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1. Explique detalladamente: ¿Qué son los sistemas artificiales de producción? Es la utilización de una fuente externa de energía en el pozo, que suministra energía adicional a los fluidos producidos por el yacimiento, con el fin de levantar la producción desde el fondo hasta la superficie. Sistema mediante el cual se proporciona energía al pozo para poder vencer la contrapresión ejercida por la columna de fluidos sobre la formación, y así reestablecer o incrementar la producción de hidrocarburos que pueda ser explotada del yacimiento, en forma comercial. Los sistemas artificiales trabajan de dos formas básicas, ya sea disminuyendo la densidad del fluido que se produce o añadiendo una energía extra en un punto dado de la tubería. Las técnicas más comunes incluyen el Bombeo Neumático (Gas lift), el Bombeo Mecánico (BM), Bombeo Hidráulico (BH), Bombeo Electrocentrífugo (BEC) y Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP). ¿Cómo se clasifican estos sistemas? SAP que usan bomba subsuperficial: BM, BH, BEC, PCP SAP que no usan bomba subsuperficial: Gas lift

Presente en una tabla sus características, ventajas y desventajas más importantes Bombeo neumático El Sistema de Bombeo Neumático es un medio de levantamiento de fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie, el cual se realiza por medio de la inyección de gas a una presión

relativamente alta a través del espacio anular, que dependerá de la profundidad y de la presión de yacimiento.

El sistema consiste de cuatro partes fundamentales: Fuente de gas a alta presión: Estación de compresión, pozo productor de gas a alta presión o compresor a boca de pozo. Un sistema de control de gas en la cabeza del pozo, válvula motora controlada por un reloj o un estrangulador ajustable (válvula de aguja). Sistema de control de gas subsuperficial (válvulas de inyección con mandril). Equipo necesario para el manejo y almacenamiento del fluido producido.

Bombeo Neumático Continuo: Ventajas:  Inversiones bajas para pozos profundos.  Bajos costos en pozos con elevada producción de arena.  Flexibilidad operativa para cambiar las condiciones de presión.  Adaptable en pozos desviados.  Capaz de producir grandes volúmenes de fluidos.  Las válvulas pueden ser recuperadas con línea de acero. Desventajas:  Requiere una fuente continua de gas.  Costos operativos altos si el gas es comprado.  Altos costos operativos al manejar gases amargos.  Se requieren niveles de líquidos altos.  Se requiere alimentación de gas a alta presión.  La TR debe soportar una alta presión de gas. Bombeo Neumático Intermitente: Ventajas:  Inversiones bajas para pozos profundos.  Bajos costos en pozos con elevada producción de arena.  Flexibilidad operativa para cambiar las condiciones de producción.  Adaptable en pozos desviados.  Las válvulas pueden ser recuperadas con línea de acero.  Su vida útil es mayor que la de otros sistemas. Desventajas:  Requiere una fuente continua de gas.  Los gastos de producción son reducidos.

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Su eficiencia es muy baja (10-15%). Más cantidad de gas para producir un barril. Se requiere alimentación de gas a alta presión. Condiciones peligrosas al manejar gas a alta presión. La T.R. debe soportar una alta presión de gas. Bombeo Mecánico

Ventajas  Diseño simple.  Baja inversión para producción de volúmenes bajos y profundidades someras a intermedias (2400 m).  Permite producir con niveles de fluidos bajos.  Adaptable en pozos con problemas de corrosión e incrustaciones.  Cuando su aplicación es apropiada, el método es barato. Desventajas  Inversiones altas para producciones altas, así como para profundidades medias y grandes.  Debido a las características de las varillas se limita al BM a profundidades mayores y volúmenes altos de producción.  Problemas en agujeros desviados.  Para reparación de la bomba, las varillas deben ser extraídas. Bombeo Hidráulico: Ventajas:  Flexibilidad para cambiar las condiciones operativas.  Instalaciones grandes ofrecen una inversión baja por pozo.  La recuperación de las bombas se hace por circulación inversa.  Se puede instalar en pozos desviados.  Adaptable a la automatización. Inversiones bajas para volúmenes producidos mayores a 400 BPD en pozos profundos.  Puede bombear todo tipo de crudos, inclusive crudos pesados.  El equipo puede ser centralizado en un sitio. Desventajas:       

Mantenimiento del fluido del motor. Riesgos por presencia de altas presiones. La pérdida de potencia en superficie ocasiona fallas en el equipo subsuperficial. El diseño es complejo. En ocasiones requiere de sartas múltiples. Es difícil la instalación de la bomba en agujero descubierto. El manejo de arena, incrustaciones, gas o corrosión ocasionan muchos problemas. Demasiada inversión para producciones altas a profundidades someras e inmediatas. Bombeo electro centrífugo:

Ventajas:

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Buena capacidad para producir altos volúmenes de fluido a profundidades someras e intermedias. Baja inversión para profundidades someras. Adaptable a la automatización. Es aplicable a profundidades de 4200 m.

Desventajas:  El cable eléctrico es la parte más débil del sistema.  Poca flexibilidad para variar las condiciones de producción.  Tiempos de cierre prolongados. Requiere fuentes económicas de suministro de energía eléctrica.  Los problemas de incrustaciones son fatales para la operación.  Difícil para manejar alto porcentaje de arena o gas.  Altas relaciones gas aceite.  Altas temperaturas, presencia de arena en los fluidos, medio ambiente de operación agresivo. Bombeo de cavidades progresivas: Ventajas:  Bajas inversiones para pozos someros y bajos gastos.  Excelente eficiencia hidráulica (50-70%).  Fácil de instalar y operar.  Excelente para manejar arena.  Opera en pozos con aceite viscoso. Desventajas:  Se requiere de experiencia y conocimiento.  Vida útil corta por los problemas del elastómero.  Baja eficiencia para gas.

5. Explique cómo está constituida una bomba en el sistema BEC, cómo determina el número de etapas y sobre que influye el número de estas. Bomba Centrífuga Sumergible, su función básica es imprimir 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. a. Son bombas centrífugas de etapas múltiples. b. El tipo o geometría de la etapa determina el volumen de fluido que la bomba puede manejar. c. El número de etapas determina el levantamiento total generado (TDH) Está constituida por un Difusor estacionario y un Impulsor rotatorio El volumen de fluidos que la bomba maneja depende de su geometría y número de etapas, la carga que genera la bomba y la potencia que requiere dependen del número de etapas, estas se designan de acuerdo al caudal de máxima eficiencia. 6. Describa el ciclo de bombeo mecánico y mencione los componentes y un diagrama de la bomba sub superficial. El Bombeo Mecánico es un sistema artificial de producción en el cual el movimiento del equipo de bombeo sub superficial se origina en la superficie y se transmite a la bomba por medio de una sarta de varillas de succión; la función de este sistema es la de extraer fluidos mediante un movimiento ascendente-descendente, que se transmite por medio de la sarta de varillas a la bomba colocada dentro de la tubería de producción (TP) en el fondo, cerca del yacimiento.

La válvula fija permite que el aceite entre al cilindro de la bomba. En la carrera descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el aceite pase de la bomba a la T.P. En la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el aceite que está en la tubería y la válvula fija permite que entre el aceite a la bomba. La repetición continua del movimiento ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo.

Ciclo de bombeo: – Émbolo hacia abajo cerca del final de la carrera, el fluido pasa a través de la válvula viajera, el peso de la columna es soportado en la válvula de pie. – Émbolo hacia arriba arrastrando los fluidos arriba de la válvula viajera, la válvula de pie admite fluidos del yacimiento. – Émbolo hacia arriba cerca del fin de la carrera, válvula de pie abierta y viajera cerrada. – Émbolo hacia abajo, válvula de pie cerrada por la compresión, la válvula viajera se abre por el mismo efecto.

7. Explique por qué instalaría un sistema artificial de producción híbrido -Para mejorar la productividad de un pozo -Para superar la mayor cantidad de desventajas de los sistemas por separado -Incrementar la rentabilidad de un pozo, en términos de menores costos y mayores gastos a mejores condiciones de las que serían esperadas usando solo uno de los sistemas

a) En los casos de los sistemas BEC-BNC y BEC-BCP, cuáles serían sus configuraciones, cómo operarían y los beneficios de implementar estas tecnologías. BEC- BN: Conformado por el Bombeo Electrocentrífugo Sumergido y el Bombeo Mecánico Continuo, instalados en el mismo pozo. Ambos operan al mismo tiempo, la idea es maximizar los beneficios de cada uno, minimizar el requerimiento de energía total y maximizar la producción. EL BEC es diseñado para elevar la presión en los fluidos con baja presión a una presión mínima necesitada para la inyección de gas óptima. Después, el BN es usado para aligerar la columna y esto se refleja en la reducción del tamaño de la bomba. La bomba centrífuga es colocada cerca del intervalo productor. Los mandriles de BN son instalados sobre la bomba. Alternativa 1. En esta alternativa se inyecta gas en la TP usando un conducto de gas conectado a los mandriles como se muestra en la figura 1.66. Alternativa 2. En esta alternativa se usa un manejador de gas para que la bomba sea capaz de bombear líquido con cierta cantidad de gas, esta instalación se muestra en la figura 1.67.

Alternativa 1

Alternativa 2

BEC- PCP: Combinación entre el Bombeo de Cavidades Progresivas y el Bombeo Electrocentrífugo Sumergido. Es considerada como una de las más rentables para algunas condiciones del pozo, tales como la alta viscosidad del aceite, aceite con arenas, para pozos desviados y horizontales y para plataformas en instalaciones costa afuera. Puede ser instalado en pozos con desviaciones grandes y en pozos horizontales, elimina las fugas en la cabeza y reduce el mantenimiento del empacador de la superficie, puede manejar sólidos, fluidos altamente viscosos y altas relaciones gas-aceite. El calentamiento del motor de fondo ayuda a reducir la viscosidad del aceite a esa profundidad, reduce las pérdidas por fricción e incrementa la separación natural del gas. La adición de estos sistemas provee eficiencias volumétricas altas.

Principales componentes del sistema

8. Explique el funcionamiento de la bomba sub superficial del sistema de bombeo de cavidades progresivas. Bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado. Funcionamiento: A medida que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga.

El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de la bomba sin presentar restricción de ningún tipo. El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es de desplazamiento positivo.

Acción de bombeo • Bomba de desplazamiento positivo (cavidades aisladas entre si) • La geometría es tal que forma dos o más series de cavidades lenticulares, espirales, separadas. • Las cavidades se mueven de abajo (succión) hacia arriba (descarga) creando la acción de bombeo. • La presión se incrementa de forma lineal, de la entrada de la bomba hacia la salida. • Serie de cavidades de fluido idénticas pero separadas a lo largo de un paso del estator. • Una cavidad empieza donde la otra termina.

9. Describa el funcionamiento de la Bomba del Sistema Hidráulico de Tipo Jet. Los principales componentes de la bomba Jet son la boquilla, la garganta y el difusor. El fluido motriz entra a la bomba por la parte superior de la misma, inmediatamente el fluido pasa a través de la boquilla, de Bombeo Hidráulico Tipo Jet este todo toda la presión del fluido se convierte en energía cinética. El chorro de la boquilla es descargado en la entrada de la cámara de producción, la cual se encuentra conectada con la formación productora. De esta manera, el fluido de potencia arrastra al fluido de producción proveniente Bombeo Hidráulico Tipo Jet del pozo y la combinación de ambos fluidos entra a la garganta de la bomba. La mezcla de los fluidos se logra completamente en los límites de la garganta, debido a que su diámetro es siempre mayor al de la boquilla. En este instante el fluido de potencia realiza una transferencia de Bombeo Hidráulico Tipo Jet energía al fluido de producción. La mezcla que sale de la garganta posee el potencial necesario para fluir contra el gradiente de la columna de fluido de producción.

10. Mencione la problemática existente en los pozos de gas que operan con producción de líquidos (presente un esquema del sistema yacimiento- pozo), explique al menos cuatro métodos para solucionar dicha problemática. Cuando el gas natural fluye hacia la superficie desde el yacimiento, cierta porción de líquidos producidos (agua y/o condensados) no son capaces de llegar a las instalaciones superficiales debido a la baja velocidad del gas, provocando que un volumen determinado de estos se almacene en el fondo. La columna de líquido acumulada genera una contrapresión en el yacimiento, reduce significativamente la producción del gas y la exactitud en la interpretación de las características de flujo. Una vez que la producción del gas es reducida, se convierte aún más difícil remover los líquidos por el mismo gas. Incluso, la carga de líquidos puede llegar a “matar el pozo” y afectar el factor de recuperación de gas en el yacimiento. Diferentes medidas se han adoptado para resolver la carga de líquidos, como: Embolo viajero: elimina los líquidos acumulados en el fondo mediante levantamiento por pistón Sarta de velocidad: la reducción en el diámetro en la Tp produce un aumento en la velocidad de los líquidos permitiendo un mejor desplazamiento a superficie Compresión a boca del pozo: la compresión genera que exista una mayor DP permitiendo el desplazamiento de los fluidos. Inyección de nitrógeno: se inyecta nitrógeno a presión a través de una TF de manera que se reduzca el gradiente hidrostático de los fluidos acumulados en el pozo permitiendo su flujo. Émbolo Viajero: Consiste en un pistón que viaja libremente dentro de la tubería de producción, dicho viaje del fondo a la cabeza es posible gracias a la presión en el fondo del pozo. Un sistema típico incluye los siguientes elementos: Ancla, Resorte amortiguador, Émbolo libre, Sensor de la llegada del Émbolo, Lubricador, Válvula motora (que controla la apertura y cierre de la línea de producción) y un Controlador electrónico que contiene la información necesaria de los tiempos de apertura y cierre de la válvula durante los ciclos. El sistema de émbolo viajero opera en un proceso cíclico alternando periodos de apertura y cierre. Durante el periodo de cierre con el émbolo en el fondo, la presión del gas se acumula en el espacio anular mientras la mayoría de los líquidos son depositados en el pozo durante el último periodo de flujo, al mismo tiempo el émbolo permanecerá en dicho lugar a la espera de un incremento en la presión. Cuando la presión en el fondo incremente lo suficiente, la válvula motora se abrirá y el émbolo será elevado acarreando el bache de líquido que se formó hasta la superficie donde el émbolo será alojado en el ensamble del lubricador, y permitirá que el pozo fluya. Después de estos eventos el pozo será cerrado nuevamente y el siguiente ciclo continuará. El ciclo convencional del émbolo viajero es el más común, este tiene un periodo de cierre considerable mientras el pistón cae y la presión se acumula

en el fondo. A diferencia del anterior, un sistema de émbolo viajero con flujo continuo implica un breve lapso de cierre únicamente para permitir que el émbolo salga del lubricador, inmediatamente después el pozo comenzará a fluir y el pistón caerá contra corriente al flujo. Una de las ventajas del émbolo a flujo continuo es que la producción será mayor a comparación del otro debido a los cortos periodos de cierre. Compresión a boca de pozo de gas: Es un método con el que se disminuye la presión de la cabeza y se incrementa la velocidad del gas, permitiendo que los líquidos lleguen a la superficie. La disminución de la presión de la cabeza resulta en una diferencial mayor con la presión estática, lo que se refleja en un volumen de producción adicional incrementando la recuperación. El funcionamiento del sistema de compresión a boca de pozo es sencillo, en primer lugar el compresor accionado por un motor 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 dirigido a la línea de recolección. Las partes que conforman el sistema de compresión convencionalmente son: Compresor, Separador, Motor y Panel de control. Agentes tenso-activos: Son más aplicables en pozos de gas con baja productividad y con producción de agua. Los agentes tenso-activos, también conocidos como surfactantes, son agentes de humectación que bajan la tensión superficial de un líquido, permiten una fácil dispersión y bajan la tensión interfacial entre dos líquidos. Proveen únicamente una reducción en la densidad del líquido tanto que puede removerlo del pozo con el flujo del gas. El propósito de los agentes tenso-activos es generar espuma del flujo de gas. El burbujeo natural del gas a través de la columna de líquido contiene agente tenso-activo produciendo espuma, el cual ayuda a la remoción de líquidos en el pozo. La acción espumante disminuye la contrapresión hidrostática, lo cual incrementa la producción del gas. El incremento de producción de gas adicional intensifica la acción surfactante, y la descarga del pozo. Los agentes espumantes pueden ser utilizados en pozos de gas, produciendo condensados, sin embargo, la espuma resultante no es estable y fácilmente se disipará. Sistema de sarta de sifón: Aplica a las tuberías instaladas en un pozo de gas para remover preferencialmente los líquidos a través de la tubería, mientras el gas es producido en el espacio anular. La sarta de sifón opera en un ciclo intermitente debido al poco volumen de líquido producido para pozos con altas RGL y bajos gastos de gas. El ciclo empieza cuando la sarta de sifón es abierta a baja presión. La reducción en la presión de la tubería permite al líquido entrar a la tubería y el gas del fondo de pozo entra detrás el líquido y a través del jet collars o por válvulas de BN aligera la columna de líquidos y guarda la energía necesaria para producir el líquido. Después de que el líquido es producido, la válvula de control es cerrada.

11. Presente un ensayo sobre el pistón viajero, en donde mencione: su objetivo, beneficios, partes que lo conforman, su ciclo de operación, así como otras aplicaciones. Es un método que se emplea en pozos productores de gas, en el cual el pistón viaja a lo largo de la Tp de manera cíclica, se utiliza para descargar los líquidos acumulados en el fondo del pozo, así como para mantener la Tp limpia de incrustaciones, se puede combinar con BNI para facilitar el levantamiento de líquidos a superficie, este método está compuesto en la superficie por controladores de presión y tiempo para sincronizar el viaje del pistón, válvulas motoras, y en el pozo tenemos al pistón viajero (tipo p cuchillas expandibles o k)y el resorte que previene fuertes impactos del pistón, así como el recibidor que contiene al pistón.