LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PARA ALTOS VOLÚMENES DE PRODUCCIÓN

Cuando un yacimiento carece de suficiente energía para que el petróleo, el gas y el agua fluyan a la superficie de forma natural, los métodos de levantamiento de producción pueden ayudar. Inyección de gas y agua son un apoyo para la presión o la recuperación secundaria mantienen la productividad del pozo, pero se necesita de levantamiento artificial cuando el depósito de unidades no mantiene tasas aceptables o causan que los fluidos fluyan en absoluto en algunos casos.

Bombeo mecánico, bombeo neumático y bombeo electro centrifugo son los más comunes sistemas artificiales de producción, pero el hidráulico y cavidades progresivas son también usados. Cada uno se satisface a ciertos requisitos y objetivos operacionales de elevación, pero hay una superposición entre los sistemas en función de las condiciones del subsuelo, los tipos de fluidos, las tasas requeridas, así como ángulos de inclinación, profundidades, configuraciones de terminación, hardware de elevación y las instalaciones de superficie.

La optimización del levantamiento para sacar el máximo de líquido de un pozo o campo en el menor costo, ofrece oportunidades para el aumento de la producción sustanciales en nuevos pozos o campos maduros. Cuando se realiza la selección y el diseño de sistemas de levantamiento, los ingenieros deben tener en cuenta los reservorios y los parámetros.

DESCRIPCION BASICO DE LOS SISTEMAS

Los 4 grupos básicos de levantamiento artificial son:Bombeo Mecánico y Cavidades Progresivas.Bombeo Hidráulico.Bombeo Neumático Bombeo Electro centrífugo.

Bombeo Mecánico

Combina un cilindro y pistón (émbolo) con válvulas para trasmitir los fluidos del pozo dentro de la tubería y operado por un vaivén en la superficie, movidos por energía primaria (motores de gas o eléctricos).

Los fluidos son introducidos en los barriles de las bombas por émbolos ajustados con válvulas de retención para desplazar los fluidos en la tubería, formando un vacío en el fondo.Es muy fácil operarlos porque es usado ampliamente en la industria.Limitaciones:

La capacidad del volumen eficiente está limitada para pozos de alta RGA. Pequeños diámetros de la tubería de producción. La profundidad de los intervalos productores. El espacio necesario en la superficie. Alta inversión de capital. Fugas o derrame en la cabeza del pozo.

Véase FIGURA 1 en el anexo.

Cavidades ProgresivasSon basados en un desplazamiento rotario de los fluidos.El sistema espiral consiste de un rotor excéntricamente de un estator estacionario. El rotor es un tornillo con diámetro pequeño. El estator forma cavidades que generan un movimiento de rotación para crear un flujo lineal.El rotor gira por varillas conectadas a un motor en superficie.Las instalaciones nuevas utilizan motores eléctricos bajo superficie y una caja de cambios de velocidades para la rotación.

Características: Flexibilidad. Seguros. Resistente a abrasiones de sólidos. Eficiencia de volumen. Usa un motor pequeño. El costo es mejor que otros métodos. Profundidades de hasta 1220m. Puede producir 1700 BPD. Elastómetro opera con temperaturas de 100-150°C.

Véase FIGURA 2 en el anexo.

Bombeo Hidráulico

Transfiere energía al agujero por fluidos que son presurizados, usualmente aceites refinados o producidos que fluyen a través de la tubería de producción a la bomba en superficie que trasmite la energía potencial a los fluidos producidos.

Características: Profundidades de 305-5486m. Producción de 100-10,000 BPD.

Aceites pesados y viscosos son fáciles de extraer mezclándolo con fluidos más ligeros.

Véase FIGURA 3 en el anexo.

Bombeo NeumáticoÉste sistema usa gas a alta presión en diferentes intervalos en el agujero del pozo.Los fluidos producidos son extraídos por la reducción de la densidad del fluido en pozos para aligerar la columna hidrostática.El gas inyectado origina que la presión que ejerce la carga del fluido sobre la formación disminuya debido a la reducción dela densidad de dicho fluido y por otro lado la expansión del gas inyectado con el consecuente desplazamiento del fluido.

Características: Es flexible y ajustable. El costo varía dependiendo de la disponibilidad del gas. Puede ser alto costo por la compresión del gas. Maneja producción de arenas. Produce en pozos desviados.

Véase FIGURA 4 en el anexo.

Bombeo Electro CentrífugoEmplea la energía eléctrica convertida en energía mecánica para levantar una columna de fluido desde un nivel determinado hasta la superficie, descargándolo a una determinada presión.Ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico.Tiene como principio fundamental impulsar el fluido del reservorio hacia la superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba.  Este método puede utilizarse para producir fluidos de alta viscosidad, crudos con gas y pozos con alta temperatura.

Características: Produce de 100-30,000 BPD. Temperaturas arriba de 177°C. Pozos profundos de más 3,660m. Inversión muy alta. Alto consumo de potencia.

Véase FIGURA 5 en el anexo.

APLICACIONES ACTUALES

El desarrollo de la producción de hidrocarburo en el mundo está en muchos estados de madurez.Éste sector no está muy activo pero es indudablemente el futuro del desarrollo del hidrocarburo. La selección de los sistemas artificiales de producción y el diseño de los sistemas se logran mediante el estudio del campo completo.Las empresas de servicio juegan un papel importante al proporcionar la instalación, funcionamiento y solución de problemas, así como también, la optimización de los servicios para las aplicaciones específicas.

Las bombas se aplican a menudo en estos pozos. Aunque bien los números son altos, la actividad en este sector es limitado a bajo costo las nuevas instalaciones y el sistema recuperación o reemplazo.

A medio y métodos de levantamiento de alto volumen, como bombas de elevación de gas o eléctricas sumergibles, son aplicado en estos pozos. La facilidad de instalación y simplicidad operacional hacen estos dos sistemas sean los preferidos entre los operadores.La Selección de los métodos de levantamiento artificial y sistema de diseños se realizan mejor mediante el estudio de los campos como un todo, incluyendo yacimientos, pozos, superficie infraestructura de las instalaciones y la economía general del proyecto.

Las empresas de servicios juegan un importante rol facilitando la instalación, el funcionamiento, la solución de problemas y servicios de optimización, además de tecnología de levantamiento artificial, equipamiento y diseños para aplicaciones específicas.

SISTEMA DE EVALUACIÓN Y SELECCIÓN

Se utilizan varios métodos para desarrollar el petróleo y activos de gas, agregar valor o simplemente para reducir los costos asociados con las perspectivas posibles, nuevos campos y estrategias de la vida a finales de los desarrollos existentes.

Selección de los mejores métodos implica ingeniería hidráulica, mecánica y eléctrica consideraciones. Lo ideal sería que las evaluaciones de levantamiento artificial incorporaran parámetros del sistema de producción a partir límites del yacimiento para procesar plantas.

Los Requerimientos del equipo, el tamaño y la complejidad de los sistemas de producción y el poder requeridos para levantar los fluidos del pozo, hacen que grandes volúmenes, al ser levantados artificialmente sean costosos de instalar y operar.Selección de los métodos y equipos más adecuados es importante, porque una instalación de levantamiento artificial puede producir más petróleo que la producción de algunos pequeños campos maduros.

Selección: el sistema adecuado o combinación de métodos, es aún más crítico cuando se evalúan en términos de fracaso, tiempo de inactividad y los costos de intervención.Estrategias: Los sistemas de levantamiento artificial deben maximizar las opciones que están disponibles durante la vida útil de un campo.

Se requiere experiencia para seleccionar, instalar y operar los sistemas de levantamiento artificial. Aparte de técnica de evaluación, diseños de sistemas deben ser confiables para darse cuenta de valor óptimo en la cara de escenarios comerciales y de probables riesgos. Para reducir al mínimo riesgos técnicos y financieros, y la dirección aplicaciones especializadas, resultados de la externalización basados los contratos se están convirtiendo en una práctica estándar entre los operadores para la adquisición de equipo e implementación de levantamiento artificial por medio de sistemas servicios de diseño e ingeniería.

Véase FIGURA 6 en el anexo.

ALTA TASA DE PRODUCCIÓN DEL BOMBEO NEUMÁTICO

Aunque posterior uso de la bomba eléctrica sumergible en todo el mundo, la elevación de gas generalmente es el más económico método de levantamiento artificial. De semejante sistemas sumergibles, la elevación de gas no añade energía, o potencia de elevación. La presión del yacimiento, complementado por gas inyectado en las válvulas de la tubería en profundidades específicas para aligerar la columna de fluido, aún impulsa flujo de entrada de fluido y flujo de salida.Hay muchos tipos de válvulas de gas -lift que utilizan una variedad de principios de funcionamiento. Los Ingenieros de producción eligen las válvulas que se ajustan bien y condiciones de campo.En los sistemas de levantamiento artificial por gas, los equipos de fondo de pozo e instalaciones de superficie están estrechamente relacionados. Porque así los parámetros y condiciones como reservorio presión son dinámicas, las operaciones de producción de cambiar con el tiempo. Varios factores incluyen tubos y tamaño de la carcasa así como la profundidad, configuración – finalización de empacadores, perforaciones y de control de la arena.Los impactos de la presión de descarga del compresor instalación de la válvula de inyección y operación, y es el primera consideración de diseño de gas –lift La presión disponible en la cabeza del pozo establece la inyección de gas profundidad, lo que determina la eficiencia de ascensor. Entre mas profundo se inyecta el gas, mayor será la producción. El costo de la inyección más profunda está relacionado con compresión adicional, mejoras en la planta y los gastos de explotación, así como los factores relacionados con las otras instalaciones de superficie, como el rendimiento de separador y presiones. En algunos campos, elevación de gas está limitada por la infraestructura existente.Al igual que las válvulas de gas -lift, compresores también pueden ser cambiado. Montado en Skid, compresión portátil instalaciones pueden ser modificados para su uso en otros lugares o aplicaciones para mejorar el flujo de salida y el minimizar los costos.

Compresores de gas superficial y subsuperficial válvulas necesitan para operar de una manera estable, pero cambios en las instalaciones o influencia el comportamiento del yacimiento ambos sistemas. La mayoría de las veces no hay gas suficiente para sacar a todos los pozos con la máxima eficiencia.Velocidades de inyección requeridas a menudo no pueden ser logradas debido a la fuente de gas, equipo, presión, las limitaciones económicas o de otro tipo.

Producción la salida se puede mejorar mediante eficaz y eficiente distribución de gas de inyección dentro de campo existente redes.

Se consideran muchos criterios al elegir la mejor tasa de inyección. Por ejemplo, los pozos con alta productividad o inyectividad necesitan más bajo volumen de gas o una mayor presión de inyección de gas.

Los análisis de sensibilidad determinan cómo pozos afectan entre sí y definir las tasas de inyección que resultan en la producción óptima. Puerto de la válvula de gas -lift, u orificio,

El tamaño puede ser calculado y ajustado para requerida de inyección de gas. Suministro de medidores de subsuelo datos para las evaluaciones posteriores. Superficie y limitaciones financieras suelen restringir caudal de gas y deben abordarse mediante un enfoque integrado sistemas approach.4 En tales casos, la producción de campo en lugar de tasas de un solo así se optimizan para con este fin, los modelos de campo amplio se construye a partir en los datos del sistema de producción, tales como compresores, separadores, líneas de flujo y estrangulaciones. Junto con estas curvas de rendimiento, los datos se agrupan en un programa de análisis NODAL de campo amplio.

ALTA TASA DE PRODUCCIÓN DE SISTEMAS ELECTRO SUMERGIBLES

Las bombas sumergibles de campos petroleros se utilizan principalmente para la producción de mediano y alto volumen, sus capacidades de líquido de levantamiento van en función de las limitaciones de potencia eléctricas. Dentro de ésta área de levantamiento artificial hay varios tipos de aplicaciones y configuraciones, incluidas las instalaciones estándar, de refuerzo o servicio inyección, ingesta inferior o de descarga, instalaciones envueltas, plataformas marinas y sistemas horizontales de superficie. El diseño e instalación de sistemas sumergibles combinan componentes hidráulicos, mecánicos y eléctricos en un medio subterráneo complejo, por lo que la fiabilidad es la clave del éxito.

Los fluidos de tratamiento pueden dañar los revestimientos y componentes de elastómero, como el cable, el motor, la bomba y el motor - protector de los sellos.

Las altas temperaturas - Un diseño avanzado, con capacidad para funcionar de manera continua a velocidades de hasta 550 F [228°C] fue desarrollado por Reda, también una compañía de Schlumberger. El termoplástico aislante bobinado del motor de alta temperatura inicialmente desarrollado y patentado por pozos geotérmicos e inyección continua de vapor se aplicó. Esta nueva tecnología ha

provocado carreras promedio de más de 1000 días y un ahorro anual de más de 200.000 dólares por pozo, incluyendo un menor número de intervenciones en pozos , menos la reparación de equipos y la reducción de costos de producción diferida. Un costo del ciclo de vida de comparación antes y después de la introducción de esta tecnología muestra un rango ampliado de manera significativa de aplicaciones sumergibles. Estos motores se utilizan en las bombas sumergibles convencionales para una mejor fiabilidad, incluso a bajas temperaturas.

Altos volúmenes de gas - Como cualquier método de levantamiento artificial, las bombas sumergibles reducen la presión de fondo del pozo que fluye para obtener un mejor ingreso. En los pozos gaseosos, sin embargo, más vapor se desarrolla a partir de petróleo crudo a presiones más bajas. A relaciones vapor / líquido más altas, el rendimiento de la bomba comienza a deteriorarse. Si se alcanza un límite líquido-vapor crítico, el funcionamiento de la bomba se vuelve inestable, surge, cavitación o la detención como bloques de gas de flujo de líquido en el interior de las bombas. La fuerza centrífuga no acelera el vapor de baja densidad. De hecho, el gas tiende a ir por detrás de los líquidos y separar aún más, acumulando en el de baja presión, las zonas de baja velocidad de impulsores de la bomba y difusores. El vapor restringe el flujo a través de estos componentes y provoca pérdidas de rendimiento de elevación. Dependiendo de los tipos de fluidos, las características del pozo y el diseño hidráulico de las bombas individuales, el vapor puede bloquear completamente el flujo a través de bombas sumergibles.

Despliegue alternativo - Las técnicas para el funcionamiento de las bombas eléctricas sumergidas en terminaciones submarinas y en el cable o tubería flexible se expanden las aplicaciones de levantamiento artificial y aumentar la flexibilidad de la producción para los sistemas de alta mar, acceso remoto, con disponibilidad de equipos limitados y áreas de reacondicionamiento de alto costo.Los aspectos económicos que hacen atractiva la tubería flexible y para otras aplicaciones de campos petroleros en las zonas de reacondicionamiento de alto costo se aplican también para la implementación del sistema de elevación artificial. Las electrobombas sumergibles en los fluidos de la bomba con tubería flexible convencional a través de la tubería flexible o puede ser invertida para producir líquidos hasta el anillo. Los cables de alimentación se pueden instalar en el interior de la tubería flexible o anillados al exterior. Los cables internos están protegidos de daños mecánicos, químicos y fluidos del pozo.

Terminaciones submarinas – El flujo de pozos submarinos es impulsado por la presión del yacimiento, complementado con la inyección de gas cuando sea necesario. Sin embargo, si los pozos están muy lejos de las plataformas anfitrionas, la elevación de gas es ineficiente debido a las líneas de flujo largos. La

distancia del pozo a la plataforma está limitada por la capacidad de inyección de elevación de gas y la presión del yacimiento, lo que disminuye a medida que se agotan los campos y corte de agua se incrementa, para conducir la salida.

En comparación con la elevación de gas, las bombas sumergibles no son afectadas tan negativamente por distancias del pozo a la plataforma y el aumento de las tasas de flujo de oferta.

Las bombas sumergibles eléctricas ofrecen muchas ventajas sobre otros métodos de levantamiento artificial en aplicaciones submarinas. La capacidad de operar pozos más lejos de las plataformas de acogida es la más importante, pero otros beneficios incluyen un mejor rendimiento, así, los costes de capital reducidos y plazos de entrega, la mejora de la eficiencia energética y menor impacto ambiental.

Las presiones de entrada y de salida de la bomba , pozo y temperaturas del motor , resistencia de aislamiento , la vibración sistema y fuente de alimentación puede ser interpretados por el uso de software para tomar decisiones , identificar o prevenir los problemas de la bomba y fracasos prematuros , vigilar el desempeño y evaluar las opciones de funcionamiento. Entonces, antes de que se tomen medidas, el análisis NODAL se utiliza para simular las nuevas condiciones del sistema y validar la frecuencia del motor. Si los resultados parecen buenos, los comandos ejecutables son transmitidos al pozo o campo. Unidades avanzadas de velocidad variable serán capaces de cambiar las velocidades de operación automáticamente en función de las mediciones de fondo de pozo y de par motor estimado para evitar las fluctuaciones de la corriente eléctrica en los motores.

BOMBEO NEUMÁTICO

En esta modalidad se inyecta gas por el espacio anular en forma continua al punto más profundo de la TP a través de una válvula, con objeto de aligerar la columna disminuyendo así el gradiente del fluido dentro y obteniendo una mayor producción.Rango de gastos de 200 a 20,000 BPD para diámetros normales. Este rango puede variar más o menos según el diámetro de la tubería. En esta forma el pozo fluye en forma constante. Se usa en pozos de alto IP y alta presión de fondo.

Inyección intermitente- Se inyecta gas de forma similar al anterior pero en forma intermitente y la producción se acumula en la TP como tapones; el fluido es producido en forma de baches de manera intermitente. Su principio es inyectar el gas a gastos grandes y aprovechar su expansión medida que se desplaza hacia la superficie.

LA COMBINACIÓN DE SISTEMAS EN EL FONDO DE POZO

Hay una tendencia hacia la combinación de métodos de levantamiento artificial para obtener tasas más altas a un costo menor, en mejores condiciones de funcionamiento y con más flexibilidad en la producción de lo que podría esperarse de sólo un método. Estos enfoques superan restricciones y limitaciones de los métodos individuales tales como:

Tamaños de tubos. Profundidad de operación. Alta tasas de agua. Condiciones corrosivas.

Los métodos de levantamiento combinados reducen equipos, requisitos, el consumo de energía, y el rendimiento resultando de beneficio en términos de costos, inversiones y el valor de los activos.

El levantamiento de inyección de gas y bombas eléctricas sumergibles en el mismo pozo ofrece muchas oportunidades para mejorar la producción, optimizar caudales y garantizar un funcionamiento ininterrumpido.

Véase FIGURA 7 en el anexo.

Las aplicaciones que operan ambos sistemas incluyen al mismo tiempo un sistema sumergible para extender la vida del pozo. Los actos de las bombas sumergibles actúan como un refuerzo en la presión de fondo del pozo para aumentar la presión de flujo a la profundidad de la inyección de gas. Desde el punto de vista del diseño, las bombas eléctricas sumergibles ayudan a desarrollar una mayor presión de fondo fluyente diferente al levantamiento de gas para una velocidad dada.

Las bombas de cavidades progresivas son populares para la producción de fluidos con alto contenido de sólidos, aromáticos, condensados y emulsiones inversas, así como crudos pesados, especialmente en pozos de alto ángulo.

El uso de línea de acero o tubería en espiral para reemplazar las bombas ofrece orden de magnitud de ahorro de costos y hace que los sistemas combinados sean

atractivos en áreas de alto costo si las bombas fallan con frecuencia (a la izquierda).En aplicaciones submarinas, de levantamiento artificial debe funcionar eficazmente con gas-líquido, multifases, ya que no es práctico para utilizar la carcasa de tubos, anillos para la separación de fondo de pozo o de ventilación de gas producido de la carcasa a una línea de flujo adicional para cada pocillo. Las Pruebas de prototipo demostraron que las bombas hidráulicas pueden funcionar en combinación con bombas sumergibles eléctricas que permiten la producción de los pozos de la relación gas / líquido en lo profundo del agua.

Véase FIGURA 8 en el anexo.

Un separador de gas rotativo (RGS) para reducir el volumen de gas libre que entra en la entrada de la bomba, aumenta el rendimiento de la bomba. La colocación de una bomba en la tubería por encima de la eléctrica sumergible permite que el gas segregado por separación giratorio para ser comprimido, se inyecte de nuevo en la corriente de flujo de líquido que se bombea a la superficie por la bomba sumergible. El líquido de alimentación es el líquido producido por fluidos menos libres de gas bombeado por la eléctrica sumergible.

La separación de petróleo y gas en el fondo del pozo, la deshidratación del subsuelo y la eliminación, y sistemas de bombeo eléctrico sumergible horizontales para las operaciones de petróleo y gas de la superficie son sólo algunas de las futuras tecnologías de aplicación de levantamiento artificial. La combinación de los procesos de producción en el fondo del pozo para proporcionar soluciones para el medio ambiente que mejoren la rentabilidad, difumina las distinciones entre los diversos métodos de levantamiento artificial, y entre el equipo de subsuelo y las instalaciones de superficie.

Véase FIGURA 9 en el anexo.