ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA

ESCUELA MILITAR DE INGENIERA MCAL. ANTONIO JOS DE SUCRE BOLIVIA

PROYECTO

simulacin de bombeo de un pozo petrolero

COCHABAMBA, 2014

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INTRODUCCINEl comportamiento de los yacimientos durante su explotacin est influenciado por las caractersticas productivas de la roca, la presencia de flujo multifsico a travs del medio poroso, as como el esquema de desarrollo implantado.La explotacin convencional, incluye la recuperacin natural o primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de produccin; y la secundaria, que se aplica para mantener la presin del yacimiento o desplazar los fluidos del yacimiento.Mientras que para la recuperacin mejorada contempla mtodos trmicos qumicos y la inyeccin de gases. Debido a que el petrleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su produccin por la prdida de presin natural del yacimiento. Por lo que se hace necesario instalar la infraestructura adecuada para la recuperacin del petrleo, que en la mayora de los yacimientos representa de un 60 a 70% por recuperar, por lo cual, es conveniente un sistema artificial.Es importante recordar que la produccin primaria es la recuperacin de hidrocarburo asociada a mecanismos naturales de empuje en un yacimiento, como expansin de la roca y el fluido, gas disuelto, acufero activo, casquete de gas o bien drene gravitacional, en yacimientos naturalmente fracturados, adicionalmente se tiene un mecanismo adicional denominado exudacin, que consiste bsicamente en la accin combinada de fuerzas capilares y gravitacionales, las cuales originan la expulsin de los hidrocarburos de la matriz a la fractura.En esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento, ocurre por energa propia de l. En ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar los fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario disear e instalar un sistema artificial de produccin que permita recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar cualquier proceso de mayor costo y de tecnologa sofisticada.Durante la vida productiva de los yacimientos, la presin tiende a disminuir debido a la explotacin del campo, a tal grado que los pozos productores dejan de fluir de forma natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presin pueden ser originadas por daos en los pozos, ocasionados principalmente por la misma operacin, generalmente este dao es removido mediante limpieza y estimulaciones.Cuando no se tiene dao en la formacin y el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema artificial de produccin, acorde a las caractersticas del campo. Es necesario efectuar un estudio en el que involucre los diferentes sistemas artificiales, como son: bombeo mecnico, Hidrulico, Gas Lift y electrosumergible, los cuales permiten ayudar a vencer las cadas de presin y mantener el pozo fluyendo para as mantener la plataforma de produccin comprometida.Ms all de cualquier mtodo de levantamiento artificial utilizado para el trmino de la produccin del yacimiento, es importante estudiar detalladamente todos los parmetros que incluyen el uso del mismo, as como las ventajas o desventajas de su aplicacin y el tiempo operacional del sistema. Es por eso que se proceder a desglosar los tpicos ms importantes que involucran el estudio y/o aplicacin de uno de ellos.PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMACuando el pozo deja de producir por flujo natural, se requiere el uso de una fuente externa de energa para conciliar la oferta con la demanda de energa. La utilizacin de esta fuente es con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, es lo que se denomina levantamiento artificial. El propsito de los mtodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos de energa en la cara de la formacin productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presin a travs del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que generen problemas de produccin: arenamiento y conificacin de agua.AntecedentesLos cinco mtodos de levantamiento artificial ms prevalecientes comprenden de izquierda a derecha, bombas de varillas (bombeo mecnico), bombas de cavidad progresiva, levantamiento artificial por gas, bombeo hidrulico y bombas elctricas sumergibles (extremo superior). La aplicabilidad de cada mtodo depende de la profundidad del pozo y de los volmenes de produccin (extremo inferior) y de muchos otros factores, incluyendo las propiedades de los lquidos producidos, la produccin de gas libre, la cantidad y el tipo de slidos producidos, el ambiente de produccin, la desviacin del pozo, la geometra de terminacin del pozo, su localizacin, el suministro de energa disponible y los factores econmicos.

El sistema integral de produccin es el conjunto de elementos que transporta a los fluidos del yacimiento hasta la superficie, los separa en aceite, gas y agua y los enva a instalaciones para su almacenamiento y comercializacin.Los pozos productores de hidrocarburos pueden clasificarse por el tipo de energa con la que pueden aportar los fluidos a la superficie. Siendo esto mediante dos sistemas diferentes:a. Sistema NaturalSon aquellos pozos que tienen la capacidad de aportar los fluidos del fondo del pozo hasta la superficie con la energa propia del yacimiento. Esto es, la presin del yacimiento es suficiente para vencer las cadas de presin presentes en el aparejo de produccin.b. Sistema ArtificialSon aquellos pozos a los que se les necesita adicionar energa, ya que la energa del yacimiento no es suficiente para aportar fluidos del fondo del pozo a la superficie. Esto es, cuando los pozos llegan al fin de su vida de flujo natural, la presin de fondo puede ser tan baja, que el pozo dejara de producir el gasto deseado o inclusive que no produzca nada, entonces ser necesario implementar un sistema artificial de produccin.Por otra parte debe tenerse en cuenta que el que un pozo sea fluyente no significa que no deba ser considerado para algn tipo de sistema artificial en un tiempo dado. Ya que se le puede suministrar energa indirectamente al yacimiento mediante inyeccin de agua o gas para su mantenimiento de presin.Existe una gran variedad de sistemas artificiales de produccin, pero todos estos corresponden a variaciones o combinaciones de dos procesos bsicos: Aligeramiento de la columna de fluido, mediante inyeccin de gas (Bombeo neumtico). Bombeo sub superficial (Bombas de balancn, bombas hidrulicas, bombas Electro centrfugas, etc.).OBJETIVOSObjetivo generalSeleccionar un mtodo de Levantamiento Artificial que permita seguir produciendo eficientemente al yacimiento, para obtener el mximo beneficio econmico del yacimiento productor.Objetivos especficos Realizar un estudio econmico de cada mtodo. Obtener los costos futuros de operacin y mantenimiento de alta calidad, correspondientes a los mtodos durante la vida del proyecto. Maximizar el diferencial de presin en el yacimiento. Disponibilidad de fuentes de energa en superficie: red de la fuerza electromotriz, plantas compresoras y otras. Conocer las caractersticas del fluido por producir: viscosidad, API, porcentaje de agua y sedimento, relacin gas - lquido y otras. Conocer la profundidad y presin esttica del yacimiento Conocer el ndice de productividad del pozo Verificar la tasa mxima permitida para que no se generen problemas de produccin: conificacin de agua o gas, arenamiento y otros.JUSTIFICACINLa produccin o recuperacin del petrleo se da en un porcentaje mximo del 30-40 % naturalmente despus de este se aplica otros mtodos de recuperacin, con el objeto de producir la mayor cantidad de crudo y gas en la superficie.Se utiliza los mtodos de levantamiento artificial para aumentar la produccin del crudo para as poder generar un beneficio econmico mayor y por ende el abastecimiento a la poblacin.FUNDAMENTACIN TERICABOMBEO MECANICOPara un determinado paso de presin en el yacimiento se tiene que la energa natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, es en este momento cuando se recurre al uso de un mecanismo artificial para continuar extrayendo hidrocarburos, para este caso dicho mecanismo es el bombeo mecnico.El bombeo mecnico es un procedimiento de succin y transferencia casi continua del petrleo hasta la superficie, considerando que el yacimiento posee una determinada presin, la cual es suficiente para que el petrleo alcance un determinado nivel en el pozo.Funcionamiento del Bombeo MecnicoLa bomba se baja dentro la tubera de produccin y se asienta en el fondo con el uso de empacaduras. La bomba es accionada por medio de las varillas que le transmiten el movimiento desde el aparato de bombeo (ste consta de un balancn al cual se le transmite el movimiento de vaivn por medio de la biela y la manivela, stas se accionan a travs de una caja reductora movida por un motor).El balancn de produccin imparte un movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succin que mueve el pistn de la bomba, colocada en la sarta de produccin o de educcin, a cierta profundidad del fondo del pozo.La vlvula fija permite que el petrleo entre al cilindro de la bomba. Por un lado en la carrera descendente de las varillas, la vlvula fija se cierra y se abre la vlvula viajera para que el petrleo pase de la bomba a la tubera de educcin. Por el otro, e En la carrera ascendente, la vlvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petrleo que est en la tubera y la vlvula fija permite que entre petrleo a la bomba. La repeticin continua del movimiento ascendente y descendente mantiene el flujo hacia la superficie.La bomba consiste en un tubo de 78, 74 288, 1889 pulgadas de largo con un dimetro interno de 1, 5 2, 25 pulgadas, dentro del cual se mueve un pistn cuyo extremo superior est unido a las varillas de bombeo. Este mecanismo se aloja dentro o se enrosca en el extremo de la tubera.Partes del Bombeo Mecnico

Motor. Manivela. Contrapeso. Balancn. Cabezote. Rienda. Vstago pulido. Prensa estopa. Cabezal. Tubera de educcin. Varilla de succin. Revestidor. Vlvula vieja. Bomba. Vlvula fija. Yacimiento.

FIGURA 1: Partes del Bombeo Mecnico

Un dato importante es que el 60% de los pozos de extraccin artificial en Venezuela utilizan este medio. Su limitacin radiase en la profundidad que pueden tener los pozos, y su desviacin en el caso de los pozos direccionales.Componentes del Equipo de Bombeo MecnicoLos componentes que conforman el sistema de bombeo mecnico se dividen en dos categoras: Equipo de superficie y equipo de subsuelo.

Descripcin del equipo de superficie: MOTOR:Es el encargado de suministra la energa necesaria a la unidad de bombeo para levantar los fluidos de pozo. Es motores pueden ser de combustin interna o elctricos.Los motores de combustin interna pueden ser de baja o alta velocidad; los de baja velocidad operan entre 200 y 600 rpm y poseen un cilindro, los de alta velocidad funcionan entre 800 y 1400 rpm.En la actualidad el tipo de motor ms utilizado en la industria petrolera es el motor elctrico, este posee tambin una velocidad constante (baja velocidad ) y una potencia que vara entre 5 y 100 hp, el motor de velocidad variable (alta velocidad) su potencia vara entre los 10 y 200 hp este ltimo utilizado para alto deslizamiento. CAJA DE ENGRANAJESe utiliza para convertir energa del momento de rotacin, sometidas a altas velocidades del motor primario, a energa de momento de rotacin alto de baja velocidad. La mquina motriz se conecta al reductor de velocidad (caja de engranaje) mediante correa. El reductor de velocidad puede ser: Simple, doble o triple. La reductora doble es la ms usada. MANIVELAEs la responsable de trasmitir el movimiento de la caja de engranaje o transmisin a la biela del balancn, que est unida a ellos por pnes se estn sujetas al eje de baja velocidad de la caja de engranajes y cada una de ellas tienen un nmero igual de orificios, los cuales representan una determinada carrera del balancn, en ellos se colocan los pines de sujecin de las bielas. El cambio de pines de un hueco a otro se llama cambio de tiro.

PESAS O CONTRA PESOSe utiliza para balancear las fuerzas desiguales que se originan sobre el motor durante a las carreras ascendente y descendente del balancn a fin de reducir la potencia mxima efectiva y el momento de rotacin. Estas pesas generalmente, se colocan en la manivela y en algunas unidades sobre la viga principal, en el extremo opuesto el cabezote. PRENSA ESTOPAConsiste en una cmara cilndrica que contienen los elementos de empaque que se ajustan a la barra pulida permitiendo sellar el espacio existente entre la barra pulida y la tubera de produccin, para evitar el derrama de crudo producido. BARRA PULIDATubera fabricada de material resistente, generalmente se encuentran de dimetros de 11/4 y 1 pulgadas y longitud de 15 y 22 pies. Se encarga de soportar el peso de la sarta de cabillas, de la bomba y del fluido dentro de la tubera. UNIDAD DE BOMBEOSu funcin principal es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado, con el propsito de accionar la sarta de cabilla y estas, la bomba de subsuelo Mediante la accin de correas y engranajes se logra reducir las velocidades de rotacin.El movimiento rotatorio resultante se trasforma en uno reciprocante, a travs de la manivela, la biela y el propio balancn.Descripcin del equipo de subsuelo: TUBERIA DE PRODUCCIONEs una serie de tubos que se usa para trasportar el fluido y, al mismo tiempo, sirve de gua a la sarta de cabilla que acciona la bomba.Los tipos de tuberas ms empleados para este tipo de completacin (BM) son las EUE y la Hydrill. ANCLA DE TUBERIAControla los movimientos de la tubera, eliminar los esfuerzos durante la accin de bombeo, mantiene la tubera en una posicin constante y reduce la friccin entre las cabillas y la tubera. SARTA DE CABILLAEs el elemento de conexin entre la unidad de bombeo, instalada en la superficie y la bomba de subsuelo. Mediante esta se trasmite el movimiento reciproco a la bomba para deslizamiento de fluido, generalmente son fabricadas en acero y por lo tanto, poseen propiedades de elasticidad, aunque existen cabillas de fibra de vidrio y las continuas, cada una de ellas diseadas para diferentes dimetros y longitud. CABILLAS API O CONVENCIONALESExisten tres tipos de cabillas API de acuerdo al material de su fabricante C., D, K. Las longitudes de las cabillas pueden ser de 25 o 30 pies, utilizando niples de cabillas (tramos de cabillas de menor longitud), en los casos que ameriten para obtener la profundidad de asentamiento de la bomba, otros elementos adicionales de la sarta de cabilla s podran ser una barra (Sinker Bar), diseado para adicionar peso al colocar en la parte inferior de la barras de peso es de 1 a 2 pulgadas. En pozos productores de crudo pesado; donde se crea una especie de colchn que aumenta el efecto de flotacin de las cabillas durante su carrera descendiente, dificultando el desplazamiento del pistn dentro del barril de la bomba 0, con una consecuente disminucin de la eficiencia volumtrica de la bomba, es ventajoso utilizar barra de peso en la sarta de cabillas, ya que facilita el desplazamiento de crudo viscoso al mantener tensin en la sarta de cabillas.

CABILLAS NO API O CONTINUASSon aquellas cabillas que no cumplen con las normas API, ellas son; Electra, continuas, fibra de vidrio dentro de las cuales las ms usadas son las cabillas continuas, su elongacin es 3.8 veces mayor que las cabillas de acero para la igual carga y dimetro. BOMBA DE SUBSUELOEs el primer elemento que se debe considerar al disear una instalacin de bombeo mecnico para un pozo, ya que del tipo, tamao y ubicacin de la bomba depende el resto de los componentes. Es una bomba de desplazamiento positivo.Ventajas y Desventajas del Bombeo MecnicoLas ventajas del bombeo mecnico son: El diseo es poco complejo. El sistema es eficiente, simple y fcil de operar por el personal de campo. Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso. Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de energa. El equipo puede ser operar a temperatura elevadas. Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control de la taza de produccin.Las desventajas y limitaciones del bombeo mecnico son: La efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la presencia del gas. La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del equipo. Requiere altos costos y mantenimiento. Posee profundidades limitadas. El equipo es pesado y ocupa mucho espacio. La taza de produccin declinan rpidamente.Rango de Aplicacin del Bombeo Mecnico Este mtodo de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000 (BPPD). Se pueden aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies. No se puede utilizar en pozos desviados. No debe existir presencia de arenas. Solo se utiliza en pozos unidireccionales. Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500 F.BOMBA ELECTROSUMERGIBLE BESEl bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial aplicado para desplazar volmenes de crudo con una alta eficiencia y economa, en yacimientos potencial mente rentables (o en su defecto con grandes prospectivas) y en pozos profundos, con el objeto de manejar altas tasas de flujo. Este mtodo es aplicado generalmente cuando se presentan los siguientes casos: Alto ndice de productividad Baja presin de fondo Alta relacin agua-petrleo Baja relacin gas-petrleoEl BES se basa en la utilizacin de bombas centrfugas (de mltiples etapas) de subsuelo ubicadas en el fondo del pozo, estas son accionadas por motores elctricos.El BES tiene un rango de capacidades que va desde 200 a 9000 BPD, trabaja a profundidades entre los 12000 y 15000 pies, el rango de eficiencia est entre 18 68% y puede ser usado en pozos tanto verticales como desviados o inclinados.Diseo del Bombeo Electrosumergible Para optimizar la produccin en los pozos, las compaas operadoras a travs de los departamentos de optimizacin de produccin, buscan las diferentes alternativas posibles. Actualmente se consideran 2 opciones: Cambiar el mtodo de levantamiento artificial existente. Optimizar el mtodo en uso.Bajo este criterio se tienen reas produciendo con diferentes mtodos de produccin acordes con las condiciones del pozo.FIGURA 2: Diseo del Bombeo ElectrosumergibleEl bombeo electrosumergible saca el fluido de la formacin a la superficie mediante la accin rotacional de una bomba centrfuga de mltiples etapas sumergidas en el pozo y accionada por energa elctrica que es suministrada desde superficie. Este mtodo de levantamiento es considerado efectivo y econmico para producir grandes cantidades de flujo a mediana y grandes profundidades, y variadas condiciones de pozos.Descripcin del Equipo de Bombeo ElectrosumergibleUna unidad tpica de bombeo electrocentrfugo sumergido est constituida en el fondo del pozo por los componentes: motor elctrico protector seccin de entrada bomba electrocentrfuga cable conductorLas partes superficiales son: cabezal cable superficial Tablero de control transformador.

Figura 3: Vista general de los componentes del sistema "BES"

Figura 4: Distribucin de los componentes del aparejo en la forma tradicional como quedan colocados en el pozo.Se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena operacin, como son: separador de gas flejes para cable extensin de la mufa vlvula de drene Vlvula de contrapresin Centradores sensor de presin temperatura de fondo dispositivos electrnicos para control del motor caja de unin controlador de velocidad variable.La integracin de los componentes es indispensable, ya que cada uno ejecuta una funcin esencial en el sistema para obtener las condiciones de operacin deseadas que permitan impulsar a la superficie el gasto requerido.Componentes superficialesFigura 5: Diagrama esquemtico de los equipos de superficie y subsuelo. Banco de Transformacin Elctrica:Es aquel que est constituido por transformadores que cambian el voltaje primario de la lnea elctrica por el voltaje requerido para el motor.Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la lnea al voltaje requerido en la superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo; algunos estn equipados con interruptores "taps" que les dan mayor flexibilidad de operacin. Se puede utilizar un solo transformador trifsico o un conjunto de tres transformadores monofsicos. Tablero de control:Es el componente desde el que se gobierna la operacin del aparejo de produccin en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control que se desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos al tablero. Este puede ser sumamente sencillo y contener nicamente un botn de arranque y un fusible de proteccin por sobre carga; o bien puede contener fusibles de desconexin por sobrecarga y baja carga, mecanismos de relojera para restablecimiento automtico y operacin intermitente, protectores de represionamiento de lneas, luces indicadores de la causa de paro, ampermetro, y otros dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son electromecnicos o bien totalmente transistorizados y compactos. Variador de Frecuencia:Permite arrancar los motores a bajas velocidades, reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de variaciones elctricas. Caja de venteo:Est ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el cable de energa del equipo de superficie con el cable de conexin del motor, adems permite ventear a la atmsfera el gas que fluye a travs del cable, impidiendo que llegue al tablero de control.Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero de control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial y alcanzar la instalacin elctrica en el tablero. En la caja de viento o de unin, los conductores del cable quedan expuestos a la atmsfera evitando esa posibilidad. Cabezal de descarga:El cabezal del pozo debe ser equipado con un cabezal en el tubing tipo hidratante o empaque cerrado.Los cabezales de superficie pueden ser de varios tipos diferentes, de los cuales, los ms comnmente utilizados son: Tipo Hrcules, para baja presin Tipo Roscado, para alta presinLos cabezales tipo Hrcules, son utilizados en pozos con baja presin en el espacio anular, y en instalaciones no muy profundas. Estos poseen un colgador de tubera tipo cua, y un pasaje para el cable. El cable de potencia cruza a travs de ellos hasta la caja de venteo, y es empacado por un juego de gomas prensadas.Los cabezales roscados se utilizan en operaciones "Costa Afuera", pozos con alta presin de gas en el espacio anular o para instalaciones a alta profundidad. En ellos la tubera esta roscada al colgador, y este se suspende del cabezal.El colgador cuenta con un orificio roscado, junto al de la tubera de produccin, en el cual se coloca un conector especial (Mini-Mandrel). El cable de potencia se empalma a una cola de cable, de similares caractersticas, que posee un conector en uno de sus extremos. Este conector se conecta con el del penetrador del colgador.En el lado exterior del cabezal, se instala otra cola de cable, de inferior calidad, que cuenta con un conector en ngulo, que se conecta al penetrador del colgador. El otro extremo se conecta a la caja de venteo en superficie.Ventajas y Desventajas del Bombeo ElectrosumergibleEl bombeo electrosumergible presenta las siguientes ventajas: Los costos de levantamiento para grandes volmenes son bajos. Es usado en pozos verticales y desviados. Pueden manejar tasas de produccin alrededor de 200 90000 BPD. Este tipo de instalaciones no impacta fuertemente en las zonas urbanas. Bajo mantenimiento. Se facilita el monitoreo de presiones y temperaturas de fondo del hoyo, a travs del uso de sensores. Puede ser manejado en pozos con grandes cortes de agua y baja relacin gas- lquido.Alta resistencia en ambientes corrosivos dentro del hoy.El bombeo electrosumergible presenta las siguientes desventajas: Es imprescindible la corriente elctrica, se requiere de altos voltajes. Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas. Los cables dificultan el corrido de la tubera de produccin. No es recomendable usar cuando hay alta produccin de slidos. No es funcional a altas profundidades debido al costo del cable, a posibles problemas operacionales y a los requerimientos de alta potencia de superficie. Con la presencia de gas libre en la bomba, no puede funcionar ya que impide el levantamiento. Las bombas estn afectadas por: temperatura de fondo y produccin de arena.Parmetros del Bombeo Electrosumergible: Temperatura: limitado por > 350f para motores y cables especiales. Presencia de gas: saturacin de gas libre < 10% Presencia de arena: < 200 ppm (preferiblemente 0) Viscosidad: limite cercano a los 200 cps. Profundidad: 6000 - 8000 pies Tipo de completacin: Tanto en pozos verticales, como desviados.Volumen de fluido: hasta 4000 BPD.SISTEMA DE BOMBEO POR GAS LIFTEl sistema de levantamiento artificial por bombeo neumtico (Gas Lift) est considerado uno de los sistemas ms flexibles y de mayor capacidad extractiva en la industria de la explotacin de hidrocarburos. El Levantamiento Artificial por Inyeccin de Gas es un mtodo de produccin que utiliza gas comprimido a alta presin relativamente alta (250 PSI como mnima) como fuente externa de energa. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubera de produccin. El gas inyectado tiene como propsito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energa del yacimiento ser suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie. Tipos de Levantamiento Artificial por Gas Inyeccin de gas por flujo continuo: Se considera una extensin del mtodo de produccin por flujo natural esto consiste en suplir el gas de formacin mediante la inyeccin continua de gas en la columna de fluidos, con la finalidad de aligerar el peso de sta; se obtiene aumento de la diferencia de presin para obtener mayor produccin, se inyecta a travs de vlvulas colocadas en el pozo y la tasa de inyeccin depende de la tasa de produccin deseada. Se clasifica en los siguientes tipos: Gas Lift a flujo abierto. Gas Lift a flujo semicerrado. Gas Lift a flujo cerrado.Inyeccin de gas por flujo intermitente: Se inyecta cclica e instantneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubera de produccin, con el propsito de desplazar, hasta la superficie, la columna o tapn de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyeccin. Se clasifica en los siguientes tipos: Gas Lift a flujo semicerrado. Gas Lift a flujo cerradoTipos de Instalaciones para un Sistema de Levantamiento Artificial por Gas: Existen diferentes tipos de instalaciones para este mtodo, los cuales se clasifican dependiendo de s el pozo se encuentra equipado o no, con empacadura y/o vlvula fija. Instalaciones abiertas: en este tipo de instalacin la sarta de tubera est suspendida dentro del pozo sin empacadura. Instalaciones semicerradas: es similar a la abierta con la diferencia de que se instala una empacadura que sella la comunicacin entre la tubera de produccin y el espacio anular. Instalaciones cerradas: la instalacin es similar a la semicerrada, excepto que se coloca una vlvula fija en la sarta de produccin, generalmente en el fondo del pozo. Este es el tipo ideal para flujo intermitente.Componentes del Equipo Utilizado para el Levantamiento Artificial por Gas:La mayora de los sistemas de levantamiento artificial por inyeccin de gas estn diseados para re circular el gas de levantamiento. Cuando en un campo existen varios pozos que producen por este mtodo, se deben considerar que forman parte de un sistema de superficie y subsuelo del cual es imprescindible conocer su funcin y los elementos que lo conforman. El equipo de superficie se encuentra constituido por: La planta compresora el sistema de distribucin del gas de alta presin el sistema de recoleccin de fluidos.a) Planta compresora: Es donde se realiza el proceso de comprimir el gas de baja a alta presin. Puede ser Centrfuga (turbina) o Reciprocante (motor compresor). Recibe el gas de baja, el cual puede provenir de los pozos, lo comprime a su capacidad, lo enva como gas de alta presin a la red de distribucin y, de all, a cada pozo.b) Sistema de distribucin de gas: La red de distribucin, la cual puede ser del tipo ramificado o poseer un mltiple de distribucin, es la encargada de transportar el gas y distribuirlo a cada pozo. La presin y el volumen de gas que llega al pozo depender de la presin y el volumen disponibles en la planta compresora, menos la prdida que se origina en el sistema de distribucin.c) sistema de recoleccin de fluidos: Est formado por las lneas de flujo, encargadas de transportar el fluido haca el separador, donde se separan la fase lquida, la cual es transportada a los tanques, y la fase gaseosa, que es enviada a la planta compresora. Los componentes del equipo de subsuelo, en este tipo de levantamiento, son: los mandriles las vlvulas de inyeccin.La cantidad o nmero de mandriles y vlvulas requeridas depender fuertemente de la presin de inyeccin disponible.a) Mandriles: Son tuberas con diseos especiales. En sus extremos poseen roscas para conectarse a la sarta de produccin formando, de este modo, parte integrada de ella. Sirven de receptculo para instalar la vlvula de levantamiento o inyeccin a la profundidad que se necesite.Existen tres tipos de mandriles: convencional, concntrico y de bolsillo. Mandril convencional: Es el primer tipo usado en la industria. Consta de un tubo con una conexin externa, en la cual se enrosca la vlvula, con protector por encima de la vlvula y otro por debajo. Para cambiar la vlvula, se debe sacar la tubera. Mandril concntrico: la vlvula se coloca en el centro del mandril y toda la produccin del pozo tiene que pasar a travs de ella. No es posible correr bombas de presin ni herramientas por debajo del primer mandril colocado, debido a la limitacin del rea (1 3/8 pulgadas de dimetro). Mandril de bolsillo: la vlvula se encuentra instalada en el interior del mandril, en un receptculo llamado bolsillo. Puede ser fijada y recuperada con una guaya fina, sin necesidad de sacar la tubera.El tamao de los mandriles por utilizar depender del dimetro de la tubera de produccin, los tamaos ms utilizados son los de 2 3/8", 2 7/8" y 3 ".Al definir el tamao se define la serie. Entre los tipos de serie se encuentran los mandriles tipo K para vlvulas de una pulgada y los mandriles tipo M para vlvulas de 1 pulgada.b) Vlvulas: La vlvula de Levantamiento Artificial por Gas son bsicamente, reguladores de presin. Deben ser diseadas para operar en condiciones de fondo y ser capaces de inyectar el gas a la presin y volumen requeridos.De acuerdo con la presin que predominantemente abre la vlvula, esta se clasifican en: Vlvulas Operadas por Presin de Gas. Vlvulas Operadas por Presin de Fluido. Vlvulas de Respuesta Proporcional. Vlvulas CombinadasLas ms utilizadas en la industria petrolera son las: Vlvulas operadas por presin de gas (Pg): sta acta sobre el rea del fuelle (mayor rea), por lo que esas vlvulas abren principalmente por esa presin (presin de gas). Vlvulas operadas por presin de fluido (Pp): Donde la presin del fluido del pozo acta sobre el rea del fuelle, por lo que esa presin gobierna su apertura.En ambos tipos de vlvulas, el gas ms utilizado para cargar el fuelle es el nitrgeno, ya que es econmico, abundante, no corrosivo y de propiedades predecibles. El objetivo que se persigue con el diseo de una instalacin de Levantamiento Artificial por Inyeccin de Gas es inyectar gas lo ms profundo posible, con el volumen y la presin de gas disponibles en la superficie y en las condiciones de produccin en el pozo.La situacin ms desfavorable se tiene cuando el pozo se encuentra lleno de fluido de completacin. Si se dispone de suficiente presin para transferir el fluido de completacin del anular hacia la tubera de produccin, en forma de vaso comunicante (descarga del pozo), a travs de un hueco imaginario situado a 60 pies por encima de la empacadura (Demp-60"), solo se requerir la instalacin de un mandril con su vlvula a la mencionada profundidad, para lograr inyectar el gas lo ms profundo posible. Si esto no es posible, se deben usar vlvulas adicionales (vlvulas de descarga) por encima de la operadora.PROCESO DE DESCARGA: Inicialmente todas las vlvulas (operadas por presin de gas) estn abiertas y cubiertas de fluido de carga. La inyeccin del gas se comienza en forma lenta para transferir gradualmente la presin del sistema en el nivel del pozo (presin de arranque) hacia el anular. De lo contrario, la accin abrasiva del fluido de completacin podra erosionar el asiento de las vlvulas, por alta velocidad con la que circula a travs de los mismos.PRESIN DE OPERACIN DEL SISTEMA: En la medida en que se incrementa la presin en el anular, el nivel de fluido en l va descendiendo hasta descubrir la vlvula tope. Esta regular la presin en el anular a un valor ligeramente menor que la presin de operacin del sistema.REDUCCIN DE PRESIN: La reduccin de presin en la tubera, producida por el gas que entra a travs de la vlvula tope, permite que la descarga del pozo contine hasta descubrir la segunda vlvula. Al descubrirse esta, la tasa de gas que sale del anular hacia la tubera de produccin es mayor a la que entra por la superficie, originando una reduccin de presin del gas en el anular, que trae como consecuencia el cierre de la vlvula tope, siempre y cuando su presin de cierre en la superficie sea mayor que la presin de cierre de la segunda. El gas contina pasando por medio de la segunda vlvula hasta que se descubre la tercera y, as, sucesivamente, hasta llegar a la que quedar como operadora.En este proceso es importante destacar que las presiones de apertura y cierre de las vlvulas deben ir disminuyendo a medida que van colocadas ms profundas en la sarta de produccin. Por otro lado, el asiento de cada vlvula debe permitir el paso del gas requerido para reducir la presin en la tubera, lo suficiente para lograr descubrir la vlvula ms profunda.En el diseo de este tipo de instalaciones para flujo continuo, la cada de presin entre dos vlvulas consecutivas pozo abajo debe ser lo suficientemente alta para evitar la interferencia entre ellas.Ventajas y Desventajas del Levantamiento Artificial por GasVentajas del Mtodo de Levantamiento Artificial por Gas: Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales Ideal para pozos de alta relacin gas - lquido y con produccin de arena Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo Bajo costo de operacin Desventajas del Mtodo de Levantamiento Artificial por Gas: Se requiere una fuente de gas de alta presin No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y lneas de flujo muy largas y de pequeo dimetro El gas de inyeccin debe ser tratado No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso. Su diseo es laborioso Aplicable a pozos de hasta ms de 10.000 piesBOMBEO HIDRULICO Un sistema de bombeo hidrulico, como los que actualmente se ofrecen en el mercado, toma su lquido de un reservorio de fluido motriz en la superficie, lo pasa a travs de una bomba reciprocante mltiplex a pistn en superficie para incrementar la presin de lquido, e inyecta el lquido a presin dentro de pozo a travs de una sarta de tubera a la bomba de subsuelo que permite llevar la produccin junto con el fluido motriz a superficie. Funcionamiento del Bombeo HidrulicoCuando el pistn del motor llega al final de la carrera descendente, el dimetro reducido en la parte superior del vstago de vlvula permite la entrada del fluido a alta presin, debajo de la vlvula del motor. Debido a que la vlvula tiene mayor rea en la parte inferior que en la superior, se desplazara hacia arriba, como consecuencia de la fuerza resultante al actuar una misma presin sobre zonas distintas y en direcciones opuestas. Cuando la vlvula de motor est en la posicin superior, las trayectorias del flujo hacia el pistn se invierten, comenzando la carrera ascendente de la bomba. Cuando el pistn del motor llega al final de la carrera ascendente, el dimetro reducido del extremo inferior del vstago de vlvula conecta el rea debajo de la vlvula a la descarga. Con la alta presin por encima de la vlvula y solamente la presin de descarga abajo, la vlvula se desplazara a su posicin superior y se repetir el ciclo.Mecanismo de Operacin Al fondo de la sarta de tubera de inyeccin, el lquido a presin se introduce en una seccin motriz hidrulica, colocada por debajo del nivel de fluido a producir. El fluido motriz a presin alta acciona la seccin motriz en el fondo del pozo en forma reciprocante al exponer alternadamente diferentes reas de un pistn, impulsando al fluido presurizado. La alternacin de esta exposicin a la presin se controla mediante una vlvula de control que invierte su direccin, esta vlvula es parte de la seccin motriz hidrulica de la bomba en el fondo del pozo. El movimiento reciprocante del pistn impulsor se transfiere, a travs de un acoplamiento mecnico, a una bomba a pistn (similar a una bomba de varilla). En la carrera descendente de la seccin motriz, el pistn de la parte que bombea se mueve hacia abajo, llenando el interior de la seccin que bombea con fluido del interior del pozo. En la carrera ascendente, el pistn de la seccin que bombea desplaza los fluidos producidos a un conducto de retomo, por donde se alza hasta la superficie, junto con el fluido motriz que ya cumpli su papel en este ciclo. Tipos de Sistemas de Operacin Hay bsicamente dos tipos operativos en los sistemas de bombeo hidrulico: el sistema de fluido motriz cerrado y el sistema de fluido motriz abierto. En un sistema cerrado (CPF) de fluido motriz, no se permite que los fluidos de produccin se mezclen con los fluidos motrices de operacin dentro de ninguna parte del sistema. En un sistema abierto (OPF) de fluido motriz, el fluido de operacin se mezcla con el fluido producido de pozo y regresa a la superficie. Sistema abierto de fluido motriz En un sistema abierto de fluido motriz, slo se requieren dos conductos de fluido en el pozo: uno para contener el fluido motriz a presin y dirigirlo a la seccin motriz de la bomba, y otro conducto, usualmente el espacio anular, para contener el fluido motriz que ya accion la bomba, ms el fluido producido, en su retomo a la superficie. Por cuanto el sistema abierto es el ms sencillo y econmico, es mucho ms comn. A ms de la sencillez y la ventaja econmica de sistema abierto OPF, hay otras ventajas inherentes al mezclar los fluidos motriz y producido. Primeramente, el fluido motriz circulante es el medio ideal para transportar aditivos qumicos al fondo de pozo. Los inhibidores de corrosin, incrustacin y parafina pueden agregarse para extender la vida til de los equipos de subsuelo. Adems, si los fluidos producidos tienden a formar emulsiones dentro de pozo, pueden aadirse anti-emulsionantes al fluido motriz. En segundo lugar, el fluido motriz, al agregarse, acta como diluyente. Cuando se levanten fluidos producidos que sean altamente corrosivos, el fluido motriz reduce su concentracin a un 50%. Cuando se produce un petrleo extremadamente viscoso, el fluido motriz inyectado puede reducir dicha viscosidad, al diluir el fluido de retorno, y lo puede hacer suficientemente para que sea ms factible levantar el crudo pesado. Al producir fluidos con alto contenido de parafina, el sistema abierto OPF permite circular fluidos calentados o con agentes disolventes dentro de las lneas de fluido motriz, para eliminar la acumulacin de cera que pueda reducir o paralizar la produccin. Sistema cerrado de fluido motriz En un sistema cerrado de fluido motriz, se requiere una sarta adicional de tubera, tanto dentro de pozo como en superficie. Una sarta es para transportar la produccin hasta la batera de tanques, y la otra para que retorne el fluido motriz que ya cumpli su funcin en el fondo de pozo hasta el tanque respectivo para volverse a presurizar y recircular. Esta exigencia de una sarta adicional de tubera, ms la complejidad asociada del diseo en el fondo de pozo, hace que el sistema cerrado sea ms costoso que el abierto. Por esta razn, el sistema CPF es menos popular y se utiliza menos que la configuracin abierta de fluido motriz. Ya que en todo momento los fluidos motriz y producido estn separados, el sistema cerrado ofrece algunas ventajas en los casos en que los fluidos producidos sean extremadamente abrasivos o corrosivos. Un sistema cerrado permite utilizar materiales menos sofisticados en la parte motriz y podr prolongar la vida til de la bomba y tambin de las instalaciones relacionadas con el fluido motriz en la superficie, si no se utilizan inhibidores. Adems, puede resultar ligeramente preferente un sistema cerrado para las plataformas marinas y en algunas instalaciones industriales o residenciales, cuando el espacio disponible es escaso y costoso. El tanque de reserva acondicionamiento del fluido motriz necesita tener slo el tamao necesario para proporcionar un volumen adecuado de fluido motriz para alimentar a la bomba mltiplex. El tamao del tanque de fluido motriz requerido en el cabezal del pozo es relativamente pequeo y casi todo el fluido producido podr introducirse directamente en la lnea de flujo. En la mayora de las bombas de subsuelo diseadas para utilizarse en un sistema cerrado de fluido motriz, la seccin motriz se lubrica con el fluido motriz. Alrededor del 10 por ciento del fluido motriz se pierde al mezclarse con el fluido producido por lo que es necesario aumentar fluido de la lnea de produccin para completar el volumen de fluido motriz. Tambin hay que comprender que, aun en un sistema completamente cerrado, el fluido motriz no seguira limpio indefinidamente aunque todas las tuberas, acoples, bombas, tanques, etc. estuvieran libres de materiales contaminados. En primer lugar, ningn fluido motriz es absolutamente anticorrosivo, Incluso el diesel puro puede corroer ligeramente los recipientes de acero. En segundo lugar cuando un lquido que contiene algn material slido pasa por una luz estrecha (como por ejemplo entre el pistn de la seccin motriz de la bomba y su cilindro), se tiende a retener el slido. El lquido que fuga por la luz estrecha va a ser puramente lquido. Con la prdida continua de fluido motriz alrededor del pistn de la seccin motriz, el fluido motriz recirculado se volver cada vez ms sucio. Componentes del Equipo de Bombeo HidrulicoLos componentes que conforman el sistema de Levantamiento por Bombeo Hidrulico pueden ser clasificados en dos grandes grupos: Equipo de superficie Equipo de subsueloLos equipos de superficie y subsuelo estn integrados por componentes

Equipos de superficie: Sistema de fluido de potenciaEn los sistemas de bombeo hidrulico, el fluido motor recibe la energa suministrada por las bombas en la superficie. Este fluido transmite la potencia a la bomba de subsuelo y, luego, retorna a la superficie con el fluido producido por el yacimiento.Los sistemas de fluidos de potencia se dividen en dos tipos: Sistema de fluido cerrado. En este tipo de sistema, el fluido motor no se mezcla con los fluidos producidos por el yacimiento. Sistema de fluido abierto. En este tipo de sistema, el fluido motor se mezcla con los fluidos producidos por el yacimiento. Bomba de superficieLas bombas utilizadas en este tipo de levantamiento para bombear el fluido motor pueden ser triples o mltiples. Las que se emplean generalmente, son las triples. Bombas triples: estas bombas usan: mbolo, camisa de metal a metal, vlvula tipo bola. Bombas mltiples: tienen un terminal de potencia y una de fluido. El terminal de potencia comprende, entre otras partes: el cigeal, la biela y los engranajesEl terminal de fluido est formado por pistones individuales, cada uno con vlvulas de retencin y descarga. Usualmente, estas vlvulas estn provistas de resorte.Las bombas mltiples ms comnmente instaladas en el campo son las de configuracin horizontal. Mltiples de control Cuando se opera una cantidad apreciable de pozos desde una batera central, se suele usar un mltiple de control para dirigir los flujos directamente a cada uno de los pozos Medidores de flujo global o individual para cada pozo se pueden instalar en el mltiple de control de fluido de potencia. Para regular y/o distribuir el suministro de fluido d potencia a uno o ms pozos, se usan varios tipos de vlvulas de control. La vlvula comn a todos los sistemas de bombeo libre es la de cuatro vas o vlvula control del cabezal del pozo. Vlvula de control Una vlvula de control de presin constante regula la presin en el lado comn del fluido de potencia del mltiple. Esta presin, generalmente, es mayor que la presin ms alta requerida por cualquiera de los pozos. La vlvula de control de flujo constante rige la cantidad d fluido de potencia que se necesita en cada pozo cuando se emplea una bomba reciprocante. Equipos de subsuelo: Sistema de fluido motorEn los sistemas de bombeo hidrulico, el fluido motor transmite la potencia a la bomba de subsuelo y, a la vez, lubrica todas las partes mviles de la misma. El transporte del fluido motor y del fluido producido se realiza a travs de un sistema de tuberas que depende del tipo de sistemas de fluido o de potencia: bien sea de fluido cerrado o de fluido abierto. Sistema de fluido cerrado (fma) En este caso, el fluido motor no se mezcla con el pozo, lo cual hace necesario el uso de tres tuberas en el fondo del pozo: una para inyectar el fluido de potencia, una de retorno del mismo y otra del fluido de produccin. Sistema de fluido abierto (fma) En el sistema abierto, el fluido motor se mezcla con el fluido del pozo, lo cual hace necesario el uso de dos tuberas en el fondo: una para inyectar el fluido de potencia y otra para el retorno de la mezcla. Bombas hidrulicas Las bombas hidrulicas de subsuelo constituyen el principal componente del sistema en el fondo del pozo. El principio de operacin de estas bombas es similar al de las bombas de cabillas. Las bombas hidrulicas utilizan un pistn accionado por cabillas y dos o ms vlvulas de retencin. La bomba puede ser de simple accin o de doble accin. Una bomba de accin simple sigue prcticas de diseo similares a las de una bomba de cabillas. Se denomina de accin simple porque desplaza el fluido hasta la superficie, en el recorrido ascendente o en el descendente (no en ambos). Bomba de doble accin: La bomba de doble accin tiene vlvulas de succin y de descarga en ambos lados del pistn. Por esta razn esta bomba desplaza el fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ascendente y descendente, con la accin combinada de apertura y cierre de las vlvulas de succin y de descarga del pistn. Bombeo por cabilla e hidrulico: En una instalacin de bombeo por cabillas la unidad de superficie y la bomba de subsuelo se unen por medio de la sarta de cabillas. En cambio, en una unidad de bombeo hidrulico, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. Las bombas de cuatro vas se usan en el motor para cambiar la alta presin del fluido de potencia a baja presin y descarga en ambos lados del pistn del motor, de manera alternativa. Estas vlvulas del motor se utilizan con bombas de doble accin, para dar igual fuerza en el recorrido ascendente y descendente.Ventajas y Desventajas del Bombeo HidrulicoVentajas del bombeo hidrulico: Pueden ser usados en pozos profundos (+/- 18000 pies). No requieren taladro para remover el equipo de subsuelo. Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitios inaccesibles. Varios pozos pueden ser controlados y operados desde una instalacin central de control. Puede manejar bajas concentraciones de arenaDesventajas del bombeo hidrulico: Costo inicial alto Las instalaciones de superficie presentan mayor riesgo, por la presencia de altas presiones. Altos costos en la reparacin del equipo. No es recomendable en pozos de alto RGP. Problemas de corrosin. El diseo es complejo.Parmetros del Bombeo Hidrulico Alto dependimiento del HP requerido. Bajo en mantenimiento de bombas, costos relacionados con el tamao de la garganta y las boquillas. Su confiabilidad es buena con un apropiado tamao de garganta y boquillas de la bomba para las condiciones de operacin. Debe evitarse operarse en rangos de cavitacin en la garganta de la bomba. Problemas para presiones mayores a 4000 lpc. Fcil de remover. Algunos se dan como pago de su valor. Buen mercado para las triples bombas. Su eficiencia es de buena a pobre, mxima eficiencia solo en 30% altamente influenciado por el fluido de potencia ms el gradiente de produccin. Eficiencia tpica entre 10-20%. Su flexibilidad es de buena a excelente, tasa de fluido de poder y presin ajustable a condiciones de produccin capacidad de levantamiento. Seleccin de gargantas y boquillas de amplia gama de tallas de volumen y capacidad.

METODOLOGA (MATERIALES Y MTODOS)La investigacin basada en el ambiente mundial tomando datos estadsticos de produccin del crudo con un sistema de levantamiento artificial y sin el sistema. El proceso de simulacin de los sistemas de bombeado artificial ser demostrado en una maqueta que compone los cuatro sistemas de bombeo artificial como; bombeo mecnico, bombeo electrosumergible, bombeo con gas lift y bombeo hidrulico, para lo cual se utiliz: Motores Cables Filtros Plastoformo Tubos de vidrio Bomba de pecera Foco de luz Madera

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADESEn el presente informe realizado del proyecto Simulacin de sistemas de Bombeado en un Pozo Petrolero, se llevar a cabo en el lapso de tres meses.ACTIVIDADES FECHAS

Recopilacin de Informacin acerca del proyectoDel 25 de junio al 14 julio

Realizacin de la maqueta28de julio al 14 de septiembre

Realizacin del informe Objetivos del proyecto Marco terico del proyectoDel 7 de agosto al 20 de agosto

Realizacin del informe Conclusiones y recomendaciones del proyectoDel 23 de agosto al 25 de agosto

RESULTADOS ESPERADOSDando cumplimiento efectivo a los objetivos del proyecto, se espera obtener; un mayor grado de afluencia de los fluidos de la formacin, maximizar el diferencial de presin en el yacimiento y economizar la produccin del hidrocarburo. RESULTADOS DIRECTOSLos logros que se rescataron del siguiente proyecto estn representados en forma de nuevo conocimiento e investigacin. Los cuales permitirn optimizar los procesos y dirigir los esfuerzos hacia los mximos niveles de excelencia, calidad y eficacia en los servicios petroleros, la bsqueda de nuevas tecnologas incrementa el ndice de competitividad de empresas, obteniendo niveles de produccin y calidad requeridos por la demanda actual de las empresas petroleras.RESULTADOS INDIRECTOSLa implementacin de los equipos de bombeo artificial para la recuperacin mximo de petrleo o gas de un pozo productor, mejora el avance tecnolgico dentro de la industria petrolera. Ya que estos equipos constantemente evolucionan sus componentes a medida que las empresas de servicios se van modernizando.IMPACTOLa seleccin final del Mtodo de Levantamiento Artificial a utilizar debera hacerse partiendo de un estudio econmico de cada mtodo, no obstante, la parte ms difcil del anlisis es obtener los costos futuros de operacin y mantenimiento de alta calidad, correspondientes a los mtodos durante la vida del proyecto.La mayora de los pozos son capaces de producir por Flujo Natural en la primera etapa de su vida productiva, no obstante una vez finalizada la produccin por Flujo Natural, es necesario seleccionar un Mtodo de Levantamiento Artificial que permita seguir produciendo eficientemente el yacimiento.Al realizar la explotacin del yacimiento la presin de este disminuye lo que implica que la produccin baje hasta el momento en el cual el pozo deja de producir por s mismo. El Mtodo de Levantamiento Artificial consiste en extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicacin de fuerzas o energas ajenas al pozo.Existen algunos factores que representan los parmetros ms importantes en la seleccin del equipo de Levantamiento Artificial: Inversin inicial Relacin gastos operacionales /ingresos mensuales Vida til del equipo Nmeros de pozos en levantamiento artificial Disponibilidad del equipo excedente Vida del pozoCada uno de los sistemas de Levantamiento Artificial tiene limitaciones econmicas y operacionales que lo excluyen de cualquier consideracin en ciertas condiciones operacionales.Una vez que haya sido elegido en el pozo el Mtodo de Produccin, debe disearse adecuadamente el equipo necesario para que este funcione en condiciones particulares del pozo. Por lo tanto, independientemente de la escogencia del mtodo, se deber suministrar al personal de operaciones suficiente informacin y entrenamiento para que la instalacin sea exitosa desde el punto de vista econmico.ESTRATEGIAS DE COMUNICACIN.-El grupo de trabajo verifico la posibilidad de dar a conocer a empresas productoras de petrleo con mayor detalle la recuperacin mxima de petrleo en nuestros pozos y poder lograr que la empresa invierta econmicamente, ampliando la aplicacin de sistemas de recuperacin artificiales en el pas. PRESUPUESTOPresupuesto Proyecto Simulacin de sistemas de bombeado en un pozo Petrolero#MaterialCosto (Bs)

1Cable #129

2Pintura en spray20

34 m de cable12

4Scalo3

5Canoa de 8 wts28

6Spot de llwts25

7Plastoformo40

8Acrilex40

9Pinceles5

104 tubos de vidrio28

11Motor hidrulico 30

12Clavos, pernos, tornillos22

13Motor elctrico 120

14Tira de leds40

15Venesta10

16Material carpintera29

17Papel corrugado 7

18Cilindros (estrella)50

19Chicotillo 10

20Base de madera 120

21Arboles Maqueta19

22Esferas de plastoformo8

23Silicona15

24Madera 100

25Material elctrico10

26Mangueras de coneccion25

27Viga de plastoformo30

28Foco fluorecente12

Total Bs. 867

conclusiones Inicialmente todo pozo producir por flujo natural. Los Mtodos de Levantamiento Artificial suplen la energa del pozo El Bombeo Mecnico opera a temperaturas elevadas El Bombeo Mecnico es aplicable en crudos pesados y altamente viscosos El Levantamiento Artificial por Inyeccin de Gas es ideal para pozos con alta RGL y con produccin de arena El LAG es sencillo y de bajo costo La presencia de arena afecta a todos los mtodos de levantamiento artificial, menos al LAG. El Bombeo Electrosumergible levanta altos volmenes de fluido El Bombeo Electrosumergible es aplicable en costa afuera El Bombeo Electrosumergible maneja alto cortes de agua El Bombeo de Cavidad Progresiva tiene bajo costo de instalacin y mantenimiento El BCG bombea crudos viscosos El Bombeo Hidrulico puede ser usado en pozos profundos El Bombeo Hidrulico no es recomendable en pozos de alto RGP.

BIBLIOGRAFIAhttp://www.ciac-idr.com/index.php?p=3700http://www.monografias.com/trabajos63/metodos-levantamiento artificial/metodos-levantamiento-artificial2.shtmlhttp://www.weatherford.com/dn/WFT200317http://www.monografias.com/trabajos63/metodos-levantamiento-artificial/metodos-levantamiento-artificial2.shtmlhttps://www.sites.google.com/site/capacitacionctisolari/bes

ANEXOS

Curso: "Bombeo Electrosumergible"12, 13 y 14 de noviembre de 2014 - Ing. Jose Luis Scaramuzza - Hotel Montaas Azules, Mendoza.

1. A quin est destinado: Ingenieros, tcnicos y supervisores de produccin y mantenimiento de las empresas operadoras de yacimientos de petrleo y de empresas de servicios, que participen en el diseo, seleccin, instalacin/extraccin, operacin y mantenimiento del sistema de BES. Profesionales y tcnicos que necesiten herramientas para optimizar la produccin de reservorios explotados con sistemas de BES. Alumnos del ltimo ao de la carrera de Ingeniera en Petrleo que quieran conocer el sistema de extraccin artificial por BES.2. Alcance: Generalmente se considera al Bombeo Electrosumergible (BES), como un sistema de extraccin artificial para grandes capacidades en lo que respecta a caudal de extraccin y profundidad de instalacin aplicable a yacimientos que estn bajo la influencia de empuje natural de agua o inyeccin de agua y de bajo GOR. Sin embargo, a travs de los aos, la experiencia adquirida por las compaas dedicadas al BES conjuntamente con las principales compaas productoras y el continuo desarrollo tecnolgico de este sistema, ha permiti reducir los caudales de extraccin, producir fluidos de alta viscosidad, en pozos con contenido de gas y altas temperaturas, a tal punto, que ha transformado al mismo en una alternativa vlida para competir con otros sistemas de extraccin bajo ciertas condiciones. Este crecimiento tecnolgico experimentado por el sistema de bombeo electrosumergible, acompaado por una cada vez ms creciente confiabilidad y facilidad de operacin, ha contribuido a aumentar considerablemente su uso en los ltimos aos. Actualmente en el mundo hay aproximadamente 1.000.000 de pozos productores de petrleo y gas equipados con sistemas de extraccin artificial. Un 15 % de estos pozos (150.000), estn equipados con Bombeo Electrosumergible con producciones que varan desde 40 m3/da hasta ms de 1500 m3/da.

En este curso se desarrollan los aspectos tericos y prcticos que hacen al principio de funcionamiento del bombeo centrfugo como as tambin se describen cada uno de los componentes del sistema y las variables a tener en cuenta para un adecuado diseo de un sistema de BES. Adems, se adquieren conocimientos que permiten mantener una buena operacin del sistema de BES tanto para los operadores como para las empresas que brindan el servicio de provisin, instalacin/extraccin, mantenimiento y reparacin. 3. Qu va a aprender en este curso: Herramientas para seleccionar el sistema de extraccin artificial ms eficiente. Relaciones elementales y fundamentales para el entendimiento del Bombeo Centrfugo. Distintos elementos que componen un sistema de BES, sus caractersticas, funciones y especificaciones tcnicas. Determinar la capacidad productiva de un pozo de petrleo, la altura total del sistema y disear en forma manual y analizar un sistema de BES. Variantes de clculo para condiciones especiales (Alto %H2O, Alto GOR, Alta Viscosidad y Velocidad Variable). Mejores prcticas para el transporte, manipuleo y almacenaje del equipo, instalacin y extraccin (pulling) del mismo en el pozo. Operacin, mantenimiento, seguimiento y optimizacin (causa de falla) de un sistema de BES.4. Metodologa: Las clases son asistidas con presentaciones en Power Point, animaciones, fotografas, videos y piezas componentes del sistema. Tambin se realizan trabajos prcticos de diseo manual de una instalacin de BES para las distintas condiciones de funcionamiento: alto % agua, alto GOR, alta viscosidad y sistema de velocidad variable.Se dispondr de piezas y componentes del sistema para un mejor entendimiento del mismo. Los contenidos son terico prcticos por lo que es conveniente disponer de una laptop (no excluyente).

5. Antecedentes exitosos del curso: El Ing. Jos Luis Scaramuzza ha dictado el curso numerosas veces: en YPF (Sede Central Mendoza 1989), ASTRA CAPSA (Yacimiento La Ventana 1995), REPSOL-YPF (Comodoro Rivadavia noviembre 2003), YPF S.A. (Loma de la Lata Central mayo 2009), UNAO Neuqun octubre 2010, MASTER YPF (Centro Estenssoro Buenos Aires diciembre 2009 y septiembre 2010) y en el IAPG Mendoza (BHCtl. Junio 2003 y Universidad de Cuyo Junio 2009).6. Temario:CAPTULO 1 Atributos de los Sistemas de Extraccin: Factores principales que constituyen el VAN (Valor Actual Neto) para la vida de un pozo. Distintos aspectos a tener en cuenta para la eleccin de un sistema de extraccin. Consideraciones de Diseo, Operacin y Particulares. Ventajas y Desventajas del BES. Aplicaciones.

CAPTULO 2 Generalidades del Bombeo Centrfugo: Concepto de altura total de un sistema hidrulico. Altura total en un pozo de petrleo. Teora del Bombeo centrfugo, Curvas caractersticas de la bomba centrfuga y Formulas.

CAPTULO 3 Bombeo Electrosumergible, Componentes Descripcin y Funcionamiento:Bomba: rotor, estator, rango de operacin, cargas axiales. Motor: caractersticas y curvas de funcionamiento. Sello protector: Laberntico y de Bolsa distintas configuraciones. Succin (Intake). Separadores de Gas. Cables. Vlvulas de retencin y drenaje. Equipamiento de superficie. Cabeza de Pozo. Caja de venteo. Tablero de control. Transformador de Potencia. Variadores de Frecuencia.

CAPTULO 4 - Procedimiento para el Clculo y Seleccin de un Sistema de BES: Datos bsicos.Capacidad de produccin (Ecuacin de Darcy-IP-IPR). Condiciones Gasificantes. Clculo del separador de gas. Elevacin Dinmica Total (TDH Total Dynamic Head). Tamao ptimo de los componentes (bomba, motor, cable, etc.) consideraciones, prdidas en cable. Sistema de velocidad variable. Efectos de la Viscosidad del fluido. Refrigeracin del motor.

CAPTULO 5 - Instalacin y Extraccin de un sistema de BES: Transporte, manipuleo y almacenaje del Equipo (cable de potencia y extensin, equipo de fondo y de superficie). Bajada del equipo al pozo, extraccin y reinstalacin del mismo.

CAPTULO 6 - Operacin, Mantenimiento, Seguimiento y Optimizacin de un sistema de BES:Operacin (puesta en marcha, ajuste de protecciones, seguimiento de la produccin), Mantenimiento preventivo con el pozo parado y el sistema de energa desconectado y con el pozo operando. Verificaciones (corrosin, incrustaciones, arena, etc,) Seguimiento y optimizacin a travs de la lectura de las cartas amperomtricas para tomar las medidas correctivas si fuera necesario.

TRABAJOS PRCTICOSDiseo de un sistema de BES en forma manual: Pozos con alto % H2O Pozos con alto GOR Pozos con fluidos de alta viscosidad Sistema de velocidad variable (VSD)Auspicia este curso:

7. Acerca del instructor: Ing. Jose Luis Scaramuzza - 29 aos de experiencia.

Actualmente se desempea como instructor y consultor independiente en temas relacionados con la Ingeniera de Produccin de campos maduros. Ms de 29 aos de experiencia en la Industria del Petrleo y Gas, la mayora de ellos trabajando en Operaciones de Produccin de Yacimientos Maduros. Comenz su carrera profesional en YPF Sociedad del Estado en 1981, luego se uni a OXY (Occidental Development of Argentina) desde 1990 a 1994 desempendose como Ingeniero de Produccin seor. A partir de 1995 pas a depender de ASTRA C.A.P.S.A luego ASTRA REPSOL y a fines del 2000 se uni a la nueva Empresa Repsol-YPF hoy YPF S.A. desempendose como Ingeniero de Proyectos y Jefe de Ingeniera de Produccin de la U.E. Mendoza hasta diciembre del 2010. Con conocimientos en todos los sistemas de levantamiento artificial, operaciones de produccin, pulling y workover e instalaciones de superficie, particip de numerosos proyectos tales como: Evaluacin productiva de los yacimientos Vizcacheras y Puesto Hernndez durante la Licitacin de reas Centrales, Reconversin del sistema de extraccin de bombeo hidrulico por el de bombeo electrosumergible y mecnico en el Yacimiento La Ventana, Aplicacin de tecnologas no contaminantes en la produccin de petrleo sistema DOWS (Downhole Oil Water Separation System) en los Yacimientos La Ventana y Vizcacheras (Trabajo Publicado SPE 69408). Lider los Proyectos ESPRIFT y PCPRLI llevado a cabo entre Repsol-YPF y C-FER Technologies. Form parte del grupo que desarroll la tecnologa Disposicin y mtodo de bombeo alternativo con varillas huecas sin caera de produccin (Patente N 1226 AR). Particip en el Proyecto Offsore lider ando el DST con BES en el pozo Aurora X1. Fue autor y coautor de varios trabajos presentados en Workshop y Congresos de la Industria Petrolera. Ingeniero Mecnico UTN (Facultad Regional Crdoba 1980). En el ao 1981 obtuvo el ttulo de Post Grado Master Homologado en Especializacin en Explotacin de Yacimientos Rama Produccin en el Instituto del Petrleo de la UBA (Facultad de Ingeniera). 8. Sede: El curso se realizar en el agradable y tranquilo ambiente del Hotel Montaas Azules, ubicado en el corazn de la ciudad de Mendoza.

9. Informacin bsica del curso:PRECIO: $ 5500 + IVA Almuerzo incluido! FORMAS DE PAGO: Se encuentran detalladas en el botn de inscripcin.CUNDO: 12, 13 y 14 de noviembre de 2014, de 8:30hs a 17:30hs.DNDE: Hotel Montaas Azules, Per 1290, Mendoza, Argentina. Reservas: mazules@mazules.com.arQU INCLUYE: Certificado de asistencia, apunte, almuerzo, coffee breaks e Internet wi-fi. No incluye desayuno.INFORMES: MilagrosBrunini@ctisolari.com.arTELEFONOS: (+54)11.439047