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ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE “BOLIVIA”

RECUPERACION PRIMARIA

ARO VILLCA JHOSELIN C3789-3

BALDERRAMA SAIRE JOEL GELMY C4132-7

FORONDA ESPINOZA EMELY C3796-6

HUANACO CHOQUE JHESIT ANGELA C3936-5

JIMENEZ SALAZAR BRANDON JUNNYOR C3804-0

LIMA IRIGOYEN VIVIANA KAREN C3807-5

MOLLO FLORES LENA LIZBET C4079-7

SANCHEZ QUISPE LUIGY DANIEL C3951-9

SEJAS FERNANDEZ EDSON ALEX C3549-1

COCHABAMBA, 2014

1. INTRODUCCIÓN

La producción primaria se define como la recuperación de hidrocarburo asociada a

mecanismos naturales de empuje en un yacimiento, como expansión de la roca y el

fluido, gas disuelto, acuífero activo, casquete de gas o bien drene gravitacional, en

yacimientos naturalmente fracturados, adicionalmente se tiene un mecanismo adicional

denominado exudación, que consiste básicamente en la acción combinada de fuerzas

capilares y gravitacionales, las cuales originan la expulsión de los hidrocarburos de la

matriz a la fractura.

Durante esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento, ocurre por energía propia

de él. En ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar

los fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario diseñar e instalar un sistema

artificial de producción que permita recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar

cualquier proceso de mayor costo y de tecnología sofisticada.

Durante la vida productiva de los yacimientos, la presión tiende a disminuir debido a la

explotación del campo, a tal grado que los pozos productores dejan de fluir de forma

natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presión pueden ser originadas

por daños en los pozos, ocasionados principalmente por la misma operación,

generalmente este daño es removido mediante limpieza y estimulaciones.

Cuando no se tiene año en la formación y el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las

instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema artificial de producción,

acorde a las características del campo. Es necesario efectuar un estudio en el que

involucre los diferentes sistemas artificiales, como son: bombeo mecánico, neumático y

electrocentrífugo, los cuales permiten ayudar a vencer las caidas de presión y

mantener el pozo fluyendo para así mantener la plataforma de producción

comprometida.

Si aún así, ya con un sistema de producción implantado, existe una baja aportación de

hidrocarburos del yacimiento al pozo, debe analizarse la posibilidad de aplicar un

proceso de mantenimiento de presión ,ó bien , de desplazamiento.

Cuando un pozo llega al fin de su vida de flujo natural, surge la pregunta de ¿qué

método debe utilizarse para mantenerlo en producción?. Para el caso de este proyecto

se considera la solución de suministrar energía en la forma de gas para ayudar a elevar

los líquidos de la formación por la tubería de producción. En este trabajo se plantea

utilizar el bombeo neumático de flujo continuo. El gas inyectado origina que la presión

que ejerce la carga del fluido sobre la formación disminuya debido a la reducción de la

densidad de dicho fluido y por otro lado la expansión del gas inyectado con el

consecuente desplazamiento del fluido.

2. OBJETIVOS

2.1. Objetivo general

Obtener los conocimientos acerca de las ventajas y desventajas que nos ofrece los

distintos sistemas de recuperación primaria y en que nos beneficia en la producción

petrolera.

3. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

3.1. RECUPERACION PRIMARIA

Durante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto

del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.

En muchos yacimientos profundos la presión es mayor que la presión hidrostática, lo

que hace que el petróleo llegue a la superficie con el solo aporte energético del

yacimiento. A medida que se expanden los fluidos en el yacimiento, la presión tiende a

bajar en forma más o menos rápida según los mecanismos involucrados. En ciertos

casos, puede existir un mecanismo de compensación natural que reduzca

notablemente la velocidad de decaimiento de la presión, como la compactación de

sedimento (subsidencia), la migración de un acuífero activo o la lenta expansión de

una bolsa de gas.

Cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha reducido, se necesita un

aporte externo de energía para disminuir la presión en fondo de pozo. O bien se

bombea el crudo desde el fondo del pozo, o bien se utiliza el método del levantamiento

con gas; este consiste en inyectar gas en fondo de pozo de tal forma que el fluido

producido sea una mezcla de gas y petróleo de densidad suficientemente baja para

llegar a la superficie bajo el efecto de la presión del yacimiento.

El período de recuperación primaria tiene una duración variable, pero siempre se lleva

a cabo, ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el comportamiento del

yacimiento, las cuales son de primera importancia para la planificación de la

explotación ulterior.

La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha bajado

demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado importantes de

otros fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación primaria del crudo

originalmente en sitio es en promedio del orden de 10-15% pero puede ser tan bajo

como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar 20% y aún mas en yacimientos

que poseen una baja permeabilidad y una bolsa de gas o un acuífero activo.

Antaño se explotaba el yacimiento en recuperación primaria hasta que los gastos de

explotación se vuelvan prohibitivos, en cuyo momento se pasaba a los métodos de

recuperación secundaria. Hoy en día se inician las operaciones de recuperación

secundaria mucho antes de llegar a este punto, y la escogencia del método de

explotación en un yacimiento o en una parte de un yacimiento obedece a criterios de

optimización.

3.2. SISTEMAS DE BOMBEO ARTIFICIAL

3.2.1. BOMBEO MECANICO

Para un determinado paso de presión en el yacimiento se tiene que la energía natural

que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, es en este momento cuando se recurre

al uso de un mecanismo artificial para continuar extrayendo hidrocarburos, para este

caso dicho mecanismo es el bombeo mecánico.

El bombeo mecánico es un procedimiento de succión y transferencia casi continua del

petróleo hasta la superficie, considerando que el yacimiento posee una determinada

presión, la cual es suficiente para que el petróleo alcance un determinado nivel en el

pozo.

3.2.2. Funcionamiento del Bombeo Mecánico

La bomba se baja dentro la tubería de producción y se asienta en el fondo con el uso

de empacaduras. La bomba es accionada por medio de las varillas que le transmiten el

movimiento desde el aparato de bombeo (éste consta de un balancín al cual se le

transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, éstas se

accionan a través de una caja reductora movida por un motor).

El balancín de producción imparte un movimiento de sube y baja a la sarta de varillas

de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de

educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.

La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. Por un lado en la

carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera

para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. Por el otro, e En la

carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el

petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba.

La repetición continua del movimiento ascendente y descendente mantiene el flujo

hacia la superficie.

3.2.3. Partes del Bombeo Mecánico

Motor.

Manivela.

Contrapeso.

Balancín.

Cabezote.

Rienda.

Vástago pulido.

Prensa estopa.

Cabezal.

Tubería de educción.

Varilla de succión.

Revestidor.

Válvula vieja.

Bomba.

Válvula fija.

Yacimiento

3.2.4. Ventajas y Desventajas del Bombeo Mecánico

Las ventajas del bombeo mecánico son:

El diseño es poco complejo.

El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal de campo.

Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso.

Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de energía.

El equipo puede ser operar a temperatura elevadas.

Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control

de la taza de producción.

Las desventajas y limitaciones del bombeo mecánico son:

La efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la

presencia del gas.

La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del equipo.

Requiere altos costos y mantenimiento.

Posee profundidades limitadas.

El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.

La taza de producción declinan rápidamente.

3.3. BOMBA ELECTROSUMERGIBLE “BES”

El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial aplicado para

desplazar volúmenes de crudo con una alta eficiencia y economía, en yacimientos

potencial mente rentables (o en su defecto con grandes prospectivas) y en pozos

profundos, con el objeto de manejar altas tasas de flujo.

Este método es aplicado generalmente cuando se presentan los siguientes casos:

Alto índice de productividad

Baja presión de fondo

Alta relación agua-petróleo

Baja relación gas-petróleo

El BES se basa en la utilización de bombas centrífugas (de múltiples etapas) de

subsuelo ubicadas en el fondo del pozo, estas son accionadas por motores eléctricos.

El BES tiene un rango de capacidades que va desde 200 a 9000 BPD, trabaja a

profundidades entre los 12000 y 15000 pies, el rango de eficiencia está entre 18 – 68%

y puede ser usado en pozos tanto verticales como desviados o inclinados.

3.3.1. Descripción del Equipo de Bombeo Electrosumergible

Una unidad típica de bombeo electrocentrífugo sumergido está constituida en el fondo

del pozo por los componentes:

motor eléctrico

protector

sección de entrada

bomba electrocentrífuga

cable conductor

Las partes superficiales son:

cabezal

cable superficial

Tablero de control

transformador.

Figura 4: Distribución de los componentes del aparejo en la forma tradicional como quedan

colocados en el pozo.

3.3.2. Ventajas y Desventajas del Bombeo Electrosumergible

El bombeo electrosumergible presenta las siguientes ventajas:

Los costos de levantamiento para grandes volúmenes son bajos.

Es usado en pozos verticales y desviados.

Pueden manejar tasas de producción alrededor de 200 – 90000 BPD.

Este tipo de instalaciones no impacta fuertemente en las zonas urbanas.

Bajo mantenimiento.

Se facilita el monitoreo de presiones y temperaturas de fondo del hoyo, a través

del uso de sensores.

Puede ser manejado en pozos con grandes cortes de agua y baja relación gas-

líquido.Alta resistencia en ambientes corrosivos dentro del hoy.

El bombeo electrosumergible presenta las siguientes desventajas:

Es imprescindible la corriente eléctrica, se requiere de altos voltajes.

Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas.

Los cables dificultan el corrido de la tubería de producción.

No es recomendable usar cuando hay alta producción de sólidos.

No es funcional a altas profundidades debido al costo del cable, a posibles

problemas operacionales y a los requerimientos de alta potencia de superficie.

Con la presencia de gas libre en la bomba, no puede funcionar ya que impide el

levantamiento.

Las bombas están afectadas por: temperatura de fondo y producción de arena.

3.4. SISTEMA DE BOMBEO POR GAS LIFT

El sistema de levantamiento artificial por bombeo neumático (Gas Lift) está

considerado uno de los sistemas más flexibles y de mayor capacidad extractiva en la

industria de la explotación de hidrocarburos. El Levantamiento Artificial por Inyección

de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión

relativamente alta (250 PSI como mínima) como fuente externa de energía. El gas es

inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas

inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo

su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los

fluidos desde el fondo hasta la superficie.

3.4.1. Tipos de Levantamiento Artificial por Gas

Inyección de gas por flujo continuo: Se considera una extensión del método de

producción por flujo natural esto consiste en suplir el gas de formación mediante la

inyección continua de gas en la columna de fluidos, con la finalidad de aligerar el peso

de ésta; se obtiene aumento de la diferencia de presión para obtener mayor

producción, se inyecta a través de válvulas colocadas en el pozo y la tasa de inyección

depende de la tasa de producción deseada. Se clasifica en los siguientes tipos:

Gas Lift a flujo abierto.

Gas Lift a flujo semicerrado.

Gas Lift a flujo cerrado.

Inyección de gas por flujo intermitente: Se inyecta cíclica e instantáneamente un

alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción, con el propósito de

desplazar, hasta la superficie, la columna o tapón de fluido que aporta la arena por

encima del punto de inyección. Se clasifica en los siguientes tipos:

Gas Lift a flujo semicerrado.

Gas Lift a flujo cerrado

3.4.2. Ventajas y Desventajas del Levantamiento Artificial por Gas

Ventajas del Método de Levantamiento Artificial por Gas:

Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas

Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales

Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena

Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma

El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo

Bajo costo de operación

Desventajas del Método de Levantamiento Artificial por Gas:

Se requiere una fuente de gas de alta presión

No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y

líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro

El gas de inyección debe ser tratado

No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso.

Su diseño es laborioso

Aplicable a pozos de hasta más de 10.000 pies

3.5. BOMBEO HIDRÁULICO

Un sistema de bombeo hidráulico, como los que actualmente se ofrecen en el

mercado, toma su líquido de un reservorio de fluido motriz en la superficie, lo pasa a

través de una bomba reciprocante múltiplex a pistón en superficie para incrementar la

presión de líquido, e inyecta el líquido a presión dentro de pozo a través de una sarta

de tubería a la bomba de subsuelo que permite llevar la producción junto con el fluido

motriz a superficie.

3.5.1. Funcionamiento del Bombeo Hidráulico

Cuando el pistón del motor llega al final de la carrera descendente, el diámetro

reducido en la parte superior del vástago de válvula permite la entrada del fluido a alta

presión, debajo de la válvula del motor. Debido a que la válvula tiene mayor área en la

parte inferior que en la superior, se desplazara hacia arriba, como consecuencia de la

fuerza resultante al actuar una misma presión sobre zonas distintas y en direcciones

opuestas. Cuando la válvula de motor está en la posición superior, las trayectorias del

flujo hacia el pistón se invierten, comenzando la carrera ascendente de la bomba.

            Cuando el pistón del motor llega al final de la carrera ascendente, el diámetro

reducido del extremo inferior del vástago de válvula conecta el área debajo de la

válvula a la descarga. Con la alta presión por encima de la válvula y solamente la

presión de descarga abajo, la válvula se desplazara a su posición superior y se

repetirá el ciclo.

3.5.2. Ventajas y Desventajas del Bombeo Hidráulico

Ventajas del bombeo hidráulico:

Pueden ser usados en pozos profundos (+/- 18000 pies).

No requieren taladro para remover el equipo de subsuelo.

Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitios

inaccesibles.

Varios pozos pueden ser controlados y operados desde una instalación

central de control.

Puede manejar bajas concentraciones de arena

Desventajas del bombeo hidráulico:

Costo inicial alto

Las instalaciones de superficie presentan mayor riesgo, por la presencia

de altas presiones.

Altos costos en la reparación del equipo.

No es recomendable en pozos de alto RGP.

Problemas de corrosión.

El diseño es complejo.

4. CONCLUSIONES

Inicialmente todo pozo producirá por flujo natural.

Los Métodos de   Levantamiento Artificial suplen la energía del pozo

El Bombeo Mecánico opera a temperaturas elevadas

El Bombeo Mecánico es aplicable en crudos pesados y altamente viscosos

El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es ideal para pozos con alta

RGL y con  producción de arena

El  LAG es sencillo y de bajo costo

La  presencia de arena afecta a todos los métodos de levantamiento  artificial,

menos al LAG.

El Bombeo Electrosumergible levanta altos volúmenes de fluido

El Bombeo Electrosumergible es aplicable en costa afuera

El Bombeo Electrosumergible maneja alto cortes de agua

El Bombeo de Cavidad Progresiva tiene bajo costo de instalación y

mantenimiento

El BCG bombea crudos viscosos

El Bombeo Hidráulico puede ser usado en pozos profundos

El Bombeo Hidráulico no es recomendable en pozos de alto RGP.

5. BIBLIOGRAFIA

http://www.ciac-idr.com/index.php?p=3700

http://www.monografias.com/trabajos63/metodos-levantamiento

artificial/metodos-levantamiento-artificial2.shtml

http://www.weatherford.com/dn/WFT200317

http://www.monografias.com/trabajos63/metodos-levantamiento-

artificial/metodos-levantamiento-artificial2.shtml

https://www.sites.google.com/site/capacitacionctisolari/bes

6. ANEXOS