Levantamiento Artificial

Andrés LandetaErick GranizoAugusto PavónJack CastroFernando Rojas

TIPOS DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL

• Es el método de levantamiento artificial mas común y antiguo a nivel mundial.

• Debido a su simplicidad y robustez es posible su aplicación en casi todos los tipos de pozos que requieren levantamiento

• Método de succión y transferencia casi continuo de fluido hasta la superficie.

• La unidad de superficie imparte un movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión las cuales mueven el pistón de la bomba colocada en la sarta de producción

BOMBEO MECÁNICO

Usado en la producción de crudos pesados y extrapesados, aunque también se usa para crudos medianos y livianos.

Dos de los parámetros principales durante la aplicación de este método son: Altas tazas de producción de solidos BSW. Altas tazas de Rs.

LIMITACIONES FÍSICAS

Motor.Sistema de engranajes.Balancín: cabeza y contrapeso.Varilla pulida.

COMPONENTES EN SUPERFICIE

Sarta de varillas de succión.Bomba de fondo

COMPONENTES DE FONDO

Su principio de funcionamiento esta basado en la transmisión del movimiento rotativo del motor por medio de correas o cadenas a la caja de transmisión esta reduce la velocidad a través de los engranajes, este movimiento angular mas lento es comunicado a la viga viajera mediante la conexión biela-manivela convirtiéndolo en movimiento vertical de la barra pulida.

FUNCIONAMIENTO

Es de fácil operación y mínimo mantenimiento.

Son balanceadas en la manivela.Los equipos con caja de engranajes pequeña

son balanceados en la viga viajera.La capacidad de la caja de engranajes varia

entre 25 a 912 Mlbs-pulg.Longitud de las carreras entre 12 y 192 pulg.

BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL

Es una variante del convencional.Cambia la posición de los brazos y del poste

maestro.Reducir el torque en la caja de engranajes.Soporta mas fluido sin sobrecargar el equipo.Mas costosa y requiere mayor balanceo.Desbalance estructural por su geometría.Capacidad caja de engranajes 114-1280

Mlbs-pulg.Longitud de la carrera 64-216 pulg.

BOMBEO MECÁNICO MARK II

MARK II

Tiene similitud geométrica con las anteriores.Reduce el torque y requerimientos de potencia.Reduce la torsión en los componentes de la caja de

engranajes.Motores y cajas de engranajes mas pequeños.Posicionamiento de contrapesos reduce el torque y

aumenta la eficiencia de la bomba pues reduce el movimiento reciprocarte.

BOMBEO MECÁNICO REVERSE MARK II

Usan un cilindro de aire comprimido para balancear el sistema.

No usan contrapesos de hierro.40 % mas livianos.Fácil transporte.Reduce costos de transporte e instalación.Altos costos de operación (sistema de balanceo).

BOMBEO MECÁNICO BALANCEADO POR AIRE

BOMBEO MECÁNICO BALANCEADO POR AIRE

Definic ión :

Elevac ión del émbolo se ha convert ido en una gran aceptac ión y económico de levantamiento ar t i f ic ia l a l ternat iva, espec ia lmente en pozos de a l ta de gas / l íqu ido de re lac ión (GLR) de gas y petró leo. Bombeo neumát ico ut i l i za un p istón l ibre que se desplaza hac ia arr iba y hac ia abajo en la cadena de la tuber ía del pozo. Min imiza repl iegue l íqu ido y ut i l i za la energ ía del pozo más ef ic iente que hace babosa o burbuja de f lu jo. A l igua l que con otros métodos de extracc ión ar t i f ic ia l , e l propósi to de ascensor émbolo es e l iminar l íqu idos del pozo de manera que e l pozo puede ser produc ido a las pres iones de fondo más ba jos .

ELEVACIÓN DEL ÉMBOLO(PLUNGER LIFT)

En los últimos años, la aparición de los microprocesadores y controladores electrónicos, los estudios que detallan la importancia del sello del pistón y la velocidad, y un mayor enfoque en la producción de gas ha llevado a una gran parte un mayor uso y aplicación más amplia de bombeo neumático. Los microprocesadores y controladores electrónicos han aumentado la fiabilidad de bombeo neumático. controladores anteriores eran de encendido / apagado temporizadores o interruptores de presión que necesitaban ajuste frecuente de tratar operativo condición cambia como las presiones de línea, el desgaste del émbolo, tasas variables de producción, y trastornos del sistema. Esto frustró muchos operadores y los fracasos causados, y el uso de émbolo tanto limitada.

HISTORIA

Ya sea en un pozo de gas, pozo de petró leo o gas l i ft as í , la mecánica de un s istema de émbolo de e levación son los mismos. E l émbolo, una longi tud de acero, se de ja caer a través de l tubo hasta e l fondo de l pozo y se de ja para v ia jar de regreso a la superf ic ie . Proporc iona una interfaz de pistón entre l íquidos y gas en e l pozo y evi ta fa l lback-un l íquido parte de la carga de l íquido que efect ivamente se pierde porque se quede atrás. Debido a que e l émbolo proporc iona un "se l lo" entre e l l íquido y e l gas, la energía propia de un pozo puede ser ut i l i zado para levantar l íquidos fuera de l pozo de manera ef ic iente.

DESCRIPCIÓN

Un émbolo cambia las reglas para la eliminación de líquidos. En un pozo sin un émbolo, la velocidad del gas debe ser alto para eliminar líquidos, pero con un émbolo, la velocidad del gas puede ser muy baja. Por lo tanto, el sistema de émbolo es económica porque necesita un equipo mínimo y utiliza la presión del gas del pozo como fuente de energía. Se utiliza con presiones bajas de línea o de compresión, bombeo neumático puede producir muchos tipos de pozos a agotamiento.

VENTAJAS Y APLICACIONES

Temprano en la vida de un pozo de gas l íquido que producen o aceite de alta GLR así, las tasas y velocidades por lo general son lo suficientemente altas para mantener el pozo clara de l íquidos . En este punto, los l íquidos típicamente se producen como una niebla arrastrado en la corriente de gas. La alta turbulencia y velocidad de estas tarifas de gas proporciona un mecanismo de elevación eficiente para los l íquidos y el pozo produce a velocidades de f lujo constantes.

PROPÓSITO

En un pozo con ascensor émbolo, como con la mayor ía de los pozos , la producción máxima se produce cuando e l pozo produce en contra de la pres ión de fondo más bajo pos ib le . E l bombeo neumát ico, la media más bajo pres ión de fondo cas i s iempre se obt iene por e l c ierre en e l pozo durante e l t iempo mínimo. S in embargo, la exper iencia práct ica y e l émbolo e levadoras modelos muestran que e l levantamiento de grandes babosas l íquidos requiere mayor promedio pres ión de fondo,

PRODUCCIÓN

En su f o rma más s imp le , e l f unc ionamiento de l émbo lo cons i s te en pe r íodos de c ie rre y en f l u jo . Los pe r íodos de f lu jo se d iv iden en pe r íodos de descarga y f l u jo después de la l l egada de l émbo lo . Las l ong i tudes de es tos pe r íodos var ían con la ap l i cac ión , l a p roducc ión de la capac idad de l pozo , y l as p res iones . En casos espec ia les que u t i l i zan p i s tones que pueden cae r cont ra e l f l u jo , puede que no haya un pe r íodo de c ie rre en . Cuando se u t i l i za ascensor émbo lo , s in embargo , l a descarga se basa menos en las tasas de f lu jo c r í t i cos y mucho más en la capac idad de l b ien para a lmacenar su f i c ien te p res ión de gas para l evantar e l émbo lo y una babosa l í qu ido a l a super f i c ie . La in te r faz de p i s tón de l émbo lo p roporc iona ent re los ac tos l í qu ido y e l gas como un se l lo en t re los dos , l a p revenc ión de re to rno y pe rmi t iendo que la energ ía de l pozo que se acumule l o su f i c iente para levantar l os l í qu idos fue ra de l pozo. Por l o tan to , l os l í qu idos se pueden e l im inar de manera e f i c iente , i nc luso cuando la ve loc idad de l gas es muy ba jo .

.

CICLOS

BOMBEO POR CAVIDAD

PROGRESIVA

Los sistemas PCP tienen algunas características únicas que los hacen ventajosos con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades mas importantes es su alta eficiencia total, típicamente se obtiene eficiencias entre 50 y 60%

La mayor parte de estos se encuentran en Canadá y en América Latina donde se esta incrementando su uso en la extracción de los crudos pesados

INTRODUCCIÓN

En la instalación convencional, primero se baja la tubería de producción se la ancla con un packers luego de la fijación se baja el estator y rotor que son instalados de forma separada; en este tipo de instalación se demora y consume más tiempo y en consecuencia mayor inversión, las varillas son las que proporcionan el movimiento giratorio, son enroscadas al rotor generando el movimiento giratorio que el sistema exige para ponerse en marcha.

INSTALACIÓN CONVENCIONAL

En la configuración de bombas insertables la bomba completa es instalada con la sarta de varillas sin necesidad de remover la columna de tubería de producción, minimizando el tiempo de intervención, y en consecuencia, el costo asociado a dicho trabajo.

La bomba es la misma que en la configuración convencional con la diferencia de que viene adaptada a un sistema de acople que permite obtener un equipo totalmente ensamblado como una sola pieza. Al rotor se le conecta una extensión de varilla la cual sirve como apoyo al momento de espaciado de la bomba. Los acoples superior e inferior de esta extensión sirven de guía y soporte para la instalación de este sistema.

INSTALACIÓN INSERTABLE

Cabezal de

rotación • Soporte para las cargas axiales, evita el giro inverso de la sarta de cabillas, asilar los fluidos del pozo del medio ambiente

Sistema de

transmisión: • Transfiere

la energía desde la fuente de energía primaria hasta el cabezal de rotación

Sistema de freno

• Requerida por el sistema una vez rota en marcha inversa, llamado ¨Back-Spin¨

EQUIPO DE SUPERFICIE

EQUIPO DE SUBSUELO

Rotor

• Fabricado con acero de alta resistencia, conectado a la sarta de varillas las cuales trasmiten el movimiento de rotación desde la superficie

Nivel de paro

• Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo inferior del estator

Elastómeros

• Es una goma en forma de espiral y esta adherida a un tubo de acero el cual forma el estator

Tubería de producción

• Comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la línea de flujo

Sarta de varillas

• Conjunto de varillas unidad entre si por medio de cuplas formando la sarta

Estator

• Es una hélices doble interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético adherido dentro de un tubo de acero

Producción de petróleos pesados y bitumines menores a los 18API

Producción de crudos medios y livianos con limitaciones por el contenido de H2S.

Producción de crudos con altos contenidos de agua y altas producciones brutas en recuperación secundaria.

APLICACIÓN

Sistema de levantamiento artificial de mayor eficiencia

Excelente para producción de crudos altamente viscosos

Bajo costo inicial y potencia requeridaEquipo de superficie relativamente pequeñoConsumo de energía continuo y de bajo costoFácil de instalar y operarBajo mantenimiento de operaciónBajo nivel de ruido

VENTAJAS

Tasas de producción hasta de 2000 BD (máx. 4000 BD)

Levantamiento neto hasta 6000 ft (máx. 9000 ft)Temperatura de operación hasta 210 F (máx. 350 F)Baja eficiencia del sistema cuando existe alto

contenido de gas libre Desgaste de varillas y tubería e pozos altamente

desviadosTendencia a alta vibración si el pozo trabaja a altas

velocidades

DESVENTAJAS

Este sistema de levantamiento artificial es uno de los más eficientes, en la producción de petróleos con elevada viscosidad y en pozos de difícil operación

Con este sistema se logra recuperar cantidades considerables de Hidrocarburos n Yacimientos de Crudo Pesado

La selección de este tipo reduce el impacto ambiental entre los que cabe destacar ruidos, derrames

Es importante conocer el comportamiento IPR del pozo que estamos trabajando para así escoger la mejor bomba que se ajuste a este comportamiento

CONCLUSIONES

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

POR GAS

El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión 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.

El Equipo para este este método puede incluir mecanismos tan sencillos como los collares a chorro y tan complicados como las válvulas de extracción por gas.

INTRODUCCIÓN

L.A.G. Continuo:Donde se inyecta gas en forma continua en la columna de fluido para levantarla bajo condiciones de flujo continuo.

L.A.G. Intermitente:Donde se inyecta gas en forma cíclica en la columna de fluido para levantarla en flujo intermitente, es decir, en forma de tapones de liquido.

TIPOS

Existen diferentes tipos de instalaciones para este método, los cuales se clasifican dependiendo de sí el pozo se encuentra equipado o no, con empacadura y/o válvula fija.

Instalaciones Abiertas: en este tipo de instalación la sarta de producción está suspendida dentro del pozo sin empacadura.

Instalaciones Semi-Cerradas: Es similar a la abierta con la diferencia de que se instala una empacadura que sella la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular.

Instalaciones Cerradas: La instalación es similar a la semi-cerrada, excepto que se coloca una válvula fija en la sarta de producción, generalmente en el fondo del pozo. Este es el tipo ideal para flujo intermitente.

INSTALACIONES

Equipos de Superficie: Este se encuentra constituido por: Planta Compresora: En donde se realiza el proceso de comprimir

el gas de baja a alta presión. Puede ser centrífuga (turbina) o Reciprocante (motor-compresor). Recoge el gas a baja presión, lo comprime y lo envía como fas de alta presión a la red de distribución y de all í, a cada pozo.

Sistema de Distribución de Gas: la red de distribución, la cual puede ser del tipo ramificado o poseer un múltiple de distribución, es la encargada de transportar el gas y distribuirlo a cada pozo. La presión y el volumen de gas que llega al pozo, dependerá de las mismas disponibles en la planta compresora, menos la pérdida originada en el sistema de distribución.

Sistema de Recolección de fluidos: está formado por las l íneas de flujo, encargadas de transportar el f luido hacia el separador, donde se separan la fase líquida, la cual es transportada a los tanques, y la fase gaseosa, que es enviada a la planta compresora.

EQUIPOS

Equipos de Subsuelo

Los componenetes del equipo de subsuelom en este tipo de levantamiento, son los mandriles y las válvulas de inyección. La cantidad o número de mandriles y válvulas requeridas dependerá fuertemente de la presión de inyección disponible.

MANDRILES: Son tubería con diseños especiales. En sus extremos poseen roscas para conectarse a la sarta de producción formando, así, parte integrada de ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o inyección a la profundidad que se necesite.

VÁLVULAS: La válvula de levantamiento artificial por Gas son básicamente, reguladores de presión. Deben ser diseñadas para operar en condiciones de fondo y ser capaces de inyectar el gas a la presión y volumen requeridos.

Gran Flexibilidad Cambio de Caudales mediante tasa de inyección y/o

Presiones Fácil de cambiar las válvulas sin sacar la tubería. Se adapta a pozos desviados. Ideal para pozos de alta relación Gas-Liquido y con

producción de arena

VENTAJAS

Necesita una fuente de suministro de Gas a alta presión.

Si el Gas es Corrosivo, requiere tratamiento.

Posibles altos costos de instalación.

No aplicable en pozos de crudos viscosos.

La escases de Gas Natural puede limitar su uso.

Aplicable a pozos de hasta +10 000 ft.

DESVENTAJAS

Para trabajar con este sistema de recuperación es necesario tomar en cuenta todos los parámetros que se tienen a disposición para tal efecto; pero lo principal es tener criterio técnico para poder hacer que el pozo aporte el mayor volumen de líquido posible.

La optimización del uso de la energía natural disponible de un depósito es crucial para cualquier instalación de la producción.

La elevación de gas es un proceso artificial de la elevación que se asemeja de cerca al proceso de flujo natural y funciona básicamente como un realce o extensión de ese proceso

El único requisito principal es una fuente disponible y económica de gas a presión.

CONLUSIONES

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

BES

• Es un método de levantamiento artificial altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos; sin embargo, es uno de los métodos de extracción de crudo que exige mayor requerimiento de supervisión, análisis y control, a fin de garantizar el adecuado comportamiento del sistema.

21/04/2023 Levantamiento Artificial BES 42

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Tiene como principio fundamental levantar el fluido del reservatorio hasta la superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba electrosumergible. La potencia requerida por dicha bomba es suministrada por un motor eléctrico que se encuentra ubicado en el fondo del pozo; la corriente eléctrica, necesaria para el funcionamiento de dicho motor, es suministrada desde la superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el motor.


• El bombeo electrosumergible BES es un método fl exible para producir en un amplio rango de tasas de fl ujo: de bajas a altas

• Puede manejar altas tasas de fl ujo (>100,000 bbl/D) y altos cortes de agua. Normalmente el costo de levantamiento por barril decrece según la tasa de fl ujo se incrementa.

• No tiene partes móviles en superfi cie, de modo que es recomendable para áreas urbanas.

• La ausencia de derrames en superfi cie hace de este método el de menor impacto ambiental.

• Puede ser automatizado para supervisión y control.

• Es aplicable en pozos direccionales y horizontales (dependiendo del ángulo de construcción. Normalmente <9°/100 pies)


VENTAJAS

• El costo inicial del sistema es relativamente alto.

• Su aplicación se limita a pozos de profundidad media, principalmente por la degradación del aislamiento del cable y por limitaciones de temperatura del motor y del sello.

• Requiere una fuente de electricidad estable y confiable.


LIMITACIONES

El rendimiento de la bomba se ve afectado significativamente por el gas libre y después de cierto límite puede ocurrir un bloqueo por gas, de modo que este sistema no es recomendable para pozos con alto GOR.

Para reparar cualquier componente del equipo de fondo, se requiere sacar toda la completación del pozo(workover).

Aunque existen equipos especiales, el tiempo de vida esperado se ve afectado severamente por la producción de arena de la formación.


• Transformador primario

• Tablero de control /variador de frecuencia

• Transformador secundario

• Caja de unión• Cabezal


COMPONENTES DE SUPERFICIE

• Cable• “Y tool” o BYPASS

(opcional)• Bomba• SEPARADOR DE

gas(opcional)• Seccion sellante

(sello)• Motor• SENSOR (opcional)


COMPONENTES DE FONDO


COMPONENTES DEL BES


Una Etapa


Empuje Axial


Alternativas para pozos con alto porcentaje de gas libre

Separadores de gas rotarios

Su eficiencia varía con la tasa de flujo según la predicción del modelo de Alhanati.

En la región de alta eficiencia, a bajas tasa de flujo, puede manejarse porcentajes de gas libre del 85 hasta el 99% .

Sin embargo, según se incrementa la tasa de flujo ocurre un punto crítico donde la eficiencia puede ir más abajo del 20%.

Estos separadores pueden ser conectados en tándem (serie), pero su comportamiento todavía no está bien entendido


Configuración tipo camisa

Se reversa la dirección del fluido para maximizar la separación natural debido a la flotación del gas.

Se requiere una camisa o envoltura para alcanzar la reversión del fluido o el enfriamiento del motor.

El caso más clásico es cuando la unidad de BES se asienta debajo de las perforaciones.

Dos casos adicionales son el de camisa cerrada con un stinger (tubo) y el de camisa invertida.



Nuevas tecnologías

Manejador de gas de REDA. Emplea huecos de recirculación adicionales o más anchos en áreas estratégicas del impulsor. La recirculación del líquido, facilita que el gas entrampado fluya.

Etapas de baja NPSH (FCNPSH y GCNPSH) de Centrilift. Esas son casi etapas axiales, las cuales pueden manejar altas tasas de flujo pero generar baja carga. Son instaladas en la admisión para mejorar las condiciones de succión de la bomba principal. (Similar al concepto de bomba telescopiada).

Ambas tecnologías han demostrado tener una baja tendencia para el candado de gas o traba por gas.

Huecos de recirculación



Alternativas para la producción de crudos viscosos

A una temperatura más alta se tiene una viscosidad más baja. De modo que el calentamiento al fondo puede ser inducido usando resistencias eléctricas, cable subdimensionado especial, etc. Es necesario un cuidado especial con los límites del motor.

Una baja viscosidad asimismo puede ser obtenida inyectando algún tipo de diluyente como kerosene o crudo de alto API. Se encuentran disponibles algunos cables con conductos de inyección.

La inyección de agua, en la admisión de la bomba, también se usa como un método para levantar crudos de alta viscosidad.


Aplicaciones especiales

Unidad de cable suspendido

La unidad se baja al pozo sin usar la tubería de producción (tubing). Se suspende de un cable y el cable eléctrico está asociado a él.

Un elemento especial de asentamiento soporta a la bomba y proporciona un acople fijo para evitar torques excesivos en el cable.

A diferencia de las instalaciones convencionales, el motor se localiza sobre la bomba.

Un cambio de bomba puede realizarse sin controlar el pozo, utilizando un sistema lubricador en la cabeza del pozo, similar al utilizado en BH.

El sistema produce por el anular.

La principal ventaja es la reducción de costos asociados con el trabajo de sacar la tubería de producción, especialmente en locaciones costa afuera.



Sistema de manguera flexible desplegada

El principio es similar a la unidad de cable suspendido, pero una manguera flexible provee en este caso el soporte.

Hay dos sistemas: Uno donde el cable está unido externamente a la manguera flexible y el más aceptado en el cual el cable está dentro de la manguera flexible y la producción es a través del anular.

Este sistema proporciona protección extra al cable, el cual es uno de los elementos más delicados durante la bajada del equipo.

Asimismo el motor se localiza sobre la bomba.


Separación de agua al fondo

Este sistema combina el sistema BES con la tecnología de separación mediante hidrociclones para que la producción tenga un bajo corte de agua.

El agua separada se inyecta en una formación adyacente a la productora o aún en esta si existe un acuífero y el espesor de la formación es adecuado.

La separación y disposición del agua producida dentro del mismo pozo puede evitar problemas operativos/económicos.

Se reducen los costos de tratamiento del crudo y del agua producida.

Algunos sistemas usan dos bombas, una para alimentar al hidrociclón y otra para levantar el fluido.


COMPLETACIONES CONBOMBAS

ELECTROSUMERGIBLESBES


TOMADO DE PETROLEUM WELL CONSTRUCTION

ECONOMIDES ET AL, 1998


Su principio de funcionamiento se basa mediante la inyección de un fluido motriz a alta presión desde superficie.

Agua.Petroleó.

BOMBEO HIDRÁULICO

BOMBEO HIDRÁULICO

Las bombas del tipo "Jet" operan bajo la acción de un fluido a alta presión (Jet) y el efecto Venturi que este provoca al pasar a través de un orificio.

El fluido motriz (power fluid) a alta presión y baja velocidad es convertido a un fluido de baja presión y alta velocidad al pasar por un orificio (nozzle). La presión a la entrada de la garganta (throat) disminuye logrando que el fluido proveniente del reservorio ingrese a la succión de la bomba (cámara de mezcla) debido a la mayor presión del mismo. Luego de efectuarse la mezcla en la cámara, comienza la acción de bombeo de la mezcla entre el fluido del reservorio y el fluido motriz(power fluid).

BOMBA JET

Ventajas. Pozos profundos. Pozos direccionales. Pozos verticales. Solidos de formación. Cantidades considerables de gas. No tiene partes móviles. Se recupera con presión hidráulica.

BOMBA JET

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