Sección 4:Generalidades Sobre Métodos de Elevación Artificial de Petróleo

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1 Sección4.80 Sección 4:Generalidades Sobre Métodos de Elevación Artificial de Petróleo PARTE 4.1: Surgencia natural Este método de extracción de petróleo es el más económico y menos complicado que se pueda utilizar, ya que el petróleo surge naturalmente con la energía propia de la capa la cual es capaz de levantar la columna de petróleo desde el fondo hasta la superficie y la mano del hombre interviene menos que en los otros métodos existentes. En el cabezal del pozo se instalan dispositivos, tales como un manómetro para verificar la presión del flujo del pozo, un estrangulador o choque (fijo o graduable) para regular el flujo del pozo y las válvulas para cerrar el pozo y tener acceso al espacio anular en caso necesario. Inicialmente al pozo se le abre todo el choque para que limpie el caño lo más posible, ya que está lleno de agua producto de la fase de terminación. Si el paso anterior no resulta, entonces se procede a inyectar petróleo ligero que ayudará a aligerar la columna hidrostática. Este proceso ayuda a crear una depresión en el fondo del pozo y a su vez una surgencia. Después se va cerrando el choque poco a poco y midiendo la producción en cada momento hasta obtener un choque y una producción óptima con la cual trabajará el pozo. Este método se utiliza principalmente en la primera etapa de explotación de los pozos, período en el cual los mismos conservan aún en gran medida su energía natural. Existe otro caso en el que el pozo aunque esté surgente se le coloca una unidad de bombeo para estimularlo e incrementar la producción. 4.2 Elevación Artificial Cuando un pozo de petróleo no es capaz de surgir naturalmente, algún medio de levantamiento artificial se requiere para producir ese petróleo. Como la extracción por bombeo mecánico, bombeo hidráulico, levantamiento artificial por gas o bombeo mecánico asociado con inyección de vapor, según las características del yacimiento e intervalos seleccionados para producir. Para determinar el mejor método de elevación artificial para un pozo es necesario considerar lo siguiente: El campo 80

2 Sección4.81 El pozo El yacimiento Disponibilidad del equipo Método de extracción de petróleo por GAS- LIFT (8) El levantamiento artificial por gas es el método que utiliza una fuente externa de gas de alta presión, para ayudar al gas de formación a elevar los fluidos de un pozo incapaz de surgir naturalmente. El peso de la columna de fluido crea una presión igual a la presión estática del yacimiento. Al inyectar el gas, la presión ejercida por la columna se reduce y el pozo es capaz de surgir debido a: Expansión del gas inyectado Reducción de la densidad del fluido Desplazamiento del líquido por el gas comprimido. Bombeo Electro Sumergible (ESP) (2 y 8) Se utilizan en la explotación de pozos profundos con bajo nivel dinámico y alto coeficiente de productividad. Sistema del pozo Representa el yacimiento, los fluidos que se pueden extraer, la geometría del pozo y el perfil presión/producción del pozo. Dentro del Sistema del pozo existe un nivel de energía natural, que es lo que a fin de cuentas define la cantidad de energía adicional ( a veces también llamada artificial) que se requiere para alcanzar los resultados productivos deseados. Sistema mecánico Representa la bomba, el tubing, las líneas de producción y las instalaciones que intervienen en la obtención de los fluidos a los caudales deseados. De lo que aquí se trata es de la energía mecánica requerida para alcanzar los resultados. Sistema eléctrico Se conforma por los motores, cables, transformadores, pizarras, variadores de frecuencia (VFD) u otros accionadores que se requieren para suministrar la energía que hace actuar al sistema mecánico. Aquí se define el componente eléctrico y la energía adicional necesaria para alcanzar los resultados deseados. Los equipos que componen una ESP, (b omba centrífuga multietápica, dispositivo de succión separador de gas, protector cámara equalizadora de presiones y asimiladora de cargas de empuje, motor eléctrico de doble inducción, cable blindado de tres conductores) se sitúan típicamente cerca del intervalo punzado, 81

3 Sección4.82 para así hacer que los fluidos producidos pasen alrededor del motor y tenga lugar una transferencia de calor desde el motor a los fluidos (enfriamiento del motor). También con esta medida se pueden alcanzar depresiones máximas en el sistema del pozo, necesarias para la optimización de la producción. Bomba de tornillo (PCP) (8) Las bombas de tornillo están destinadas para la explotación de pozos productores de petróleos viscosos y con gran contenido de gas. Las mismas poseen coeficientes de llenado en comparación con las bombas centrifugas y bombas de varilla en un medio análogo. La construcción de esta bomba es muy sencilla. Consta de un tornillo central que rota en una funda de goma, movido por un motor eléctrico asincrónico instalado en el fondo del pozo que recibe la energía eléctrica desde la superficie a través de un cable principal, a semejanza de las bombas centrifugas. Bombeo hidráulico (8) En este tipo de mecanismo de extracción del petróleo, se usa como medio impelente del petróleo un fluido presurizado que se bombea por las tuberías del pozo. El petróleo producido y el fluido impelente suben a la superficie por el espacio anular. La mezcla pasa por un separador o degasificador y luego a un tanque, de donde el petróleo producido pasa al almacenamiento y la cantidad suficiente de fluido impelente permanece en el tanque para ser succionado por la bomba y ser bombeado otra vez al pozo. Jet pump (8) Convierte el fluido motor presurizado, en un chorro de alta velocidad que se mezcla directamente con el fluido del pozo. En este proceso de mezcla turbulenta, el momento y la energía del fluido motor son adicionadas al fluido producido. Para mayor información sobre los métodos mencionados se muestra a continuación de forma tabulada las ventajas y desventajas, en primer lugar, de los diferentes sistemas de elevación artificial (tabla 4.1). Y en segundo lugar, se muestra una comparación entre los mismos en cuanto a sus parámetros de trabajo (tabla 4.2). 82

4 Sección4.83 Tabla 4.1: Ventajas y desventajas de los sistemas de elevación artificial. (2) Sistema Ventajas Limitaciones Plunger lift Gas lift Jet hidráulico No requiere fuente de energía externa, usa el gas del pozo como fuente de energía No se requiere de equipos de servicio para su instalación Mantenimiento sencillo Mantiene el pozo libre de deposiciones de parafina Bajos costos capitales Buen desempeño en pozos de gas Efectivo en pozos desviados Puede emplearse hasta el agotamiento del pozo Mínimo de partes en movimiento Alto grado de flexibilidad y rangos de diseño Extraíble por cable Buen funcionamiento en presencia de arena Permite altas desviaciones del tubing Requiere mínimo equipamiento de superficie Producción de varios pozos con un solo compresor Permite la aplicación de completamiento de múltiples o de caño estrecho Ausencia de partes móviles Capacidad de altos volúmenes Bomba libre, Pozos desviados Producción Multicaño de un solo Requiere de relaciones de gas-líquido específicas para que funcione el sistema Bajos volúmenes potenciales (200bpd) Pobre funcionamiento en presencia de sólidos requiere vigilancia para su óptimo funcionamiento Requiere de pozos de gas de alta presión o compresores La explotación de pozos sencillos aislados puede ser no económica Limitaciones en la viscosidad de los fluidos Baja presión de fondo Altas contra presiones La producción depende de la presión de fondo Algunos requieren montajes específicos en el fondo 83

5 Sección4.84 paquete de superficie Poco mantenimiento Poca eficiencia energética Requiere líneas de alta presión en la superficie Pistón lift Hidráulico ESP PCP Es extraíble libremente o por cable Desplazamiento positivo, fuerte succión Doble acción con alta eficiencia volumétrica Buena capacidad: profundidad/volumen pies Pozos desviados Producción Multicaño de un solo paquete de superficie Eficiencia energética Altos volúmenes y profundidades Alta eficiencia 1000bpd Bajo nivel de mantenimiento Mínimo requerimiento de equipamiento en la superficie Efectivo en pozos desviados y verticales con pata de perro Adaptable a pozos con encamisado de 4-12 o más Empleo para ensayo de pozos Baja inversión de capital Sistema de alta eficiencia Bajo consumo energético Bombea petróleo y agua con sólidos suspendidos Fácil de instalar Costos mínimos de Sólidos Requiere montajes específicos en el fondo Potencial de volumen medio ( bpd) Requiere instalaciones de servicio Gas libre Requiere líneas de alta presión en la superficie Necesita electricidad disponible (440V) Adaptabilidad limitada a grandes cambios en el reservorio Difícil de reparar en el campo Presencia de gas libre o abrasivos Alta viscosidad Altos costos de extracción de los sistemas del pozo Desgaste potencial del coupling del vástago y el tubing La eficiencia decrece con altos % de gas El nivel del fluido debe ser por encima de la bomba (sumergida) Sensible a algunos fluidos de producción Limitaciones de temperatura

6 Sección4.85 mantenimiento Equipamiento de superficie portátil de bajo peso Ocupa poco espacio en la superficie En pozos horizontales y direccionales Limitaciones en cuanto a profund. La presencia de H 2 S y CO 2 afecta al elastómero Bomba de vástago reciprocante Sistema de alta eficiencia Fácil instalación de los controles de optimización Serviciado y reparación económicos Existencia de talleres de ensamblaje y reparación Desplazamiento positivo / fuerte abatimiento Resistencia a la corrosión con materiales mejorados Rangos de producción variables por ajuste de la embolada y la velocidad en la superficie Alta resistencia del equipo de superficie y sumergido Desgaste potencial del vástago y el tubing La eficiencia de bombeo decrece con el incremento de la proporción de gas El sistema está limitado por la capacidad portante del vástago-los volúmenes decrecen con la profundidad Preocupaciones medio-ambientales y estéticas.

7 Sección4.86 Tabla 2.2 a: Comparación de los sistemas en cuanto a las consideraciones de su aplicación. (2) Plunger lift Gas lift Jet hidráulico Pistón lift hidráulico Rango típico Máx. Rango típico Máx. Rango típico Máx. Rango típico Máx. Prof. de operación (TVD) Vol. de operación 1-5 bpd. 200 bpd bfpd bfpd bpd bpd bpd 4000bpd /como trabaja el sistema a altos y bajos volúmenes de elevac. Para altos volúmenes es muy pobre Para bajos volúmenes trabaja excelente. Para altos volúm. es excelente. Para bajos volum. Es aceptable. 200bpd típico para fin de producción Para altos volúm. es excelente. Puede producir más con presión de fondo, diámetro tubular y potencia adecuada. Para bajos volum. es aceptable. >200bpd a 4000f, <20bpd a 4000f con coiled tubing Bueno. Puede elevar grandes vol A mucha prof. típico 3000bpd a 4000f y 1000bpd a 10000f con sistema de 3500 psi. Aceptable. No tan bueno. Típico bpd a 4000 f y 10000f. >250bpd a 12000f posible. Temp. de operación F F F F F F F F

8 Sección4.87 Desviación del caño rad. pequeños y medios ubicación de la bomba<24 0 áng.acumulado ubicación de la bomba<15 0 áng.acumulado Resist. a la corrosión De buena a excelente De buena a excelente con los materiales adecuados Excelente Buena Manejo de gas Manejo de sólidos Excelente Excelente Bueno Pobre De pobre a aceptable Buena Bueno Pobre Manejo de gravedad del fluido/ Alta viscosidad Relación gas-líq. requerida = 300scf/bbl 1000f de profundidad requerida. La caída del pistón se convierte en un problema con crudos de <20 API >15 0 API a medida que aumenta la viscosidad disminuye la eficiencia >8 0 API Bueno/Excelente producción de hasta 800 cp posible. El empleo de fluidos de >24 0 API y 50 cp o agua como fluido de potencia, reducen las pérdidas por fricción. >8 0 API Bueno. Producción de hasta 500 cp posible. Se pueden emplear fluidos de fuerza para diluir la producción de baja gravedad.

9 Sección4.88 Serviciado Receptor de cabeza o por cable Workover o equipo de reparación Hidráulico o por cable Hidráulico o por cable Motor Energía natural del pozo Compresor Eléctrico o motor multicilindro Aplicación Offshore Eficiencia del sist. Ninguna Excelente Excelente Buena No disponible 10 a 30 % 10 a 30 % 40-50% Tabla 2.2 b: Comparación de los sistemas en cuanto a las consideraciones de su aplicación. (2) ESP PCP Bomba de vástago reciprocante Rango típico Máx. Rango típico Máx. Rango típico Máx. Prof. de operación (TVD) Vol. de operación bpd bpd bpd 4500 bpd bpd 5000 bpd

10 Sección4.89 /como trabaja el sistema a altos y bajos volúmenes de elevac. Para altos volúmenes es limitado por la medida de la camisa y la potencia. Camisa5-1/2 = 4000bpd desde los 4000f con 240hp. En pozos poco profundos con camisas grandes = 95000bpd Para bajos volúmenes es generalmente pobre. Baja eficiencia y altos costos operativos para <400bpd Para altos volúmenes Aceptable/Buena. Capaz de producir 5600bpd a 9800f Para bajos volúmenes Bueno/Excelente 10bpd común Para altos volúmenes. Aceptable. Restringido a poca profundidad y mucho diámetro. Rango máx. 4000bpd/1000f y 1000bpd/5000f con tubuladura correcta. Para bajos volúmenes. Excelente. Comúnmente empleado en la mayoría de los pozos Temp. de operación Desviación del caño Resist.a la corrosión Manejo de gas Manejo de sólidos F F F F F F ubicación de la bomba<10 0 Áng. acumulado No disponible ubicación de la bomba< bomba anclada anclada <15 0 /100 ángulo acumulado Buena De aceptable a buena De buena a excelente con los materiales adecuados Aceptable De aceptable a buena De aceptable a bueno Aceptable Excelente De aceptable a bueno

11 Sección4.90 Manejo de gravedad del fluido/ Alta viscosidad >10 0 API Aceptable. Limitado a <200cp. Viscosidades más altas incrementan la potencia. >35 0 API Excelente. La presencia de aromáticos en crudos de >35 0 API causan ondulaciones en el estator. >8 0 API Buena para fluidos <200 cp y bajo caudal (400bpd). Los problemas con el vástago comienzan con el aumento de la viscosidad y los caudales. Serviciado Workover o equipo de reparación Workover o equipo de reparación Workover o equipo de reparación Motor Motor eléctrico Gas, Eléctrico o Hidráulico Gas, Eléctrico o Hidráulico Aplicación Offshore Excelente Buena-Motor de profundidad eléctrico o hidráulico Ninguna Eficiencia del sist % 40 a 70 % 45 a 60 %

12 Sección4.91 Ejercicios: Cual tecnologia usted usaria para un pozo de alta relacion agua petróleo con elevada producción? Cual tecnologia usted usaria para un pozo de 60 m 3 /dia con 30% de BSW? Cual tecnologia usted usaria para operar 12 pozos que producian por surgencia natural y empezo a decaer la producción? Cual tecnologia usted usaria para un pozo de una formacion no consolidada? Cual tecnologia usted usaria para un pozo de alta relacion gas petróleo con perdidas de producción?