Otros Sap´.docx

UNIVERSIDAD AUTONOMA DEL CARMEN UNIDAD ACADEMICA CAMPUS PRINCIPAL FACULTAD DE QUIMICA P.E. INGENIERIA PETROLERA TITULO: Tema 5: Otros sistemas artificiales de producción PRESENTAN: Jorge armando Vázquez Olvera Julio David Carreón Ricardo Zapien Ramírez Michel Alberto Bacab Heredia CATEDRATICO: Jorge Acosta MATERIA: Sistemas Artificiales de Producción

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CIUDAD DEL CARMEN, CAMPECHE, ABRIL DE 2019

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Contenido UNIVERSIDAD AUTONOMA DEL CARMEN .............................................................................................. 1 Introducción ................................................................................................................................................. 7 Objetivos ...................................................................................................................................................... 8 5.1 BOMBEO HIDRÁULICO ........................................................................................................................ 9 Sistema de operación ............................................................................................................................ 10 Fluido motriz .......................................................................................................................................... 10 Fluido motriz petróleo ........................................................................................................................ 10 Fluido motriz agua............................................................................................................................. 10 Tipo de bomba....................................................................................................................................... 10 Bomba jet .......................................................................................................................................... 10 Bomba pistón .................................................................................................................................... 11 Diseño de bombas: ........................................................................................................................... 11 5.2. EMBOLO VIAJERO ............................................................................................................................ 11 Elementos que integran un sistema de embolo viajero ......................................................................... 11 

Equipo superficial....................................................................................................................... 11



Equipo subsuperficial ................................................................................................................. 11

5.3 SARTA DE VELOCIDAD ..................................................................................................................... 12 Objetivo de la instalación de una sarta de velocidad ............................................................................. 12 5.4 ESTRANGULADOR DE FONDO ......................................................................................................... 13 Funciones de un estrangulador de fondo .............................................................................................. 13 Los objetivos del estrangulador de fondo son los siguientes: ................................................................ 14 5.5 BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS....................................................................................... 14 Conoce las generalidades del sistema .................................................................................................. 16 Consideraciones de diseño y comparaciones generales ....................................................................... 16 Ventajas de los sap ............................................................................................................................... 17

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Desventajas de los SAP ........................................................................................................................ 18 Descripción del equipo .......................................................................................................................... 18 Equipo superficial .................................................................................................................................. 18 Motor primario ................................................................................................................................... 19 Desahogo de presión y sobrecarga del motor................................................................................... 19 Cabezal de rotación .......................................................................................................................... 19 Tipos de cabezales de rotación ......................................................................................................... 20 Cabezales de rotación verticales: ..................................................................................................... 20 Cabezal de rotación de manejo directo (MD): ................................................................................... 20 Cabezal de rotación con caja de velocidades integrada (CVI): ......................................................... 20 Cabezales de rotación de ángulo recto: ............................................................................................ 21 Equipo Sub-superficial ........................................................................................................................... 21 Bomba ............................................................................................................................................... 21 Geometría ......................................................................................................................................... 22 Principio y capacidad de la bomba .................................................................................................... 22 Sarta de Varillas .................................................................................................................................... 23 Varillas convencionales (sucker rods) ............................................................................................... 23 Varillas convencionales modificadas (Drive rods) ............................................................................. 23 Varillas huecas (Hollow rods) ............................................................................................................ 23 Varilla continua o tubería flexible (continuous rod, coiled rod) .......................................................... 24 Accesorios ............................................................................................................................................. 24 Centralizadores de tubería .................................................................................................................... 25 Controladores de torque ........................................................................................................................ 25 Anclas antitorque .............................................................................................................................. 25 Separadores de gas .............................................................................................................................. 25 5.6 SISTEMA HÍBRIDO ............................................................................................................................. 26

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Tipos de sistemas híbridos .................................................................................................................... 27 Bombeo electro centrífugo sumergible con bombeo neumático. ........................................................... 27 Beneficios.......................................................................................................................................... 27 Bombeo por cavidades progresivas con bombeo electro centrífugo sumergible. .................................. 28 Características principales: ............................................................................................................... 28 Beneficios.......................................................................................................................................... 29 Bombeo por cavidades progresivas combinado con bombeo neumático. ............................................. 29 Características principales: ............................................................................................................... 29 Beneficios:......................................................................................................................................... 29 Bombeo hidráulico tipo jet con bombeo neumático. .............................................................................. 29 Características principales ................................................................................................................ 30 Beneficios.......................................................................................................................................... 30 Pistón viajero con bombeo neumático. .................................................................................................. 30 Características principales: ............................................................................................................... 30 Beneficios.......................................................................................................................................... 30 5.7 APLICACIÓN DE POZOS DE GAS ..................................................................................................... 31 Aplicación de Compresores a boca de pozo ......................................................................................... 31 Funcionamiento................................................................................................................................. 31 Equipo necesario ................................................................................................................................... 32 Ventajas ............................................................................................................................................ 32 Desventajas ...................................................................................................................................... 32 Aplicación del pistón viajero .................................................................................................................. 32 Bomba Hidráulica .............................................................................................................................. 33 Sarta de velocidad ............................................................................................................................ 33 Bomba de cavidad progresiva ........................................................................................................... 34 Conclusión ................................................................................................................................................. 35

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Bibliografía ................................................................................................................................................. 36

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Introducción

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Objetivos

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5.1 BOMBEO HIDRÁULICO Una bomba hidráulica es un dispositivo tal, que, recibiendo energía mecánica de una fuente exterior, la transforma en una energía de presión transmisible de un lugar a otro de un sistema hidráulico a través de un líquido cuyas moléculas estén sometidas precisamente a esa presión. Los sistemas de bombeo hidráulico proporcionan una flexibilidad extraordinaria en la instalación y capacidad de funcionamiento para cumplir una amplia gama de requerimientos de extracción artificial. La instalación de la potencia superficial puede ponerse en un lugar central para servir a pozos múltiples, o como una unidad conveniente montada sobre patín localizada en el lugar del pozo individual. El requerimiento de equipo mínimo en el cabezal del pozo acomoda de cerca el pedestal de perforación espaciado de cerca, o las terminaciones de plataforma, así como los requerimientos superficiales de perfil bajo. Toma el líquido de un deposito en la superficie, lo pasa a través de una bomba de pistón o de una bomba eléctrica para incrementar la presión del líquido, y luego se inyecta el líquido presurizado hacia el fondo del pozo a través de una sarta de tubería. El bombeo hidráulico se basa en un principio sencillo: “La presión ejercida sobre la superficie de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones”. Aplicando este principio es posible inyectar desde la superficie un fluido a alta presión que va a operar el pistón motor de la unidad de subsuelo en el fondo del pozo. El pistón motor esta mecánicamente ligado a otro pistón que se encarga de bombear el aceite producido por la formación. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo. Ventajas 

Amplio rango de condiciones de pozo: Profundidades de 12000ft, Gastos de 25000bpd.

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Instalaciones de producción: No se requiere equipo de reacondicionamiento, Bombas altamente flexibles.



Bombas jet: Pozos desviados, Bajos costos de mantenimiento, Temperaturas de 400 °F, Tolerancia a sólidos, Resistencia a los daños por corrosión.

Desventajas 

Las bombas tipo pistón tienen una fabricación compleja



Presiones de operación cercanas a 5000 psi representa un peligro



El fluido motriz requiere tratamiento

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

La bomba jet requiere un valor mínimo depresión de fondo fluyendo (10-30 % de la Ph).

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Bomba pistón capacidad limitada para tolerar solidos

Sistema de operación Sistema de fluido motriz abierto El fluido motriz se mezcla con el fluido producido por el pozo y regresa a la superficie en este estado, mezclado Sistema de fluido motriz cerrado No se permite que el fluido producido por el pozo se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte del sistema.

Fluido motriz Fluido motriz petróleo El petróleo tiene la propiedad lubricante que el agua no tiene, por esta razón cuando utilizamos prolongamos la vida útil de los equipos. La desventaja de utilizar petróleo como fluido motriz es el peligro potencial de incendio y dalos causados por contaminación. Fluido motriz agua Es necesario calentar el agua del pozo y actué como diluyente o disolvente para levantar crudos pesados. Es necesario añadir aditivos químicos para mejorar sus propiedades. Cristales de sal (agua fresca)

Tipo de bomba Bomba jet El fluido motriz se bombea a un caudal desde la superficie hasta la bomba jet en el fondo del pozo, donde alcanza la boquilla con una presión total. Este fluido a alta presión pasa a través de la boquilla, donde es convertido de un fluido de baja velocidad y alta presión a un fluido de alta velocidad y baja presión estática. El volumen de fluido motriz utilizado será proporcional al tamaño de la boquilla.

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Bomba pistón Es accionada por un pistón reciprocante de la sección motriz, que está conectado con el pistón de la sección de bombeo. Componentes básicos: pistón, cilindro, una válvula inversora, válvulas convencionales. Diseño de bombas: 

Acción simple-desplaza fluido solo en la carrera ascendente o descendente.

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Acción doble-desplaza fluido en ambos sentidos.

5.2. EMBOLO VIAJERO Consta de un pistón que viaja desde una cierta profundidad hasta la superficie, impulsado por la energía propia del pozo, desalojando consigo los líquidos acumulados por encima de él, permitiendo al gas desplazarse del fondo hasta la superficie acarreando el resto del líquido. Aprovecha la energía propia el yacimiento para producir aceite o gas. Cuando no se dispone en el pozo productor, la energía suficiente para elevar los fluidos hasta la superficie, se utiliza una fuente de energía exterior, generalmente gas a presión y gasto adecuado.

Elementos que integran un sistema de embolo viajero 

Equipo superficial Lubricador Válvula motora TEE de flujo Válvula maestra Válvula de alivio Válvula bypass Controlador de cabeza del pozo Cable exterior



Equipo subsuperficial Ancla de resorte Resorte receptor Embolo viajero

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5.3 SARTA DE VELOCIDAD Muchos pozos fluyentes de aceite y gas presentan una disminución en la producción después de un tiempo y eventualmente pueden dejar de producir. Los factores que causan este problema pueden ser la declinación de la presión del yacimiento, la disminución de la velocidad del gas y un incremento de la producción de agua. El incremento de la producción de agua puede causar una acumulación de una columna de agua en el fondo del pozo. Un método para eliminar la carga de líquidos es instalar una tubería de un diámetro menor (sarta de velocidad) dentro de la tubería de producción desde superficie hasta el punto óptimo para evitar colgamiento de líquidos. Numerosos parámetros (presión actual y futura del yacimiento, gastos de líquidos y gas, diámetro, profundidad de la sarta de velocidad, presión en la cabeza y en el fondo del pozo, etc.) gobiernan el comportamiento de una sarta de velocidad.

Objetivo de la instalación de una sarta de velocidad El objetivo de instalar una sarta de velocidad es la de reducir el área de flujo transversal. El área de flujo transversal menor incrementa la velocidad del gas en la tubería de producción. La velocidad de gas mayor en el fondo del pozo provee más energía de transporte para levantar los líquidos acumulados en el pozo a la superficie. El objetivo del diseño de una sarta de velocidad es encontrar un diámetro y profundidad óptima para restaurar la producción de un pozo, para que las pérdidas de presión debido a la fricción sean mínimas y la producción se incremente. El pozo debe continuar produciendo el tiempo suficiente para costear la instalación de la sarta de velocidad. Para diseñar una sarta de velocidad que regresa el pozo a producción y cuánto tiempo sostiene la producción, se tiene que comparar dos curvas • La relación de comportamiento de entrada del yacimiento (IPR), la cual describe el comportamiento de flujo del gas desde el yacimiento. • Las características del comportamiento de la tubería (curva J), la cual describe el comportamiento del gas fluyendo a través de la tubería. El IPR muestra la relación entre la presión de fondo fluyendo y el gasto de gas desde el yacimiento a pozo

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5.4 ESTRANGULADOR DE FONDO Existen estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado niple de asiento va conectado en el fondo de la tubería de producción. Estos estranguladores pueden ser introducidos o recuperados juntos con la tubería o bien con línea de acero operada desde superficie

Funciones de un estrangulador de fondo • Proteger al yacimiento y equipo superficial de las fluctuaciones de presión. • Al restringir el flujo con el EDF se controla la presión corriente arriba incrementando la Pwf , lo que disminuye el efecto de conificación de agua y gas. • La caída de presión en el EDF provoca la liberación de gas generando un efecto de BN. • La disminución de la densidad de la mezcla, el incremento de la velocidad y el cambio de patrón de flujo generalmente reduce el gradiente fluyendo. • Prevenir el radio avance del casquete de gas y el contacto agua-aceite en la formación productora por el efecto de las altas diferencias de presión. • Producir el yacimiento con más eficiencia. El estrangulador de fondo proporciona un incremento en la velocidad y hace uniforme el flujo, lo que aumenta la capacidad de “bombeo” del gas y disminuye el resbalamiento, que tiende a evitar el cabeceo y

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a incrementar el gasto. Es evidente que el estrangulador para realizar el objetivo indicado debe situarse arriba de la profundidad a la que se tiene la presión de burbujeo. El uso apropiado de los estranguladores de fondo resulta de gran utilidad cuando se están manejando gas disuelto/aceite altas, ya que en este caso la cantidad de gas liberado ayuda a bombear” el aceite a superficie, de hecho, el efecto es semejante al de la instalación de un SAP por BN. Es claro que con el uso de los estranguladores de fondo la energía latente en el gas disuelto, al liberarse y expandirse, se emplea para elevar los fluidos en el pozo. Cuando se emplean estranguladores superficiales, la energía de expansión del gas se gasta en la de descarga después del estrangulador, debido a que el fluido alcanza la superficie al mismo tiempo que llega a la restricción.

Los objetivos del estrangulador de fondo son los siguientes: • Administrar la energía del yacimiento. • Prolongar la vida fluyente del pozo. • Disminuir las caídas de presión en la tubería vertical • Retardar la llegada de agua proveniente del yacimiento y controlar el corte de agua. • Evitar el congelamiento o la formación de hidratos en las conexiones superficiales

5.5 BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS El sistema de levantamiento artificial de Bombeo por Cavidades Progresivas (Sistema BCP) consiste en elevar los fluidos dentro del pozo hasta la superficie, incrementando su presión por medio de la bomba de cavidades progresivas. BCP La Bomba de Cavidades Progresivas (BCP) está compuesta por dos piezas fundamentales, el rotor y el estator. El rotor tiene la forma de un tornillo y gira dentro del estator, el cual está revestido internamente por un elastómero moldeado al doble del paso del rotor. Cuando el rotor gira dentro del estator, se genera una serie de cavidades que se van desplazando desde el principio hasta el final de la bomba (Figura 1.4). Las cavidades se llenan del fluido, en la succión, y lo descargan al final de la bomba con una presión mucho mayor, necesaria para poder elevar los fluidos hasta la superficie, y poder vencer la contrapresión requerida en la cabeza del pozo, (ver la Figura 1.5).

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En la Figura 1.7, se muestra una gráfica que representa, en forma aproximada, el porcentaje que corresponde a cada SAP en cuanto a su utilización, se puede observar con claridad que el bombeo por cavidades progresivas es uno de los sistemas artificiales con menor utilización por parte de la industria petrolera, esto debido a la reciente aparición del sistema en la industria, lo que deriva en falta de conocimiento y de experiencia en su operación.

Como se observa en la Figura 1.7, cerca del 85% de los pozos utilizan el bombeo mecánico. El bombeo neumático, principalmente el continuo, viene en segundo lugar con menos del 10% de uso. El sistema de bombeo electrocentrífugo es usado solo por el 4% de los pozos. Los otros sistemas artificiales de

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producción (bombeo hidráulico, émbolo viajero y el bombeo por cavidades progresivas), representan menos del 5% del uso total. En la Figura 1.8, se comparan las eficiencias hidráulicas totales de varios SAP. Se puede observar que solamente el bombeo mecánico y el bombeo por cavidades progresivas son mayores al 50%. El bombeo neumático tiene un amplio rango en su eficiencia, la cual depende significativamente de las cantidades de gas de inyección y de la profundidad.

Conoce las generalidades del sistema 

Fácil control del caudal (proporcional con Revoluciones Por Minuto).



Temperatura de funcionamiento elevada (por encima de 350°C/660°F).

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Inyección de vapor a través del estator.

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Alto rendimiento con viscosidades bajas y altas.

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Funciona con baja presión en el fondo del pozo.

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Facilidad de puesta en marcha inicial con viscosidades más altas.

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Ajuste único entre el rotor y el estator para todos los intervalos de temperatura.

Consideraciones de diseño y comparaciones generales Eficiencia hidráulica: Excelente: puede exceder la eficiencia del bombeo mecánico. Este sistema a reportado eficiencias del 50 al 70%. Costo de capital: Bajo: incrementa con la profundidad y la cantidad de aceite bombeado. Costos de operación: Ligeramente bajos, pero; frecuentemente se reporta una corta duración en la vida del estator y/o del rotor.

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Confiabilidad: Buena: normalmente la sobreexplotación y la carencia de experiencia disminuyen el tiempo de arranque. Restricciones con el tamaño del casing: Normalmente no tiene problemas para casing de 4.5 o mayores, pero, la separación de gas puede ser limitada. Límites de profundidad: Pobre: limitado a profundidades relativamente bajas (2000 metros) Habilidad para manejar gas: Pobre si tiene que bombear algún gas libre. Aplicaciones costa afuera: Pobre, aunque puede tener una aplicación especial en zona marina. Sin embargo, es necesario contar con una unidad para dar mantenimiento. Capacidad para manejar aceites con altas viscosidades: Excelente para manejar crudos con altas viscosidades sin problemas con el rotor o el estator. Capacidad para manejar parafinas: Regular: la TP puede necesitar tratamiento. No utiliza varillas raspadoras. Es posible quitar las acumulaciones a la bomba y circular fluidos calientes. Flexibilidad en el motor primario: Bueno: puede utilizar ambos motores, eléctrico y de combustión interna, para transmitir la energía. Capacidad para levantar altos volúmenes: Pobre: está restringido a aportar relativamente bajos volúmenes. Puede alcanzar 2,000BFPD a 600m y 200BFPD a 1,500m. Habilidad para manejar sólidos: Excelente: maneja arriba de 50% de arena en crudos de alta viscosidad (mayor a 200cp). Reduce hasta 10% de manejo de arenas para producciones de agua. Límites de temperatura: Regular: la temperatura es limitada por el elastómero. Actualmente, se está trabajando con temperaturas debajo de los 250°F.

Ventajas de los sap Bajas inversiones para pozos someros y bajos gastos. Excelente eficiencia hidráulica (50% al 70%). Fácil de instalar y operar. Ofrece mayor resistencia que cualquier otro sistema al operar con altos contenidos de arena y altas RGA. Aumenta su eficiencia conforme aumenta la viscosidad del fluido.

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Desventajas de los SAP Es un sistema nuevo, por lo que requiere un buen desarrollo de la experiencia y de su conocimiento. Su vida útil es corta por los problemas con el elastómero. Disminuye su eficiencia cuando trabaja con gas. Problemas de desgaste TP/varillas cuando se aplica a pozos desviados.

Descripción del equipo La unidad típica del sistema de bombeo por cavidades progresivas está constituida en el fondo del pozo por los componentes: rotor, estator, varillas, centralizador y tubería de producción. Las partes superficiales son: motor eléctrico, cabezal de rotación, líneas de descarga, tablero de control, sistema de frenado, sistema de transmisión de energía (conjunto de bandas), caja de cambios, caja de sello (stuffing box) y eje impulsor.

Equipo superficial El equipo superficial consiste de un pequeño cabezal de rotación y un motor eléctrico de bajo poder. Figura 2.3. El cabezal alberga la caja de cambios, un sistema de frenos integrado y un eje impulsor (varilla pulida).

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Motor primario En casi todas las aplicaciones del Sistema BCP se utilizan motores eléctricos. En ocasiones se utilizan motores de combustión interna, en lugares aislados en donde no es posible o resulta muy caro llevar la energía eléctrica. Es más común el empleo de motores que tienen reductores de velocidades integrales y poleas o catarinas de paso variable. Aunque estas unidades motrices tienen mayor costo inicial que los de velocidad fija, a menudo ahorrarán energía y pueden ser la elección más económica. También hay motores de frecuencia variable que también ahorran energía si son del tipo correcto. Desahogo de presión y sobrecarga del motor Las válvulas de desahogo (“alivio”) de presión siempre se necesitan en los sistemas con bomba rotatoria y se gradúan un poco más que la presión máxima de descarga para proteger a la bomba y los componentes corriente abajo si sube mucho la presión. Cabezal de rotación El cabezal de rotación se selecciona en función de la carga que debe soportar y de las modalidades de fijación a la varilla de accionamiento y a los motores. Este cabezal está anclado en el cabezal del pozo y sus funciones son: .- Proporcionar un sello para evitar que los fluidos bombeados se filtren a través de los equipos superficiales. 2.- Absorber la carga axial generada por el peso de las varillas y el incremento de presión de la bomba. 3.- Proporciona los medios necesarios para evitar las velocidades inversas (backspin) de las varillas al momento de parar el motor

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Tipos de cabezales de rotación Los cabezales de rotación más comunes, pueden ser verticales o de ángulo recto, con el eje impulsor sólido o hueco. Cabezales de rotación verticales: Los cabezales de rotación verticales se clasifican en dos tipos: de manejo directo (MD), y con caja de velocidades integrada (CVI), figura 2.8.

Cabezal de rotación de manejo directo (MD): tiene un costo bajo además de ser una forma rentable de transferir la energía a la sarta de varillas. Estos cabezales normalmente son seleccionados para aplicaciones que requieren de altas velocidades, según el desplazamiento de la bomba en el campo. Usualmente son utilizados para velocidades desde 110 rpm hasta 450 rpm. Las velocidades se logran por medio de cambios en el radio de las poleas y/o utilizando un motor de frecuencia variable. Tienen capacidad para soportar cargas axiales de 5 hasta 50 kilolibras. El rango de potencia requerido por este cabezal de rotación, varía de 3 a 150 hp. Cabezal de rotación con caja de velocidades integrada (CVI): comúnmente se utiliza para aplicaciones de baja velocidad, particularmente, para bombas con alto desplazamiento. La caja de cambios integrada, proporciona una reducción de la velocidad, usualmente es aplicado a velocidades de 80 hasta 400 rpm y, similarmente al cabezal de manejo directo, las velocidades deseadas se pueden lograr si cambiamos el radio de las poleas y/o el uso de motores de frecuencia variable. El CVI tiene capacidad para soportar cargas axiales de 5 hasta 33 kilolibras. El rango de potencia requerido varía de 5 a 100 hp.

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Cabezales de rotación de ángulo recto: Las características de estos cabezales de rotación se muestran en la Figura 2.10. Normalmente son seleccionadas para aplicaciones que demandan velocidades bajas, particularmente para bombas con alto desplazamiento. Las disposiciones de la geometría de los cabezales de rotación de ángulo recto permiten el uso alternativo de motores de gas y motores hidráulicos además de el motor eléctrico.

Equipo Sub-superficial El equipo de fondo tiene como componente principal a la bomba de cavidades progresivas, la cual está compuesta por el rotor y el estator. Las varillas serán consideradas como un elemento subsuperficial y también se describirán en este apartado. Como datos adicionales, la bomba de cavidades progresivas opera con un amplio rango de profundidades y volúmenes. La máxima profundidad alcanzada es de aproximadamente 2,500m y el máximo gasto entregado es de 1,500 BPD aproximadamente. Bomba Su función principal es adicionar a los fluidos del pozo el incremento de presión necesario para hacerlos llegar a la superficie, con la presión suficiente en la cabeza del pozo.

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Geometría Existen diversas configuraciones de la bomba de cavidades progresivas, las cuales dependen de la relación de lóbulos entre el rotor y el estator. Como regla debe cumplirse que: número de lóbulos del estator = 1+ número de lóbulos del rotor. Partiendo de esta regla, se diseñan rotores y estatores de varios lóbulos que pueden combinarse en diversas formas (rotor:estator), como por ejemplo, 1:2, 2:3, 3:4, 4:5, etc. Ver Figura 2.11. Para configuraciones que tienen más de dos lóbulos en el rotor, se les llaman bombas multilóbulos como por ejemplo: una bomba 2:3.

Principio y capacidad de la bomba La bomba de cavidades progresivas consiste de un equipo helicoidal simple (rotor) que gira dentro de un equipo de elastómero de doble hélice (estator) del mismo diámetro menor que el rotor y al doble del paso (figura 12).

Cuando el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se forma una serie de cavidades selladas, separadas cada 180° de rotación, que progresan desde la succión hasta la descarga de la bomba, ver Figura 2.13.

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Desplazamiento Requerimiento de potencia de la bomba Rotor Estator Varilla Pulida

Sarta de Varillas Existen diversos tipos de varillas que el Sistema BCP utiliza para transmitir la energía desde la superficie hasta la bomba de fondo: Varillas convencionales (sucker rods) Son las mismas que utiliza el sistema de bombeo mecánico, fabricadas bajo la especificación API 11B. Estas varillas están diseñadas para trabajar bajo esfuerzos alternativos, es decir; cargas de tracción. Disponible en 5/8”, 3/4”, 7/8”, 1”, y 1 1/8” de diámetro del cuerpo de la varilla y de 7.5 metros de longitud. Varillas convencionales modificadas (Drive rods) Especialmente diseñadas para soportar el torque experimentado en la aplicación del BCP. Están suministradas con una rosca modificada para maximizar su capacidad de torque. Los diámetros más comunes son: 1”, 1 1/4”, y 1 1/2” de diámetro del cuerpo de la varilla y de longitud similar a las varillas convencionales. Varillas huecas (Hollow rods)

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Como su nombre lo dice, son varillas huecas con tamaños similares a las varillas convencionales. Tienen una rosca que permite una conexión que por fuera se aparente tener una varilla continua y por dentro esté hueca. Estas características permiten una reducción en la fricción, entre varillas y la tubería de producción, ya que se elimina el cambio brusco de geometría en las uniones de las varillas y eso permite una mejor distribución de las cargas de rozamiento. Una de las alternativas que presenta la varilla hueca es la de inyectar por el interior de la misma un diluyente para el bombeo de crudo pesado y extrapesado.

Varilla continua o tubería flexible (continuous rod, coiled rod) Este tipo de varilla, en realidad, es una tubería continua y flexible. No tiene conexiones, como en las varillas convencionales, son tramos soldados continuamente de tubería de acero; solo tiene dos coples, una para conectarse a la bomba de fondo y otro para conectarse con el equipo superficial. La varilla continua se enrolla en un carrete para su conservación y transporte. Las sarta de esta tubería puede tener una longitud de 9,450m [31,000 pies] o superior según el tamaño del carrete y los diámetros de los tubos. Los diámetros que más se utilizan, son: 13/16”, 7/8”, 1” y 1 1/8”. Este tipo de varilla es similar a la tubería flexible que se utiliza para procesos de estimulación y perforación de pozos, sin embargo; recientemente (en 1999) se empezó a utilizar como medio de transmisión de energía a la bomba de fondo, principalmente en pozos altamente desviados (>6°/100ft). Los resultados de su aplicación fueron positivos, ya que, debido a su flexibilidad, se logró adaptar a pozos con alto grado de desviación, reduciendo de manera considerable el tiempo de paro de la producción, como una consecuencia de las fallas en las varillas. A diferencia de las varillas huecas, se tiene la ventaja de no tener constantes conexiones, que ocasionan fallas por desenrroscamiento, además, el ahorro de tiempo en la conexión de las varillas es una gran ventaja que se aprecia más cuando hay una falla en la bomba de fondo y es necesario sacar toda la sarta de varillas.

Accesorios Con el propósito de asegurar una mejor operación del equipo, es necesario contar con algunos accesorios como:

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Centralizadores de tubería Se recomienda utilizar centralizadores de tubería, por encima y por debajo de la bomba, cuando el sistema esté trabajando con altas velocidades (mayor a 350 RPM), esto para minimizar el efecto de la vibración excesiva debido al movimiento excéntrico del rotor.

Controladores de torque El controlador de torque es un dispositivo electrónico conectado entre la línea de energía eléctrica primaria y el motor eléctrico que permite medir el voltaje, amperaje y factor de potencia requeridos por este último, para conocer el torque de operación del sistema. En su configuración interna, existen programas electrónicos que permiten configurar rutinas de apagado automático, en caso de alcanzar valores de torque por encima de un límite preestablecido. El controlador de torque es solo un dispositivo electrónico que sirve para protección del sistema y no un elemento capaz de variar la frecuencia. Anclas antitorque Debido al movimiento rotatorio del rotor, se corre el riesgo de desenroscar la tubería de producción en cualquier punto susceptible de la misma, sobre todo en aquellas aplicaciones donde eventualmente se producen incrementos del torque de fricción en la bomba, como consecuencia de producciones no continuas de producción. Para estos casos se acostumbra instalar el ancla antitorque inmediatamente por debajo de la bomba, el cual es un dispositivo mecánico que evita la rotación de la tubería en sentido de las agujas del reloj. La experiencia en operación de sistemas BCP, se recomienda el uso de este equipo independientemente de las condiciones de producción aunque por razones de reducción 41 de costos, algunos operadores no la instalan cuando se tienen aplicaciones de muy bajo gasto de producción, baja profundidad y bajo requerimiento de torque (menos de 150 lb·pie).

Separadores de gas Se recomienda el uso de separadores de gas en aquellos casos en donde el volumen de gas libre es considerable. Existen diferentes configuraciones de separadores de gas dentro de los que destacan dos: el “poor boy” o “mosquito” cuya aplicación principal se enfoca a sistemas de bombeo mecánico, y el tipo estático cuya configuración interna fue diseñada para aplicaciones de flujo continuo, haciéndolo ideal para las BCP. Este separador tiene aletas helicoidales internamente, que fuerzan al fluido producido a girar alrededor de un eje central, permitiendo la separación de ambas fases, basado en el principio de fuerzas centrífugas. Su eficiencia está entre 55% y 75%, aunque en algunos casos puede alcanzar hasta 95%.

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Como el H2S, el CO2 y los aromáticos vienen generalmente relacionados con el gas libre, el uso de los separadores de gas surge como una alternativa indirecta para evitar, que estos elementos fluyan a través de la bomba.

5.6 SISTEMA HÍBRIDO En los últimos años se han desarrollado nuevas tecnologías con el objetivo de recuperar la mayor cantidad de hidrocarburos, al mismo tiempo reduciendo los costos de reparación y mantenimiento de estos nuevos equipos. Las compañías como schlumberger, Halliburton, Waetherford, entre otras, continuamente exploran oportunidades para optimizar e integrar tecnologías en el área de producción. Estas oportunidades para sus productos combinando tecnologías para abrir nuevas oportunidades de producción y así lograr la optimización de un pozo. Mediante la combinación de tecnologías tradicionales de SAP se ha podido reducir algunas limitaciones que presentan un solo sistema, es decir, la combinación de SAP ha mejorado las condiciones de instalación, manejo y producción. Ésta innovación tecnológica ha hecho que los sistemas sean más adaptables a una gran variedad de condiciones de fondo, ayudando a lograr u mayor tiempo de producción. Todo esto beneficiará reduciendo costos de mantenimiento y mejorará la recuperación. Un sistema híbrido (SH) es la combinación de dos o más sistemas artificiales de producción. El objetivo de un SH es incrementar la producción del pozo, mejorando las condiciones de manejo del equipo e implementando nuevas tecnologías a un sistema artificial convencional (SAC). Un SAC posee ciertas limitaciones de diseño, instalación y operación principalmente, un SH reduce los requerimientos de equipo y de consumo de energía con la ventaja de mejorar la eficiencia que tiene un sistema artificial por ti solo. Los sistemas artificiales convencionales excepto el BN poseen una característica principal en el equipo de fondo, una bomba; su principal objetivo es adicionar energía al pozo para elevar los fluidos producidos a superficie. Estas bombas de fondo se limitan a no instalarse a determinadas condiciones de pozo principalmente cuando se tiene problemas de gas, agua, arenas, ambientes agresivos o por alguna propiedad del hidrocarburo (densidad, viscosidad, etc). Que no puede manejar la bomba. Un SH ayuda adicionando energía extra a la bomba de otro sistema artificial, lo que significa que un segundo sistema mejorará el bombeo de otro SAP, por lo tanto, un segundo sistema artificial mejorará la

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eficiencia de otro sistema. El principal aporte de un SH es que se reducirán los requerimientos de potencia de la bomba l instalar un segundo sistema.

Tipos de sistemas híbridos a) Bombeo electro centrífugo sumergible con bombeo neumático. b) Bombeo por cavidades progresivas con bombeo electro centrífugo sumergible. c) Bombeo por cavidades progresivas combinado con bombeo neumático. d) Bombeo hidráulico tipo jet con bombeo neumático. e) Pistón viajero con bombeo neumático.

Bombeo electro centrífugo sumergible con bombeo neumático. En este sistema hibrido, la alta capacidad de elevación de las bombas Electrosumergibles es combinada con las capacidades de reducción de la columna de líquido que proporciona el Bombeo Neumático (figura 1.23). El gas es inyectado por encima de la Bomba electrocentrífuga para reducir la densidad de la columna de fluido. Esta reducción en la columna puede ser tan significativa que puede ahorrar hasta un 40% de energía, Beneficios  Disminución de los requerimientos de inyección de gas.  Aumenta la profundidad de instalación de la bomba.  Reducción en requerimientos de la bomba y motor (menor consumo de energía).  Reducción de las instalaciones eléctricas principalmente en el cable conductor eléctrico.

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Figura 1.23 Sistema combinado BEC y BN

Figura 1.24 Sistema BCPE

Bombeo por cavidades progresivas con bombeo electro centrífugo sumergible. Este sistema hibrido también llamado bombeo de cavidades progresivas Electro sumergible (BCPE) combina la bomba de cavidades progresivas con el motor del BEC. Es ideal para usar en pozos horizontales. El sistema es resistente a la producción de arena y ofrece una alta eficiencia de producción de fluidos viscosos. Los gastos, la columna hidrostática y la eficiencia del sistema son controlados usando en superficie un VSD. Características principales: 1. Es un sistema sin varilla que elimina la pérdida por fricción en la tubería y la varilla (Figura 1.24).

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2. El elastómero del estator está hecho de una mezcla de componentes diseñado para manejar una variedad de fluidos producidos, sólidos y gases. Beneficios   

Alta eficiencia de producción incluso para fluidos viscosos y altos contenidos de sólidos. Producción controlada a través del VSD. Manejo de gas gracias al separador de gas.

Bombeo por cavidades progresivas combinado con bombeo neumático. Este sistema hibrido combina la eficiencia volumétrica y la capacidad de manejo de aceite pesado de la BCP con la capacidad de reducción de la columna de fluido del Bombeo Neumático. El gas es inyectado por encima de la BCP causando que la columna de fluido se reduzca significativamente, por lo que aumentara el rendimiento de la Bomba CP. Características principales: 3. Puede ser instalado con o sin empacadores. 4. También cuenta con el apoyo de software para su análisis, con el objetivo de mantener el buen funcionamiento del equipo. 5. Único mandril para el Bombeo Neumático diseñado con un tubo de inyección bypass.

Beneficios:     

Incrementa la eficiencia volumétrica de la BCP. Mejora la eficiencia de elevación en condiciones de baja densidad de la columna de fluido. Aumenta la profundidad de instalación de la BCP. Bajo consumo de energía (reduce la potencia del motor necesaria para el arranque). Reduce el tamaño de la varilla.

Bombeo hidráulico tipo jet con bombeo neumático. Las capacidades del fluido motriz de la bomba tipo jet se combinan con las capacidades de reducción de la columna de fluido del Bombeo Neumático.

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Normalmente, el tubo concéntrico tales como un espiral se instalan dentro de la T.P junto con una bomba jet. El fluido motriz es inyectado por debajo de la sarta concéntrica donde los fluidos producidos se mezclan con el fluido motriz a través de la bomba jet y son producidos hasta la T.P. El gas es inyectado por encima de la bomba jet, reduciendo la columna de líquido e incrementando la eficiencia del sistema. Características principales 6. Cuentan con el apoyo de software para su análisis. 7. Aumenta la recuperación de reservas. Beneficios    

Bajo volumen de fluido motriz para su operación. El pozo puede ser tratado para controlar problemas de corrosión o parafinas. Reduce los requerimientos de instalación del BN en superficie. Incrementa la profundidad de instalación de la bomba.

Pistón viajero con bombeo neumático. En este sistema hibrido, se combina un pistón con el BN para incrementar la eficiencia de elevación en pozos con elevación intermitente. Características principales: 8. Varios diseños de émbolos pueden ser usados. 9. El embolo puede ser retirado sin intervención. 10. Puede ser usado en pozos desviados. Beneficios  Mantiene el pozo limpio de parafinas.  Aumenta la recuperación final de gas y aceite.  Reduce el equipo superficial del BN. Los SH son una innovación que ha resultado satisfactoria en aguas someras. En general los sistemas artificiales han evolucionado en la última década, además se han creado nuevas alternativas de 30

producción, con el objetivo de incrementar la vida productiva de un pozo. En capítulos posteriores se describirá otras alternativas de sistemas artificiales, estos sistemas son un gran avance tecnológico en el área de producción, el cual están diseñados no solo para incrementar la producción, sino para reducir gastos de mantenimiento, reparación o intervención del pozo.

5.7 APLICACIÓN DE POZOS DE GAS Cuando la producción de un pozo de gas se encuentra en la región de colgamiento de líquido, comienza a producir baches de líquido intermitentemente. Estas condiciones de producción no son favorables y suelen provocar problemas de carga de líquidos en los que una acumulación de líquido en el fondo del pozo crea una contrapresión que dificulta la producción del gas.

Aplicación de Compresores a boca de pozo La compresión en pozos de gas es un método muy común para el transporte de producción hacia las instalaciones de recolección, sin embargo, esta no es su aplicación. En pozos de gas con la problemática de carga de líquido, la compresión puede ser usada como un método de solución, ya que al instalar un compresor en la boca de pozo se disminuye la presión de la cabeza y se incrementa la velocidad del gas, permitiendo que los líquidos lleguen a superficie. Funcionamiento El funcionamiento de los compresores a boca de pozo no es más que el de un compresor común y corriente; accionado por un motor, este compresor succiona el gas y el líquido contenido en el pozo, reduciendo la presión en la cabeza, posteriormente el fluido extraído pasa primero por un separador el cual separa las dos fases y almacena el líquido producido. Por su parte el gas pasa al compresor para ser energizado y finalmente ser direccionado a la línea de recolección. Por medio de un análisis nodal se pueden realizar un pronóstico de producción para considerar la entrada adicional y determinar la capacidad de compresión que se requiere. La siguiente imagen muestra es un compresor de reinyección, es un principio de compresión es el mismo que un compresor normal, la diferencia es que este compresor de reinyección inyecta gas producido para liberar la cara de líquidos. Así de esta manera manda a la línea de descarga el gas y el líquido en fases separadas.

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Equipo necesario El compresor a boca de pozo no utiliza un equipo subsuperficial, solamente utiliza componentes en superficie. El equipo en superficie se compone del compresor, un separador, un panel de control y por supuesto, el motor que da energía a el sistema. Ventajas 

Puede utilizarse en cualquier etapa de flujo.



Puede aplicarse en pozos de gas y aceite.



Incrementa la velocidad critica.

Desventajas 

Pueden ocurrir fallas mecánicas.



Componentes a la intemperie.

Aplicación del pistón viajero Cuando la producción de un pozo de gas se encuentra en la región de colgamiento de líquido, comienza a producir baches de líquido intermitentemente. En superficie, este fenómeno se percibe como cabeceo y es un indicador de que ese pozo es candidato para la implementación del pistón viajero. En este caso, el émbolo ayudará al pozo a producir de manera más eficiente, buscando maximizar la producción de gas al utilizar la energía propia del yacimiento para remover el líquido acumulado en el fondo del pozo implementando un pistón libre que aproveche la energía, en forma de presión, acumulada en el gas que se almacena en el espacio anular. Así, el émbolo formará

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una interface que evitará que el gas atraviese la fase líquida que se desea llevar a la superficie durante la producción. De esta manera, con la configuración adecuada de los elementos superficiales y subsuperficiales, el Pistón Viajero ayuda a descargar continuamente los líquidos acumulados que impiden al pozo producir el gas a un gasto óptimo. Cabe señalar que en pozos de gas es especialmente común tener un periodo de producción adicional llamado purga de gas en el cual, una vez que el pistón llega al lubricador es mantenido ahí por un lapso para producir una mayor cantidad de gas antes de liberar el pistón y comenzar la carrera descendente y con ello el periodo de incremento de presión. Bomba Hidráulica La bomba de subsuelo tipo Jet, logra su acción de bombeo mediante la transferencia de energía entre dos corrientes de fluidos. La alta presión del fluido motriz enviado desde la superficie pasa a través de una boquilla donde su energía potencial o presión es convertida en energía cinética en la forma de chorro de fluido a gran velocidad. El fluido a producir es succionado y mezclado con el fluido motriz en la garganta de la bomba y llevado a superficie. El sistema artificial de bombeo hidráulico tipo jet con Tubería Flexible (TF) es un método de producción para

pozos

de

gas

y

condensados

con

terminaciones tubingless tanto en su aplicación de extracción sencilla como múltiple.Sarta de velocidad Una sarta de tubería de diámetro pequeño corrida en el interior de la tubería de producción de un pozo como tratamiento de remediación para resolver los problemas de carga de fluidos. A medida que se agota la presión de yacimiento de un pozo de gas, puede suceder que la velocidad sea insuficiente para transportar todos los fluidos del pozo. Con el tiempo, estos fluidos se acumulan y deterioran la producción. Sarta de velocidad La instalación de una sarta de velocidad reduce el área de flujo e incrementa la velocidad de flujo para permitir el transporte de los fluidos desde el pozo. Las sartas de velocidad se corren generalmente utilizando tubería flexible como 33

conducto de sarta de velocidad. El trabajo seguro en un pozo activo y la movilización rápida permiten que las sartas de velocidad con tubería flexible constituyan una solución económicamente efectiva para la carga de fluidos en los pozos de gas. Bomba de cavidad progresiva La bomba de cavidad progresiva (BCP) de fondo, está totalmente capacitada para levantar la producción petrolera nacional con una alta efectividad. El diseño de la Bomba de Cavidades Progresivas consiste de una sola parte móvil. En la mayoría de los casos, un “ROTOR” con engranaje de una sola hélice que rota excéntricamente dentro de un “ESTATOR” estático, revestido con elastómero con engranaje de doble hélice. Este ensamble simple maneja el gas y los sólidos sin bloquearse y es resistente al desgaste abrasivo, por lo que resulta útil en pozos de gas.

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Conclusión

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Bibliografía http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/1062/Tesis.pdf?sequenc e=1 http://www.bcpven.com/bomba-de-cavidad-progresiva-bcp/ Henri C. “Well production practical handrook”, institu francais du petrole publications, technip,2003 Clegg J.D., Bucaram S.M. and Hein Jr N.W. “New recommendations and comparisons for artificial lift method selection” Artículo de la SPE 24834, 1992. Fleshman R., Obren L. H. “Artificial lift for high-volume production” Artículo presentado en Oklahoma USA,1999 Lucero Aranda, Felipe de Jesús “ Apuntes de sistemas artificiales de producción” Facultad de Ingeniería, UNAM, Mexico,2009 Sanchez Sanchez Jose Luis, “Otros sistemas”, Instituto Nacional de México, Cerro Azul, Veracruz, 2015

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