sistemas de elevacion artificial
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Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Sistemas de Levantamiento Artificial
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Cuando la presión de los fluidos en el reservorio es menor a la presión de la columna hidrostática del fluido producido desde el reservorio hasta el arbolito de producción, los fluidos no pueden surgir a superficie.
Para conseguir que dichos fluidos alcancen la superficie se debe incrementar o añadir al sistema algún tipo de energía de manera de hacerlos llegar al arbolito de producción con cierta presión de flujo.
La energía necesaria para lograr lo expresado anteriormente puede ser provista por diversos sistemas artificiales que se denominan “sistemas de levantamiento artificial” (artificial lift systems).
Levantamiento Artificial Introducción
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Principales Sistemas
Bombeo Mecánico Gas Lift Bombeo Hidráulico Bombas Electrosumergibles Plunger Lift Bombas de Cavidad Progresiva PCP Sistema Capilar Otros
Levantamiento Artificial Sistemas de AL
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Preguntas frecuentes
Todos los sistemas de AL mejoran la producción? Cualquier sistema de AL puede ser aplicado a cualquier
pozo? Qué sistema permite recuperar mayor cantidad de
volúmenes de fluido de un pozo? Cual es el consumo energía de un sistema de AL? Qué es más importante, maximizar la recuperación de
petróleo o utilizar sistemas convencionales mas baratos?
Levantamiento Artificial Sistemas de AL
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Optimización de la Producción
Obtener la mayor y mejor información posible del pozo Realizar diseños adecuados Entender la importancia de las instalaciones Desarrollar monitoreos y procedimientos operacionales (en
lo posible automatización) Evaluar fallas Optimizar diseños
Levantamiento Artificial Sistemas de AL
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Levantamiento Artificial Ventajas / Desventajas ALS
Operating
Depth
Operating
Volume (Typical)
Operating
Temperature
Corrosion
Handling
Gas
Handling
Solids
Handling
Fluid
Gravity
Servicing
Prime Mover
Offshore
Application
Overall System
Efficiency
Rod Lift
100’ -16,000’ TVD
5 - 5000
BPD
100° -550° F
Good to
Excellent
Fair to
Good
Fair to
Good
>8° API
Workover or
Pulling Rig
Gas or Electric
Limited
45% - 60%
Progressing Cavity
2,000’ -
6,000’ TVD
5 - 4,500 BPD
75°-250° F
Fair
Good
Excellent
<35° API
Workover or
Pulling Rig
Gas or
Electric
Good
40% - 70%
Hydraulic
Piston
7,500’ -
17,000’ TVD
50 - 4,000
BPD
100° -500° F
Good
Fair
Poor
>8° API
Hydraulic or
Wireline
Multicylinder
or Electric
Good
45% - 55%
Hydraulic
Jet
5,000’ -
15,000’ TVD
300 - >15,000 BPD
100° -500° F
Excellent
Good
Good
>8° API
Hydraulic or
Wireline
Multicylinder
or Electric
Excellent
10% - 30%
Plunger
Lift
8,000’ -
19,000’ TVD
1 - 5 BPD
120° -500º F
Excellent
Excellent
Poor to
Fair
WellheadCatcher or Wireline
Wells’ Natural
Energy
N/A
N/A
GLR Required-300 SCF/BBL/1000’ Depth
Gas Lift
5,000’ -
15,000’ TVD
200 - 30,000 BPD
100° -400° F
Excellent
Good
>15° API
Wireline or
Workover Rig
Compressor
Excellent
10% - 30%
Good to
Excellent
ElectricMotor
100° -400° F
Good
Poor to
Fair
Poor to Fair
>10° API
Workover or
Pulling Rig
Excellent
35% - 60%
1,000’-15,000’ TVD
200 - 30,000
BPD
ElectricSubmersible
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Sistema de Bombeo Mecánico
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Definición El BM se utiliza generalmente para producir pozos con profundidades superiores a los 14,000 Ft y alcanzar producciones desde 10 hasta 8,000 BPD.
El sistema de BM es generalmente más costoso para instalar pero mucho más económico para operar.
Sistema derivado del BM (Reciprocating Rod Lift System) es el Rotaflex (unidad de bombeo de largo stroke).
El BM se utiliza generalmente para producir pozos con profundidades superiores a los 14,000 Ft y alcanzar producciones desde 10 hasta 8,000 BPD.
El sistema de BM es generalmente más costoso para instalar pero mucho más económico para operar.
Sistema derivado del BM (Reciprocating Rod Lift System) es el Rotaflex (unidad de bombeo de largo stroke).
Bombeo Mecánico Introducción
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Mecánico Consideraciones de AplicaciónTypical Range Maximum*
Operating Depth 100 to 11,000 ft TVD 16,000 ft TVD
Operating Volume 5 to 1,500 BPD 5,000 BPD
Operating Temperature 100 to 350°F 550°F
Wellbore Deviation 0 to 20° Landed Pump
0° to 90° Landed Pump –
<15°/100 ft Build Angle
Corrosion HandlingGood to Excellent
With Upgraded Materials
Gas Handling Fair to Good
Solids Handling Fair to Good
Fluid Gravity >8° API
Servicing Workover or Pulling Rig
Prime Mover Type Gas or Electric
Offshore Application Limited
System Efficiency 45 to 60%
Sucker Rod
Tubing Anchor/
Catcher
Sucker RodPump
Assembly
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Ventajas
Alta eficiencia del sistema Disponibilidad de controles de optimización Económico para reparación y mantenimiento Alta resistencia de la bomba de desplazamiento positivo a
las caidas de presión de fondo Puede regularse el regimen de producción regulando la
longitud y velocidad de la embolada Resistente a los efectos corrosivos
Bombeo Mecánico Características Operativas
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Limitaciones
Posibilidad de desgastes excesivos en la tubería y varillas en casos de pandeo del arreglo final
Relación gas-petróleo Capacidades de manejo de cargas de las varillas limitadas
(volumen de recuperación de fluidos se reduce con el incremento de la profundidad)
Bombeo Mecánico Características Operativas
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Mecánico Unidades de Bombeo
Características Generales La Unidad de Bombeo es el
mecanismo que imparte un movimiento reciprocante al vástago pulido, que a su vez está conectado a las varillas por debajo de la prensa estopa (stuffing box) del cabezal de pozo.
Debe ser adecuadamente instalado, lubricado y mantenido para brindar un funcionamiento eficiente.
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Mecánico Unidades de Bombeo
Tipos de UBM
Unidad Balanceada con Manivela ConvencionalUnidad Balanceada con Manivela Convencional
Es la Unidad más común utilizada, especialmente cuando se requieren longitudes cortas o medianas de embolada.
La rotación de la “manivela” (crank), conectada a los brazos (pitman), origina que el “balancín” (walking beam) se balance sobre el “rodamiento central”, esto hace que la “barra pulida” (polished rod) se mueva arriba y abajo a través de su conexión al “cable” y a la “cabeza del balancín” (horsehead).
Los contrapesos (counterweights) son regulables, están localizados en las manivelas y son de hierro fundido pesado.
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Mecánico Unidades de Bombeo
Unidad Balanceada con Manivela ConvencionalUnidad Balanceada con Manivela Convencional
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Mecánico Unidades de Bombeo
Unidades Balanceadas con AireUnidades Balanceadas con Aire
Utiliza el mismo principio de contrapesos utilizado por la Unidades convencionales.
Emplea cilindros de aire comprimido en lugar de los contrapesos de hierro fundido para realizar el balance de la unidad.
El tanque cilíndrico largo que lleva en la parte delantera cuenta con un pistón interno y un volumen considerable de aire comprimido.
La fuerza ejercida por el aire comprimido en el cilindro es usada para contrapesar parcialmente la carga en el pozo.
El sistema cuenta con un compresor principal y uno auxiliar para mantener la presión óptima de aire en el cilindro.
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Mecánico Unidades de Bombeo
Unidades Balanceadas con AireUnidades Balanceadas con Aire
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Mecánico Unidades de BombeoUnidad Modelo Mark IIUnidad Modelo Mark II
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Sistema de Gas Lift
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Gas Lift Proceso de Gas Lift
Generalidades
DescripciónDescripción
Es un método de levantamiento artificial que usa una fuente externa de aprovisionamiento de gas de formación a alta presión para levantar líquidos del pozo.
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Gas Lift Proceso de Gas Lift
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Gas Lift Proceso de Gas Lift
Método de Gas Lift ContinuoMétodo de Gas Lift Continuo
El gas es inyectado continuamente al pozo a la máxima profundidad disponible para el efecto (esto es función de la ubicación del punto de inyección mas profundo resultante del diseño).
El gas de inyección se mezcla con el fluido que aporta el pozo y reduce la gradiente de presión fluyente de la mezcla desde el punto de inyección a superficie.
Es aplicable a pozos cuya presión de formación es lo suficientemente alta todavía para soportar columnas relativamente grandes de fluido (> 50 % de la profundidad del pozo), así como también, a pozos con IP > 0.5 BPD/Psi.
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Gas Lift Proceso de Gas Lift
Método de Gas Lift IntermitenteMétodo de Gas Lift Intermitente
Requiere que altos volúmenes de gas instantáneos sean inyectados para desplazar el líquido del pozo en baches hasta superficie.
Necesita la instalación en superficie de un sistema de “control” para la inyección de baches de gas a alta presión.
Aplicable a pozos que cuya presión de formación es baja (columna hidrostática < 30 % de la profundidad del pozo), con IP > 0.3 BPD/Psi.
Debe cuidarse de no inducir la producción de arena debido a los diferenciales de presión que se generan.
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Gas Lift Proceso de Gas Lift
Sistema Cerrado de Gas de InyecciónSistema Cerrado de Gas de Inyección
La mayoría de los sistema de gas lift a alta presión recirculan el gas de inyección trabajando en un circuito cerrado.
El gas de baja presión proveniente del separador es comprimido y re-inyectado al pozo.
Para gas lift intermitente se hace muy complicado trabajar en circuitos cerrados por la limitante del almacenaje de gas.
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Gas Lift Proceso de Gas Lift
Aplicaciones Sistema de Gas LiftAplicaciones Sistema de Gas Lift
Es aplicable en pozos donde existe la disponibilidad de altos volúmenes de gas a alta presión.
En caso de requerirse equipos de compresión para la presurización del gas, el costo de compresión excede bastante al costo de los equipos sub-superficiales de gas lift.
Generalmente, el sistema de gas lift es implementado para inyectar por inversa y producir por directa, sin embargo, existen los elementos para inyectar por directa y producir por espacio anular.
Incrementa la producción de pozos fluyentes.
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Gas Lift Proceso de Gas Lift
VentajasVentajas
Alto grado de flexibilidad y caudales de diseño. Válvulas recuperables con slickline. Maneja volúmenes de producción con porcentajes
apreciables de arena. Permite la producción por un área de flujo sin restricciones. El equipamiento de cabeza de pozo requiere un espacio
mínimo. Con un solo compresor se puede inyectar gas a varios
pozos. Puede ser utilizado en pozos con completación múltiple o
con slim-hole.
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Levantamiento Artificial- Sistema de Bombeo
Hidráulico -
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Hidráulico Generalidades
Introducción
DescripciónDescripción
Es un método de levantamiento artificial que transmite la potencia al fondo del pozo a través del bombeo de un “Fluido Motriz” a alta presión. De esta manera se consigue el accionamiento de la bomba hidráulica de fondo y la producción de los fluidos del pozo combinados con el fluido motriz.
Production
Casing
High Pressure
Power FluidPacker Nose
Bottom Hole
Assembly
Piston or Jet
“Free Pump”
Standing Valve
Surface Power
Fluid Package
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Hidráulico Ventajas
Production
Casing
High Pressure
Power FluidPacker Nose
Bottom Hole
Assembly
Piston or Jet
“Free Pump”
Standing Valve
Surface Power
Fluid Package
La Bomba no posee partes móviles Capacidad para manejo de altos
volúmenes Las bombas pueden ser recuperadas con
“Slickline” o mediante circulación inversa Usada en pozos desviados (aprox. 65°)
debido a las limitaciones de slickline Tolera solidos, fluidos corrosivos y altos
GOR Bombas adaptables al BHA de fondo y a
las camisas de circulación Reparables en la misma locación Excelente para producir crudos viscosos Fácil mantenimiento y reparación de las
bombas de fondo
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Hidráulico Limitaciones
Production
Casing
High Pressure
Power FluidPacker Nose
Bottom Hole
Assembly
Piston or Jet
“Free Pump”
Standing Valve
Surface Power
Fluid Package
El caudal de producción estará en función a la presión de reservorio y al IPR
Algunas bombas requieren de accesorios especiales en el arreglo de fondo
Baja eficiencia en la potencia de la bomba de fondo
Requerimiento de altas presiones de inyección en las líneas superficiales
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Levantamiento Artificial- Sistema de Bombeo
Electrosumergible -
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Electrosumergible ESP Generalidades
Introducción
DescripciónDescripción
Es uno de los métodos de levantamiento artificial más versátiles para producción de altos volúmenes de fluido.
La bomba de fondo es bajada en la parte inferior del arreglo de producción.
La bomba está acoplada a un motor eléctrico que recibe energía eléctrica a través de un cable desde una fuente situada en superficie.
Vent Box
Motor
Control
Pump
Produced Hydrocarbons
Out
MotorExtension
Lead
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Electrosumergible ESP Generalidades
Typical Range Maximum*
OperatingDepth 1,000’ - 10,000’ TVD 15,000’ TVD
OperatingVolume 200 - 20,000 BPD 45,000 BPD
OperatingTemperature 100° - 275° F 450° F
Well bore 10° 0 - 89° PumpDeviation Placement -
<9° BuildAngle
Corrosion Handling Good
Gas Handling Good
Solids Handling Fair
Fluid Gravity >10° API
Servicing Workover or Pulling Rig
Prime Mover Type Electric Motor
Offshore Application Excellent
System Efficiency 35%-70%
*Special Analysis Required
Vent Box
Motor
Control
Pump
Seal Section
Motor
ProductionTubing
Produced Hydrocarbons
Out
MotorExtension
Lead
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Electrosumergible ESP Ventajas
La Bomba no posee partes móviles Buena capacidad para manejo de
altos volúmenes en pozos profundos Las bombas vienen en paquetes
diseñados por el fabricante Requieren mínimo espacio en
superficie y pueden trabajar en pozos con desviaciones considerables.
Requiere de mínimo mantenimiento durante su ciclo de vida útil
Utilizable en pozos con diámetros de Cañería mayores a 4.1/2”
Vent Box
Motor
Control
Pump
ProductionTubing
Produced Hydrocarbons
Out
MotorExtension
Lead
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Electrosumergible ESP Limitaciones
Disponibilidad de energía Eléctrica Altos volúmenes de Gas libre Alta abrasividad Fluidos de alta viscosidad Temperaturas de fondo extremas Presiones extremas de descarga Fluidos extremadamente corrosivos Alto contenido de residuos metálicos
(scales) Parafina
Vent Box
Motor
Control
Pump
ProductionTubing
Produced Hydrocarbons
Out
MotorExtension
Lead
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Bombeo Electrosumergible ESP Equipo Convencional
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Levantamiento Artificial- Sistema de Plunger Lift -
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Plunger Lift Generalidades
Introducción
DescripciónDescripción
Permite levantar la columna de líquido de un pozo utilizando su propio gas libre como energía.
Mediante un controlador de superficie permite trabajar con la diferencial de presión del gas producido para generar la presión que requiere el plunger (pistón viajero) para levantar la columna acumulada por encima de él.
Lubricator
Catcher
Solar Panel
Controller
Dual “T” Pad
Plunger
Bumper
Spring
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Plunger Lift GeneralidadesVentajasVentajas
Permite mejorar la producción en pozos con problemas de emulsión.
Mejora la producción en pozos con altas relaciones gas/líquido.
Permite la contínua limpieza de las paredes internas de la Tubería de producción en pozos con problemas de parafina.
No requiere de equipos de intervención para su instalación.
Lubricator
Catcher
Solar Panel
Controller
Dual “T” Pad
Plunger
Bumper
Spring
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Plunger Lift GeneralidadesVentajas Ventajas (cont.)(cont.)
Solo requiere de un equipo de slickline para su instalación.
Mantiene el pozo libre de depósitos de parafina.
Fácil mantenimiento. Sistema de implementación
muy económica. Buen rendimiento en pozos
desviados. Aplicable en pozos gasíferos
con altos cortes de agua.
Lubricator
Catcher
Solar Panel
Controller
Dual “T” Pad
Plunger
Bumper
Spring
Gestión II - 2009Producción Petrolera III
Plunger Lift GeneralidadesLimitacionesLimitaciones
De acuerdo a la GLR de pozo:- < 400 SCF/Bbl/1000 ft, el sistema no necesita PCK- > 400 SCF/Bbl/1000 ft, el sistema necesita PCK
Potencial de producción relativamente bajo (200 BPD).
Fácilmente afectado por sólidos asociados con la producción.
Lubricator
Catcher
Solar Panel
Controller
Dual “T” Pad
Plunger
Bumper
Spring
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