UNIVERSIDAD TECNOLOGICA
EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETROLEOS
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE: TECNOLOGO EN PETROLEOS
ESTUDIO DESCRIPTIVO DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
DE CRUDO CON TECNOLOGÍA DE BOMBEO HIDRÁULICO Y
BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE
AUTOR: FABIAN EDUARDO CHUQUIMARCA CASTRO
DIRECTOR DE TESIS: ING. FAUSTO RAMOS
DECLARACION
Yo Fabián Eduardo Chuquimarca Castro, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documentó.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
CERTIFICACION
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO DESCRIPTIVO DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE CRUDO CON TEGNOLOGÌA DE BOMBEO HIDRÁULICO Y BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE”. Que, para aspirar al título de Tecnólogo en Petróleos fue desarrollado por Fabián Eduardo Chuquimarca Castro, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
Ing. Fausto Ramos Aguirre DIRECTOR DEL TRABAJO
DEDICATORIA
Dedico esta tesis primeramente a DIOS, nuestro Santo Padre Celestial, y a mi familia quienes inspiraron mi espíritu para la conclusión de esta tesis.
A mis padres quienes me dieron vida, educación, apoyo y consejos.
A mis Abuelitos quienes fueron un pilar muy importante en el desarrollo de mi vida, a mis compañeros de estudio, a mis maestros y amigos, quienes sin su ayuda nunca hubiera podido hacer este trabajo.
A todos ellos se los agradezco desde el fondo de mi corazón. Para todos se les dedica infinitamente.
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios por cada día de mi vida que él me da, por todas las cosas grandes y bellas.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial y la carrera de Tecnología en Petróleos por los conocimientos impartidos a los largo de estos años de estudio.
Al señor Ingeniero Fausto Ramos Aguirre por su apoyo, guía incondicional desde el inicio de este trabajo hasta su consecución final.
La tesis que hoy se está entregando, recibió el aporte técnico, intelectual y generoso de la compaña TECHNICAL SYSTEMS POWER CIA LTDA, al señor Tecnico Jimmy Terán Merchán. La colaboración por él entregada, fue estimulo determinante para asumir la realización del trabajo.
A mi esposa Guadalupe Hernández por alentarme a llegar hasta el final sin desmayar el intento.
i
INDICE DE CONTENIDOS
PAGINA
RESUMEN ix
ABSTRACT xii
CAPITULO I 1
1 INTRODUCCION 1
1.1 FORMULACION DEL PROBLEMA 2
1.2 JUSTIFICACIÓN 3
1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO 3
1.3.1 Objetivo General 3
1.3.2 Objetivos Específicos 3
CAPITULO II 4
2 MARCO TEORICO 4
2.1 EL PETROLEO Y SU EXTRACCION 4
2.2 EL YACIMIENTO PETROLÍFERO 5
2.3 EL RESERVORIO CARACTERÍSTICAS GENERALES 5
2.3.1 La Porosidad 7
2.3.2 Permeabilidad (k) 8
2.3.3 Presión Estática (p*) 9
2.3.4 Presión Fluyente (pwf) 9
2.3.5 Temperatura en el Reservorio 10
2.3.6 Corte de Agua 11
2.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS QUE INCIDEN EN LA
SELECCIÓN DE UN TIPO DE LEVANTAMIENTO 11
2.4.1 Clasificación de los Fluidos del Reservorio 12
2.4.1.1 Agua de Formación 12
2.4.1.2 Gas de la Formación 12
2.4.1.3 Fluidos de Producción Gaseosos 13
2.4.1.4 Características Físico-químicas del Petróleo 14
ii
2.4.1.6 Densidad 15
2.4.1.7 Gravedad Específica del crudo (GRADOS API) 15
2.4.1.8 Peso específico 16
2.4.1.9 Solubilidad 16
2.4.1.10 Punto de ebullición 16
2.4.1.11 Punto de inflamación 16
2.4.1.12 Punto de combustión 16
2.4.1.13 Color del Petróleo 16
2.4.2 Relación Gas Petróleo (gor) 17
2.4.3 Poder Calorífico 17
2.4.4 Profundidad de la Formación 18
2.4.5 Desempeño del Pozo 18
2.4.6 Nivel del fluido del Pozo 18
2.4.7 TVD profundidad vertical verdadera 18
2.4.8 Profundidad de la tubería (MD mesurement depth) 19
2.5 MECANISMOS DE EMPUJE 19
2.5.1 Empuje Hidráulico 19
2.5.2 Empuje de Gas 20
2.5.3 Empuje de Gas en solución 20
2.6 FORMAS DE PRODUCCION 21
2.7 RECUPERACIÓN NATURAL 23
2.7.1 Recuperación Primaria 24
2.8 DESCRIPCION DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 26
2.9 MECANISMOS DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 27
2.10 MÉTODOS DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CONVENCIONALES 28
2.11 MÉTODOS DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL NO
CONVENCIONALES 29
2.12 CICLO DE VIDA DEL POZO 29
2.13 POR QUÉ SELECCIONAR UN MÉTODO DE LEVANTAMIENTO
iii
CAPITULO III 32
3 METODOLOGIA 32
3.1 DEFINICIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO 32
3.2 DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRAULICO 33
3.2.1 Sistema de Fluido Motriz 33
3.2.1.1 Sistema de Fluido motriz Cerrado “cpf, close power fluid” 34 3.2.1.2 Sistema de Fluido motriz Abierto “opf, open power fluid” 35
3.3 EQUIPOS DE SUBSUELO DEL BOMBEO HIDRAULICO 35
3.3.1 Descripción de Partes de un Sistema típico de Bombeo Hidráulico 37
3.3.1.1 Tubing 37
3.3.1.2 Casing 37
3.3.1.3 Camisa 37
3.3.1.4 Bomba Jet 37
3.3.1.5 Empacadura de Prueba 37
3.3.1.6 Formación 38
3.4 TIPOS DE BOMBAS HIDRAULICAS DE SUBSUELO 39
3.4.1 Bombas de Tipo Pistón 39
3.5 PARAMETROS DEL POZO PARA LA SELECCIÓN DE LA BOMBA JET41
3.5.1 Bombas de Tipo Jet 43
3.5.1.1 Descripción bomba Jet Directa 45
3.6 OBSERVACIONES IMPORTANTES EN LA OPERACIÓN DE BOMBAS
JET 46
3.6.1 Prueba de Inyectividad 46
3.6.2 Desplazamiento de Bomba Jet 47
3.6.3 Comportamiento de Entrada de Fluidos en Bomba Jet 47
3.6.4 Profundidad de la Bomba 48
3.6.5 TVD Profundidad Vertical Verdadera 48
3.6.6 Medida de la Tubería (MD mesurement depth) 48
3.7 APLICACIONES DE LA BOMBA JET DIRECTA 49
iv
3.7.2 Ventajas de la Bomba Jet Directa 50
3.7.3 Desventajas 50
3.8 EVALUACIÓN Y PRODUCCIÓN DE POZOS UTILIZANDO EL BOMBEO
HIDRÁULICO 51
3.8.1 Componentes de la MTU 52
3.8.1.1 Motor de Combustión Interna 52
3.8.1.2 Bomba Quintuplex 53
3.8.1.3 Separador Horizontal 53
3.8.1.4 Componentes Adicionales 54
3.9 VENTAJAS DE LA MTU 55
3.10 DEFINICION DEL BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE 56
3.11 Tipos de Bombas Electrosumergibles 56
3.11.1 Bombas electro sumergible de cavidad progresiva (BESCP) 56
3.11.1.1 Características Generales 58
3.11.1.2 Principio de Funcionamiento de la Bomba de Cavidad Progresiva 58 3.11.2 Bombas Electro sumergibles Centrifugas Multi-etapas 59 3.11.3 Principio de Funcionamiento de la Bomba de Centrifuga Multi-etapas
59 3.11.4 Teoría de Operación de las Bombas Centrifugas Multi-etapas 60 3.11.5 Diseños para Flujo Hidráulico Radial y Mixto 61
3.11.5.1 Bombas de Flujo Radial 61
3.11.5.2 Bombas de Flujo Mixto 61
3.11.6 Presión en Cabeza o Levantamiento de la Bomba Centrifuga 64
3.11.7 Curva de la Bomba 65
3.11.8 Empuje de la Bomba 67
3.11.8.1 Empuje Hidráulico 68
3.11.8.2 Empuje del Eje 70
3.11.8.3 Potencia Hidráulica (Hydraulic HP) 71
v 3.12 RANGO Y CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA BES Y
BESCP 72
3.13 COMPONENTES DE PRODUCCIÓN DE POZOS UTILIZANDO BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE 73
3.13.1 Equipos de superficie para Bombeo Electro sumergible 73
3.13.1.1 Transformador 73
3.13.1.2 Caja de Conexiones (Venteo). 74
3.13.1.3 Tablero de Control 75
3.13.1.4 Controlador de variación de velocidad o Variador de Frecuencia
(VSD) 76
3.13.1.5 Cabezal del pozo 78
3.13.2 Equipo de Subsuelo 79
3.13.2.1 Acoplamientos 80
3.13.2.2 Cable de Extensión (Motor Lead Extensión –MLE) 80
3.13.2.3 Cable de Potencia 81
3.13.2.4 Tipos de Cables de Potencia 83
3.13.2.5 Bomba Electro sumergible 88
3.13.2.6 Separadores de gas 90
3.13.2.7 Protector o sección sellante (Sello) 91
3.13.2.8 Motor Electrosumergible 93
3.13.2.9 Sensor de Presión y Temperatura de Fondo 95
3.13.3 Equipos adicionales 97
CAPITULO IV 98
4 ANALISIS DE RESULTADOS 98
4.1 APLICACIÓN DE LOS TIPOS DE BOMBEO EN el CAMPO
SHUSHUFINDI 98
4.1.1 Introducción 98
4.1.2 Ubicación Geográfica 100
4.1.3 Estructura 101
vi
4.1.5 Formaciones productoras 103
4.1.5.1 Formación Napo 103
4.1.5.2 U Superior- G2 104
4.1.5.3 U Inferior 104
4.1.5.4 Areniscas “T” 105
4.1.5.5 T Superior 105
4.1.5.6 T inferior 106
4.1.6 Características y Propiedades de la Rocas Productoras 106
4.1.7 Presiones de los Yacimientos 106
4.1.8 Tipos de Empuje en el Area Shushufindi 107
4.2 DISERTACIÓN Y OPINIÓN SOBRE CUÁL SERÍA EL MÉTODO MAS
EFICIENTE 107
4.3 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS ESTACIONES Y LOS SISTEMAS DE
PRODUCCIÓN DEL ÁREA SHUSHUFINDI 111
4.3.1 Estado Actual de la Producción por Estaciones y Métodos 111
CAPITULO V 115
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 115
5.1.1 Conclusiones 115
5.1.2 Recomendaciones 118
vii
INDICE DE TABLAS
PAGINA
Figura 1. Derivados del Petróleo 4
Figura 2. Descripción de un Yacimiento Petrolífero 5 Figura 3. Porosidad Efectiva, no efectiva y Total 8 Figura 4. Porosidad Efectiva, no efectiva y Total 9
Figura 5. Gradiente Geotérmico 10
Figura 6. El Petróleo 14
Figura 7. Empuje Hidráulico 19
Figura 8. Empuje de Gas 20
Figura 9. Métodos del Levantamiento Artificial de crudo 28
Figura 10. Ciclo de vida del Pozo Petrolero 30
Figura 11. Cuando se necesita del levantamiento Artificial 31 Figura 12. Descripción de los sistemas de fluido motriz 34 Figura 13. Completación típica de un pozo petrolero para bombeo hidráulico, un
BHA de prueba de Producción 36
Figura 14. Descripción interna típica de evaluación con Bombeo Hidráulico 38
Figura 15. Bombas Hidráulicas a Pistón 40
Figura 16. Bomba Jet Claw® Directa de la Empresa Sertecpet S.A. 44 Figura 17. Componentes de la Bomba Jet Claw Directa. 45 Figura 18. Desplazamiento de la Bomba Jet Directa 47
Figura 19. Unidad Móvil de Prueba “MTU” 51
Figura 20. Motor Caterpillar 3406 52
Figura 21. Bomba Quintuplex 53
Figura 22. Separador Horizontal Trifásico 54
Figura 23. Unidad Móvil de Prueba “MTU” 55
Figura 24. Sistema de Bombeo Electrosumergible de Cavidad Progresiva 57 Figura 25. Dirección del Fluido dentro de una Etapa 61 Figura 26. Diseño de etapas bombas para flujo radial (izquierda) 62
viii
Figura 28. Fuerzas que actúan en un impulsor 68
Figura 29. Curva de los empujes que actúan sobre una Bomba 69 Figura 30. Corte de un Impulsor de etapa de flujo radial 70
Figura 31. Transformador reductor (SDT) 74
Figura 32. Caja de Conexiones (Venteo) 75
Figura 33. Tablero de control (Soft- Star) 76
Figura 34. Variador de Frecuencia (VSD) 77
Figura 35. Cabezal del Pozo en Bombeo Electrosumergible 78 Figura 36. Equipo de Fondo en Bombeo Electrosumergible 79 Figura 37. El cable de extensión del motor o MLE 81 Figura 38. Cable de Potencia en Bombeo Electro sumergible 82
Figura 39. Componentes del Cable de Potencia 83
Figura 40. Cable de Potencia en Bombeo Electro sumergible 84 Figura 41. Cable redondo de potencia en Bombeo Electro sumergible 85
Figura 42. Bomba Electrosumergible 89
Figura 43. Separador de Gas 91
Figura 44. Separador de Gas 93
Figura 45. Motor Electro sumergible 94
Figura 46. Funcionamiento de un Sensor de Fondo 96
Figura 47. Ubicación del área Shushufindi 100
Figura 48. Columna Estratigráfica del Campo Shushufindi 102 Figura 49. Utilización de los diferentes tipos del Levantamiento Artificial a nivel
Mundial 108
Figura 50. Producción de Petróleo por método de Levantamiento en el Área
ix
RESUMEN
Las estrategias de explotación de un yacimiento se deben establecer de acuerdo a los niveles de producción en diferentes pozos para obtener así un máximo beneficio económico para esto se debe o es necesario establecer un método de producción optimo este deberá ser el que permita establecer y mantener los niveles de producción lo más rentable posible.
Razón por la cual se ha propuesto un estudio descriptivo de los sistemas de levantamiento artificial de crudo más comunes y eficientes basándose en información técnica del campo Shushufindi hasta 16 de Mayo del 2015.
La manera más conveniente y económica de producir un pozo es por flujo natural. La producción por flujo natural no es el método que garantice los niveles de producción rentables durante toda la vida productiva del yacimiento.
No obstante, una vez finalizada la producción por flujo natural se debe seleccionar un método de levantamiento artificial que permita seguir produciendo eficientemente al yacimiento. Cuando la energía natural del reservorio ha disminuido y no es suficiente para levantar el fluido hasta la superficie, se requiere el usó de un fuente externa de energía para conciliar la oferta con la demanda de energía. La utilización de estas fuentes es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador de producción, es lo que se denomina levantamiento artificial.
x E aquí que se va a describir los métodos más efectivos de levantamiento artificial como son el Bombeo Hidráulico y Electro sumergible cabe señalar que estos dos métodos necesitan tener las siguientes facilidades:
Disponibilidad de fuentes de energía en la superficie: redes eléctricas, generadores eléctricos, motores de combustión qué generaran fuerza motriz.
Características del fluido a producir: Viscosidad, ° API, Porcentaje de Agua, salinidad, relación gas-líquido y otras.
Profundidad y la presión Hidrostática del yacimiento.
El IPR “Índice de Productividad del pozo”. La tasa de permeabilidad del yacimiento.
En base a todo lo que se ha mencionado se realiza este estudio dando como conclusión que si se tiene un pozo sea este nuevo o ya en operaciones y brinde las mejores condiciones, luego de haber evaluado con una unidad MTU (Mobile Testing United) a base de bombeo hidráulico y en base a las pruebas de restauración de presión se conocerán las características reales del pozo.
Y se realizara la selección del método más efectivo en este caso se analizó el campo Shushufindi, donde por las características de los yacimientos altas concentraciones de gas disuelto en el crudo se utiliza en un 97% el bombeo electro sumergible, y 2% de bombeo Mecánico y un 1% en bombeo Hidráulico.
xii
ABSTRACT
Strategies of exploitation of a deposit must be set according to the levels of production in different wells to obtain a better benefit economic, for this it is necessary to establish a method for producing optimal, this must establish and maintain production levels the most profitable possible.
Reason why is to proposed a descriptive systems of artificial lift in crude oil more common and efficient based on technical information from the Shushufindi until 16 may 2015.
Way more convenient and economical to produce a well's natural flow. The production by natural flow is not the method that ensures the profitable production levels throughout the productive life of the site.
However once finished production by natural flow you should select a method of artificial lift, allowing to continue producing efficiently to the deposit. When the natural energy of the reservoir has diminished and is not enough to lift the fluid up to the surface is required of an external source of energy is required to reconcile the supply with the demand for energy. The use of these sources is in order to lift the fluids from the bottom of the well until the production separator is referred to as Artificial Lift.
xiii
Availability of sources of energy on the surface: networks electric, generators electric and combustion engines that generate power.
Characteristics of the fluid to produce: percentage of water, viscosity, gas-liquid, salinity and other.
Depth and Hydrostatic Reservoir Pressure.
The IPR “Well productivity Index”.
The rate of Permeability of Reservoir.
Based on everything that is to mentioned concludes that if you have a well it is new or in operations, and provide the best conditions After to see evaluated with a unit MTU ( Mobile Testing United) based Pumping Hydraulic and based on the evidence of restoration of pressure you will know the real characteristics of the well.
And will be the selections of the method more effective in this case analyze the Shushufindi field where by the characteristics of the deposits high concentrations of gas dissolved in crude used 97% Pumping Electro submersible and 2% Pumping Mechanic and 1% of Pumping Hydraulic.
1
CAPITULO I
1 INTRODUCCION
Cuando la energía natural del reservorio ha disminuido y no es suficiente para levantar el fluido hasta la superficie, es necesario utilizar métodos del levantamiento artificial que proporcionan la energía adicional para hacer llegar el fluido a superficie y continuar con la explotación racional del reservorio. Ya que luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por flujo natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Los fluidos de un yacimiento (petróleo, gas, agua) entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo.
Cuando un pozo está listo para iniciar la producción de un yacimiento petrolífero, el petróleo fluye al pozo debido a la diferencia de presión que existe entre la formación y el espacio dentro del pozo. Si la presión dentro del yacimiento es lo suficientemente grande como para llevar el petróleo hasta la superficie, se dice que el pozo produce por flujo natural. Sin embargo, cuando la energía natural del yacimiento no es suficiente para hacer que un pozo fluya a la superficie en volúmenes considerables, esta energía deberá ser suplementada por medios artificiales de producción. Éste suplemento se conoce como levantamiento artificial.
2 Generalmente esto se logra por medio de la utilización de algunos dispositivos mecánicos en el pozo como Bombas y también reduciendo el peso de la columna Hidrostática por medio de la inyección de Gas a cierta profundidad del pozo. El levantamiento artificial es necesario en aquellos pozos donde la presión del yacimiento no es suficiente para eyectar los fluidos hasta la superficie, pero debido a la necesidad imperante de recursos económicos en nuestro País Ecuador a menudo se usa en pozos fluyentes naturales (los cuales técnicamente no lo necesitan) para aumentar el caudal por encima de lo que el pozo fluiría naturalmente, y así obtener la mayor cantidad de dinero de estos pozos en producción. El fluido producido puede ser petróleo, agua o una mezcla de ambos, típicamente incluyendo una cierta cantidad de gas.
Este estudio lo que busca es describir los dos tipos del levantamiento artificial más usados y comunes en nuestro Oriente Ecuatoriano como son el Bombeo Hidráulico y el Bombeo electro sumergible, tomando como referencia el campo Shushufindi.
1.1 FORMULACION DEL PROBLEMA
Los problemas fundamentales en la producción de petróleo en las principales zonas petrolíferas de nuestro país son:
Una causa fundamental es que los pozos pierden su energía natural y debemos establecer una energía artificial para mantener su producción.
El monitoreo en la actividad del pozo y sus cambios en el reservorio como son la perdida de presión.
La cuantificación de datos recibidos.
3
1.2 JUSTIFICACIÓN
Este estudio se realizara principalmente para describir y comparar cuales son los beneficios, ventajas y desventajas de cada tipo de levantamiento artificial que se utilice el cualquier caso sea este Bombeo Hidráulico o Bombeo Electro sumergible.
1.3 OBJETIVOS DEL PROYECTO
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Describir el funcionamiento de los dos tipos de levantamiento artificial de crudo como son Bombeo Hidráulico y Bombeo Electro sumergible.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Describir la operación del levantamiento artificial con Bombeo Hidráulico.
Describir la operación del levantamiento artificial con Bombeo Electro sumergible.
4
CAPITULO II
2 MARCO TEORICO
2.1 EL PETROLEO Y SU EXTRACCION
El Ecuador cuenta al momento con una capacidad de procesamiento de petróleo de 175.000 barriles por día. Los productos más importantes son la gasolina y el diesel, combustibles de uso mayoritario en el transporte sea este terrestre, marítimo o aéreo. El sector de hidrocarburos aporta con el 71% del requerimiento nacional de energía, repartiéndose el porcentaje restante entre fuentes de la biomasa e hidroeléctrica.
5
2.2 EL YACIMIENTO PETROLÍFERO
Un yacimiento de petróleo o yacimiento petrolífero es el lugar donde se acumula de forma natural el petróleo crudo o ligero retenido por formaciones de rocas supra yacentes con baja permeabilidad. Este puede ser constituido por uno o más reservorios en diferentes horizontes estratigráficos o en distintos regímenes de presión.
Fuente: (Bidner, 2001)
2.3 EL RESERVORIO CARACTERÍSTICAS GENERALES
Un reservorio petrolero es una formación de roca sedimentarla porosa y permeable cubierta por una capa de roca impermeable a través de la cual no pueden pasar líquidos o gases. Originalmente los poros se llenaron con agua, pero el petróleo y el gas, formados en una fuente rocosa contigua, gradualmente se filtraron en ellas entrampándose contra la capa de roca impermeable.
6 La forma del reservorio debe permitir la acumulación del petróleo (o gas), y la capa de roca impermeable es esencial para imposibilitar su migración. Debido a las fuerzas capilares una parte del agua, originalmente en los poros, no pudo ser desplazada por el hidrocarburo. Esta agua inmovilizada se denomina agua intersticial. El volumen de todos los poros en una roca reservorio (porosidad) generalmente se expresa como un porcentaje del volumen total de roca. Cuanto mayor es la porosidad efectiva, mayor es la cantidad almacenada de petróleo. La porosidad total puede variar del 1 al 35 % del volumen total de roca. Para que el petróleo fluya a través del reservorio, debe haber una libre conexión entre los poros. La mayor o menor facilidad de pasaje de los fluidos a través de las rocas se llama permeabilidad y depende del tamaño de los canales que interconectan los poros. A este tipo de porosidad en la que los poros están interconectados la llamamos efectiva y por lo general se presenta asociada con buenas permeabilidades.
Tanto la porosidad como la permeabilidad varían a lo largo de una formación rocosa y en consecuencia, pozos en diferentes lugares de un reservorio pueden tener gran diferencia de nivel de producción. Estos factores también varían con la profundidad, siendo afectados por las presiones y temperaturas a que son sometidas las rocas. Por último, es la historia geológica de un yacimiento lo que ha condicionado la evolución del reservorio.
7 El petróleo varía del tipo pesado, muy viscoso (con un peso específico cercano al del agua y con una viscosidad de 10 a 10.000 veces más alta), generalmente hallado en reservorios poco profundos que contienen escaso o nada de gas disuelto. Cuanto menos viscoso sea el petróleo, fluirá más fácilmente a través de los intersticios de la roca reservorio hacia el pozo.
2.3.1 LA POROSIDAD
La porosidad es la característica física más conocida de un yacimiento de petróleo. Determina los volúmenes de petróleo o gas que pueden estar presentes.La porosidad de un material se define como la fracción del volumen total de la roca no ocupada por el esqueleto mineral de la misma, es el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por líquidos o gases.
Dicha propiedad determina la capacidad de acumulación o de depósito de la arena y generalmente se expresa como porcentaje, fracción o decimal.
La porosidad primaria es la porosidad de la matriz rocosa. La secundaria se debe a la presencia de fracturas, cavernas y otras discontinuidades en la matriz.
Estas discontinuidades no aumentan mucho la porosidad pero sí pueden influir grandemente en la permeabilidad.
Los rangos de porosidades de las rocas oscilan entre el 5% y el 30%. Las arenas homogéneas con porosidades menores que el 10% no tienen interés. La porosidad también puede clasificarse en porosidad efectiva (poros continuos interconectados) y porosidad no efectiva (poros discontinuos aislados).
8 Fuente: (Bidner, 2001)
2.3.2 PERMEABILIDAD (K)
Se define como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si los poros de la roca no están interconectados no existe permeabilidad.
La permeabilidad es la facilidad que tiene el crudo para fluir a través de la roca almacenadora. La permeabilidad se mide en milidarcies (md).
Entre más permeabilidad tenga la roca almacenadora tenga la roca almacenadora, más fácil fluye el crudo. En la figura número 4 se muestra como se pude determinar la permeabilidad de una roca.
9 Fuente: (SERTECPET, 2008)
2.3.3 PRESIÓN ESTÁTICA (P*)
La presión estática del fluido en un yacimiento es la presión que existe cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo. Dicha presión denota la presión que existe al frente de la formación petrolífera cuando la producción se ha interrumpido por un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauración de la presión en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de líquido. Esta presión restaurada es igual a la presión que existe en la zona petrolífera.
2.3.4 PRESIÓN FLUYENTE (PWF)
Es la presión registrada en la boca del pozo o en la cara de la formación, la unidad de medida en el sistema inglés es psi. Se obtiene cuando el fluido está en movimiento.
10 2.3.5 TEMPERATURA EN EL RESERVORIO
La temperatura del reservorio es otra fuente de energía para la producción. En una primera aproximación puede estimarse la temperatura del reservorio conociendo el gradiente geotérmico. Este presenta un valor promedio de alrededor de 3 °C/100 m (1.7 °F/100 ft). En la práctica se han encontrado se han encontrado valores extremos mucho menores, de 1°C/100 m y mucho mayores, de 6°C/100 m.
A medida que los fluidos se producen, retiran calor del reservorio por convección. Las rocas superyacentes y subyacentes, por encima y por debajo del reservorio, se pueden suponer como fuentes de calor de infinita extensión. Por lo tanto, son capaces de entregar calor por conducción suficiente para compensar el perdido por convección y mantener la temperatura del reservorio aproximadamente constante.Como se puede visualizar en la figura número 5.
11 2.3.6 CORTE DE AGUA
Es la cantidad de agua en el fluido de producción a condiciones de superficie es conocida como el porcentaje de agua (%H2O), más comúnmente conocida como corte de agua.
2.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS QUE INCIDEN EN
LA SELECCIÓN DE UN TIPO DE LEVANTAMIENTO
Para la selección de un tipo de levantamiento artificial se toma en cuenta, principalmente la disponibilidad de datos confiables y actualizados, haciendo que el estudio sea más acertado, seguro y por ende el margen de error sea mínimo.
Dentro del pozo existe fluido que es principalmente una combinación de agua salada (salmuera), gas natural y aceite. Mezclados dentro de estos fluidos existe también sólidos de la formación, arena predominantemente. A partir de este punto, dicha mezcla será referida como fluido de producción. Las características de un fluido de producción son de vital importancia para la selección del tipo de levantamiento artificial adecuado. Sin entrar en gran detalle se discutirán éstas características.
12 En el análisis técnico de pozos con otros sistemas de levantamiento artificial, se toma en cuenta los principales problemas que presenta el campo en este caso se está tomado en como referencia el Área Shushufindi.
2.4.1 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIO
En un reservorio natural de petróleo, antes de comenzar la explotación, se encuentran dos fases como mínimo. Ellas son petróleo y agua. Con frecuencia, pero no siempre, puede haber una tercera fase, la fase gaseosa, que constituye el casquete gasífero. Estas tres fases se ubican de acuerdo a sus densidades: zona acuífera abajo, petrolífera al medio y gasífera en la parte superior.
2.4.1.1 Agua de Formación
El agua de formación se encuentra tanto en la zona acuífera como en la petrolífera. La zona acuífera suele clasificarse como acuífera inactiva cuando no contribuye al proceso de producción, y como acuífera activa cuando es capaz de producir un barrido lento y gradual del petróleo hacia arriba.
Pero, además, hay agua en la zona petrolífera y en el casquete de gas. El agua allí se denomina connata, intersticial o irreducible. Esta saturación de agua connata en la zona de hidrocarburos ocupa entre un 10% y un 30% del volumen poral. Dicha saturación de agua no disminuye durante la explotación, de allí su nombre de irreducible.
2.4.1.2 Gas de la Formación
13 La clasificación del gas de la formación se basa en la densidad específica del gas respecto de la del aire a igual temperatura. Ésta es una medición que se realiza siempre en el yacimiento.
2.4.1.3 Fluidos de Producción Gaseosos
Como se mencionó anteriormente, la presencia de gas libre tiene el potencial de afectar gravemente la eficiencia del tipo de sistema que se vaya a utilizar. El problema básico es que una bomba centrífuga no es una compresora de gas eficiente. Por lo tanto, se puede esperar un progresivo deterioro de la cabeza de descarga de la bomba con el incremente de la presencia de gas libre. Muchas investigaciones y pruebas han demostrado que la relación de gas a líquido alcanza aproximadamente el 10% del volumen en la bomba, deteriorando así su rendimiento. A relaciones más bajas se puede esperar que la bomba se desempeñe muy bien sin presentar mayor dificultad.
Se han descrito muchas posibles soluciones para evitar la interferencia de gas tales como:
Incorporar un separador de gas rotatorio.
Aumentar la presión de entrada a la bomba mediante la reducción en el diámetro del agujero, la reducción de la tasa de producción o una combinación de ambas.
Ubicar la entrada de la bomba por debajo de las perforaciones del casing. Se tomará ventaja de la separación natural del gas y del líquido debido a la flotabilidad de las burbujas de gas. Cuando se utiliza este método es necesario proveer al motor de una cubierta para enfriarlo.
14 importante como para requerir dos o más tipos de etapas para poder mantener a la bomba en el rango de operación recomendado.
2.4.1.4 Características Físico-químicas del Petróleo
Los hidrocarburos están formados por carbono, hidrógeno, oxigeno nitrógeno y azufre. La composición promedio del petróleo tiene el 85% de C.12 % de Hy 3% de S.O,N y otros elementos metálicos, pero es muy variable y depende del lugar donde se ha formado, debido a los diferentes fracciones de hidrocarburos y la variación en la concentración de los elementos.
Las diferentes clases de petróleo tienen características físicas y químicas que las distinguen entre sí. Estas pueden ser: color, olor, densidad, sabor, índice de refracción, coeficiente de expansión, punto de ebullición, punto de congelación, punto de deflagración, punto de quema, poder calorífico, calor específico, calor latente de vaporización y viscosidad.
2.4.1.5 Viscosidad
15 Los petróleos crudos tienen diferentes viscosidades; algunos son muy fluidos y otros muy viscosos; los aceites compuestos de hidrocarburos de las series CnH2n-2 y CnH2n-4 son viscosos. Los petróleos pesados en general están
compuestos por gran cantidad de estos hidrocarburos. Viscosidad cinemática a 50°C: 1013 cSt. La viscosidad aumenta con el peso específico; la viscosidad de los aceites del mismo peso específico pero de diferente origen, no es la misma, esto se debe a su diferente composición química. La viscosidad aumenta con el peso específico.
2.4.1.6 Densidad
Los crudos (livianos y medianos) pueden pesar menos que el agua o tanto o más que el agua (pesados y extra pesados); de allí que la densidad pueda tener un valor de 0,75 a 1,1. Estos dos rangos equivalen a 57,2 y -3 ºAPI.
2.4.1.7 Gravedad Específica del crudo (GRADOS API)
La gravedad específica del crudo es un valor adimensional (sin medidas), por cuanto es una relación de la gravedad de un fluido (petróleo) con respecto a otro fluido (agua). La gravedad específica del petróleo se ha estandarizado con los valores obtenidos por el Instituto Americano del Petróleo (API) de ahí su nombre, en grados API y a 60°F.
2.4.1.7.1 Clasificación según la gravedad API
Relacionándolo con su gravedad API el American Petroleum Institute clasifica al petróleo en:
Crudo liviano o ligero: tiene gravedades API mayores a 31,1 °API
16
Crudo pesado: tiene gravedades API entre 10 y 22,3 °API.
Crudo extra pesado: gravedades API menores a 10 °API.
2.4.1.8 Peso específico
El petróleo es más liviano que el agua. Su peso específico es influenciado por factores físicos y por la composición química del crudo, pudiendo oscilar, en términos generales, entre 0,75 y 0,95 Kgr./lt. Aumenta con el porcentaje de asfalto.
2.4.1.9 Solubilidad
Es insoluble en agua, sobre la cual sobrenada por su peso específico menor; a esto se debe su peligrosidad cuando se derrama en los puertos, o cuando es necesario combatir incendios en los tanques de almacenaje. Es soluble en benceno, éter, cloroformo, y otros solventes orgánicos.
2.4.1.10 Punto de ebullición
Puede variar de acuerdo a la clase de petróleo que se trate y la concentración de hidrocarburos que posean.
2.4.1.11 Punto de inflamación El punto de inflamación es de 93ºC.
2.4.1.12 Punto de combustión
Siempre en mayor la inflamación entre 20 y 30° C.
2.4.1.13 Color del Petróleo
17 reflexión de la luz pueden aparecer crudos de colores verdes, amarillos con tonos de azul, rojo, marrón o negro. Por trasmisión de la luz, los crudos pueden tener color amarillo pálido, tonos de rojo y marrón hasta llegar a negro. Los crudos pesados y extra pesados son negros casi en su totalidad, en el caso del crudo más liviano o condensado llega a tener un color blanquecido y generalmente se usa en el campo como gasolina cruda. Crudos con alta concentración de cera son de color amarillo; por la noche al bajar considerablemente la temperatura tiende a solidificarse notablemente y durante el día, cuando arrecia el sol, muestran cierto hervor en el tanque. (Carranza, 2010)
2.4.2 RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR)
Medida del volumen del gas producido con el petróleo, expresada en pies cúbicos por barril.
2.4.3 PODER CALORÍFICO
Está comprendido entre las 9000 y 12000 calorías. Éste disminuye al aumentar la densidad. Ejemplo:
Para una densidad de 0,815 Kgr/lt es igual a 11000 Cal/lt
18 2.4.4 PROFUNDIDAD DE LA FORMACIÓN
La profundidad a la que se instale la bomba depende de la profundidad de las formaciones productoras. La bomba se coloca a unos 100 a 200 metros sobre la cara de la formación productora.
2.4.5 DESEMPEÑO DEL POZO
Las pruebas de producción se realizan generalmente al iniciar la Completación de un pozo para determinar su capacidad de producir agua, petróleo o gas. Desde el punto de vista operativo del pozo y reservorio, estas pruebas proporcionan una evidencia física y periódica de las condiciones en las que se encuentra.
2.4.6 NIVEL DEL FLUIDO DEL POZO
Determina el nivel de fluido estático en pies desde la superficie hasta el nivel de fluido que se encuentra fluyendo a una velocidad de flujo dada.
2.4.7 TVD PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA
19 2.4.8 PROFUNDIDAD DE LA TUBERÍA (MD MESUREMENT DEPTH)
Es la profundidad medida en la tubería, es obtenida por medio de medición de cinta, cuando se está subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo de las pérdidas de presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la bomba.
2.5 MECANISMOS DE EMPUJE
El mecanismo de empuje es un tipo de energía natural que presuriza el hidrocarburo en el yacimiento, lo que facilita su extracción. Hay varios tipos de empuje, pero aquí veremos solamente el empuje hidráulico y el de gas.
2.5.1 EMPUJE HIDRÁULICO
El agua por debajo del crudo ejerce un empuje vertical, desplazándolo y ocupando su lugar. En el oriente Ecuatoriano se produce con este mecanismo de empuje la zona HOLLIN.
20 2.5.2 EMPUJE DE GAS
A medida que el crudo es extraído del yacimiento, el gas se comienza a expandir y empuja el crudo hacia abajo. En el oriente Ecuatoriano se produce con este tipo de mecanismo de empuje las zonas NAPO. U, T.
Fuente:(SERTECPET, 2008)
2.5.3 EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN
Un tipo de sistema de empuje de reservorio en la que la energía para el transporte y la producción de fluidos en los yacimientos se deriva del gas disuelto en el líquido. Cuando los fluidos del yacimiento entran en el pozo, por el cambio de presión, esto causa la ruptura del gas en solución y crea un flujo consolidado de gas y líquido que ayuda a la producción.
En el oriente Ecuatoriano se produce con este tipo de mecanismo de empuje las zonas NAPO: U, T.
21
2.6 FORMAS DE PRODUCCION
La producción de hidrocarburos es el proceso de sacar de manera ordenada y planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos subterráneos Incluye la protección de que el pozo sea tapado por arena y equitos, la protección ambiental de la superficie y acuíferos cercanos al pozo, mantenimiento de las presiones y flujos de producción a niveles seguros, la separación de gases, el bombeo en casos en que el petróleo no fluye solo, el mantenimiento del yacimiento y múltiples técnicas de recuperación secundaria y terciaria.
También se define como el proceso que se concentra en la explotación racional de petróleo y gas natural de los yacimientos, cumpliendo con las leyes y normas ambientales y de seguridad, y fortaleciendo la soberanía tecnológica.
Existen ciertos lineamientos importantes que deben cumplirse en todo proceso de producción, tales como:
Gerencia de yacimientos
Extracción de fluidos
Manejo y disposición
Almacenamiento y Transporte
22 La Gerencia de yacimientos nunca deja de participar en la vida productiva del pozo cubriendo con las siguientes tareas:
Conocer características y propiedades muy importantes del yacimiento como profundidades, espesores, porosidad, permeabilidad y las direcciones preferenciales de flujo de los fluidos en el yacimiento.
Monitorear continuamente el comportamiento de los pozos en comparación al yacimiento lo que permite verificar los límites establecidos y la caracterización del mismo.
Calcular predicciones debido a la información recolectada para estimar el potencial inicial de producción que puede tener el yacimiento así como su comportamiento futuro.
La etapa productiva perteneciente a la extracción de fluidos reúne el conjunto de actividades que se llevan a cabo para extraer de manera eficiente, rentable y segura los fluidos que se encuentran en los yacimientos.
Se decide la manera en que se va a poner a producir el pozo. Un pozo produce por flujo natural cuando el yacimiento tiene la suficiente energía como para llevar el fluido desde la roca madre hasta el cabezal de pozo, esto se da por la magnitud de la caída de presión existente entre el pozo y el yacimiento, esto ya se mencionó anteriormente en los mecanismos de empuje que existen.
23 Cuando un pozo produce por el flujo natural del yacimiento, este mecanismo no se mantiene hasta agotarse las reservas de hidrocarburos en el yacimiento, sino que llega un momento en que la presión del yacimiento ha descendido lo suficiente como para que la caída de presión sea menor, lo cual va a hacer que el yacimiento suba los fluidos hasta cierta parte del pozo y a partir de allí haya que aplicar un mecanismo del levantamiento artificial para llevarlos hasta el cabezal de pozo.
En este trabajo se presentan los métodos del levantamiento artificial de producción, los cuales buscan recuperar el máximo posible del remanente que ha quedado en el yacimiento luego de que parara la producción por flujo natural, en ciertos casos desde el comienzo de la extracción de fluidos se aplican métodos artificiales de producción.
2.7 RECUPERACIÓN NATURAL
El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está influenciado por las características productivas de la roca, la presencia de flujo multifásico a través del medio poroso, así como el esquema de desarrollo implantado.
La explotación convencional, incluye la recuperación natural ó primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar los fluidos del yacimiento.
24 inyección de gas amargo como alternativa de explotación bajo un concepto de recuperación secundaria de hidrocarburos para el campo. Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida de presión natural del yacimiento. Por lo que se hace necesario instalar la infraestructura adecuada para la recuperación del petróleo, que en la mayoría de los yacimientos representa de un 60 a 70% por recuperar, por lo cual, es conveniente un sistema artificial.
2.7.1 RECUPERACIÓN PRIMARIA
La producción primaria se define como la recuperación de hidrocarburo asociada a mecanismos naturales de empuje en un yacimiento, como expansión de la roca y el fluido, gas disuelto, acuífero activo, casquete de gas o bien drene gravitacional, en yacimientos naturalmente fracturados, adicionalmente se tiene un mecanismo adicional denominado exudación, que consiste básicamente en la acción combinada de fuerzas capilares y gravitacionales, las cuales originan la expulsión de los hidrocarburos de la matriz a la fractura.
Durante esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento, ocurre por energía propia de él. En ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar los fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario diseñar e instalar un sistema artificial de producción que permita recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar cualquier proceso de mayor costo y de tecnología sofisticada.
25 de fluir de forma natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presión pueden ser originadas por daños en los pozos, ocasionados principalmente por la misma operación, generalmente este daño es removido mediante limpieza y estimulaciones.
Cuando no se tiene daño en la formación y el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema de levantamiento artificial de producción, acorde a las características del campo. Es necesario efectuar un estudio en el que involucre los diferentes sistemas artificiales, como son en este caso: bombeo Hidráulico y el bombeo Electro sumergible, los cuales permiten ayudar a vencer las caídas de presión y mantener el pozo fluyendo para así mantener la plataforma de producción comprometida.
Si aun así, ya con un sistema de producción implantado, existe una baja aportación de hidrocarburos del yacimiento al pozo, debe analizarse la posibilidad de aplicar un proceso de mantenimiento de presión, ó bien, de desplazamiento.
Cuando un pozo llega al fin de su vida de flujo natural, surge la pregunta de ¿qué método debe utilizarse para mantenerlo en producción?
Para el caso de este proyecto se considera la solución de suministrar energía sea esta cualquier tipo de levantamiento artificial que se describirá en el presente trabajo ara así ayudar a elevar los líquidos de la formación por la tubería de producción.
26
2.8 DESCRIPCION DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
La estrategia de explotación de un yacimiento petrolífero establece los niveles de producción en distintos pozos para así obtener el máximo beneficio económico del yacimiento es necesario seleccionar el método de producción más óptimo.
Cuando la energía natural del reservorio ha disminuido y no es suficiente para levantar el fluido hasta la superficie, se requiere el usó de un fuente externa de energía para conciliar la oferta con la demanda de energía. Este es el que permite mantener los niveles de producción de la manera más rentable posible, siendo así la manera más conveniente y económica de producir un pozo.
La utilización de estas fuentes es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, es lo que se denomina levantamiento artificial.
El propósito de estos métodos es minimizar 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.
Para la selección efectiva de un método de levantamiento artificial se debe considerar los siguientes factores.
Disponibilidad de fuentes de energía en la superficie: redes eléctricas, generadores eléctricos, motores de combustión qué generaran fuerza motriz.
Características del fluido a producir: Viscosidad, ° API, Porcentaje de Agua, salinidad, relación gas-líquido y otras.
27
El IPR “Índice de Productividad del pozo”.
La tasa de permeabilidad del yacimiento.
2.9 MECANISMOS DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Son aquellos que poseen una aplicación común en la industria petrolera, y son utilizados 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 demanda de energía.
La utilización de esta fuente es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, es lo que se denomina levantamiento artificial.
El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar 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, son los más utilizados en la producción de crudo actualmente.
En la figura número 9 se muestran todos los métodos del levantamiento Artificial y estos se clasifican en:
Métodos Convencionales
28 Fuente: (htpp://www.weatherford.com, 2000)
2.10 MÉTODOS
DEL
LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL
CONVENCIONALES
Son aquellos que poseen una aplicación común en la industria petrolera, ya que son los más utilizados en la producción de crudo actualmente:
Bombeo Mecánico
Levantamiento artificial por Gas
29
2.11 MÉTODOS DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL NO
CONVENCIONALES
Son aquellas tecnologías desarrolladas y/o mejoradas a lo largo de últimos años.
Bombeo Hidráulico.
Bombeo Electro sumergible.
En este estudio nos enfocaremos principalmente en el Bombeo Hidráulico y el Bombeo Electro sumergible.
2.12 CICLO DE VIDA DEL POZO
Durante su ciclo de vida un pozo petrolero evoluciona a través de diferentes etapas que incluyen:
a. La fase exploración b. La fase de desarrollo c. La fase de producción d. La fase de abandono
Durante este ciclo de vida del pozo hay constantes cambios en los tipos de información que se requieren para la toma de decisiones para la administración de producción del pozo.
30 Fuente: (htpp://www.weatherford.com, 2000)
2.13 POR
QUÉ
SELECCIONAR
UN
MÉTODO
DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Como se denominado anteriormente el levantamiento artificial se refiere a la utilización de medios artificiales para incrementar el fluido del crudo de un pozo un pozo de producción.
Generalmente esto se logra mediante el uso de dispositivos mecánicos, hidráulicos o eléctricos el interior del pozo o al disminuir el peso de la columna hidrostática mediante la inyección de gas en el líquido a cierta distancia en el pozo.
Se necesita elevación artificial en pozos cuando hay presión insuficiente en el depósito para levantar los fluidos producidos a la superficie, pero a menudo se utiliza en los pozos que fluye naturalmente para aumentar la velocidad de flujo por encima de lo que fluir de manera natural.
31 Cualquier depósito de líquido que produce tendrá una "presión del yacimiento ': un cierto nivel de energía o potencial que forzar el fluido a las zonas de menor energía o potencial. Tan pronto como se reduce así la presión en el interior del yacimiento, la producción bajara sustancialmente.
Es así como se demuestra en la figura numero 11 cuando la presión de la tubería más la presión Hidrostática son mayores a la presión del reservorio es cuando se necesita un tipo de levantamiento artificial eficiente.
Y así incrementar la tasa de producción de pozos fluyentes, un buen diseño en levantamiento artificial es lograr un sistema económicamente rentable, que logre la mayor extracción al menor costo, que maneje altas eficiencias y larga vida de los equipos.
32
CAPITULO III
3 METODOLOGIA
3.1 DEFINICIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO
Este es un sistema de Producción que utiliza un fluido motriz (que puede ser Petróleo o agua) que se suministra a la formación hidráulicamente al fondo del pozo a través de un fácil control en superficie, la cual distribuye el volumen del fluido y presión necesaria para accionar una bomba (Tipo pistón o tipo jet) instalada en el fondo del pozo, para elevar los fluidos hasta la superficie.
En el bombeo hidráulico, la bomba actúa como un transformador de energía y es accionada al inyectar el fluido motriz a alta presión por la tubería de producción que luego se mezcla con el fluido de formación y juntos salen a la superficie por el espacio anular existente entre el casing y el tubing.
Una vez el fluido motriz por el cabezal es llevado al fondo del pozo, donde acciona la unidad de bombeo de subsuelo y luego retorna a superficie para repetir el ciclo.
El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley de Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción del fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”. (Fisca Practica.com, 2007)
33 Las unidades instaladas en superficie de los sistemas de bombeo hidráulico, manejan fluido motriz a presión de 3000 psi.
3.2 DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRAULICO
En un sistema de Bombeo hidráulico el fluido utilizado para la operación de la bomba es llamado fluido de potencia o fluido motriz, y generalmente es petróleo crudo o agua.
3.2.1 SISTEMA DE FLUIDO MOTRIZ
En los sistemas de bombeo hidráulico, el fluido motriz transmite la potencia a la bomba de subsuelo y, a la vez, lubrica todas las partes móviles de la misma. Este pude ser crudo o agua o una mezcla agua- crudo.
El transporte del fluido motriz y del fluido producido se realiza a través de un sistema de tuberías de lata presión que depende del tipo de sistemas de fluido o de potencia: bien sea de fluido cerrado o de fluido abierto.
34 Fuente: (SERTECPET, 2008)
3.2.1.1 Sistema de fluido motriz cerrado “cpf, close power fluid”
En este caso, el fluido motriz cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) no se permite que el fluido producido se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del sistema, se requiere de una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo como en superficie; una sarta para transportar la producción hasta la batería de tanques y otra para que retorne el fluido motriz que ya cumplió su función en el fondo del pozo hasta el tanque respectivo para volverse a presurizar y recircular. Es un sistema muy costoso y de complejo diseño.
Es recomendable para cuando los fluidos producidos son extremadamente abrasivos o corrosivos.
Es recomendable este sistema para plataformas marinas y en algunas instalaciones industriales.
35 Para las bombas de subsuelo diseñadas para trabajar con este sistema el mayor inconveniente a tenerse es en el fluido motriz, porque el fluido motriz no seguirá limpio indefinidamente aunque se tengan todas las precauciones y cuidados que el caso requiere.
3.2.1.2 Sistema de fluido motriz abierto “opf, open power fluid”
En el sistema abierto, el fluido motriz abierto (OPF, OPEN POWER FLUID) solo requiere de dos conductos de fluido en el pozo; el primero para circular o contener el fluido motriz a presión y dirigirlo a la parte motor de la bomba, el segundo contiene el fluido motriz que accionó a la bomba más el fluido producido por el pozo en su retorno a superficie (llamado espacio anular).
Este sistema es el más sencillo y económico, por tal razón las bombas hidráulicas trabajan bajo estas condiciones; Además porque permite inyectar aditivos químicos al fondo del pozo, como también inhibidores de corrosión, incrustación y parafina, los mismos que nos ayudarán a extender la vida útil del equipo de subsuelo; cuando los fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro del pozo, puede añadirse demulsificante al fluido motriz.
3.3 EQUIPOS DE SUBSUELO DEL BOMBEO HIDRAULICO
36 que finalmente causa la producción del fluido del pozo. La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba jet tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.
Fuente: (SERTECPET, 2008)
37 3.3.1 DESCRIPCIÓN DE PARTES DE UN SISTEMA TÍPICO DE BOMBEO
HIDRÁULICO
3.3.1.1 Tubing
Tubería que en este sistema de levantamiento artificial permite la inyección de fluido motriz o es utilizada como tubería de producción, dependiendo del tipo de bomba Jet a utilizarse que puede ser convencional (directa) o reversa.
3.3.1.2 Casing
Tubería de revestimiento que en este tipo de levantamiento nos puede servir como tubería de producción o inyección de fluido motriz, dependiendo igual del tipo de bomba Jet a utilizarse.
3.3.1.3 Camisa
En el medio se la conoce como camisa de circulación Sliding Sleeve tipo “L”, es utilizada como alojamiento de la bomba Jet, de acuerdo a la posición del clousing sleeve cerrado abierto permite realizar diferentes operaciones en el fondo del pozo y en la bajada de los BHA de prueba.
3.3.1.4 Bomba Jet
Bomba Jet que permite la producción del pozo, más adelante en este documento se ampliara su definición.
3.3.1.5 Empacadura de Prueba
38 Fuente:(htpp://www.weatherford.com, 2000)
3.3.1.6 Formación
Se la denomina así a la zona productora de petróleo.
39
3.4 TIPOS DE BOMBAS HIDRAULICAS DE SUBSUELO
Este tipo de bombas hidráulicas pueden ser de Tipo Pistón y de Tipo Jet.
3.4.1 BOMBAS DE TIPO PISTÓN
Las Bombas Hidráulicas tipo Pistón para trabajo en el fondo del pozo se componen de dos secciones básicas:
La motriz
La del émbolo que bombea
Ambas unidades son de carrera recíprocamente. Se conectan directamente con una varilla central, por lo tanto a medida de que la parte motriz suba, el émbolo que bombea también sube llenando el inferior de su cilindro, debajo de la parte motriz, con una carga de producción.
Cuando la parte motriz hace su carrera descendente. El émbolo también baja desplazando el fluido producido desde su cilindro.
La acción de bombeo es la misma como en una bomba mecánica de varillas, ya que tiene el cilindro, el émbolo, la válvula móvil y la válvula de pie. Sin embargo, al no tener ninguna conexión mecánica con la superficie, muchas de las limitaciones del bombeo mecánico se eliminan.
Estas incluyen:
Estiramiento de las varillas.
40
Limitaciones sobre la carga, impuestas por la profundidad.
Fricción excesiva y desgaste en las varillas y la tubería por pozos con curvas o direccionales.
Las bombas hidráulicas a pistón se dividen en:
a. De acción simple.- Una bomba de acción simple desplaza la producción únicamente en su carrera ascendente.
b. De acción doble.- Una bomba de acción doble crea succión y descarga la producción en ambas carreras, ascendentes y descendente.
Como se pude apreciar en la figura número 15.
Fuente: (Rengifo, 2002)
Las bombas a pistón se fabrican con tolerancias mínimas y especificaciones exigentes para poder lograr altas eficiencias volumétricas, rendimiento consistente y operación confiable durante un servicio duradero.
41
3.5 PARAMETROS DEL POZO PARA LA SELECCIÓN DE LA
BOMBA JET
La bomba Jet seleccionada para producir en un pozo debe tener suficiente capacidad para lograr el caudal de producción que aproveche toda la capacidad del pozo. Al mismo tiempo, habrá que mantener el caballaje requerido en la superficie en un nivel razonable. Los cálculos se realizan mediante un programa de computadora para la obtención de la geometría de la boquilla, garganta y el cálculo de la presión de fondo fluyente. Donde se ingresan los siguientes parámetros:
Presión estática o presión del reservorio. Ps, Pr (PSI)
Presión de fondo fluyente. (Asumido) Pwf (PSI)
Presión de cabeza (PSI)
Presión de operación (triplex) (PSI)
API del fluido producido
Relación gas petróleo GOR (PCPB)
Sedimento básico y agua BSW (decimal)
Temperatura del yacimiento y superficie (°F)
Gravedad específica del gas y del agua
Diámetro externo e interno del tubing y el diámetro interno del casing
Profundidad de la tubería (pies)
Producción deseada (BFPD)
Fluido motriz usado (agua, petróleo)
API del fluido motriz
Profundidad de la bomba (pies)
42 Se obtiene como resultado:
Barriles de agua inyectados por día (BIPD)
Presión de entrada a la bomba Pwf (PSI)
Presión de descarga (PSI)
Rango de cavitación (25% mas de la producción)
Eficiencia de la bomba (%)
Potencia (HP)
En este sistema o programa se prueba con diferentes geometrías de boquilla y garganta hasta tener la geometría óptima de trabajo. De igual forma, el programa permite cambiar la presión de la bomba de superficie, así podemos saber si durante la evaluación podemos incrementar la presión.
Cuando se incrementa la presión de la Bomba sea esta triplex o Quintuplex, necesariamente debe bajar la presión de entrada a la bomba Jet e incrementar la producción si aún estamos sobre el punto de burbuja.
Estas son las condiciones de superficie que se puede visualizar y tener en la superficie:
Presión de inyección - Piny.
Barriles inyectados por día - BIPD
Producción - BFPD
BSW RET (Retorno)
BSW INY (Inyección)
BSW REAL (Real)
API (Grado de
BPPD(Barriles de producción por día)
43 3.5.1 BOMBAS DE TIPO JET
Es una bomba de fondo, es de una especial clase de bombas hidráulicas para subsuelo. Todas las bombas hidráulicas convencionales operan por medio de un desplazamiento positivo de una bomba reciprocanté (movimiento alternado) manejado por un pistón acoplado a la parte motor de la bomba.
Sin embargo la bomba Jet no emplea el movimiento de partes y realiza la acción de bombeo por medio de la transferencia de momentum (impulso) ente el fluido motriz y el fluido producido.
La empresa Ecuatoriana Sertecpet tiene como su insignia la Bomba Jet Claw Directa es una clase especial de bomba hidráulica cuyo principio de levantamiento se basa en la transferencia de fluido de inyección y el fluido producido en la cual el fluido motriz, es inyectado por el tubing e ingresa por la parte superior de la bomba, toda la energía potencial generada por la presión de inyección pasa a través del nozzle; a la salida del mismo todo el fluido motriz virtualmente es transformada de energía potencial a energía cinética (Principio Venturi), disminuyendo la presión y aumentando la velocidad. Este cambio virtual de energía, provoca que se genere una presión de succión en el fluido de la formación. El fluido motriz y el fluido de la formación son completamente mezclados en el throat de la bomba lo que finalmente causa la producción de fluidos desde el reservorio.
“Principio Venturi.- El efecto Venturi se refiere a la disminución de la presión que ejerce un líquido al hacerlo fluir por una sección más angosta en un conducto, (tubería).” (Fisica Practica.com, 2007)
44 de la formación. Durante este proceso, el fluido motriz pierde impulso y energía, mientras el fluido de formación aumenta impulso y energía. Aquí se muestra en la figura número 16 una representación de la bomba Jet Directa su funcionamiento y sus partes.
Fuente: (SERTECPET, 2008)
La mezcla del fluido resultante existente en el throat tiene a suficiente altura de elevación para fluir y vencer la gradiente de la columna del fluido de retorno. Sin embargo considerable parte de la altura de elevación se encuentra todavía como forma de velocidad de descarga.
El trabajo final de esta sección de la bomba Jet es por consiguiente una sección del difusur de área expandida cuidadosamente formada, donde
45 convierte la velocidad de descarga a una presión de descarga la cual es mayor que la presión de la columna estática y por consiguiente el fluido mesclado fluye hacia la superficie.
3.5.1.1 Descripción bomba Jet directa
En la figura 17 se pueden apreciar los componentes de la bomba Jet Claw Directa patentada y distribuida por la empresa Sertecpet S.A.
Fuente: (SERTECPET, 2008)
3.5.1.1.1 Nozzle.- (boquilla)
Es una herramienta fabricada de aleación para que soporte grandes presiones, la característica de esta boquilla es que en el extremo superior tiene un diámetro más grande que en el extremo inferior.
46 Esto para crear mayor velocidad y menor presión a la salida de la boquilla (extremo inferior).
El fluido motriz pasa a través de esta boquilla donde virtualmente toda su presión se transforma en energía cinética.
3.5.1.1.2 Throat.- (garganta)
También se lo conoce como tubo mezclador, es la parte de área constante en donde se mezcla el fluido inyectado y el fluido producido.
3.5.1.1.3 Espaciador
Es una herramienta que se coloca entre la boquilla y la garganta, y es aquí en donde entra el fluido producido con el fluido inyectado.
3.5.1.1.4 Difusor
Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en presión suficiente para levantar los fluidos a la superficie.
3.6 OBSERVACIONES IMPORTANTES EN LA OPERACIÓN DE
BOMBAS JET
3.6.1 PRUEBA DE INYECTIVIDAD
