Bombeo Mecánico Optimización, Diagnóstico y Operación

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1 Bombeo Mecánico Optimización, Diagnóstico y Operación Dictado por: Ing. Héctor Partidas Noviembre del 17 al 21/ 2003 Instalaciones de PDVSA San Tomé Edo. Anzoátegui - Venezuela

2 Programa de Adiestramiento 2003 INTRODUCCION El bombeo mecánico convencional nació prácticamente a la par con la industria petrolera cuando el Coronel Drake perforó su pozo en Pennsylvania en En aquellos tiempos la perforación se hacía con herramientas de percusión. La mecha se suspendía mediante una especie de balancín hecho con madera y se dejaba caer, más o menos en la misma forma a como hoy dia se hincan los pilotes en una construcción. Cuando el pozo moría, era más facil usar el balancín de madera que había quedado en el sitio para operar la bomba de sub-suelo. Así nació el bombeo mecánico convencional. Aunque hoy día ya no se usan cabillas ni balancines de madera y mucho menos máquinas a vapor, los componentes del método son los mismos. El balancín, símbolo del método, todavía se usa para convertir el movimiento rotatorio del motor en reciprocante para impulsar la bomba. Otro componente son las cabillas y el tercero, la bomba misma que todavía usa un pistón, el barril y las válvulas fija y viajera. La evolución de estos componentes, tanto en diseño como en materiales, la tecnología electrónica y el avance en las aplicaciones de análisis y diseño, han contribuido para que el bombeo mecánico convencional moderno haya dejado de ser la Cenicienta de los Métodos de Producción reservado sólo a los pozos que llegaban al final de su etapa productiva. Por su larga historia, no es difícil pensar que este método es el más popular y usado en la industria petrolera a nivel mundial. En Venezuela, para Diciembre del 2000, de los pozos activos, aproximadamente 6500 producían por este método. Más aún, hasta el presente es el único método capaz de manejar la producción de los pozos de inyección a vapor. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

3 Programa de Adiestramiento 2003 Ventajas Gracias al desarrollo de simuladores, hoy en día es muy fácil el análisis y diseño de las instalaciones. Puede ser usado prácticamente durante toda la vida productiva del pozo. La capacidad de bombeo puede ser cambiada fácilmente para adaptarse a las variaciones del índice de productividad, IPR. Puede producir intermitentemente mediante el uso de temporizadores (POC s) o variadores de frecuencia conectados a una red automatizada. Los componentes son fácilmente intercambiables Puede manejar la producción de pozos con inyección a vapor. Desventajas Susceptible de presentar bloqueo por excesivo gas libre en la bomba. En pozos desviados la fricción entre las cabillas y la tubería puede inducir a fallas de material. La unidad de superficie es pesada, necesita mucho espacio y es obtrusiva al ambiente. En sitios poblados puede ser peligrosa para las personas. Cuando no se usan cabillas de fibra de vidrio, la profundidad puede ser una limitación. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

4 Programa de Adiestramiento 2003 HERRAMIENTAS DE OPTIMIZACION Hardware Software o Dinamómetro Analógico Digital Digital Inalámbrico o Detector de Nivel Dinámico Analògico Digital o Controlador de Bombeo (POC) o Variador de Frecuencia o Análisis y Diagnóstico o Diseño EL VALOR DEL DATO No importa la cantidad de data tomada en el campo sino la Calidad. Gracias a ella podemos recuperar barriles que estaban perdidos. La Optimización es la forma más barata de ganar producción! UN OPTIMIZTADOR ANONIMO. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

5 CONTROLADOR DE BOMBEO ϕ 2002-HP

6 PATENTE PARA BALANCIN ϕ 2002-HP

7 ϕ 2002-HP

8 ϕ 2002-HP

9 LS 2714 VIGA VIAJERA (CAIMAN) CABEZOTE BRAZOS PESAS GUAYA GRAMPA BRIDA BARRA PULIDA PROTECTOR DE CORREAS EJE EJE ALTA BAJA EJE INTERMEDIO MANIVELA PRENSA-ESTOPAS KEROTEST LINEA DE FLUJO CABEZAL TBG MOTOR CABEZAL CSG BASE DEL BALANCIN CUELLO B.P CSG SUP. CSG PROD. SARTA DE CABILLAS SARTA DE TUBERIA CONECTOR DEL BARRIL CONECTOR DE CABILLAS VALVULA VIAJERA BARRIL PISTON PESCANTE VALVULA FIJA CUELLO TBG NIPLE DE EXTENSION NIPLE DE ANCLAJE CUELLO TBG VALVULA FIJA CUELLO TBG NIPLE PERFORADO CUELLO TBG TUBO DE SUCCION TUBO DE BARRO CUELLO TBG NIPLE TAPON ϕ 2002-HP

10 INSTALACION CON UNIDAD CENTRAL DE POTENCIA ϕ 2002-HP

11 ϕ 2002-HP

12 ϕ 2002-HP

13 BATERIA DE POZOS ϕ 2002-HP

14 CONTROLADOR DE PUMP-OFF ϕ 2002-HP

15 Programa de Adiestramiento 2003 CAPITULO 1- EL YACIMIENTO Las acumulaciones de gas y petróleo tienen lugar en celdas formadas por trampas estructurales o estratigráficas. El yacimiento es la porción de la trampa que contiene petróleo y/o gas formando un sistema simple hidráulicamente interconectado. Cuando en esta interconexión co-existen grandes volúmenes de rocas conteniendo agua, el sistema recibe el nombre de acuífero. El desplazamiento de los fluídos del yacimiento hacia el pozo es gobernado por cuatro grandes mecanismos: Expansión del fluído Desplazamiento natural o artificial Drenaje gravitacional Expulsión capilar En muchos yacimientos los cuatro mecanismos pueden estar activos simultáneamente aunque normalmente uno o dos de ellos son los predominantes. Por ejemplo, un yacimiento volumétrico (sin acuífero) puede producir inicialmente por expansión de fluídos pero cuando la presión original llega a valores bastante bajos, el mecanismo predominante puede ser drenaje gravitacional ayudado mediante un método de levantamiento artificial. 1 Este tipo de yacimiento es uno de los de mayor interés para los ingenieros de optimización por levantamiento artificial y por tanto, es importante que se estudien bien los parámetros que intervienen en su caracterización. Para diseñar cualquier sistema de levantamiento artificial en forma apropiada, es necesario saber lo más exactamente posible las ratas de producción que el yacimiento puede aportar no sólo en el tiempo presente sino también en el futuro. La falta de información en esta área puede conducir al ingeniero producción, por un lado, a sobre-diseñar el sistema y, por otro, a usar un equipo que limite las posibilidades de producir a la rata que el yacimiento aporta. Ambos escenarios tienen un efecto negativo en la factibilidad económica del sistema de levantamiento artificial. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

16 Programa de Adiestramiento 2003 Cuando se perfora el pozo a su profundidad determinada, se crea una comunicación entre la superficie y el yacimiento. Por otro lado, cuando el pozo se mantiene cerrado durante un tiempo, la presión en el fondo se iguala a la del yacimiento y por tanto, no hay aporte del yacimiento. Una vez que se crea un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo, los fluídos se mueven hacia el área de menor presión (el fondo del pozo) a ratas que dependen de una serie de factores. Aunque el factor predominante es el diferencial de presión (drawdown), hay otros que inciden en el proceso tales como propiedades del yacimiento (permeabilidad, porosidad, espesor de arena), propiedades de los fluídos (viscosidad, densidad, gas, agua) y efectos de la completación del pozo (cañoneo, daño a la formación). INDICE DEL COMPORTAMIENTO DE INFLUJO (IPR) Para entender el proceso del flujo de fluídos desde el yacimiento al pozo, es necesario estudiar los parámetros que gobiernan la relación entre el diferencial de presión y la rata de aporte del yacimiento. En 1856 Henry Darcy formuló la ley que lleva su nombre y que establece: la velocidad de un fluído homogéneo a través de un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluído. En forma matemática, v = - k/µ * dp/ds [1.1] donde: v es la velocidad aparente en cm/seg y es igual a q/a, q es el caudal en cm3/seg y A es el área aparente o total de la roca en cm2. La viscosidad µ se expresa en centipoises y el gradiente de presión dp/ds en atmósferas/cm. La constante de proporcionalidad k es la permeabilidad de la roca expresada en darcies. La ley de Darcy aplica solamente en la región de flujo laminar lo cual, afortunadamente, ocurre en la gran mayoría de los casos. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

17 Programa de Adiestramiento 2003 Por otro lado, la ecuación asume un patron linear de flujo y un medio poroso homogéneo condiciones que son muy difíciles de encontrar en la vida real. Basado en la ley de Darcy se desarrolló el concepto del Indice de Productividad, IP bajo las siguientes premisas: flujo radial en las cercanías del pozo flujo unifásico de fluídos distribución homogénea de la permeabilidad en la formación la formación esta 100% saturada con los fluídos Usando unidades de campo, la ecuacion queda 2 : q = ( k h)/µ B ln(re/rw) * (Pe Pwf) [1.2] donde: q es el caudal en btpd, k es en md, h es el espesor de la arena neta en pies, B es el factor volumetrico de la formacion en bbl/stb, re es el radio de drenaje en pies y rw el radio del fondo del pozo en pies. Pe es la presión de la formación en el borde externo del área de drenaje del pozo y es el valor que alcanza la presión de fondo (Pwf) cuando el pozo está cerrado. Comúnmente, se usa como sinónimo de la presión estática Ps. Pwf, como se indicó arriba, es la presión en el fondo del pozo cuando se ha alcanzado un caudal (q) estabilizado. En los pozos de bombeo mecánico, la Pwf se denomina Pbhp. En la Eq. [2] la mayoría de los parámetros son comunes para un pozo dado y por tanto pueden ser agrupados en un coeficiente único llamado Indice de Productividad (PI) o IPR constante. La Eq. [2] puede expresarse entonces como: q = PI (Pe Pwf) [1.3] En la gráfica, AOFP representa el caudal máximo que puede ser obtenido si la presión en el fondo del pozo pudiera ser reducida a cero. En la práctica esto es imposible de obtener pero se usa como una referencia del potencial total del pozo. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

18 Programa de Adiestramiento 2003 Pe Puede observarse que conociendo la presión estática (Pe) del yacimiento y un par de data (Pwf y q), es fácil construir el gráfico para determinar la PI. Si no se tiene un dato confiable de la Pe, es importante correr un build-up para tener una mejor idea de su valor. Presión PI AOFP Caudal, q Esta forma gráfica de la Eq. [1.3] solamente puede aplicarse al yacimiento cuya presión fluyente sea mayor que la presión de burbujeo (Pb), es decir, todo el gas está en solución. Sin embargo, la gran mayoría de los pozos en los yacimientos maduros produce en condiciones donde la presión de fondo es menor que la de burbujeo y por tanto, existe gas libre en la admisión de la bomba creandose un flujo bi-fásico. En estos casos, el modelo de IP constante se puede aplicar con cierto grado de confianza mientras la relación Pwf/Pe > 0.4. A valores menores la desviación por efectos del gas libre es más pronunciada cuando se compara con modelos obtenidos por simulación numérica de yacimientos tales como Vogel 3, Fetkovich 4 y Wiggins 5 entre otros. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

19 Programa de Adiestramiento 2003 Vogel considera los casos donde la Pwf es menor que la Pb usando diferentes propiedades de roca y fluídos y diferenciales de presión. Vogel encontró que para todas las corridas la forma de la curva IPR era la misma y publicó su ecuación: q/qmax = 1- Vo(Pwf/Pe) (1-Vo)(Pwf/Pe)2 [1.4] siendo Vo el llamado Número de Vogel y que en la mayoría de los casos su valor ha sido estimado en 0.2 Fetkovich demostró que los pozos de petróleo que producen por debajo de la Pb y los pozos de gas exhiben curvas IPR muy similares y publicó, para cada par de data, la ecuación: q = J (Pe 2 Pwf 2 )n [1.5], donde: n = (Logq 1 Log q 2 )/Log(Pe 2 Pwf 2 ) 2 Log(Pe 2 -Pwf 2 ) 1 [1.6] n = inverso de la tangente m, y J es la intersección del eje X Este modelo se usa mucho cuando hay pruebas múltiples isocronales. Si se tiene una sola prueba, se usa n = 1. Wiggins ha propuesto un modelo tri-fásico a partir de Vogel donde, aparte del petróleo y gas, toma en cuenta el agua. Wiggins asigna valores del número de Vogel para el petróleo y agua de 0.52 y.72 respectivamente. Entre los últimos tres modelos mencionados, el más usado es el de Vogel por su simplicidad. Al igual que con la PI solamente necesita un set de datos para obtener la curva. Problema 1: Se tiene un pozo con Pe = 1200 lpc y Pb = 800 lpc. Se corrieron dos pruebas que dieron los siguientes valores: Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

20 Programa de Adiestramiento 2003 Prueba 1 q = 290 btpd y Pwf = 730 lpc; %BSW = 10 Prueba 2 q = 350 btpd y Pwf = 500 lpc; %BSW = 10 Para evitar una alta RGP se desea producir el pozo a Pwf no menor de 400 lpc. Usando los 4 modelos de IPR, cual seria su recomendación? PRESION OPTIMA DE FLUJO DE FONDO El valor de este parámetro es quizas, el más importante cuando se va a diseñar la instalación para un pozo. Es obvio que mientras más bajo sea, la producción será mayor. Pero esto no necesariamente indica que sea la mejor forma de producir el yacimiento y muchas veces caemos en el error de ver solamente un lado de la situación que es la producción. Lo ideal para un yacimiento es que se le haga una caracterización de la RGP vs. Pwf y tener una referencia de los valores límites para obtener la mejor eficiencia del equipo. En el gráfico se observa que existe un punto en este yacimiento por debajo del cual, la RGP aumenta considerablemente lo cual incidirá negativamente en la eficiencia volumétrica de la bomba de sub-suelo. Cuál Pwf escogería usted para este yacimiento? Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

21 Programa de Adiestramiento 2003 NIVEL ESTATICO (NE) El NE es la altura de la columna de fluídos que balancea la presión del yacimiento en un pozo que produce por levantamiento artificial, es decir, un pozo donde el yacimiento no tiene suficiente energía para vencer las presiónes desde el fondo hasta el separador de la estación. Cuando un pozo se interviene, hay una excelente oportunidad para capturar el NE no perturbado del pozo y poder calcular la presión pseudo-estática. Conociendo el gradiente de los fluídos del pozo es fácil calcular esta presión luego de capturar el NE. Se ha discutido mucho sobre cuándo es el mejor momento para tomar el NE en un pozo intervenido. Es obvio que es más representativo tomarlo antes de manipular la tubería. Sin embargo, si se circula el pozo antes de manipular las cabillas o la tubería, según sea el caso, el NE deja de ser realístico y se transforma en un nivel pseudo-estático que no puede ser usado para los cálculos. También se ha asomado la posibilidad de que se podría calcular el NE midiendo los barriles que toma para llenarse antes de circular 6. El problema es que es difícil saber si la formación está tomando o no mientras se llena o se circula y mucho menos calcular cuántos barriles se fueron al yacimiento. De esto se desprende que una forma de detectar el NE es desasentar la bomba (o sacar el pistón del barril en las bombas T ) antes de llenar para circular y darle 1 hora al pozo para que se estabilize. Por supuesto que todo esto hay que hacerlo después de haber desahogado el pozo (anotando previamente la presión en ambos cabezales) y tener listas todas las conexiones de seguridad. Luego, sin circular, sacar las cabillas con la bomba (o el pistón) y anotar en qué cabilla hay que empezar a usar las correas para quitarle el petróleo. La ventaja de este procedimiento es que no importa el tipo de completación ya que al des-anclar la bomba, se establece una comunicación directa entre el tubing y el yacimiento (perforaciones). Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

22 Programa de Adiestramiento 2003 La desventaja es que habría que replantear los procedimientos que obligan a circular todos los pozos, creando así una discrecionalidad que posiblemente no sea aceptada. Si esto no puede hacerse, entonces quedan dos alternativas: 1. Detectar el NE con el swabo antes de bajar la bomba o el pistón. Esta operación añadiría una hora aproximadamente al tiempo de taladro pero la importancia de la información puede hacer que valga la pena. 2. Tomar el NE con el Echometer antes de la entrada del taladro. Esta alternativa es, posiblemente, la más factible de aplicar. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

23 Programa de Adiestramiento 2003 NIVEL DINAMICO (ND) El Nivel Dinámico (ND) es la altura de los fluídos en el anular del pozo una vez que la rata de producción se ha estabilizado. Se pueden distinguir tres escenarios en los pozos productores: A B C SUMERGENCIA (. La FOP es FOP) La FOP es FOP) La FOP es l petróleo petróleo GAS petróleo + AGUA+ GAS GAS GAS petróleo + AGUA+ GAS petróleo + GAS petróleo + GAS GAS GAS petróleo + AGUA+ GAS GAS petróleo + AGUA petróleo + AGUA petróleo + AGUA Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

24 Programa de Adiestramiento 2003 SUMERGENCIA (FOP) La FOP es la altura de la columna de fluídos en el anular cuya base es la profundidad de la bomba (PID) y el tope es el ND. La sumergencia es uno de los parámetros especialmente importante cuando se estudia o diseña una instalación. La FOP es función de la PIP, la presión del cabezal del casing (CHP) y el gradiente de los fluídos en el anular, generalmente aceptado como el gradiente del crudo limpio. Cuando existe un fluído bifásico en el anular, se debe tratar de reducirlo al valor de la fracción de petróleo. La PIP es función de la Pbhp, del gradiente de los fluídos por debajo de la bomba y la PID. A menos que sea imposible por limitaciones del equipo de superficie disponible, la PID deberá ser fijada a una profundidad no menor de 100 del tope del colgador, si es el caso, o al menos 100 por encima del tope de las perforaciones. Es aceptado generalmente que se use, para el fluído por debajo de la bomba hasta las perforaciones, el gradiente ponderado del fluído (petróleo + agua) obtenido en la superficie. En estas condiciones, la PIP dependerá sólo de la Pbhp y ya se ha establecido que este valor debe ser tomado de los estudios integrados en concordancia con el personal de yacimientos para asegurarse de la producción eficiente del yacimiento. Cuando se establece de esta manera el valor de la Pbhp, se fijan tambien los valores del caudal y la PIP y no hay nada que pueda cambiarlos excepto si es conveniente para las operaciones. Si las premisas precedentes son válidas, surge la pregunta: Existe una sumergencia óptima en un pozo de bombeo? El problema que se le presenta al personal de optimización hoy dia es que, independientemente de los valores que se tomen al momento de diseñar la instalación, se debe comprobar en el campo si dichos valores son vigentes en condiciones reales. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

25 Programa de Adiestramiento 2003 Por tanto, partiendo de las premisas expuestas, se necesita de una metodología para determinar la PIP y por tanto la Pbhp en un pozo que ha estado ya produciendo estabilizadamente. Es decir, una de las tareas más importantes del Optimizador es la de validar los datos de diseño una vez que el pozo se estabiliza. En la mayoría de los pozos produciendo por bombeo mecánico, existe una columna bifásica petróleo-gas en el anular con cierta cantidad de gas producido por este espacio. Desde hace mucho tiempo se ha tratado de calcular la Pbhp sin tener que recurrir a los build-ups por su costo y producción diferida. Como se ha expuesto antes, la FOP es función de la PIP, el gradiente de los fluídos del anular y el CHP. Estando los dos primeros prácticamente determinados, quedaría entonces que la FOP puede ser cambiada solamente por el valor del CHP. En un pozo estabilizado, C.P Walker (1937) demostró que la Phbp es independiente del CHP y patentó un método para calcular la Pbhp utilizando registros sónicos. McCoy, et al 7 en 1997 concluyó que el método modificado de Walker de obtener Pbhp por extrapolación de las presiones en el tope de una columna de gas y líquido previamente comprimida aumentando el CHP arrojaba resultados satisfactorios en muchas intalaciones de pozos por bombeo mecánico. GAS LIBRE EN LA ADMISION DE LA BOMBA La eficiencia volumétrica (Veff) de las bombas en los pozos petroleros, sean reciprocantes, de cavidad progresiva o electrosumergibles es afectada por la cantidad de gas que deban manejar. En principio, las bombas no están hechas para manejar gas aunque pueden aceptarlo en mayor o menor cantidad dependiendo de la tecnología que se use en su diseño. Durante mucho tiempo se ha estimado la eficiencia volumétrica en base a la mejor experiencia de campo de la cual se dispone. Sin embargo, en muchas ocasiones un valor dado de Veff, se convierte en EL VALOR de la Veff y jamás es revisado. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

26 Programa de Adiestramiento 2003 Una de las razones de peso para la estimación de la Veff era la dificultad que existía para hacer un cálculo que pudiera servir como punto de partida para hacer el seguimiento de los cambios que se generan en el pozo durante su vida productora. Muchos autores han escrito artículos sobre el particular, pero en 1985, Schmidt y Doty 8 publicaron un trabajo que ha ayudado mucho para el cálculo del gas libre en la admisión de la bomba y en el cual se basa esta sección. Es importante señalar que no entraremos en los cálculos de Veff debido al tiempo limitado del Taller, sino que revisaremos la idea de los autores. Hay varios trabajos posteriores de distinguidos autores pero recomendamos uno en especial que vale la pena leer 9. Un aspecto colateral de la Veff es la decisión de si se usa un ancla de gas y de nuevo, la respuesta se basa, generalmente, en la tradición, más que la experiencia. BIBLIOGRAFIA: 1. Craft and Hawkins, Applied Petroleum Reservoir Engineering, Cap 1, by Prentice-Hall, Inc, Gábor Tackács, Modern Sucker Rod Pumping, Cap 2 3. Vogel, J.V; Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells, SPE 1476, Fetkovich, M.J; The Isochronal Testing of Oil Wells, SPE 4529, Wiggins, M; Generalized IPR for 3-Phase Flow, SPE 25458, H. Partidas; Guias para la toma del Nivel Estatico, Reporte Interno de PDVSA, Dic McCoy, Podio, Rowlan y Garrett; Acoustic Foam Depresión Tests, Z. Schmidt and D.R. Doty; System Analysis for Sucker Rod Pumping, SPE 15426, A.F. Harun, M.G. Prado, J.C. Serrano and D.R. Doty; A Simple Model to Predict Natural Gas Separation Efficiency in Pumped Well, SPE 81826, Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

27 THP CHP CHP = THP (AMBOS CONECTADOS) En un pozo estabilizado, la Pbhp es independiente del valor del CHP. (C.P. Walker, 1936) GAS GAS Gradiente Anular ND PETROLEO + GAS PETROLEO + AGUA+ GAS PETROLEO + GAS ND? PROFUNIDAD Gradiente Tubing PDP PIP PIP PDP PETROLEO + AGUA Pbhp PRESION ϕ2002-hp Pbhp Pe

28 THP CHP THP CHP Metodo Modificado de Walker. McCoy, et al (1987) Gradiente Anular GAS PETROLEO PETROLEO + AGUA+ GAS PDP PIP GAS PETROLEO ND PROFUNIDAD PIP Gradiente Tubing PDP PETROLEO + AGUA Pbhp Pbhp PRESION Pe ϕ 2002-HP

29 THP CHP THP CHP Gradiente Anular GAS PETROLEO + AGUA+ GAS GAS PROFUNIDAD Gradiente Tubing PDP PIP ND PIP PDP PETROLEO + AGUA Pbhp PRESION ϕ2002-hp Pbhp Pe

30 ϕ 2002-HP

31 ϕ 2002-HP

32 THP CHP THP = CHP (CONECTADOS) PIP = Pbhp = Gradiente Anular GAS PETROLEO + AGUA+ GAS GAS PROFUNIDAD Gradiente Tubing PDP PIP ND PIP PDP PETROLEO + AGUA Pbhp Pbhp Pe PRESION ϕ2002-hp

33 THP CHP THP = CHP (CONECTADOS) PIP = Pbhp = Gradiente Anular GAS PETROLEO PETROLEO + AGUA+ GAS PDP PIP GAS PETROLEO ND PROFUNIDAD PIP Gradiente Tubing PDP PETROLEO + AGUA Pbhp Pbhp PRESION Pe ϕ 2002-HP

34 THP CHP THP = CHP (CONECTADOS) PIP = GAS GAS Pbhp = Gradiente Anular ND PETROLEO + GAS PETROLEO + AGUA+ GAS PETROLEO + GAS ND? PROFUNIDAD Gradiente Tubing PDP PIP PIP PDP PETROLEO + AGUA Pbhp PRESION ϕ2002-hp Pbhp Pe

35 CHP THP = CHP = 0 GAS GAS NE NE = PROFUNIDAD Gradiente Salmuera Pe Mperfs PRESION Pe ϕ2002-hp

36 ϕ 2002-HP

37 GRAFICO ADIMENSIONAL DE VOGEL ϕ 2002-HP

38 Programa de Adiestramiento 2003 CAPITULO 2- EQUIPO DE SUB-SUELO BOMBAS DE SUB-SUELO Todas las bombas usadas hoy dia en el bombeo mecánico convencional son de desplazamiento positivo y movimiento reciprocante. Se cree que ya los chinos la usaban hace unos dos mil años para sacar el agua de los pozos artesianos. Aunque ha habido cambios sustanciales en los materiales, técnicas de tratamiento para metales y en algunas partes del diseño, el principio operativo prácticamente no ha variado. Una bomba de sub-suelo consta de 5 partes principales: barril o cámara (fijo o movible) pistón o émbolo (movible o fijo) válvula viajera contenida en el pistón válvula fija contenida en el sistema de anclaje sistema de anclaje inferior o superior TIPOS DE BOMBA API Básicamente el API ha dividido las bombas de sub-suelo en: Bombas de tubería (T) y Bombas de cabillas o insertadas (R) Bombas de Tubería (T): En este tipo de bomba, el barril y el sistema de anclaje forman parte de la sarta de producción. El pistón es luego bajado con la sarta de cabillas y puede o no llevar la válvula fija dependiendo de la práctica que se tenga en el campo. La práctica tradicional ha sido la de bajar la VF cuando se corre el pistón lo cual implica maniobrar para asentar y soltar la VF. Esta operación exige un alto grado de experticia y cuidado por parte del operador del taladro. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

39 Programa de Adiestramiento 2003 En los últimos tiempos se ha venido implementando la práctica de colocar la VF en la zapata para evitar la operación descrita. Esto ocasiona que cuando se baja la tubería se debe tener cuidado de mantener una velocidad baja para evitar el efecto pistoneo y ocasionar daño a la formación. La mayor desventaja de esta bomba es que hay que hacer un viaje para sacar la tubería cuando se necesita cambiarla. Por otra parte, debido al arreglo del pescante de la VF, el espaciado (volúmen mínimo entre la nariz del pistón y la VF) debe ser mayor a lo normal, lo que la hace menos eficiente en los pozos con interferencia por gas. Bombas de Cabillas o Insertadas (R): Estas bombas se corren como un todo con las cabillas y se asientan en el anclaje previamente colocado en la tubería de producción. Debido a esta características son más adaptables a las condiciones operacionales que las de tubería en las cuales sólo es posible usar anclaje inferior y el barril siempre es estacionario. Las bombas tipo R pueden ser de barril estacionario o movible. Así mismo, pueden tener anclaje inferior o superior. En base a estas alternativas, existen tres tipos de ensamblajes, cada uno de los cuales tiene una aplicación específica: Barril estacionario y anclaje inferior (RWB, RHB) Barril estacionario y anclaje superior (RWA, RHA) Barril viajero y anclaje inferior. (RWT, RHT) Otro tipo de división de las bombas se refiere al espesor del barril: H para los barriles gruesos (aprox. de 3/16 a ¼ ) y se usa especialmente para profundidades mayores a 7000 o cargas de fluídos sobre las 7000 lbs. W para los barriles delgados (aprox. 1/8 ). El API ha publicado una nomenclatura para describir las bombas, aunque en muchos casos, esta nomenclatura se adapta a las circunstancias locales. Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

40 Programa de Adiestramiento 2003 Muchas de las empresas fabricantes han publicado guías para la escogencia de las bombas dependiendo de las condiciones de trabajo y del ambiente donde van a operar. Otras publican graficos para profundidades maximas de trabajo dependiendo del espesor de la pared del barril (RW, RH). DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA (PD) Basado en el 100% de eficiencia volumétrica, el desplazamiento de la bomba se calcula en base a la carrera del pistón: PD =.1166 * Sp * N * Dp2 [2.1] donde: Sp = carrera del pistón, pulg (calculado estáticamente o determinado dinámicamente por el software de análisis) N = velocidad de bombeo, SPM Pd = diámetro del pistón, pulg Cálculo de la carrera del pistón (Sp) Sp = S St Sr + Sot [2.2] St = PID* Fo / (Awt * 2.5*10 6 ) [2.3] Sr = Fo *Σ(L i /A i )/ (2.5*10 6 ) [2.4] Sot =PID 2 * αm *(1.4*10-6 ) [2.5] Donde: S= Carrera Barra Pulida, pulg Sp= Carrera neta del pistón, pulg St= Alargamiento del tbg, pulg Sr= Alargamiento hidráulico de las cabillas, pulg Sot = Alargamiento dinámico de las cabillas, pulg Awt= Area de la pared del tbg, pulg 2 L i = Long. de cada sección de cabillas, pies A i = Area de cada sección de cabillas, pulg 2 Fo= Carga de Fluídos, lbs Wr= Peso de la sarta en el aire, lbs αm= Factor de Máquina = (SN 2 /70500) * (1 + R/P) [2.6] N = Tiros por minuto R= Distancia desde el eje de baja al hueco del pin, pulg P = Long. del Brazo del balancín, pulg Ing. Héctor Partidas ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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