbP.(C o

0 .ob

B o

./R s... goo

615507640462

Pb

o


TRABAJO DE VOGEL (Ec. de Weller y Muskat)

qmax1

Pws1

(q , Pwf)

2

max PwsPwfs

8.0PwsPwfs

2.0.1qq

(yacimientos saturados)

1.

1.q/qmax

PwfPws


Pws

Extensión Del Trabajo De Vogel, Para Yacimientos Subsaturados

qmax

(q , Pwfs)

PRUEBA

(q , Pwfs)

(J.Pb) (qmax - qb) = (J.Pb)/1.8

q = J (Pws - Pwfs)

q = qb + (qmax-qb).[1.- 0.2 (Pwfs/Pb) - 0.8 (Pwfs/Pb)2]

qb = J (Pws - Pb)

(qmax - qb) = (J.Pb) / 1.8

Pb

qb

(qb , Pb)


Extensión Del Trabajo De Vogel, Para Pozos Con Daño/estimulados

EF = Jreal / Jideal

EF = J / J´

EFICIENCIA DE FLUJO ( EF ) q = J´ (Pws - Pwfs)


qb = J´ (Pws - Pb)

(qmax - qb) = (J´.Pb) / 1.8

EFICIENCIA DE FLUJO = 1.

EF<1 POZO CON DAÑO (S>0)

EF=1 POZO NORMAL(S=0)

EF>1 POZO ESTIMULADO (S<0)

q = J (Pws - Pwfs)


qb = J (Pws - Pb)

(qmax - qb) = (J.Pb) / 1.8

EFICIENCIA DE FLUJO < 1.

q = J (Pws - Pwfs)


qb = J (Pws - Pb)

(qmax - qb) = (J.Pb) / 1.8

EFICIENCIA DE FLUJO > 1.

J = J´. EFSi Pwfs > Pb

J= q/(Pws - Pwfs) ó

Ec. de Darcy.

CÁLCULO DE J

J = q / { Pws - Pb + (Pb / 1.8) [ 1.- 0.2 (Pwfs/Pb) - 0.8 (Pwfs/Pb)2] }

Si Pwfs < Pb


EXTENSIÓN DEL TRABAJO DE VOGEL, PARA POZOS CON DAÑO o ESTIMULADO.

Pws

EF= 0.9

EF= 0.8

EF= 0.6

EF= 1.1

EF= 1.2

EF= 1.3

EF= 1.

qmax

Pb

qb

´s


Psep

Profundidad

PresiónPwh

Pwf

Curva de gradiente de presión

P/ZZ

P1

P2= P1 + Z.(P/Z)

Flujo Multifasico en Tuberías


2.1 Ecuación general del gradiente de presión

ΔZ.g2

VΔ.ρ

dg2

V.ρ.fm

g

ρ.SENg.

144

1

ΔZ

ΔP

c

2mm

c

2mm

cmθ

FRICCIÓN ACELERACIÓN

ql

1. 2. m = HL.L + (1.- HL).g

HL = vL / vtvL

vg vt

3.L = Fo. + (1.- Fo).w

Qo = qo . Bo Qw = qw . Bw

Fo = Qo / QL

QL = Qo + Qw

(lpc/pie)

GRAVEDAD lbs/pc

Qg = (RGP - Rs) . qo . Bg

4. Vm = 5.615 (Qg + QL) / 86400 AT

Vm = sl + sg (pie/seg)

Qg,o,w : (bls/día)

AT : (pie2) , d : (pie)

5. fm = f Moody (Diagrama de Moody

fm= {1.14 - 2 log [ (/d)+(21.25/Re0.9 ) ] }-0.2

Re = 1488 d.Vm.m / m

m = lHL . g (1.- HL) …. (cps)

L = o.Fo + w.Fw …. (cps)

(Jains)


Aspectos importantes

2. El factor de entrampamiento del líquido (HL, Hold-Up), ha sido obtenido experimentalmente por varios investigadores y se ha correlacionado con números adimensionales propuestos en su mayoría por Duns & Ros, entre otros,: NLV, NGV, ND y NL

1. En el flujo multifásico existe diversas formas de distribución de las fases líquida y gaseosa y que se han denominado “Patrones de Flujo”. La naturaleza altamente compresible del gas y su continua liberación del petróleo en la medida que este asciende por la tubería de producción, provoca que el factor de entrampamiento del líquido (HL, Hold-Up) disminuya gradualmente desde el fondo del pozo hasta el cabezal. El gas viaja por lo general a mayor velocidad que el líquido existiendo un deslizamiento entre las fases, la velocidad de deslizamiento se define como la velocidad del gas menos la velocidad del líquido, es decir:

Vg - VL = sg/Hg - sL/HL ……. donde Hg= 1. - HL

3. Los “Patrones de Flujo” que se presentan en flujo vertical no son los mismos que se forman en flujo horizontal e inclinado ya que en estos últimos casos, la segregación gravitacional influye fuertemente en la distribución geométrica de las fases.


Patrones de flujo en tuberías verticales

MONOFÁSICO BURBUJA TAPÓN TRANSICIÓN NEBLINA


Patrones de flujo en tuberías horizontales / inclinadas

FLUJO SEGREGADO

ESTRATIFICADO

ONDULADO

ANULAR

FLUJO INTERMITENTE

TAPÓN

BALA

FLUJO DISTRIBUIIDO

BURBUJA

NEBLINA


Caida de presión en tuberíasCaida de presión en tuberíasAlgoritmo para calcular el perfil de presiones dinámicas en la línea y pozo.Algoritmo para calcular el perfil de presiones dinámicas en la línea y pozo.

PsepPwh

Pwf

• Dividir la líneas de flujo y la tubería de producción en secciones (500’)

• Establecer con base a gradientes dinámicos de temperatura, una distribución de temperaturas a lo largo de ambas tuberías.

• Considerar el primer tramo y asignar P1= Psep y asumir un valor de P2

• Calcular P y T promedio para el tramo y determinar las propiedades de los fluidos: petróleo, agua y gas.

• Calcular con la correlación de FMT mas apropiada, el gradiente dinámico de presión: P/

P1 =P2a

500 ’

• Calcular: P2 = P1 + Z [ P/ ] y compararlo con P2a, si satisface una tolerancia pre-establecida se repite el procedimiento para el resto de los intervalos hasta el fondo, de lo contrario se repiten los cálculos en el mismo intervalo tomando como asumido el último valor de P2 calculado.


Caída de presión en tuberías-AlgoritmoCaída de presión en tuberías-Algoritmo

PsepPwh

Pwf

Presión

Profundidad

Curva de gradiente de presión


AREA LIMITADA PARA

EL ESPACIAMIENTO

DE MANDRILES

Prof

Presión PkoPwh

RG

Lt , qL

Dpack - 60´


Qliq.

Pwf

q1

AUMENTANDO

RGL

q2 q3q4

Curva de Comportamiento

tasa de diseño ?


Qiny de gas

QL,Qo,Bs/d

AUMENTANDO

QINY

Qiny_DISPONIBLE

Q_DISEÑO

Si no se conoce la IPR cual es la

RGL total ?


RGL

P/HGRAVEDAD

FRICCION

TOTAL

Ecuación general de la energía

H.g2V.ρ

dg2V.ρ.fm

gρ..g

1441

HP

c

2mm

c

2mm

c

mSEN

RGLgrad.min.

Gradiente mínimo 1


Presión

Prof.

ID tub.

% AyS

qliq

Prof.

RGL

Gradiente mínimo 2

Efecto de la RGL sobre las curvas de gradiente dinámico de presión en la tubería de producción.

RG

L

grad.min


Presión

Prof.

ID tub.

% AyS

qliq

Prof.

RGL

Gradiente mínimo 3

Para RGL’s mayores a RGLgrad.min. la presión fluyente en el fondo del pozo aumenta a medida que aumenta la RGL.

RG

L

gra

d.m

in

.


Prof

Presión

Po (25 lpc)

Dpack - 60´

Pon Pko

Pk = 50 lpc

Po1

Gfm

Pwh

Po1 = Pko - Pk


PonPo1Pwh

Ppd Pod

RG

L1

AsientoR

Tv, Ct

Pbt = Pod . (1-R) + Ppd . REn el pozo

Pvo = --------------Pbt . Ct

1 - R

En el taller

(PTR)

Qiny1= RGL1*qL1


3.- Flujo de Líquidos por Tuberías

Gradiente de presión total = caída de presión por elevación + caída de presión por fricción efecto de aceleración ( despreciable )

GPT = GPE+GPF


Sistemas Artificiales deProducción

6.- METODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL


49

hoy en día menos de un cuarto de los pozos productores en el mundo fluyen en forma natural


50

Qué es unSistema ArtificialDe Levantamiento?

BN

BEC

BH BCP

BM


51

En el pasado los pozos que no fluían por energía propia del yacimiento eran abandonados, pero conforme se han venido perfeccionando los métodos de explotación, cada vez hay una mayor recuperación del petróleo que se encuentra en los yacimientos. Actualmente cuando un pozo deja de fluir se aplican técnicas de explotación artificial como son: Bombeo Neumático, Mecánico. Electrocentrífugo, Hidráulico, Cavidades Progresivas y combinados


Los pozos productores de petróleo se clasifican en :

Fluyen del yacimiento hacia el exterior por energía natural propia del yacimiento y puede ser por los empujes anteriormente descritos. Es necesario que la energía del yacimiento en forma de presión sea superior a las caídas de presión que se tienen en la tubería de producción mas el peso de la columna de fluidos mas la contrapresión que generan las instalaciones de producción

Cuando se aplica un sistema de explotación artificial debido a que la presión no es suficiente para que los fluidos puedan fluir a la superficie y se logran vencer todas las contrapresiones que existen en el sistema

Fluyentes

Producción artificial o bombeo


Sistema Artificial de levantamientoEs un proceso de transferencia de energía al fondo del pozo o decremento de la densidad del fluido para reducir la carga Hidrostática sobre la formación, de tal forma que la energía disponible del yacimiento fluye al pozo y los volúmenes comerciales de hidrocarburos son levantados o desplazados a la superficie.


Bombeo Neumático: Continuo o Intermitente.

Bombeo mecánico: Convencional, Hidroneumático Rotaflex, etc.

Bombeo Cavidades Progresivas.

Bombeo Electrocentrífugo.

Bombeo Hidráulico.

Bombeo Neumático tipo “Pistón lift”

Combinados

Tipos De Sistemas Artificiales


BOMBEO NEUMÁTICO CONTINUOBOMBEO NEUMÁTICO CONTINUO

VENTAJAS

Inversiones bajas para pozos profundos. Bajos costos en pozos con elevada producción de arena. Flexibilidad operativa al cambiar condiciones de

producción. 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 liquido 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 INTERMITENTEBOMBEO NEUMÁTICO INTERMITENTE

VENTAJAS

Inversiones bajas para pozos profundos. Bajos costos en pozos con elevada producción de

arena. Flexibilidad operativa al cambiar condiciones de

producción. Adaptable en pozos desviados. El equipo superficial puede centralizarse en una

estación. Su vida útil es mayor que la de otros sistemas. Las válvulas pueden ser recuperadas con línea de

acero, por lo que las reparaciones son baratas.

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 MECÁNICOBOMBEO MECÁNICO

VENTAJAS

Familiar para ingenieros de diseño y el personaloperativo.

Diseño simple. Baja inversión para producción de volúmenes bajos y

profundidades someras a intermedias (2400 mts). Permite producir con niveles de fluidos bajos. Es adaptable a pozos con problemas de corrosión e

incrustaciones. Cuando su aplicación es apropiada, es el método mas

barato.

DESVENTAJAS

Inversiones altas para producciones altas y así comopara profundidades medias y profundas..

Debido a las características de las varillas se limita elBM a profundidades mayores y volúmenes altos deproducción.

Problemas en agujeros desviados. Para reparación de la bomba las varillas deben ser

extraídas.


BOMBEO HIDRÁULICOBOMBEO HIDRÁULICO

VENTAJAS

Flexibilidad para cambiar 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 motriz 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

intermedias.


BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGOBOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO

VENTAJAS

Buena habilidad para producir altos volúmenes defluido 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 condiciones de

producción. Tiempos de cierre prolongados. Requiere fuentes económicas de suministro de

energía eléctrica. Los problemas de incrustaciones son fatales para la

operación. Dificultad para manejar alto % de arena o gas.


BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVASBOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS

VENTAJAS

Bajas inversiones para pozos someros y bajosgastos.

Excelente eficiencia hidráulica (50-70 %). Fácil de instalar y operar. Excelente para manejar arena. Opera en pozos con aceite viscoso.

DESVENTAJAS

Es un sistema nuevo, por lo que requiere un buendesarrollo de la Experiencia y conocimiento.

Vida útil y corta por los problemas del elastómero. Baja eficiencia para gas.


Comparación: Condiciones de Yacimiento

1 Bueno a Excelente 2 Regular a bueno 3 No recomendable

Condición Especifico

J et OtroTemperatura Menos de 121°C 1 1 1 1 1 1

121 a 177 °C 1 3 1 1 1 1Mas de 177°C 1 3 1 1 1 2

Barreras de 0 1 1 1 1 1 1Seguridad 1 1 1 2 2 1 1

2 3 3 3 3 1 2

Presión Fluyente Mas de 70 Kg/cm2 1 1 1 1 1 17 a 70 Kg/cm2 1 1 1 1 2 1

menos de 7 Kg/cm2 1 1 2 1 3 1

Acceso al Requerido 3 3 3 3 1 2Yacimiento No Requerido 1 1 1 1 1 1

Completación Simple 1 1 1 1 1 1Dobles o multizonas 3 2 3 3 1 2

Estabilidad Estable 1 1 1 1 1 1Variable 1 1 1 1 1 2

Recuperación Primaria 1 1 1 1 1 1Secundaria 1 1 2 2 3 1Terciaria 2 2 2 2 2 2

Rod Pump Progressing Cavity Pump Hydraulic Pumps Gas Lift Electric Submersible Pump


Comparación: Producción y Condiciones Mecánicas



J et OtroNumero de Pozos 1 1 1 2 2 3 1

1 a 20 1 1 1 1 2 1Mas de 20 1 1 1 1 1 1

Gastos Menos de 1,000 B/D 1 1 1 1 2 21,000 a 10,000 B/D 2 2 2 2 1 1Mas de10,000 B/D 3 3 3 3 1 1

Profundidad Menos de 750 Mts 1 1 2 2 2 2750 a 2290 Mts. 2 2 2 2 1 1

Mas de 2290 Mts 2 3 1 1 1 1

Tamaño de Casing 4 1/2" 1 1 1 1 2 25 1/2" 1 1 1 1 1 1

7" 2 2 2 2 1 19 5/8 o mayor 2 3 2 2 1 1

Inclinación Vertical 1 1 1 1 1 1Desviado 2 3 2 2 1 1Horizontal 2 3 2 2 1 1

Dogleg Severity Menos de 3° por 100' 1 1 1 1 1 13 a 10° por 100' 2 2 1 1 1 1

Mas de 10° por 100' 3 3 1 1 1 2

Electric Submersible PumpRod Pump Progressing Cavity Pump Hydraulic Pumps Gas Lift


Comparación: Propiedades de los Fluidos


Corte de Agua Bajo 1 1 2 2 1 1Moderado 1 1 1 1 2 1

Alto 1 1 1 1 3 1

Viscosidad Menos de 100 cp 1 1 1 1 1 1100 a 500 cp 1 1 1 1 1 1

mas de 500 cp 1 1 2 2 2 3

Corrosivos Si 2 2 2 2 1 2No 1 1 1 1 1 1

Arena y Abrasivos Menos de 10 ppm 1 1 1 1 1 110 a 100 ppm 2 1 2 2 1 2

Mas de 100 ppm 3 1 3 3 1 3

GOR Menos de 90 M3/M3 1 1 1 1 2 190 a 356 M3/M3 2 2 2 2 1 1

Mas de 356 M3/M3 3 2 2 2 1 2

GLR Menos de 0.1 1 1 1 1 2 10.1 a 1.0 2 2 2 2 1 2

Mas de 1.0 2 2 3 2 1 2

Contaminantes Escala 2 1 2 2 1 2Parafina 2 1 2 2 2 2

Asfaltenos 2 1 2 2 2 2

Tratamientos Inhibidor de Escala 1 2 1 1 1 2Inhibidor de Corrosión 1 2 1 1 1 2

Solventes 1 3 1 1 1 2Acido 2 2 2 2 1 2

Gas Lift Electric Submersible PumpRod Pump Progressing Cavity Pump Hydraulic Pumps




J et OtroUbicación Tierra 1 1 1 1 1 1

Costa afuera 3 2 2 2 1 1Remota 2 1 2 2 2 1

Ambiente sensitivo 2 2 2 2 2 1

Energía Eléctrica Red de distribución 1 1 1 1 1 1Generación 2 2 1 1 1 2

Combustible Gas naturalDiesel o Gasolina

Restricciones de Si 3 2 2 2 2 1Espacio No 1 1 1 1 1 1

SCADA SiNo

Servicio de Pozos Workover Rig 1 1 1 1 1 1Pulling Unit 1 1 1 1 1 1

Unidad de CT 3 3 1 1 1 2Unidad Snubbing 3 3 1 1 1 2Unidad de WL 3 3 1 1 1 3

Rod Pump Progressing Cavity Pump Hydraulic Pumps Gas Lift Electric Submersible Pump

Comparación: Infraestructura Superficial



Sistemas Artificiales En Los Estados Unidos

82%

1%4%2% 10% 1%

B.mec Cav.prog. ESP Hidra B.N: Piston


Bombeo Neumático en México

REGIÓN NORTE

REGIÓN SUR

REGIÓN MAR. NE TOTAL

POZOS

OPERANDO

BOMBEONEUMÁTICO

% POZOSCON B. N

PRODUCCIÓNTOTAL (BPD)

PROD. CON B. N( BPD )

% PROD. CON B. N ( BPD )

REGIÓN MAR. SE

243

200

82

1,504,797

1,267,348

84

128

0

0

758,900

0

0

1313

556

42

628,551

166,229

26

2033

887

44

95,012

28,456

30

3717

1643

44

2,987,260

1,462,033

49


La instalación de los sistemas artificiales de producción, obedece a razones económicas y técnicas.

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. Con estas premisas se definirán los indicadores económicos de rentabilidad.

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.

Factores que influyen y deben considerarse en la selección del sistema artificial de producción optimo


Deben revisarse las características geométricas de los pozos, las propiedades de los fluidos producidos, las 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.

Con el estudio económico, el estudio de riesgo y el estudio técnico, se esta en posibilidad de elegir el sistema indicado para las condiciones específicas esperadas. Este estudio puede ser considerado como un estudio de factibilidad.

Factores que influyen y deben considerarse en la selección del sistema artificial de producción optimo


70

4.- Bombeo Neumático

Sistema Integral de Bombeo Neumático

Yacimiento

Pozos Productores con

BN

SALES MANIFOLD

Venta de crudo

GAS venta

MONITORING

Delivery Pipeline

Gas Injection

DEHYDRATION

COMPRESSION STATIONGAS LIFTED

WELL

GAS WELL

FLOWLINE

WATER DISPOSALWATERINJECTION

GATHERING TERMINAL

EXPORT LINE

GASOIL SEPARATOR

PROCESS

TRUNK LINEFILTRATION

Instalaciones Superficiales de Inyección de agua congenita

Red de inyección de gas de BN


71

4.- Bombeo Neumático

Sistema Integral de Bombeo Neumático Cerrado

Pozos Productores

con BN

SALES MANIFOLD

Venta de crudo

GAS venta

MONITORING

Delivery Pipeline

Gas Injection

DEHYDRATION


WELL

GAS WELL

FLOWLINE


GATHERING TERMINAL

EXPORT LINE

GASOIL SEPARATOR

PROCESS



Sin perdidas,solo Recirculado


72

4.- Bombeo NeumáticoSistema Integral de Bombeo Neumático Abierto

Pozos Productores con

BN

SALES MANIFOLD

Venta de crudo

GAS venta

MONITORING

Delivery Pipeline

Gas Injection

DEHYDRATION


WELL

GAS WELL

FLOWLINE


GATHERING TERMINAL

EXPORT LINE

GASOIL SEPARATOR

PROCESS



El gas se pierde , se envía a la atmósfera


TAJ-351

TAJ-357

TAJ-168MIR-1TAJ-64

TAJ-33

TAJ-43

COA-241

PSO-1

COA-563

COA-877

COA-214

COA-189

COA-502

TAJ-8

COA-595

COA-537

TAJ-81

TAJ-446

TAJ-376

TAJ-656

TAJ-316

TAJ-306

TAJ-326

TAJ-696

TAJ-346

Estación Compresión

Campos Tajín y Coapechaca

Red de Bombeo Neumático

4.3 Ejemplo de una Red de Distribución de gas de inyección y Estaciones de Compresión


Características Generales de los Campos Tajín - Coapechaca

Q 30 -400 bpd

Pws 60 – 240 kg /cm2

Pwf 35 – 175 kg /cm2

Pth 70 – 100 psi

Formación Arenas impuras con

Interc. Lutitas

IPR actual 0.3 bpd / psi

IPR futuro 0.05 bpd / psi

Intervalo 1500 – 1850 m

Agua 0 – 70 %

Gas 800 – 8000 m3/d

Pto. de iny. 1500 – 1800 m

RGA 50 – 600 m3 /m3

Dm TP 2 7 /8 “

Dm TR 5”_ 7 “

° API 22-28

Vol. Arena

Fractura

2000 – 3000 sacos

Vol. Arena

Fractura

100 – 150 ton

Permeabilidad 0.1 – 0.3 md

Porosidad 4 – 7 %

Viscosidad 100 -200 cp

Bo 1.1 – 1.2 m3 / m3 std


Ubicación de Plataformas e Instalaciones

Existente

20042005

S.A.

A.F.

C.P.G.

TurbinasTurbinasSan AndrésSan Andrés

Est. Comp.Est. Comp.Agua FríaAgua Fría

TAJ-351TAJ-357

TAJ-168MIR-1

TAJ-64

TAJ-33

TAJ-43

COA-241

PSO-1

COA-563

COA-877

COA-214

COA-189

COA-502

TAJ-8

COA-595

COA-537

TAJ-81

TAJ-446

TAJ-376

TAJ-656

TAJ-316

TAJ-306

TAJ-326

TAJ-696

TAJ-346

B.Tajín IIB.Tajín II

B. Tajín IB. Tajín I

B. Tajín IIIB. Tajín III

B. Coapechaca IIB. Coapechaca II

B. Tajín IVB. Tajín IV

B. Coapechaca IB. Coapechaca I

E. C. Tajín IE. C. Tajín I

E. C. Tajín IIE. C. Tajín II

Plataformas


( 1, 1, 2, 0, 4 )

( 0, 0, 13, 0, 13 )

( 0, 0, 3, 0, 3 )

( 4, 2, 0, 3, 9 )

( 1, 2, 15, 1, 19 )

( 2, 3, 0, 6, 11 )

( 0, 0, 19, 0, 19 )

( 5, 0, 0, 0, 5 )

( 8, 0, 6, 0, 14 )

( 1, 0, 0, 4, 5 )

( 3, 0, 0, 0, 3 )

( 2, 0, 0, 0, 2 )

( 2, 0, 0, 0, 2 )

( 5, 0, 0, 0, 5 )

( 10, 0, 0, 0, 10 )

( 9, 0, 0, 1, 10 )

( 2, 0, 1, 0, 3 )

( 0, 0, 2, 3, 5 )

( 2, 0, 1, 0, 3 )( 10, 6, 0, 3, 19 )( 2, 0, 0, 4, 6 )

( 1, 0, 1, 0, 2 )

( 2, 0, 1, 1, 4 )

( 0, 1, 11, 0, 12 )

( 0, 0, 3, 0, 3 ) ( 2, 0, 1, 0, 3 )

Pozos en Operación……………..… 74

Pozos Pendientes de Terminación 15

Pozos Programados a Perforar..… 79

Pozos Cerrados……………….…..... 26

Total de Pozos…………………...… 194

Existente20042005

Estado de Pozos

PSO-1 S.A.

A.F.

C.P.G.



TAJ-8

COA-877

COA-563

TAJ-64

TAJ-33

TAJ-43

TAJ-168MIR-1

TAJ-81

TAJ-351TAJ-357

TAJ-376

TAJ-316

TAJ-306

TAJ-326

TAJ-696

TAJ-346

TAJ-656

TAJ-446

COA-214

COA-189

COA-241

COA-537

COA-502

COA-595

Plataformas

Pozos


Producción de Gas

S.A.

A.F.

C.P.G.



( 2.6, 3.9, 6.5 )

( 0.6, 0.9, 1.5 )

( 3.5, 5.7, 9.2 )

( 0.8, 3.3, 4.1 )

( 3.8, 5.7, 9.5 )

( 0.6, 1.5, 2.1 )

( 1.94, 4.2, 6.14 )

( 0.12, 1.5, 1.62 )

( 0.48, 0.9, 1.38 )

( 0.19, 0.6, 0.79 )

( 0.53, 0.6, 1.13 )

Gas de Formación 31.85 MMPCD

Gas de Inyección …58.20 MMPCD

Gas Total………… 90.05 MMPCD

Existente20042005

PSO-1

TAJ-8

COA-877

COA-563

TAJ-64

TAJ-43

TAJ-168MIR-1

TAJ-81

TAJ-351TAJ-357

TAJ-376

TAJ-316

TAJ-306

TAJ-326

TAJ-696

TAJ-346

TAJ-656

TAJ-446

COA-214

COA-189

COA-241

COA-537

COA-502

COA-595

TAJ-33

( 0.64, 3.0, 3.64 )( 0.79, 1.5, 2.29 )

( 1.45, 3.0, 4.45 )

( 0.74, 2.7, 3.44 )

( 0.6, 0.9, 1.5 )

( 3.14, 5.7, 8.84 )

( 0.61, 1.2, 1.81 )

( 2.4, 3.6, 6.0 )

( 0.62, 0.9, 1.52 )

( 0.4, 1.5, 1.9 )

( 0.68, 0.9, 1.58 )

( 0.26, 0.9, 1.16 )

( 0.26, 0.6, 0.86 )

( 0.29, 1.20, 1.49 )

( 0.08, 1.8, 1.88 )

Producción de Gas

Plataformas


Red de Bombeo Neumático

Existente

20042005

TAJ-351

TAJ-357

TAJ-168MIR-1TAJ-64

TAJ-33

TAJ-43

COA-241

PSO-1

COA-563

COA-877

COA-214

COA-189

COA-502

TAJ-8

COA-595

COA-537

TAJ-81

TAJ-446

TAJ-376

TAJ-656

TAJ-316

TAJ-306

TAJ-326

TAJ-696

TAJ-346

EstaciónEstación CompresiónCompresión

2da. Etapa (25.2 mmpcd)

( 1, 1, 2, 0, 4 )

( 0, 0, 13, 0, 13 )

( 0, 0, 3, 0, 3 )

( 4, 2, 0, 3, 9 )

( 1, 2, 15, 1, 19 )

( 2, 3, 0, 6, 11 )( 0, 0, 19, 0, 19 )

( 5, 0, 0, 0, 5 )

( 8, 0, 6, 0, 14 )

( 1, 0, 0, 4, 5 )

( 3, 0, 0, 0, 3 )

( 2, 0, 0, 0, 2 )

( 2, 0, 0, 0, 2 )

( 5, 0, 0, 0, 5 )( 10, 0, 0, 0, 10 )

( 9, 0, 0, 1, 10 )

( 2, 0, 1, 0, 3 )

( 0, 0, 2, 3, 5 )

( 2, 0, 1, 0, 3 )( 10, 6, 0, 3, 19 ) ( 2, 0, 0, 4, 6 )

( 1, 0, 1, 0, 2 )

( 2, 0, 1, 1, 4 )

( 0, 1, 11, 0, 12 )

( 0, 0, 3, 0, 3 ) ( 2, 0, 1, 0, 3 )

Pozos en Operación……………..… 74

Pozos Pendientes de Terminación 15

Pozos Programados a Perforar..… 79

Pozos Cerrados……………….…..... 26

Total de Pozos…………………...… 194

Plataformas

Pozos

2do. Anillo (15.0 mmpcd)

1a. Etapa

Ductos

1er. Anillo (18.0 mmpcd)(33.0 mmpcd)


Existente

2004

2005

TAJ-351

MIR-1TAJ-64

COA-563

COA-877

COA-595

COA-537

TAJ-376

TAJ-316

TAJ-306

TAJ-326

TAJ-346


1a. Etapa Long. de Gasoducto 12” = 18.525 KmPozos para Convertir a BN = 110Vol. de Inyección = 33.0 mmpcd

12” x 2.28 Km

12” x 1.8 Km

12” x 1.87 Km

12” x 1.48 Km12” x 1.1 Km

Red de Bombeo NeumáticoGasoductos 1era. Etapa

12” x 0.85 Km

12” x 3.1 Km

12” x 2.0 Km

12” x 2.1 Km12” x 1.73 Km

TAJ-357

TAJ-168

TAJ-33

TAJ-43

COA-241

PSO-1

COA-214

COA-189

COA-502

TAJ-8

TAJ-81

TAJ-446

TAJ-656

TAJ-696

Gasoductos

Plataformas


Long. de Gasoducto 12” = 4.08 KmLong. de Gasoducto 8” = 1.81 KmLong. de Gasoducto 6” = 9.11 KmLong. de Gasoducto 4” = 9.97 KmPozos para conv. a BN = 84Volumen de Inyección = 25.2 mmpcd

TAJ-351

TAJ-357

TAJ-168MIR-1TAJ-64

TAJ-33

TAJ-43

COA-241

PSO-1

COA-563

COA-877

COA-214

COA-189

COA-502

TAJ-8

COA-595

COA-537

TAJ-81

TAJ-446

TAJ-376

TAJ-656

TAJ-316

TAJ-306

TAJ-326

TAJ-696

TAJ-346


6” x 1.97 Km

6” x 1.1 Km

8” x 1.8 Km

4” x 1.60 Km

6” x 1.34 Km

4” x 1.22 Km

Red de Bombeo NeumáticoGasoductos 2da. Etapa

12” x 2.43 Km

12” x 1.65 Km

4” x 1.90 Km

4” x 1.78 Km

4” x 2.08 Km 6” x 1.40 Km 6” x 3.30 Km

4” x 1.40 Km

2da. Etapa

Existente

2004

2005

Plataformas


Red de Bombeo NeumáticoDuctos 1a y 2da Etapa

Existente

2004

2005

TAJ-351

TAJ-357

TAJ-168MIR-1TAJ-64

TAJ-33

TAJ-43

COA-241

PSO-1

COA-563

COA-877

COA-214

COA-189

COA-502

TAJ-8

COA-595

COA-537

TAJ-81

TAJ-446

TAJ-376

TAJ-656

TAJ-316

TAJ-306

TAJ-326

TAJ-696

TAJ-346


1a. Etapa

2da. Etapa

1a y 2da Etapa Long.de Gasoductos = 43.50 KmPozos para CBN = 194Vol. de Inyección = 58.2 mmpcd


Opciones para el suministro de Gas a la Red de B.N.

Opción A:

Suministro de Gas Seco del Complejo Procesador de Gas

Opción B:

Suministro de Gas Húmedo recirculado de los mismos Campos


Beneficios

Permite operar Pozos Cerrados

Optimiza Pozos actuales

Sistema Cerrado de Inyección

Mínimas Caídas de Presión y Flexible.

Permite arrancar por Etapas Independientes

Optimiza el Equipo de Compresión existente

Sistema escalonado de Instalación de Turbinas

Flexibilidades Operativas y de Flujo de Gas

Diámetros de Gasoductos telescopiados

Ahorro en Longitud y Costos en Gasoductos


Bache inicial de liquido, barriles descargados reales y resbalamiento 4.4 Equipo Subsuperficial

Resbalamiento 7 a 10 % por cada 1000 pies de profundidad


GL Unloading Sequence_rev6.exe


Es muy importante minimizar todas las contrapresiones en superficie

4.5 Equipo Superficial



Equipo Superficial


88


Equipo Superficial


Para Incrementar la eficiencia y productividad debemos aplicar procedimientos, mejores practicas y Tecnologías de punta

Aplicación fracts. Selectivos.

+

Un buen diseño de pozosDesviada- HorizontalBajo BalanceMultilateral

+Inyección de Agua con calidad

+

C-3

C -4

C - 5

Una buena caracterización del yacimiento

Diagnóstico Integral Diagnóstico Integral Yacimiento-Pozo- SuperficieYacimiento-Pozo- Superficie

+

Producción Conjunta de arenas+

0

100

200

300

400

2000 2004 2008

Producción B/DProducción B/D

AÑOS

AÑOS

0

100

200

300

400

2000 2004 2008

Flujo de Caja MM$Flujo de Caja MM$

4.6 Conceptos de Ingeniería Básica


Diagnostico para incrementar la productividad de pozosDiagnostico para incrementar la productividad de pozos

Optimización Integral Optimización Integral de Producciónde Producción

Optimización Integral de Optimización Integral de los Sistemas Artificiales los Sistemas Artificiales de Producciónde Producción

Enfoque Integrado de Enfoque Integrado de Diagnostico y Análisis Nodal Diagnostico y Análisis Nodal Yacimientos – Pozo- Yacimientos – Pozo- InstalacionesInstalaciones

SuperficieSuperficie

PozoPozo

Productividad Productividad de Pozosde Pozos

Mét

od

os

Mét

od

os

Lev

a nta

mie

nto

Le v

ant a

mie

nto

.Tratamiento .Tratamiento / Procesos Gas/ Procesos Gas

Co

nfiab

ilidad

Co

nfiab

ilidad

Su

b- S

up

erficbie.

Su

b- S

up

erficbie.

Operaciones IntegradasOperaciones Integradas

Subsuelo-SuperficieSubsuelo-Superficie

YacimientoYacimientoEst

ud

ios

Est

ud

ios

Co

nve

nci

Co

nve

nci

on

ales

on

ales

Estudios

Estudios

Integrados

Integrados

Recuperación

Recuperación

Mejorada

Mejorada

Evaluación

Evaluación

de Reservas

de Reservas

Datos de Campo

Su

p. y

Co

ntr

ol

4.6 Conceptos de Ingeniería Básica

COMPORTAMIENTO DE POZOS FLUYENTES4.6 Conceptos de Ingeniería Básica

Cuando el flujo natural de un pozo petrolero se termina deberá invariablemente implementarse un sistema artificial de producción para que el pozo continúe produciendo,y puede ser a través de algún sistema mecánico , eléctrico, hidráulico o con la inyección de gas para aligerar la columna hidrostática dentro del pozo.

Aplicaciones Principales del Bombeo Neumático

Hacer producir pozos que agotaron su flujo natural

Incrementar la producción en pozos fluyentes

Para inducir un pozo a producción y que se quede fluyente

Para sustituir o descargar fluidos líquidos de pozos de gas


YACIMIENTO

PROCESO DE PRODUCCION

TRANSPORTE DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO EXTERNO DE DRENAJE EN EL YACIMIENTO HASTAEL SEPARADOR

COMPLETACIÓN

Pestática promedio (Pws)PRESIÓN DE ENTRADA:

Pseparador (Psep)

PRESIÓN DE SALIDA:

LINEA DE FLUJO

OP

OZ


YACIMIENTOCOMPLETACIÓN

Pws

LINEA DE FLUJO

OP

OZ

2.- Se repite el paso anterior para otros valores asumidos de ql, y se construye la curva de Oferta de energía del Sistema.

Calculo de la Capacidad de Producción del Sistema

Pwfs Pwf

1.- Dado un valor de ql en superficie se determina Pwfs y Pwf a partir de la Pws, luego se tabula y grafica Pwf vs. ql.

ql Pwfs Pwf

ql

Pwf

Oferta

Demanda

3.- Similarmente para cada valor de ql en superficie se determina Pwh y Pwf a partir de la Psep y se construye la curva de Demanda.

Psep Pwh

Pwf Pwf Pwf Pwf

Pwh Pwf

ql

Pwf

Capacidad de Producción del Sistema.

ql = ?

BALANCE


Qliq.

Pwf AUMENTANDO OFERTA

DEMANDA

OFERTA

DISMINUYENDO

LA DEMANDA

q2 q3q1


Qliq.

Pwf AUMENTANDO OFERTA

DEMANDA

OFERTA

DISMINUYENDO

LA DEMANDA

q3q1 q2

Pws

Psep

Pwf crit.

Ing. de YacimientoIng. de Producción qL = J ( Pws - Pwf )sinergia


NO FLUJO

OTROS BOMBEOS

B NDISMINUYENDO DEMANDA

AUMENTANDO OFERTA

qL

qL

ES LA UTILIZACIÓN DE UNA FUENTE EXTERNA DE ENERGÍA EN LA COLUMNA DE FLUIDO DENTRO DEL POZO CON EL FIN DE LEVANTAR LA PRODUCCIÓN DESDE EL FONDO HASTA LA SUPERFICIE.


ES UN MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL MEDIANTE EL CUAL SE INYECTA CONTINUAMENTE GAS A ALTA PRESIÓN PARA ALIGERAR LA COLUMNA HIDROSTÁTICA EN EL POZO (FLUJO CONTINUO), O EN FORMA CÍCLICA PARA DESPLAZAR LA PRODUCCIÓN EN FORMA DE TAPONES DE LÍQUIDO HASTA LA SUPERFICIE (FLUJO INTERMITENTE).

ALIGERAR

DESPLAZAR

ALIGERARALIGERAR

DESPLAZARDESPLAZAR

Mecanismos involucrados:

• Disminución de la densidad

• Expansión del gas inyectado

• Desplazamiento del líquido

CONTINUO

(FLUJO CONTINUO)

INTERMITENTE

( FLUJO INTERMITENTE)


PwhPresión

Profundidad

Py

PwsPwf, ql

Dov


Pws

Dov

gg

RGLf

Pio

P

Piod

RG

Lt

Pwf

Presión

Profundidad

Pwh

Pio

PiodPpd

RGLi = RGLt - RGLf (pcn/bn)

qgi = RGLi . ql / 1000

qgi = ( RGLt - RGLf ) . ql / 1000

(Mpcn/d)

Sustituyendo RGLi

asiento ( qgi / P )


CERRADA

t i : TIEMPO DE INFLUJO t v : TIEMPO DE VIAJE t e : TIEMPO DE ESTABILIZACIÓN

Tc (min) = TIEMPO DE CICLO = t i + t v + t e

CIERRA

ABRE CIERRA CERRADA

ABRE

N = 1440 / Tc

N = Número de descargas por día


PonPo1Pwh

Ppd Pod

RG

L1

AsientoR

Tv, Ct

Pbt = Pod . (1-R) + Ppd . REn el pozo

Pvo = --------------Pbt . Ct

1 - R

En el taller

(PTR)

Qiny1= RGL1*qL1


Prof

Presión

Po (25 lpc)

Dpack - 60´

Pon Pko

Pk = 50 lpc

Po1

Gfm

Pwh

Po1 = Pko - Pk


Tipo de regímenes o Patrones de Flujo


Características principales de aplicación del Bombeo Neumático Intermitente

T.P. 1.600 “ de 18 a 80 BPD

T.P. 2 3/8 “ de 80 a 150 BPD

T.P. 2 7/8 “ de 150 a 350 BPD

T.P. 3 ½ “ de 350 a 500 BPB

Bombeo Neumático Intermitente

Convencional

Recuperable

Cámara de Acumulación

Pistón Viajero

Diámetros de Tuberías de Producción Recomendados

Pozos de Baja Producción o Intermitentes

menor de 500 BPD


Pozos de muy baja presión de fondo Genera baches grandes de fluido (mas producciónSe utiliza el volumen del Espacio Anular TP –TREmpacador dual o diseño de cámaraRequiere de un puerto de drenado para permitir llenar la cámara

Cámara de acumulación


CHAMBER LIFT GAS LIFTCHAMBER LIFT GAS LIFT


Pistón Viajero

Barre mecánicamente desde la interfase reduciendo el resbalamientoRequiere de modificaciones en al Árbol de válvulas y un By-pass a través del pistónNo debe haber TP teles copiadas, ,cónicas o adelgazamientos


Válvula Recuperable recomendada para BNI

Válvula Operada por Piloto:

Controlada por apertura

Puerto de admisión Grande para pasar rápidamente grandes volúmenes de gas en corto tiempo y con mínimas caídas de presión


5.- Conceptos fundamentales del diseño de BNI

El Bombeo neumático se ha venido utilizando desde que se extraía el agua de las minas por ser un método practico para elevar grandes cantidades de agua utilizando aire o gas si lo había disponible.

Durante muchos años se practico la inyección de gas para producir grandes cantidades de petróleo en los estados de Luisiana y Texas ,se fundaron empresas especializadas que suministraban gas y aire a la industria petrolera en USA ,

Las necesidades de inyectar gas a altas presiones resulto en la invención de válvulas especializadas de bombeo neumático,cuyo objetivo principal fue la disminución de dicha presión para permitir la instalación a mayores profundidades y una serie de válvulas para disminuir hasta el fondo del pozo la inyección y abatir los niveles de los mismos

Cuando las válvulas superiores quedan descubiertas debido a la caída del nivel de fluidos en el espacio anular , se cierran por la presión diferencial en la válvula o la velocidad de inyección excedió la regulación del resorte o del fuelle de la válvula.


Datos mínimos que se requieren conocer

1. Estado mecánico del pozo

2. Presión de fondo cerrado y fluyendo

3. Gradiente del fluido estático o de control

4. Índice de productividad, temperatura del pozo

5. Gasto de producción actual y deseado

6. Porcentaje de aceite y agua del pozo

7. Grados API del aceite,

8. Volumen , presión y gravedad del gas disponible

9. Condiciones superficiales de operación y restricciones

10. Tamaño y longitud de la línea de descarga


Numero Máximo de ciclos posible para completar una operación

Numero Máximo de ciclos posible para completar una operación depende de la distancia o profundidad desde donde viaja el fluido y la velocidad a la cual viaja, si el nivel de operación es poco profundo es posible completar un ciclo de operación cada 5 minutos, pero si el nivel esta por ejemplo a 8000 pies o mas será cada 15 a 20 minutos.

Ejemplo: tiempo de inyección 5 minutos + tiempo Viaje 5 minutos+ tiempo de recarga 10 minutos = 20 minutos serán máximo 3 descargas por hora o sea 72 descargas al día y si cada descarga nos trae un bache de liquido de 2 bls , la producción obtenida será de = 144 BPD brutos


5.- Conceptos fundamentales del diseño de BNI

Clasificación de la presión de fondo del pozo y el Índice de Productividad

Presión de fondo del pozo

Índice de Productividad

Soporta una columna de fluido del la Profundidad total del pozo

Intermedia del 40 al 70 %

Baja Menor del 40 %

Mayor de 1.0

De 0 .3 a 1

Menor de 0.3

Alto

Intermedio

Bajo

Alta 70 % o más


Como Definir si un pozo debe operar con BN Continuo o Intermitente

PFC IP BNC o BNI

ALTA ALTO CONTINUO

ALTA MEDIO CONT. O INTERM.

ALTA BAJO INTERMITENTE

MEDIA ALTO CONTINUO

MEDIA MEDIO CONT. O INTERM.

MEDIA BAJO INTERMITENTE

BAJA ALTO INTERMITENTE

BAJA MEDIO INTERMITENTE

BAJA BAJO INTERMITENTE


Rango obtenible de Producción


Rango de Presión mínima recomendable


Velocidad de Ascenso Optima y diámetro de puerto en válvula de B.N.


Se recomienda aumentar el diámetro de puerto de la válvula de BN y en algunos pozos de baja productividad disminuir el diámetro de T.P. o Introducir T.F.


Relación Gas Inyectado Liquido.

RGIL


Eficiencia Optima contra la Real

Eficiencia Volumétrica %

COMPORTAMIENTO FLUYENTE 02 MODIFICADO

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