Sistemas de Elevacion Artificial

Gestión II - 2009Producción Petrolera III

Sistemas de Levantamiento Artificial


Cuando la presión de los fluidos en el reservorio es menor a la presión de la columna hidrostática del fluido producido desde el reservorio hasta el arbolito de producción, los fluidos no pueden surgir a superficie.

Para conseguir que dichos fluidos alcancen la superficie se debe incrementar o añadir al sistema algún tipo de energía de manera de hacerlos llegar al arbolito de producción con cierta presión de flujo.

La energía necesaria para lograr lo expresado anteriormente puede ser provista por diversos sistemas artificiales que se denominan “sistemas de levantamiento artificial” (artificial lift systems).

Levantamiento Artificial Introducción


Principales Sistemas

Bombeo Mecánico Gas Lift Bombeo Hidráulico Bombas Electrosumergibles Plunger Lift Bombas de Cavidad Progresiva PCP Sistema Capilar Otros

Levantamiento Artificial Sistemas de AL


Preguntas frecuentes

Todos los sistemas de AL mejoran la producción? Cualquier sistema de AL puede ser aplicado a cualquier

pozo? Qué sistema permite recuperar mayor cantidad de

volúmenes de fluido de un pozo? Cual es el consumo energía de un sistema de AL? Qué es más importante, maximizar la recuperación de

petróleo o utilizar sistemas convencionales mas baratos?



Optimización de la Producción

Obtener la mayor y mejor información posible del pozo Realizar diseños adecuados Entender la importancia de las instalaciones Desarrollar monitoreos y procedimientos operacionales (en

lo posible automatización) Evaluar fallas Optimizar diseños



Levantamiento Artificial Ventajas / Desventajas ALS

Operating

Depth

Operating

Volume (Typical)

Operating

Temperature

Corrosion

Handling

Gas

Handling

Solids

Handling

Fluid

Gravity

Servicing

Prime Mover

Offshore

Application

Overall System

Efficiency

Rod Lift

100’ -16,000’ TVD

5 - 5000

BPD

100° -550° F

Good to

Excellent

Fair to

Good

Fair to

Good

>8° API

Workover or

Pulling Rig

Gas or Electric

Limited

45% - 60%

Progressing Cavity

2,000’ -

6,000’ TVD

5 - 4,500 BPD

75°-250° F

Fair

Good

Excellent

<35° API

Workover or

Pulling Rig

Gas or

Electric

Good

40% - 70%

Hydraulic

Piston

7,500’ -

17,000’ TVD

50 - 4,000

BPD

100° -500° F

Good

Fair

Poor

>8° API

Hydraulic or

Wireline

Multicylinder

or Electric

Good

45% - 55%

Hydraulic

Jet

5,000’ -

15,000’ TVD

300 - >15,000 BPD

100° -500° F

Excellent

Good

Good

>8° API

Hydraulic or

Wireline

Multicylinder

or Electric

Excellent

10% - 30%

Plunger

Lift

8,000’ -

19,000’ TVD

1 - 5 BPD

120° -500º F

Excellent

Excellent

Poor to

Fair

WellheadCatcher or Wireline

Wells’ Natural

Energy

N/A

N/A

GLR Required-300 SCF/BBL/1000’ Depth

Gas Lift

5,000’ -

15,000’ TVD

200 - 30,000 BPD

100° -400° F

Excellent

Good

>15° API

Wireline or

Workover Rig

Compressor

Excellent

10% - 30%

Good to

Excellent

ElectricMotor

100° -400° F

Good

Poor to

Fair

Poor to Fair

>10° API

Workover or

Pulling Rig

Excellent

35% - 60%

1,000’-15,000’ TVD

200 - 30,000

BPD

ElectricSubmersible


Sistema de Bombeo Mecánico


Definición El BM se utiliza generalmente para producir pozos con profundidades superiores a los 14,000 Ft y alcanzar producciones desde 10 hasta 8,000 BPD.

El sistema de BM es generalmente más costoso para instalar pero mucho más económico para operar.

Sistema derivado del BM (Reciprocating Rod Lift System) es el Rotaflex (unidad de bombeo de largo stroke).

El BM se utiliza generalmente para producir pozos con profundidades superiores a los 14,000 Ft y alcanzar producciones desde 10 hasta 8,000 BPD.

El sistema de BM es generalmente más costoso para instalar pero mucho más económico para operar.

Sistema derivado del BM (Reciprocating Rod Lift System) es el Rotaflex (unidad de bombeo de largo stroke).

Bombeo Mecánico Introducción


Bombeo Mecánico Consideraciones de AplicaciónTypical Range Maximum*

Operating Depth 100 to 11,000 ft TVD 16,000 ft TVD

Operating Volume 5 to 1,500 BPD 5,000 BPD

Operating Temperature 100 to 350°F 550°F

Wellbore Deviation 0 to 20° Landed Pump

0° to 90° Landed Pump –

<15°/100 ft Build Angle

Corrosion HandlingGood to Excellent

With Upgraded Materials

Gas Handling Fair to Good

Solids Handling Fair to Good

Fluid Gravity >8° API

Servicing Workover or Pulling Rig

Prime Mover Type Gas or Electric

Offshore Application Limited

System Efficiency 45 to 60%

Sucker Rod

Tubing Anchor/

Catcher

Sucker RodPump

Assembly


Ventajas

Alta eficiencia del sistema Disponibilidad de controles de optimización Económico para reparación y mantenimiento Alta resistencia de la bomba de desplazamiento positivo a

las caidas de presión de fondo Puede regularse el regimen de producción regulando la

longitud y velocidad de la embolada Resistente a los efectos corrosivos

Bombeo Mecánico Características Operativas


Limitaciones

Posibilidad de desgastes excesivos en la tubería y varillas en casos de pandeo del arreglo final

Relación gas-petróleo Capacidades de manejo de cargas de las varillas limitadas

(volumen de recuperación de fluidos se reduce con el incremento de la profundidad)

Bombeo Mecánico Características Operativas


Bombeo Mecánico Unidades de Bombeo

Características Generales La Unidad de Bombeo es el

mecanismo que imparte un movimiento reciprocante al vástago pulido, que a su vez está conectado a las varillas por debajo de la prensa estopa (stuffing box) del cabezal de pozo.

Debe ser adecuadamente instalado, lubricado y mantenido para brindar un funcionamiento eficiente.



Tipos de UBM

Unidad Balanceada con Manivela ConvencionalUnidad Balanceada con Manivela Convencional

Es la Unidad más común utilizada, especialmente cuando se requieren longitudes cortas o medianas de embolada.

La rotación de la “manivela” (crank), conectada a los brazos (pitman), origina que el “balancín” (walking beam) se balance sobre el “rodamiento central”, esto hace que la “barra pulida” (polished rod) se mueva arriba y abajo a través de su conexión al “cable” y a la “cabeza del balancín” (horsehead).

Los contrapesos (counterweights) son regulables, están localizados en las manivelas y son de hierro fundido pesado.



Unidad Balanceada con Manivela ConvencionalUnidad Balanceada con Manivela Convencional



Unidades Balanceadas con AireUnidades Balanceadas con Aire

Utiliza el mismo principio de contrapesos utilizado por la Unidades convencionales.

Emplea cilindros de aire comprimido en lugar de los contrapesos de hierro fundido para realizar el balance de la unidad.

El tanque cilíndrico largo que lleva en la parte delantera cuenta con un pistón interno y un volumen considerable de aire comprimido.

La fuerza ejercida por el aire comprimido en el cilindro es usada para contrapesar parcialmente la carga en el pozo.

El sistema cuenta con un compresor principal y uno auxiliar para mantener la presión óptima de aire en el cilindro.



Unidades Balanceadas con AireUnidades Balanceadas con Aire


Bombeo Mecánico Unidades de BombeoUnidad Modelo Mark IIUnidad Modelo Mark II


Sistema de Gas Lift


Gas Lift Proceso de Gas Lift

Generalidades

DescripciónDescripción

Es un método de levantamiento artificial que usa una fuente externa de aprovisionamiento de gas de formación a alta presión para levantar líquidos del pozo.





Método de Gas Lift ContinuoMétodo de Gas Lift Continuo

El gas es inyectado continuamente al pozo a la máxima profundidad disponible para el efecto (esto es función de la ubicación del punto de inyección mas profundo resultante del diseño).

El gas de inyección se mezcla con el fluido que aporta el pozo y reduce la gradiente de presión fluyente de la mezcla desde el punto de inyección a superficie.

Es aplicable a pozos cuya presión de formación es lo suficientemente alta todavía para soportar columnas relativamente grandes de fluido (> 50 % de la profundidad del pozo), así como también, a pozos con IP > 0.5 BPD/Psi.



Método de Gas Lift IntermitenteMétodo de Gas Lift Intermitente

Requiere que altos volúmenes de gas instantáneos sean inyectados para desplazar el líquido del pozo en baches hasta superficie.

Necesita la instalación en superficie de un sistema de “control” para la inyección de baches de gas a alta presión.

Aplicable a pozos que cuya presión de formación es baja (columna hidrostática < 30 % de la profundidad del pozo), con IP > 0.3 BPD/Psi.

Debe cuidarse de no inducir la producción de arena debido a los diferenciales de presión que se generan.



Sistema Cerrado de Gas de InyecciónSistema Cerrado de Gas de Inyección

La mayoría de los sistema de gas lift a alta presión recirculan el gas de inyección trabajando en un circuito cerrado.

El gas de baja presión proveniente del separador es comprimido y re-inyectado al pozo.

Para gas lift intermitente se hace muy complicado trabajar en circuitos cerrados por la limitante del almacenaje de gas.



Aplicaciones Sistema de Gas LiftAplicaciones Sistema de Gas Lift

Es aplicable en pozos donde existe la disponibilidad de altos volúmenes de gas a alta presión.

En caso de requerirse equipos de compresión para la presurización del gas, el costo de compresión excede bastante al costo de los equipos sub-superficiales de gas lift.

Generalmente, el sistema de gas lift es implementado para inyectar por inversa y producir por directa, sin embargo, existen los elementos para inyectar por directa y producir por espacio anular.

Incrementa la producción de pozos fluyentes.



VentajasVentajas

Alto grado de flexibilidad y caudales de diseño. Válvulas recuperables con slickline. Maneja volúmenes de producción con porcentajes

apreciables de arena. Permite la producción por un área de flujo sin restricciones. El equipamiento de cabeza de pozo requiere un espacio

mínimo. Con un solo compresor se puede inyectar gas a varios

pozos. Puede ser utilizado en pozos con completación múltiple o

con slim-hole.


Levantamiento Artificial- Sistema de Bombeo

Hidráulico -


Bombeo Hidráulico Generalidades

Introducción


Es un método de levantamiento artificial que transmite la potencia al fondo del pozo a través del bombeo de un “Fluido Motriz” a alta presión. De esta manera se consigue el accionamiento de la bomba hidráulica de fondo y la producción de los fluidos del pozo combinados con el fluido motriz.

Production

Casing

High Pressure

Power FluidPacker Nose

Bottom Hole

Assembly

Piston or Jet

“Free Pump”

Standing Valve

Surface Power

Fluid Package


Bombeo Hidráulico Ventajas

Production

Casing

High Pressure


Bottom Hole

Assembly

Piston or Jet

“Free Pump”

Standing Valve

Surface Power

Fluid Package

La Bomba no posee partes móviles Capacidad para manejo de altos

volúmenes Las bombas pueden ser recuperadas con

“Slickline” o mediante circulación inversa Usada en pozos desviados (aprox. 65°)

debido a las limitaciones de slickline Tolera solidos, fluidos corrosivos y altos

GOR Bombas adaptables al BHA de fondo y a

las camisas de circulación Reparables en la misma locación Excelente para producir crudos viscosos Fácil mantenimiento y reparación de las

bombas de fondo


Bombeo Hidráulico Limitaciones

Production

Casing

High Pressure


Bottom Hole

Assembly

Piston or Jet

“Free Pump”

Standing Valve

Surface Power

Fluid Package

El caudal de producción estará en función a la presión de reservorio y al IPR

Algunas bombas requieren de accesorios especiales en el arreglo de fondo

Baja eficiencia en la potencia de la bomba de fondo

Requerimiento de altas presiones de inyección en las líneas superficiales


Levantamiento Artificial- Sistema de Bombeo

Electrosumergible -


Bombeo Electrosumergible ESP Generalidades

Introducción


Es uno de los métodos de levantamiento artificial más versátiles para producción de altos volúmenes de fluido.

La bomba de fondo es bajada en la parte inferior del arreglo de producción.

La bomba está acoplada a un motor eléctrico que recibe energía eléctrica a través de un cable desde una fuente situada en superficie.

Vent Box

Motor

Control

Pump

Produced Hydrocarbons

Out

MotorExtension

Lead


Bombeo Electrosumergible ESP Generalidades

Typical Range Maximum*

OperatingDepth 1,000’ - 10,000’ TVD 15,000’ TVD

OperatingVolume 200 - 20,000 BPD 45,000 BPD

OperatingTemperature 100° - 275° F 450° F

Well bore 10° 0 - 89° PumpDeviation Placement -

<9° BuildAngle

Corrosion Handling Good

Gas Handling Good

Solids Handling Fair

Fluid Gravity >10° API

Servicing Workover or Pulling Rig

Prime Mover Type Electric Motor

Offshore Application Excellent

System Efficiency 35%-70%

*Special Analysis Required

Vent Box

Motor

Control

Pump

Seal Section

Motor

ProductionTubing


Out

MotorExtension

Lead


Bombeo Electrosumergible ESP Ventajas

La Bomba no posee partes móviles Buena capacidad para manejo de

altos volúmenes en pozos profundos Las bombas vienen en paquetes

diseñados por el fabricante Requieren mínimo espacio en

superficie y pueden trabajar en pozos con desviaciones considerables.

Requiere de mínimo mantenimiento durante su ciclo de vida útil

Utilizable en pozos con diámetros de Cañería mayores a 4.1/2”

Vent Box

Motor

Control

Pump

ProductionTubing


Out

MotorExtension

Lead


Bombeo Electrosumergible ESP Limitaciones

Disponibilidad de energía Eléctrica Altos volúmenes de Gas libre Alta abrasividad Fluidos de alta viscosidad Temperaturas de fondo extremas Presiones extremas de descarga Fluidos extremadamente corrosivos Alto contenido de residuos metálicos

(scales) Parafina

Vent Box

Motor

Control

Pump

ProductionTubing


Out

MotorExtension

Lead


Bombeo Electrosumergible ESP Equipo Convencional


Levantamiento Artificial- Sistema de Plunger Lift -


Plunger Lift Generalidades

Introducción


Permite levantar la columna de líquido de un pozo utilizando su propio gas libre como energía.

Mediante un controlador de superficie permite trabajar con la diferencial de presión del gas producido para generar la presión que requiere el plunger (pistón viajero) para levantar la columna acumulada por encima de él.

Lubricator

Catcher

Solar Panel

Controller

Dual “T” Pad

Plunger

Bumper

Spring


Plunger Lift GeneralidadesVentajasVentajas

Permite mejorar la producción en pozos con problemas de emulsión.

Mejora la producción en pozos con altas relaciones gas/líquido.

Permite la contínua limpieza de las paredes internas de la Tubería de producción en pozos con problemas de parafina.

No requiere de equipos de intervención para su instalación.

Lubricator

Catcher

Solar Panel

Controller

Dual “T” Pad

Plunger

Bumper

Spring


Plunger Lift GeneralidadesVentajas Ventajas (cont.)(cont.)

Solo requiere de un equipo de slickline para su instalación.

Mantiene el pozo libre de depósitos de parafina.

Fácil mantenimiento. Sistema de implementación

muy económica. Buen rendimiento en pozos

desviados. Aplicable en pozos gasíferos

con altos cortes de agua.

Lubricator

Catcher

Solar Panel

Controller

Dual “T” Pad

Plunger

Bumper

Spring


Plunger Lift GeneralidadesLimitacionesLimitaciones

De acuerdo a la GLR de pozo:- < 400 SCF/Bbl/1000 ft, el sistema no necesita PCK- > 400 SCF/Bbl/1000 ft, el sistema necesita PCK

Potencial de producción relativamente bajo (200 BPD).

Fácilmente afectado por sólidos asociados con la producción.

Lubricator

Catcher

Solar Panel

Controller

Dual “T” Pad

Plunger

Bumper

Spring

Documents

Sistemas de Elevacion Artificial