Curso de Levantamiento Artificial de Pozos

7/29/2019 Curso de Levantamiento Artificial de Pozos

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BIENVENIDOS



Diseño de Sistemas de LevantamientoArtificial de Pozos BM y BES

Facilitador: Ing. Felipe Mendoza



CONTENIDO DEL CURSO:

01.- Capacidad de Producción de un Pozo por Flujo Natural.02.- Métodos de Levantamiento Artificial de Pozos.03.- Diseño de Sistemas de Levantamiento de Artificial dePozos por Bombeo Mecánico (BM )

04.- Diseño de Sistemas de Levantamiento de Artificial dePozos por Bombeo ElectroSumergible (BES)



01.- Determinación de la Capacidadde Producción de un Pozo.



PRODUCCION DE HIDROCARBUROS

Sistemas de Levantamiento Artificial de Pozos



Un pozo productor de petróleo o de gas es un hoyo construido en el subsuelo para

alcanzar un depósito de hidrocarburos y facilitar la extracción de los mismos.

El Pozo debe cumplir con las siguientes funciones:

- Permitir el acceso al depósito de hidrocarburos bajo la tierra.- Conectar las formaciones productoras con la superficie.- Permitir que el hidrocarburo alcance la superficie terrestre en forma segura yefectiva.- Dar soporte al equipo de superficie para controlar la producción y permitir sumantenimiento(operaciones de guayafina, workover, etc.).

POZO PRODUCTOR O DE DESARROLLO




PROCESO DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS PRODUCTORES




COMPLETACIÓN DEL FONDO DEL POZO

Hoyo desnudo Liner ranurado Liner

cementado ycañoneado

Liner

preempacadocon empaquecado con grava

en hoyodesnudo

Liner

preempacado conempaque con grava

dentro de linerexterno cementado

y cañoneado

Formaciones consolidadas__________ Formaciones no consolidadas




COMPLETACIÓN DE LA PARTE SUPERIOR DEL POZO

Sin tuberia Sencilla simple Sencilla selectiva Doble simple

_________Sencilla__________ Monobore_ Multiple




CABEZAL DE PRODUCCIÓN

Y LINEA DE FLUJO




MULTIPLES DE PRODUCCIÓN Y SEPARADOR




TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO




SISTEMAS DE RECOLECCION Y DISTRIBUCION DE GAS




PLANTA COMPRESORA DE GAS




-VIDEO: Procedimientos para la construcción ycompletación de un pozo productor.







El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de losfluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo.

El Sistema de producción y sus componentes




Caídas de Presión en el Sistema de Producción




Representación grafica de caídas de presiones en el sistema de producción




La Ecuación de Darcy paraflujo radial permite estimar latasa de producción de petróleo que será capaz deaportar un área de drenaje deforma circular hacia el pozo productor bajo condiciones de

flujo continuo.

Ecuaciones de flujo para estado continuo.




Para yacimientos sub-saturados (Pwf >Pb)

- El termino μo.Bo es aproximadamente constante y por lo tanto puede salir de laintegral.

- Kro es constante y también puede salir de la integral.

- El termino de turbulencia a’qo solo se aplica en pozos de gas, para pozos de petróleo es despreciable.

Simplificaciones de la Ecuación de Darcy:




Se define índice de productividad (J ) a la relación existente entre la tasa de

producción, qo , y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presiónfluyente en el fondo del pozo, (Pws- Pwf ).

De la ecuación de Darcy se puede obtener el índice de productividad, despejandola relación que define al J, es decir:

Índice de productividad de un pozo

J = constante ( per iodos cortos)




En las ecuaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había asumido

solo flujo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la delíquido, ql, conocida también como tasa bruta de liquido, ya que incluye el agua producida.

Índice de productividad de un pozo

Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/l pc:

Baja productividad: J < 0,5 Productividad media: 0,5 < J < 1,0

Alta Productividad : 1,0 < J < 2,0

Excelente productividad: J > 2,0




La curva IPR o comportamiento de afluencia de la formaciones productoras, es

la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwf, y las tasas de producción de líquido ql que el yacimiento puede aportar al pozo para cada unade dichas presiones. Es decir para cada Pwf existe una tasa de producción delíquido ql, que se puede obtener de la definición del índice de productividad:

ql= J.(Pws - Pwf)

IPR (Inflow Performance Relationships)

J y Pws = constantes ql = f (Pwf)




IPR Lineal

Para yacimientos subsaturados , la representación gráfica de Pwf en función de ql es

una línea recta en papel cartesiano.




Ecuación de Vogel

En yacimientos saturados (Pwf<Pb) existe flujo de dos fases: una liquida(petróleo) y otra gaseosa (gas libre).. Para este caso se puede obtener la IPR encaso de tener flujo bifásico en el yacimiento utilizando la Ecuación de Vogel.




En yacimientos reales existirá flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwf> Pb yflujo bifásico para Pwf< Pb. En estos casos la IPR tendrá un comportamientolineal para Pwf mayores o iguales a Pb y un comportamiento tipo Vogel para Pwf

menores a Pb tal como se muestra en la siguiente figura.

Flujo combinado de gas y petróleo en yacimientos reales




Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen ecuaciones particulares:

I) En la parte recta de la IPR, q ≤ qb ó Pwf ≥ Pb, se cumple:

q = J .(Pws − Pwfs) donde

CONSTRUCCION DE LA CURVA IPR PARA FLUJO COMBINADO DEPETROLEO Y GAS

II) En la sección curva de la IPR, q > qb ó Pwf < Pb, se cumple:

donde


Si d L i A ifi i l d P



Para cada presión fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena) el área

de drenaje del yacimiento quedará sometida a un diferencial de presión quedependerá de la energía del yacimiento ( Pws-Pwfs), este diferencial provocará

el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo y la mayor o menor tasa de producción aportada dependerá fundamentalmente del índice de productividaddel pozo.

COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA LAS FORMACIONES PRODUCTORAS.

La I PR se considerará en lo sucesivo como una curva de oferta de energía , la

cual representa la energía que posee el flui do que llega al fondo del pozo

f luyendo desde el yacimiento para cualquier tasa de producción (Pwfs vs qo).


Si t d L t i t A tifi i l d P



USO DEL PROGRAMA PETROCALC 8


Si t d L t i t A tifi i l d P



CONSTRUCCION DE LA CURVA IPR PARA FLUJO COMBINADO DEPETROLEO Y GAS.





ACTIVIDAD PRACTICA # 1

- MANEJO DEL PROGRAMA PETROCALC.

-CONSTRUIR LA CURVA DE OFERTA DE ENERGIA PARAUN POZO PRODUCTOR .





El estudio del comportamiento del flujo multifásico en tuberías permite estimar la presión requerida en el fondo del pozo para transportar un determinado caudal de

producción hasta la estación de flujo en la superficie. El objetivo del estudio esdeterminar mediante el uso de correlaciones de flujo multifásico en tuberías(FMT), la habilidad que tiene un pozo para extraer fluidos del yacimiento.

COMPORTAMIENTO DEL FLUJO MULTIFÁSICO EN EL POZO

Durante el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador en laestación de flujo existen pérdidas de energía tanto en el pozo como en la línea de flujoen la superficie. Las fuentes de pérdidas de energía provienen de los efectosgravitacionales, fricción y cambios de energía cinética.





Ecuación general del gradiente de presión dinámica El punto de partida de las diferentes correlaciones de FMT es la ecuación general delgradiente de presión para flujo monofásico la cual puede escribirse de la siguientemanera: .

Para flujo multifásico esta ecuación se complica aun mas, por lo que esindispensable el uso de simuladores de flujo multifásico ya que el cálculo de

caídas de presión ΔP es iterativo en presión y en algunos casos más rigurosositerativos en temperatura y presión.





Uso de correlaciones de flujo multifásico para calculo de caídas depresión ΔP en tuberías

Cuando no se tiene a mano simuladores de flujo multifásico, se pueden utilizar

correlaciones para flujo multifásico para el calculo de caídas de presiones entuberías, las cuales cubren un amplio rango de tasas de producción y todos lostamaños típicos de tuberías.


Entre estas correlaciones se encuentran las siguientes:

Para flujo horizontal: Beggs & Brill, Duckler y colaboradores, Eaton ycolaboradores, etc.

Para flujo vertical: Hagedorn & Brown, Duns & Ros, Orkiszewski, Beggs &Brill, Ansari, Gilbert, etc.




Correlaciones de flujo multifásico mas utilizadas en tuberías Corr elación de Orki szewski .

Corr elación de Duns & Ros.





CURVA DE GRADIENTE DE PRESION





USO DE LAS CURVAS DE GRADIENTE DE PRESIÓN Las curvas de gradiente de presión publicadas en la literatura representanaceptablemente el flujo multifásico en tuberías. En las siguientes figuras se ilustra el procedimiento para el uso de estas curvas tanto para flujo horizontal como vertical.




Una vez conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía enla línea de flujo, Δ Pl, se puede obtener la presión requerida en el cabezal, Pwh, de la

siguiente manera:

Pwh = Psep + ΔPl

Similarmente, una vez conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en el pozo, Δ Pp, se puede obtener la presión requerida en elfondo, Pwf, de la siguiente manera:

Pwf = Pwh + ΔPp

Cálculo de la presión requerida en el fondo del pozo

Cálculo de la presión requerida en el cabezal




Caídas de Presión en el Sistema de Producción




CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA DE DEMANDA DE ENERGÍA Si se evalúan las Pwh y las Pwf requeridas para obtener distintas tasas de

producción y se grafican v.s. la tasa de producción respectiva q, se obtienen las

curvas de demanda de energía en el cabezal y fondo del pozo respectivamente. Lasiguiente figura muestra las curvas de demanda de energía mencionadas, observe

para un caudal dado la representación de las pérdidas de presión en la línea, ΔPl, yen el pozo, ΔPp.




ACTIVIDAD PRACTICA # 2

-CONSTRUIR LA CURVA DE DEMANDA DE ENERGIA DE

UN POZO .




CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL POZO POR FLUJO NATURAL La capacidad de producción del pozo en flujo natural lo establece la tasa de producción para la cual la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento se iguala ala capacidad de extracción de fluidos del pozo. Esta tasa representa la máximatasa de producción a la cual el pozo puede producir por flujo natural.

Para obtener gráficamente la tasa de producción antes mencionada se debe dibujar en la misma grafica las curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo,tal como se muestra a continuación:




BALANCE DE ENERGIA EN EL POZO EN BASE A NODOS(ANALISIS NODAL)

nodo




BALANCE DE ENERGIA EN EL POZO EN BASE A NODOS(ANALISIS NODAL) nodo




Para obtener una solución analítica se debe utilizar un procedimiento de ensayo yerror asumiendo varias tasas de flujo y para cada una de ellas determinar la Pwf deoferta (Pws→Pwfs→Pwf) y la Pwf de demanda (Psep→Pwh→Pwf) luego conalgoritmos matemáticos acelerar la convergencia hasta que Pwf oferta ≈ Pwf demanda. Este es la forma de trabajo de algunos de los diferentes softwares

conocidos de Analisis Nodal que hay disponible en el mercado.

ANALISIS NODAL




EJERCICIO PRACTICO # 3

- DETERMINAR LA CAPACIDAD DE PRODUCCION DE UN

POZO.



02.- Métodos de Levantamiento Artificialde Pozos.




CURVA DE DEMANDA

CURVA DE OFERTATASA REAL DEPRODUCCION

Introducción

Cuando el pozo deja de producir por flujo natural, se requiere el uso de una

fuente externa de energía para conciliar la oferta con la demand de aenergía

en el pozo. La utilización de esta fuente de energía con el fin de levantar losfluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, es lo que se denomina

levantamiento artificial.

El propósito de los diferentes métodos de levantamiento artificial esminimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación

productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del

yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que

generen problemas de producción: arenamiento, conificación de agua, etc.




DIAGRAMA DE UN POZO FLUYENTE

CURVA DE DEMANDA

CURVA DE OFERTATASA REAL DE

PRODUCCION

CAPACIDAD DE PRODUCCION




DISMINUCION DE LA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN Y MUERTEDEL POZO

La capacidad de producción del pozo en flujo natural disminuye a través del tiempo bien sea por que la energía del yacimiento disminuye sustancialmente y/o disminuyeel índice de productividad o por que la columna de fluido se hace cada vez más

pesada debido al aumento del corte de agua del pozo. Puede llegar el momento dondeel pozo comienza a producir en forma intermitente y finalmente muere.

CURVA DE OFERTA

CURVA DE DEMANDA




FACTORES QUE PROVOCAN DISMINUCION DE LA CAPACIDADDE PRODUCCION DE UN POZO

Aumento del Corte de Agua Disminucion de la energia del yacimiento




AUMENTANDO OFERTA

qL

FORMAS DE REACTIVAR LA PRODUCCION DE UN POZO MUERTO




PRINCIPALES METODOS UTILIZADOS PARA EL LEVANTAMIENTOARTIFICIAL DE POZOS




PDV

ORIENTEBMC 1875

LAG 770

BCP 457BES 120

FN 360ORIENTE

PDV

OCCIDENTELAG 5577

BMC 5299

BCP 296

BES 1

BH 2

FN 335

LAGO DE

MARACAIBO

PDV

SURBES 167

BMC 94

BCP 1

FN 7

BARINAS

APURE

SITUACION A MAYO 1998

PRINCIPALES METODOS DE PRODUCCION UTILIZADOS EN VENEZUELA




DISTRIBUCION DE LOS METODOS POR POZOS ACTIVOS

FN

6%LAG42%

BMC45%

BES3%

BCP4%

15.200 POZOSMayo 1998




DISTRIBUCION DE LA PRODUCCION POR METODOS

FN

35%

BMC16%

LAG

34%

BCP5%

BES10%

3.160.000 B/DMayo 1998




EJERCICIO PRACTICO # 4

-REALIZAR UN RESUMEN ESTADISTICO DE LOSMETODO DE PRODUCCION POR POZO Y LA

PRODUCCION POR METODOS UTILIZADOS EN CADACAMPO Y EN TODO EL DISTRITO SAN TOMÈ.



LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL POR GAS(GASLIFT)




El levantamiento artificial por gas es un sistema artificial de producción

utilizado en los pozos petroleros para poder levantar los fluidos a la

superficie. En este sistema se utiliza gas a una presión relativamente alta

(1200 lb/plg2 como mínimo) para poder aligerar la columna de fluido y de este

modo permitir al pozo fluir hacia la superficie.

INTRODUCCION

El gas inyectado desde el revestidor hacia la tuber ía de producción, origina

que la presión que ejerce la columna de fluido contenida dentro de la tuber íade producción sobre la formación disminuya debido a la reducción de la

densidad de dicho fluido obteniéndose así un diferencial de presión entre elyacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente y por

otro lado la expansión del gas inyectado debido a la reducción de la presión,

produce el consecuente arrastre o desplazamiento del fluido a la superficie,

todo lo cual se traduce en una disminución de la demanda de energía que

requiere el fluido para llegar a la superficie.




Rangos de Aplicación:

-Caudal ( BPD) 20 a 10000

-Gravedad ( ºAPI) 12 a 45

-- Viscosidad ( cP) > a 5

-Temperatura (ºF) Hasta 280

-Manejo de Gas Ilimitado

- Revestidor > 4 1/2”




INSTALACIONES SUPERFICIALES DE UN POZO PRODUCTOR

POR GASLIFT




PARTES PRINCIPALES VALVULAS DE GASLIFT

PARTES DE UN POZO POR GASLIFT

Un pozo de LAG consta básicamente en superficie de un cabezal de producción y el

equipo asociado, la línea de flujo, el separador, los equipos de medición y control, fuente

de gas de levantamiento de alta presión y las líneas de distribución del gas. El equipo de

producción de subsuelo consiste en una o varias piezas tubulares denominadas

mandriles, en los cuales se insertan o enroscan a las válvula de levantamiento, a través

de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido de producción. El equipo de subsuelo

representa la base para el funcionamiento del LAG y está constituido principalmente por las válvulas de LAG y los mandriles.


http://www.monografias.com/trabajos15/la-estadistica/la-estadistica.shtml








VALVULAS DE GASLIFT

Las válvulas de inyección de gas constituyen los elementos más importantes en un

sistema de producción por gaslift, ya que son las responsables de la inyección y

regulación del gas a alta presión desde el revestidor hacia la tuber ía de producción. Las

válvulas de gaslift están disponibles comercialmente en los siguientes diámetros: 5 / 8-

in., 1-in., y 1 1/2-in.

MANDRILES




MANDRILES

PARTES DE UNA VALVULA DE GASLIFT

Las partes que componen una válvula de LAG son: 1.- Cuerpo de la válvula. 2.- Elemento de carga (resorte, gas o una combinación de ambas) 3.- Elemento de respuesta a una presión (fuelle de metal, pistón o diafragma de hule). 4.- Elemento de transmisión (diafragma de hule ó vástago de metal). 5.- Elemento medidor (orificio o asiento de la válvula)




Según su mecanismo de funcionamiento, las válvulas de gaslift se clasifican en dos tiposprincipales de válvulas:

1.- Válvulas operadas por la presión de inyección: Cuyo funcionamiento depende de

la presión del gas de inyección contenido en el revestidor.

2.- Válvulas operadas por la presión de la tuber í a de producción: Cuyo

funcionamiento depende de la presión del fluido contenido en la tuber ía de producci ón.

TIPOS DE VALVULAS DE GASLIFT




MANDRILES PARA VALVULAS DE GASLIFT

El mandril es una sección tubular que permite colocar la válvula a la profundidad deseada y permite el paso del gas, desde el espacio anular hacia la válvula de LAG. Puede ser de 2tipos:1.- Mandril convencionalEn el cual la válvula baja al pozo directamente enrroscada en la tubería. Para reemplazarlahay que sacar toda la sarta de producción.

MANDRILCONVENCIONAL

MANDRIL DEBOLSILLO

2.- Mandril de bolsillo o con válvulas recuperablesEn este la válvula baja al pozo directamente insertada en la tubería. Para reemplazarla hayque pescarla con una herramienta especial con guaya fina por dentro de la tubería de

producción.

Diplomado en Tecnología y Gestión de los Procesos de Crudo y Gas



Existen dos tipos de levantamiento artificial por gas:

Levantamiento artificial por gas continúo: En este método un volumen continuo degas a alta presión es inyectado dentro de la tubería de producción para aligerar la columna defluidos hasta obtener una diferencial de presión suficiente a través de la cara de la formación yde este modo permitir fluir al pozo a un gasto deseado. Lo anterior se logra mediante unaválvula de flujo, la cual permite un posible punto de inyección profundo de presión disponibley una válvula para regular el gas inyectado desde la superficie.

El sistema es factible de aplicarse en pozos de alto índice de productividad (>0.5 bl/día/Ib/pg2) y presión de fondorelativamente alta (columna hidrostática 50% de la

profundidad del pozo) así como utilizando diversosdiámetros de T.P., dependiendo del caudal de produccióndeseado. De este modo se pueden tener gastos entre 200 -20000 bl/día a través de sartas de T.P. de diámetro común yhasta 80000 bl/día produciendo por T.R.; aún más se puedentener gastos tan bajos como 25 bl/día a través de tubería de

diámetro reducido (del tipo macarroni).

Flujo Continuo

Tipos de Gaslift




Levantamiento artificial por gas Intermitente: En este método consiste en inyectar unvolumen de gas a alta presión por el espacio anular hacia la T.P. en forma cíclica, es decir, periódicamente inyectar un determinado volumen de gas por medio de un regulador, uninterruptor o ambos. De igual manera, en este sistema se emplea una válvula insertada en laT.P. a través de la cual, el gas de inyección pasará del espacio anular a la T.P. para levantar losfluidos a la superficie y un controlador superficial cíclico de tiempo en la superficie. Cuandola válvula superficial de gaslift intermitente abre, expulsa hacia la superficie al fluido de laformación que se acumuló dentro de la T.P., en forma de bache. Después de que la válvulacierra, la formación continua aportando fluido al pozo, hasta alcanzar un determinadovolumen de fluido con el que se inicie otro ciclo; dicho ciclo es regulado para que coincidacon el gasto de llenado del fluido de formación al pozo. En el gaslift intermitente puedenutilizarse puntos múltiples de inyección del gas a través de más de una válvula subsuperficial.

Este sistema se recomienda para pozos con las característicassiguientes:a) Alto índice de productividad ( > 0.5 bl/d!a/lb/pg2) y bajas presionesde fondo (columna hidrostática ≤ 30% profundidad del pozo). b) Bajo índice de productividad ( < 0.5 bl/d!a/lb/pg2) con bajas presiones de fondo

Tipos de Gaslift




Las instalaciones de LAG pueden ser: cerradas, semicerradas y abiertas. Las cerradas

son aquellas provistas de empacadura y válvula fija de retención de líquido, las

semicerradas poseen empacaduras, pero sin válvula fija; y las abiertas no utilizan

empacaduras, ni válvula fija. Las instalaciones cerradas y semicerradas se usan para flujo

por la tuber ía de producción o por el anular.

Tipos de instalaciones de gaslift




MOTOCOMPRESOR DE GAS




MULTIPLE DE DISTRIBUCION DE GAS A ALTA PRESION




SISTEMA DE MEDICION DE GAS INYECTADO




La información que aporta el disco de dos presiones del cabezal del pozo, además de

resultar muy económico, es de gran utilidad para diagnosticar el comportamiento de un

pozo de LAG.

PRESION DE

REVESTIDOR

PRESION DETUBERIA

DIAGNOSTICO DE FALLAS EN UN POZO DE LAG.




1. Se aplica para crudos medianos y livianos.

2. Relativo bajo costo de instalación y mantenimiento.

3. No requiere taladro para cambiar las válvulas.

4. En el mar, la plataforma puede ser pequeña.

5. Aplicable en pozos de alta RGP.6. Su diseño es flexible, puede operar a diferentes tasas.

7. Es poco afectado por la producción de arena.

8. La eficiencia es poco afectada por la desviación del

pozo.

9. El LAG continuo no tiene partes móviles, por lo que

alarga la vida del servicio.

10. La tubería es libre, por lo que se puede tomar presiones, cambiar zonas y limpiarlo con coiled-tubing.

11. Se puede aplicar en pozos profundos .

12. Aplicable en completaciones múltiples.

13. Fácil de instalar en revestidores pequeños.

14. Permite manejar grandes volúmenes de producción,

incluyendo la producción de agua y sedimentos.

15. Además cuenta con la flexibilidad de distribuir gas a

varios pozos con una sola planta de compresión, y de

recuperar las válvulas con guaya fina o tubería

1. Necesita una fuente de gas y requiere

facilidades de compresión.

2. El personal técnico debe ser calificado.

3. Mayor riesgo debido a la alta presión de

gas.

4. No es económico en pozos distantes.

5. Si el gas de LAG es corrosivo, debe ser

tratado.

6. El revestidor de producción debe estar

en buenas condiciones.

PRINCIPALES VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL MÉTODO

Ventajas Desventajas



VIDEO: FUNCIONAMIENTO DEUN POZO POR GASLIFT



BOMBEO POR CAVIDADPROGRESIVA(BCP)




Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de desplazamiento

positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es generalmente

un elastómero, un motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se

obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la

succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator.

El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la superficie

hasta la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas.

Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar

altos volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua, así como tambiénson ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API.

Introducción

Rangos de Aplicación de Sistemas BCP


http://www.monografias.com/trabajos6/auti/auti.shtml



http://www.monografias.com/trabajos37/gravedad-api-densidad/gravedad-api-densidad.shtml









Rangos de Aplicación de Sistemas BCP. El sistema de bombeo de cavidad progresiva es muy versátil ya que es aplicable en:

- Crudos medianos, pesados y extra pesados. (gravedad API comprendida entre 8.5 a

25 ºAPI).

- Bajas, medianas y altas tasas de producción. (caudal desde 50 hasta 6000 BFPD).

- Crudos arenosos, parafínicos y viscosos. (viscosidades entre 5.0 y 48000 cps).

- Pozos verticales, inclinados, desviados y horizontales. (profundidades hasta 8000

pies).

- En temperaturas inferiores a 350 ºF.- Permite liberar capacidad de compresión y gas en relación a los pozos de gas lift.

Limitaciones de los Sistemas BCP. Capacidad de desplazamiento real de hasta 2.000 bls/día (máximo de 4.000 bls/día).

Capacidad de levantamiento real de hasta 6.000 pies (máximo de 10.500 pies).

Resistencia a la temperatura de hasta 280°F (máximo de 350°F).

Alta sensibilidad a los fluidos producidos. (ácido sulfúrico, dióxido de carbono,diluente, agua de producción).

La presencia de gas libre afecta a la eficiencia volumétrica.

Alto riesgo de falla del estator cuando se opera en vacío.

Desgaste por contacto de las cabillas y la tubería, acentuado según la severidad de

curvatura del hoyo.

La remoción de la tubería es necesaria para sustituir el estator, en caso de falla.Los sistemas están propensos a altas vibraciones en caso de operar a altas

velocidades.







CAJA REDUCTORA

CRUCETA DE PRODUCCION

MOTOR ELECTRICO

ARO ESPACIADOR

ASAS

LINEA DE FLUJO

BRIDA API 6B

ACOPLE

VALVULA DE 2”

PRENSA ESTOPAS

VALVULA DE 2”

(TOMA DE SONOLOG)

VARIADOR DE

FRECUENCIA

CABLE ELECTRICO

• SUPERVISION

• CONTROL

THP /CHP

AUTOMATIZACION

VARIADOR DE

FRECUENCIA

MOTOREDUCTOR

CABEZAL DE ROTACION

BOMBEO POR CAVIDAD PROGRESIVA

Equipos de Superficie del Sistema BCP




Equipos de Superficie del Sistema BCP.

Fuente de movimiento primario (motor).Es el que suministra y transmite el par motriz al eje de impulsión. Consta de un motor y de un

sistema reductor de velocidad. El motor que se utiliza es generalmente un motor eléctrico, pero

cualquier otro tipo de motor aceptable. El sistema reductor de velocidad puede ser de velocidad fija

o variable. La reducción de la velocidad fija se realiza con un conjunto de poleas y correas y/o con

una caja reductora.

Motovariadores mecánicos. En este sistema, el acople entre motor y caja reductora no es directo. En este caso, se realiza a

través de un conjunto variador de velocidad formado por correas y poleas de diámetro variable, el

cual cumple con la función de permitir el cambio de velocidad de rotación sin requerir la parada del

equipo ni el cambio de componentes. Los equipos donde se instalan los motovariadores tienen la

posibilidad de ser ajustados en un rango de velocidades desde 50 r.p.m. hasta 400 r.p.m.

Motorreductores.El rango de operación de las BCP es de 40 a 350 r.p.m. Al girar los motores eléctricos a una

velocidad nominal y fija de aproximadamente 1800 r.p.m, es necesario contar con una caja

reductora de una relación de transmisión adecuada para llevar la velocidad angular del motor a

velocidades mas cercanas a la requerida por la bomba, además de ser el elemento que suministrar á

el torque exigido por el sistema.

Variadores de frecuencia.

Rectifica la corriente alterna requerida por el motor y la modula electr ónicamente produciendo unaseñal de salida con frecuencia y voltaje diferente. Al variar la frecuencia, varia la velocidad de

rotación y al variar la velocidad de operación, var ía la producción.




Equipos de Fondo del Sistema BCP.




q p

La bomba. Consiste de un rotor helicoidal singular que gira alrededor de un mismo eje, dentro de

un estator helicoidal doble de mismo diámetro y del doble de longitud. El

desplazamiento de una bomba de cavidad progresiva además de ser función de la

velocidad de rotación, es directamente proporcional a tres constantes: el diámetro de

la sección transversal del rotor, la excentricidad (o radio de la hélice) y la longitud de la

hélice del estator. El desplazamiento por revolución puede variar con el tamaño delárea de la cavidad.

•Rotor: El rotor está fabricado con acero de alta resistencia mecanizado con precisión

y recubierto con una capa de material altamente resistente a la abrasión. Se conecta a

la sarta de cabillas (bombas de tuber ía) la cual le transmite el movimiento de rotación

desde la superficie (accionamiento o impulsor). Un rotor se fabrica a partir de una

barra cilíndrica de acero en un torno especial. Luego de ser mecanizado se recubrecon una capa de un material duro.

•Estator: El estator es un cilindro de acero (o tubo) revestido internamente con un

elastómero sintético (polímero de alto peso molecular) moldeado en forma de dos

hélices adherido fuertemente a dicho cilindro mediante un proceso especial. El estator

se baja al pozo con la tuber ía de producción (bombas tipo tubular o de tuber ía) o con

la sarta de cabillas (bombas tipo insertables).


http://www.monografias.com/trabajos13/cinemat/cinemat2.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/radio/radio.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/era/era.shtml






http://www.monografias.com/trabajos13/radio/radio.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/cinemat/cinemat2.shtml



ROTOR Y ESTATOR DE UNA BOMBA BCP.

Rotor

Estator




Niple de paro. (Tag Bar).

Es un tubo de pequeña longitud, el cual se instala debajo del estator (bombas

tubulares) y cuyas funciones son servir de punto tope al rotor cuando se realiza el

espaciamiento del mismo y brindar un espacio libre al rotor para permitir la libre

elongación de la sarta de cabillas durante la operación del sistema. Impide que el

rotor y/o las cabillas lleguen al fondo del pozo en caso de producirse rotura o

desconexión de estas últimas. Sirve de punto de conexión para accesorios tales

como anclas de gas, ancla anti-torque, filtros de Arena, etc.

Ancla antitorque.

El uso del ancla de torque evita el riesgo de desprendimiento o desenrosque de la

tubería, ocasionado por la combinación de los efectos de fricción y vibración. Su uso

no es obligatorio, como en el caso de bombas de bajo caudal, instaladas a poca

profundidad y/o girando a baja velocidad, que no tienen un torque importante y/o no

producen fuertes vibraciones.






Separador de gas o ancla de gas.

Se emplea en los casos extremos de no lograr una reducción adecuada de la

Relación Gas-Líquido (RGL). La función del angla de gas es la de separar el gas

libre del líquido y de hacer migrar el gas fuera de la bomba, hacia el espacio anular.

Esta separación es importante ya que la eficiencia volumétrica de las BCP, al igualque la de otros tipos de bombas, es afectada de manera significativa por la

presencia de gas libre en su interior.

Sarta de cabillas.

Transmite el movimiento giratorio producido por el motor de superficie al rotor, lo que

a su vez ocasiona que el rotor gire en dirección opuesta sobre el eje del estator,

manteniéndose ambos ejes paralelos. Dicho proceso permite la formación de

cavidades cerradas, delimitadas por el rotor y el estator, que se mueven axialmente

desde la admisión hasta la descarga de la bomba. La primera cabilla de la sarta, es

una barra pulida que opera con una empacadura de goma que impide el derrame de

los fluidos producidos

Cl ifi ió d l B b d C id d P i




Las bombas de cavidad progresiva destinadas a la extracción de petr óleo y gas, se

pueden clasificar como:

•Bombas tubulares: En este tipo de bombas, el estator y el rotor son elementos

totalmente independientes el uno del otro. El estator se baja en el pozo conectado a la

tuber ía de producción; debajo de él se conecta el niple de paro, ancla de torque, anclade gas, etc; y sobre él se instala el niple de maniobra, niple “X”, y finalmente la tuber íade producción. En cuanto al rotor, este se conecta y se baja al pozo con la sarta de

cabillas. En general esta bomba ofrece mayor capacidad volumétrica, no obstante, para

el reemplazo del estator se debe recuperar toda la completación de producción.

•Bombas tipo insertable: En este tipo de bombas, a pesar de que el estator y el rotor son elementos independientes, ambos son ensamblados de manera de ofrecer unconjunto único el cual se baja en el pozo con la sarta de cabillas hasta conectarse en

una zapata o niple de asentamiento instalado previamente en la tuber ía de producción.

Esta bomba ofrece bajas tasas de producción ya que su diámetro está limitado al

diámetro interno de la tuber ía de producción, pero ofrece la versatilidad de que para su

reemplazo no es necesario recuperar la tuber ía de producción con el consiguiente

ahorro en tiempo, costos y producción diferida.

Clasificación de las Bombas de Cavidad Progresiva.

Diagnóstico de Fallas en BCP.




La identificación de fallas en los equipos BCP, se hace en forma visual teniendo enmano el conjunto de la bomba, es decir, rotor y estator. Con esta identificación, se hace

posible determinar realmente el motivo de la falla. A continuación, se presenta

información de los modos de falla mas comunes que se pueden presentar tanto en

rotores como estatores de las bombas de cavidad progresiva.

Fallas en el rotor:

- Abrasión: Es el desgaste en la superficie cromada del rotor.

- Ataque ácido:. El ácido ataca al cromo presentando una superficie grisácea.

- Cromo quebrado: La capa de cromo se quiebra pero la base metálica no presenta

daño.

Abrasión Ataque ácido Cromoquebrado

g

Diagnóstico de Fallas en BCP.




Fallas en estatores (elastómero

- Abrasión: Se muestra como superficies desgastadas y arañadas en los valles. Se

produce como desgaste normal.

- Ataque químico: Es producto del ataque por aromáticos o por crudos livianos que

suavizan la goma.

-Presión excesiva: Se aprecia una superficie dura y brillante con ulceraciones ygoma desprendida producto de la alta presión hidrostática.

- Influencia mecánica: El elastómero se rasga o muestra pequeños hoyos a

consecuencia del bombeo de rocas u otras partículas extrañas

Abrasión Ataque químico Presión excesiva Influencia mecánica




Ventajas • Diseño simple de dos piezas. • Excelente para crudo viscoso. • Resistente a abrasivos y sólidos • No pulsante. No existe el bloqueo por gas o fluido emulsionado. • Gravedades de crudo desde 5 a 42 API. • Método flexible. • Uso de potencia eficiente.

Desventajas

• Sensible a sobre-presiones. • Sensible al achique. • Restringido en caudal (< 5000 bpd). • Restringido en profundidad de asentamiento (< 6500 ft). • Temperatura de operación limitada (< 250 ºF máximo). • No es compatible con algunos químicos, H2S y crudos de alta gravedad API.

Ventajas y Desventajas de las Bombas de Cavidades Progresivas



VIDEO: FUNCIONAMIENTO DEUN POZO POR BOMBEO POR

CAVIDAD PROGRESIVA



BOMBEO MECANICO(BM)




El Bombeo Mecánico consiste en un procedimiento de succión y transferenciacasi continua de fluidos ( Petróleo, Gas y Agua) desde el fondo del pozo hasta la

superficie, mediante un equipo mecánico que suministra el movimiento a una bomba de subsuelo mediante una sarta de cabillas, la cual mueve el pistón de la bomba.

INTRODUCCION

El equipo mecánico llamado balancín es el encargado de transmitir la potencia ala bomba de subsuelo para producir los fluidos, disminuyendo la presión en elfondo del pozo, con lo cual se produce un incremento en el diferencial de presión( ∆p) entre la presión de formación y la presión de fondo fluyente con lo cual selogra un aumento en la tasa de producción del pozo ( aumento de la oferta deenergía )




RANGOS DE APLICACIÓN

-Caudal ( BPD) 20 a 4500

-Gravedad ( ºAPI) 8.5 a 40

-Viscosidad ( cP) 4 a 40000

-Profundidad ( pies) Hasta 11000

-Temperatura ( oF) Hasta 500

-Manejo de Gas ( %) Hasta 70 Gas Libre







Contrapesos: Como en el bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y

descenso de la sarta de cabillas, debe ubicarse un contrapeso en la parte trasera del

mismo balancín o en la manivela. Los contrapesos ayudan a reducir el torque que la

caja de engranajes debe suministrar.

Barra pulida, Prensaestopas: La barra pulida conecta la unidad de bombeo a la sartade cabillas y es la única parte de la sarta que es visible en la superficie. Las

empacaduras del prensa estopa están diseñadas para prevenir fugas de fluido.

EQUIPOS DE SUPERFICIE

Unidad Motriz (Motor) y Caja de

Engranajes: Equipos que suministra el

movimiento y potencia a la unidad debombeo para levantar los fluidos del

pozos.. La función de la caja de

engranaje es convertir torque bajos y

altas rpm de la unidad motriz en altos

torque y bajas rpm necesarias para

operar la unidad de bombeo.









VIDEO: FUNCIONAMIENTO DE LA CAJA

DE ENGRANAJES

caja reductora de balancin.flv

Unidad de Bombeo (Balancín): Es una unidad integrada cuyo objetivo es cambiar




Unidad de Bombeo (Balancín): Es una unidad integrada cuyo objetivo es cambiar

el movimiento angular del eje del motor a reciproco vertical, a la velocidad

apropiada con el propósito de accionar la sarta de cabillas y bomba de subsuelo.

DESIGNACION API PARA LAS UNIDADES DE BOMBEO.




La API ha desarrollado un método estándar para describir las unidades de bombeo.

- La letra indica el tipo de unidad de bombeo: C significa unidad convencional, laletra M significa una unidad Mark II y la letra A una unidad balanceada por aire.

- El primer número es la designación de la capacidad de carga de la caja deengranaje en Miles libras-plg (torque).

- El segundo número es la capacidad máxima de carga de la estructura en cientosde libras.

- El ultimo numero muestra el longitud máxima de la carrera de la unidad en pulgadas.



VIDEO: FUNCIONAMIENTO DELAS UNIDADES DE BOMBEO




PARTES PRINCIPALES BOMBA DE SUBSUELO

EQUIPOS DE SUBSUELO




Sarta de cabillas: La sarta de cabillas conecta la bomba de fondo con la barra

pulida. La función principal es transmitir el movimiento oscilatorio de la barra pulida a

la bomba. Estas cabillas vienen en tamaños de 25 o 30 pies de longitud, y con

diametros standard of 1/2, 5/8, 3/4, 7/8, 1 and 1-1/8 pulgadas.

EQUIPOS DE SUBSUELO




Cilindro o Barril: Lugar donde semueve el Pistón en sus carrerasascendentes y descendentes.Embolo o Pistón: Es la parte móvil,casi siempre es cromado paraincrementar la resistencia a la abrasión.

En él se encuentra la válvula viajera.Válvula Viajera: Está regulada por lasdiferencias de fuerzas sobre y por debajo de ella, controla la entrada defluido de la Bomba al interior del pistón.Válvula Fija: Controla la entrada de

fluidos desde el pozo al interior de la bomba.

Partes de la bomba de subsuelo

Bomba de Subsuelo: Es una bomba de pistón de desplazamiento positivo, quefunciona por diferenciales de presión mediante bolas y asientos, para permitir la

entrada y salida de fluidos en ciclos periódicos sincronizados.. El desplazamiento de

fluido por cada diámetro de bomba depende del número de emboladas por minuto y

de la longitud de la embolada.




VÁLVULAS

PISTONES

BARRILES

BOMBA DE SUBSUELO






Ti d B b d S b l




Las Bombas de Tuber í a, son

aquellas en las que el cilindro de

la bomba va conectado a la

tuber ía de producción y se mete

en el pozo como parte integral dela sarta a la profundidad deseada

de bombeo. El pistón de la

bomba, que lleva la válvula

viajera, constituye la parte

extrema inferior de la sarta de

cabillas de succión, la cual se

mete por dentro de la tuber ía deproducción hasta llegar a la

válvula fija, ubicada en el fondo

del cilindro. Luego se sube ubica

dentro del cilindro de tal forma

que no golpee la válvula fija.

Tipos de Bombas de Subsuelo

Ti d B b d S b l




Tipos de Bombas de Subsuelo

Las Bomba de Cabilla o

insertable, es aquella en la

cual todos sus elementos

conforman una sola pieza, queutilizando la sarta de cabillas

se puede colocar o extraer, sin

necesidad de sacar la sarta de

producción, para cambiarle

algunos de sus componentes o

reemplazarla por otra del

mismo diseño. Este tiporequiere que la tubería de

producción sea provista de un

niple adecuado o dispositivo

similar para encajarla.

ANCLAS DE GAS:

Las anclas de gas son extensiones de bombas diseñadas para separar el gas libre del




Las anclas de gas son extensiones de bombas diseñadas para separar el gas libre dellíquido producido antes que este entre en la bomba. El gas separado es desviado a la

entrada de la bomba y fluye hacia arriba por el espacio anular revestidor-tuber íapermitiendo que mas liquido entre a la bomba. Esto mejora la eficiencia volumétrica de

la bomba y aumenta la producción. Hay dos tipos:

Anclas de gas tipo de copas Anclas de gas tipo mecanico

DESIGNACION API PARA LAS BOMBAS DE SUBSUELO.









VIDEO: FUNCIONAMIENTO DEUN POZO POR BOMBEO

MECANICO



BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE(BES)

INTRODUCCIÓN




Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea

producir grandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y

con grandes potenciales. Sin embargo, los consumos de potencia electrica

por barril diario producido son también elevados, especialmente en crudosviscosos. Una instalación de este tipo puede operar dentro de una amplia

gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios

adecuados para cada caso.

Los sistemas de bombeo electrosumergible usan múltiples etapas montadas

en serie dentro de una carcasa, accionada con un motor sumergible al finalde la tuber ía y conectadas a superficie a través de un cable protegido.

Transfiere energía eléctrica que se transforma en energía mecánica (torque)

que a su vez genera energía potencial o presión en el fluido (a través de las

etapas del motor).

INTRODUCCIÓN

Rangos de Aplicación de Sistemas BES.




Rangos de Aplicación de Sistemas BES.

- Rango de volúmenes de producción muy amplio (200 BPD a 60000 BPD).

- Se puede instalar en pozos desviados sin problemas a profundidades de hasta 13000

pies.

- Se aplica en pozos de petróleo pesado, viscosos.

- Requiere fuente de energía eléctrica externa.- Soportan altas presiones y temperaturas.

- Fácil de instalar y operar.

- Costo de levantamiento para altos volúmenes es generalmente bajo.

- Se le pueden instalar sensores de fondo para tener un mejor control del yacimiento.

( pozos Inteligentes)

Limitaciones de los Sistemas BES.

- Arena en producción excesiva- Alta relación gas-petróleo.




EQUIPOS DE SUPERFICIE DEL SISTEMA BES.




El equipo de superficie de este sistema de levantamiento artificial cuenta con los

siguientes elementos:

- Banco de transformación eléctrica: constituido por transformadores que cambian el

voltaje primario de la línea eléctrica por el voltaje requerido por el motor. Banco de transformadores

-- Arrancadores: Son utilizados para energizar el motor. Permiten arrancar los motores

a bajas velocidades reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba y protegiendo el

equipo de variaciones eléctricas.

- Variador de velocidad: Los variadores de velocidad proporcionan la flexibilidadnecesaria al equipo de fondo para el control de la capacidad de flujo en el pozo. Este

provee una relación constante entre el voltaje y la frecuencia de la corriente de

alimentación para la correcta operación del motor. Este equipo tiene la capacidad para

realizar el monitoreo del comportamiento de pozo mediante el uso de instrumentos de

registro (Cartas Amperimetricas)

Q

EQUIPOS DE SUPERFICIE DEL SISTEMA BES


http://www.monografias.com/trabajos11/tradi/tradi.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/motore/motore.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/motore/motore.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/tradi/tradi.shtml



- Caja de venteo: está ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control,

conecta el cable de energía del equipo de superficie con el cable de conexión del

motor, además permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través del cable,impidiendo que llegue al tablero de control.

- Conector del cabezal: Estos cabezales especiales son requeridos para permitir el

paso del cable y/o conector dentro del pozo, además permiten soportar la sarta detuber ía, cable & BES y resistir las condiciones de alta presión presente dentro del

revestidor.

EQUIPOS DE SUPERFICIE DEL SISTEMA BES.


http://www.monografias.com/trabajos/atm/atm.shtml

http://www.monografias.com/trabajos/atm/atm.shtml



Equipos de Subsuelo del Sistema BES.




-- Sección de succión: Su función es permitir la entrada del fluido a la bomba y está

instalado entre el protector y la bomba. Está constituida por una válvula de retención y

una válvula de drenaje. La primera de ellas disminuye la presión hidrostática sobre los

componentes de la bomba, y la segunda se utiliza como factor de seguridad para

circular el pozo de revestidor a tuber ía de producción o viceversa.

- Separador de gas: está ubicado entre el protector y la bomba, reduce la cantidad de

gas libre que pasa a través de la bomba. Su uso es opcional y se emplea cuando se

prevé alta relación gas – petr óleo (RGP).

- Bomba electrosumergible: Su función es levantar el fluido y esta ubicada entre la

cabeza de descarga y el separador de gas. Es de tipo centrífugo –multietapas, cada

etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El número de etapas

determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello.

Los principales componentes del equipo de subsuelo son los siguientes:

http://www.monografias.com/trabajos35/hidrostatica-hidrodinamica/hidrostatica-hidrodinamica.shtml








VIDEO: FUNCIONAMIMENTO

DE UNA BOMBAELECTROSUMERGIBLE

Equipos de Subsuelo del Sistema BES.




- Motor eléctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para

mantener la producción de fluidos. Se coloca por encima de las perforaciones.

- Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba, permite conectar el eje de

la bomba al eje del motor. Además absorbe las cargas axiales de la bomba, compensa

la expansión o contracción del motor, e impide la entrada de fluidos al motor.

- Cables trif ásicos: suministran la

potencia al motor eléctrico, y debencumplir con los requerimientos de

energía del mismo. Están aislados

externamente con un protector de bronce

o aluminio, en la parte media un aislante

y cada cable está internamente aislado

con plástico de alta densidad.

Una de las principales característica de los motores del sistema BES es de ser de motor de

DIAGNOSTICO DE FALLAS EN UN POZO POR BES.


http://www.monografias.com/trabajos13/tramat/tramat.shtml

http://www.monografias.com/trabajos5/plasti/plasti.shtml



http://www.monografias.com/trabajos5/estat/estat.shtml

http://www.monografias.com/trabajos5/estat/estat.shtml




http://www.monografias.com/trabajos13/tramat/tramat.shtml



CONTROLADOR DEFRECUENCIA.CABLE PARA B.E.S

p pinducción de velocidad constante, bipolares y de tres fases los cuales se caracterizan porque bajo una carga no variable su amperaje se mantiene constante. Una instalación de bombeoelectrosumergible ideal está diseñada de tal manera que el consumo de corriente seencontrará por encima o por debajo del promedio del amperaje de la placa del motor, perodeberá ser una lectura constante y uniforme. Cualquier desviación de las operaciones

normales del pozo será un indicador de problemas o de cambios en las condiciones del pozo.

Carta de Amperaje: Registro quese toma en los pozos que funcionan por Bombeo Electrosumergible

(BES) o Bombeo por CavidadProgresiva (BCP), con el objeto deevaluar el consumo de energía de losequipos de subsuelo y, en base aesto, determinar sus condiciones defuncionamiento.



VIDEO: FUNCIONAMIENTO DE

UN POZO POR BOMBEOELECTROSUMERGIBLE




Resumen de las principales características operacionales de los métodos de

levantamiento artificial de pozos




Método de Tipo de RGP Tasas de Tipo de Problema Rentabilidad

Lev.Artific. Crudo (°API) Crudo Instalación Operacional.

Bombeo Mecánico Todo tipo de Crudo Baja(Poco efi Bajo nivel de Sencilla A profundidades Altos costos por

ciente en pozos producción. mayores de los Instalación y

de alto RGP) 7000' Mantenimiento.

Bombeo Petróleo mediano, No recomendable o es recomenda Diseño Con mucha Altos costos de

Ellectrosumergible pesado y en pozos con alta ble para pozos relativamente producción de instalación

extrapesado RGP. de baja complicado gas puede haber

producción. cavitación.

Capacidad para Puede manejar una ara pozos de baj Su instalación super- E l elástomero es la Costo inicial es

Bomba de Cavidad producir petróleo RGP de hasta alta producción. ficial es simple en el parte más sensible del 1/3 del costo de

Progresiva viscoso(8 a 21°API) 1000 PC/B,y como s el más eficient propio cabezal del equipo y falla general- un balancín y suy con alta concen- no posee parte reci- y opera en forma pozo, opera a bajo mente por hinchamiento mantenimiento es

tración de arena. procante no se traba óptima. nivel de ruido. de su material gomoso. 4 veces menor.

por gas. A T>260°F acortan la

vida de la bomba.

Bajas en

GAS Crudos Ilimitado Pozos desde Sencilla la presión del Bajos costo

LIFT desde 20 hasta 10000 gas de alimentación por instalación




EJERCICIO PRACTICO # 5-IDENTIFICAR LAS PARTES PRINCIPALES DE LOS

SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL BM Y BES.-ANALIZAR LA METODOLOGIA UTILIZADA PARA LA

SELECCIÓN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOARTIFICIAL DE POZOS .







































MAXIMA VELOCIDAD DEBOMBEO POR

LONGITUD DELCARRERA













NOMENCLATURA API PARA BOMBAS DE SUBSUELO




VALORES DE CARGA DEL FLUIDO Y CONSTANTE DE BOMBA




NOTA: Multiplique el valor del Fluid Load por la S.G. del crudo parala selección de la sarta de cabillas.

COMBINACION DE CABILLAS RECOMENDADA SEGUN LACARGA DEL FLUIDO




CARGA DEL FLUIDO

COMBINACION DE CABILLAS RECOMENDADA SEGUN LAPROFUNDIDAD Y DIAMETRO DEL PISTON




PROFUNDIDAD Y DIAMETRO DEL PISTON


TABLA PARA SELECCIÓN DE SARTAS DE CABILLAS



TABLA PARA SELECCIÓN DE SARTAS DE CABILLAS














































































EJERCICIO PRACTICO # 6-DISEÑO DE UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL POR BOMBEO MECANICO (MANUAL Y CONPETROCAL).

Arrancador


























































separador de gas

















EJERCICIO PRACTICO # 8-DISEÑO DE UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE(MANUAL Y CON PETROCAL).



GRACIAS POR SU ATENCION

Correo electronico:[email protected]

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Curso de Levantamiento Artificial de Pozos