Sistemas Artificiales de Producción clase 1
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Sistemas Artificiales de
Producción
1 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Objetivo.
El alumno conocerá y aplicará los fundamentos,
métodos de diseño y evaluación de los sistemas
artificiales de producción usados en la industria
petrolera para prolongar la vida productiva de
los pozos.
2 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Temario:
I. Antecedentes y conceptos.
II. Sistemas de bombeo neumático.
III. Sistemas de bombeo mecánico.
IV. Sistemas de bombeo eléctrico.
V. Sistemas de bombeo hidráulico y
sistemas de bombeo alternos.
3 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Expectativas:
Al final del curso el alumno podrá seleccionar y
diseñar la alternativa de sistema artificial de
producción más adecuada para un campo.
4 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Sistema de Evaluación:
1ra Evaluación 2da Evaluación 3ra Evaluación
•Exámenes 80%
•Tareas 20%
•Exámenes 80%
•Tareas 20%
•Exámenes 40%
•Proyecto final 40%
•Tareas 20%
Todas las tareas son a mano.
Una vez iniciada la clase no se permitirá el acceso al salón.
5 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Resumen de artículos.
• Nombre del alumno
• Título
• Autor
• Resumen del artículo en dos cuartillas
• Opinión
6 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Introducción.
1. Pozos Fluyentes.
2. Necesidad de los sistemas artificiales de producción.
3. Sistemas existentes y su rango de operación.
7 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Tarea: Realizar los siguientes
resúmenes.
Tarea 1 ◦ Hacer un resumen del artículo “A Nodal Approach for Applying Systems
Analysis to the Flowing and Artificial Lift Oil or Gas Well” de Joe Mach, Eduardo Proano, Kermit E. Brown.
Tarea 2 ◦ “Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells”
J . V V . Vogel, Member AIME
Tarea 3 ◦ “How to accurately predict future well productivities”
◦ James R. Eickmeier,
◦ Shell Canada Limited, Edmonton, Alberta, Canada
8 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Enviar correo a:
Asunto: ESIA Nombre del Alumno.
9 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Necesidad de los sistemas
artificiales de producción
10 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Ciclo de vida de los proyectos de
Exploración y Producción
PR
OD
UC
CIÓ
N
TIEMPO
EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN
Evaluación del
Potencial
Incorporación de reservas y
Delimitación de Campos
Desarrollo Recuperación Mejorada Optimización Abandono
Región Norte
Región Sur
Región Marina
Ku-Maloob-Zaap
Samara-Luna
Bellota-Jujo
Litoral de Tabasco
Abkatún, Pol-Chuc
Cinco Presidentes
Cantarell
Muspac
PR-Altamira
Chicontepec
11
Etapas del proceso de Explotación:
Perfil de producción de un yacimiento
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018
Base
Mantenimiento de presión
Desarrollo
Historia
Reparaciones BEC
Pro
du
cció
n d
e a
ceit
e,
MB
PD
12 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Campos Maduros
Campos maduros son aquéllos que han alcanzado el pico de su
producción y comienza su etapa de declinación.
Más del 48% de la producción mundial proviene de campos
maduros.
70% de la producción acumulada proviene de campos con más de
30 años de explotación.
13 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Necesidad de los sistemas artificiales
de producción
Inicio de explotación Pozos Fluyentes
Con el tiempo la energía del yacimiento disminuye
Tiempo (años)
P (
kg/
cm2)
Pwf
Pwh
14
Gradiente de presión
15 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Tarea 4
1. Definir que es un aparejo de producción.
2. Definir los tres tipos de instalaciones de los aparejos de
producción: abierta, semicerrada y cerrada y elaborar un
dibujo de cada uno.
3. Hacer un resumen de los siguientes sistemas de producción:
a) Bombeo neumático.
b) Bombeo hidráulico.
c) Bombeo electrocentrífugo.
d) Cavidades progresivas.
e) Bombeo mecánico.
16 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Sistemas artificiales de producción
DEFINICIÓN: Son equipos adicionales a la
infraestructura de un pozo, que suministran
energía adicional a los fluidos producidos por el
yacimiento desde una profundidad determinada.
TIPOS DE SISTEMAS ARTIFICIALES:
- Bombeo neumático: continuo e intermitente.
- Bombeo mecánico.
- Bombeo cavidades progresivas.
- Bombeo electrocentrífugo.
- Bombeo hidráulico.
- Émbolo viajero.
17 Ing. Rogleio Legorreta Romero
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.
•El equipo superficial puede centralizarse en una estación.
•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 líquido altos.
•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.
18 Ing. Rogleio Legorreta Romero
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.
•El equipo superficial puede centralizarse en una estación.
•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.
•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.
19 Ing. Rogleio Legorreta Romero
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.
20 Ing. Rogleio Legorreta Romero
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.
•El equipo puede ser centralizado en un sitio.
Desventajas:
•Mantenimiento del fluido motor limpio.
•Condiciones peligrosas al manejar aceite a alta presión en líneas.
•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.
21 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Bombeo electrocentrífugo
Ventajas:
•Buena habilidad 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.
22 Ing. Rogleio Legorreta Romero
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.
23 Ing. Rogleio Legorreta Romero
1. La instalación de los sistemas artificiales de producción obedece a razones
económicas y técnicas.
2. Antes de instalar un sistema artificial, es conveniente tener un estudio
económico que compare todos los sistemas artificiales bajo las siguientes
premisas: Inversión inicial, vida útil del sistema, costos de operación,
producción esperada, costos y duración de intervenciones a pozos, producción
diferida por intervenciones y estadística de fallas de los sistemas.
3. Es conveniente realizar un estudio de análisis de riesgo, el cual debe incluir un
análisis estadístico de fallas, así como un análisis de riesgo operativo al
intervenir los pozos.
4. Deben revisarse las características geométricas de los pozos, las propiedades
de los fluidos producidos, la posible formación de depósitos orgánicos e
inorgánicos, la posible producción de arena, la temperatura de los pozos, la
producción de gases amargos y la profundidad de media de los pozos, con la
finalidad de escoger el sistema adecuado a las condiciones de los pozos.
5. Con el estudio económico, el estudio de riesgo y el estudio técnico, se está en
posibilidad de elegir el sistema indicado para las condiciones específicas
esperadas. Este estudio puede ser considerado como un estudio de factibilidad.
Sistemas artificiales de producción
24 Ing. Rogleio Legorreta Romero
Campo X
BN
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
25 Ing. Rogleio Legorreta Romero
N
S
W E
TOTAL
REGIONES MARINAS
REGIÓN SUR
REGIÓN NORTE
Sistemas artificiales usados en México
Gas lift 686
Sucker rod pumping 482
Electric submersible pumping 0
Total 1168
Gas lift 1236
Sucker rod pumping 608
Electric submersible pumping 2
Total 1846
Gas lift 299
Sucker rod pumping 126
Electric submersible pumping 0
Total 425
Gas lift 251
Sucker rod pumping 0
Electric submersible pumping 2
Total 253
Source: Estado de Pozos al mes de Enero 2005 26 Ing. Rogleio Legorreta Romero