Universidad Autnoma del Carmen

Facultad de QumicaIngeniera Petrolera

"SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIN DE HIDROCARBUROS"

PRESENTAN:

GUZMAN BARRERA KENY MANUEL DEL ANGEL CANO ALAN

TITULAR DE LA MATERIA

M.C. MILN CRDENAS MARA DEL CARMEN

Noviembre 2013

Universidad Autnoma del Carmen

Facultad de QumicaIngeniera Petrolera

"SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIN DE HIDROCARBUROS"

PRESENTAN:

GUZMAN BARRERA KENY MANUEL DEL ANGEL CANO ALAN REYMUNDO

TITULAR DE LA MATERIA

M.C. MILN CRDENAS MARA DEL CARMEN

Noviembre 2013

Objetivo general y objetivos especficos.

OBJETIVO GENERAL:Conocer y analizar los sistemas artificiales de produccin en yacimientos marinos, para conocer las caractersticas, ventajas y desventajas de cada uno, ya que son muy importantes para la recuperacin de las reservas estimadas.OBJETIVO ESPECFICO:Analizar los aspectos generales ms importantes que se deben considerar al momento en que se planea utilizar un sistema de bombeo.Identificar las caractersticas de cada uno de los sistemas artificiales utilizados en aguas profundas.Valorar la aplicacin de los sistemas artificiales de produccin en yacimientos marinos.

ndice Sistemas artificiales de produccin.NDICEIntroduccin.1. Tipos de plataformas.2.1. Plataforma fija2.2. Plataforma Tensin Legs.3.3. Plataforma autoelevable.4.4. Plataforma semisumergible.2. Sistemas artificiales.3.1. Qu son los sistemas artificiales de bombeo?3.2. Sistemas de bombeo superficiales.3.2.1. Bombeo electro centrfugo.3.2.2. Bombeo por cavidades progresivas.3.2.3. Bombeo mecnico.3.2.4 Bombeo neumtico. 3.2.5. Bombeo hidrulico.3.3. Sistemas de bombeo de aguas profundas.3.3.1. Bombeo multifsico.3.3.2. Compresin hmeda.3.3.3. Operaciones trmicas.II. Conclusiones.III. Bibliografa.

Introduccion. INTRODUCCION.La gran importancia de la industria petrolera, como generadora de energia y fuerte de ingresos del pais obliga al aprovechamiento maximo de cada yacimiento. Actualmente una parte importante de los yacimientos en explotacion a nivel mundial se encuentran en etapa madura, por lo que procurar su ptima explotacin es prioritario.Un campo maduro es aqul donde se ha rebasado el pico de produccin previsto en el esquema original de explotacin. Un campo que ha sido producido por ms de diez aos, est en declinacin, siendo el rejuvenecimiento una opcin costosa y menos atractiva que la explotacin de campos en desarrollo. Actualmente la recuperacin por medio de sistemas artificiales es crucial en la explotacin y produccin de la mayora de los pozos. En aguas profundas, los sistemas artificiales de bombeo juegan un papel de suma importancia para la extraccin de hidrocarburos pues las condiciones que manejan dichos pozos no son las idneas para su produccin total. Se utilizan diversos sistemas como el bombeo hidrulico, mecnico, electrocentrifugo, entre otros.El presente trabajo cubre aspectos de ingeniera petrolera para el desarrollo de campos que han alcanzado su pico de produccin o campos productores en una etapa de declinacin. Tal como el nombre indica ("sistemas artificiales de produccin"), este trabajo, podr servir de apoyo para generaciones futuras debido a la variedad y profundidad de los temas que toca.El capitulo uno presenta las principales plataformas utilizadas en aguas profundas y sus caractersticas, tambin una clasificacin de estas en funcin a la profundidad en las que pueden operar.El capitulo dos tiene por nombre sistemas artificiales. Se divide en superficiales y aguas profundas, explicando los tipos, sus caractersticas, ventajas, desventajas y el campo en el que se utilizan.

Captulo 1 Tipos de plataformas

CAPTULO 1

TIPOS DE PLATAFORMAS

Captulo 1 Tipos de plataformas

1.1. Plataforma fija.Fueron las primeras utilizadas han sido las preferidas en los yacimientos localizados en laminas de agua de hasta 200 m de profundidad. Generalmente las plataformas fijas se componen de estructuras modulares de acero, instaladas en el lugar de operacin con pilotes hincados en el fondo marino. Las plataformas fijas son proyectadas para recibir todos los equipos de perforacin, almacenaje de materiales, alojamiento del personal, as como todas las instalaciones necesarias a la produccin de los pozosLas plataformas fijas, en virtud de su inmovilidad, se crean para el uso a largo plazo. Hay muchos diseos posibles para stas plataformas permanentes. Las ventajas principales de estos tipos de plataformas son su estabilidad, pues al estar unidas al fondo del mar y del agua tienen una exposicin limitada al movimiento debido a las fuerzas del viento y del agua. Sin embargo, estas plataformas no se pueden utilizar en aguas extremadamente profundas, simplemente porque no son rentables

Figura 1.1.1 Plataforma fija de acero. Figura 1.1.2 Transporte de Jacket. Fuente: Total Professeurs Associs 2006. Fuente: Shell Deepwater Development Systems Inc.2005.1.2. Plataforma Tensin Legs (TLP)Una plataforma de piernas tensionadas es una estructura de flotacin verticalmente amarrada, usada normalmente para la produccin costa afuera de petrleo o de gas y se adapta particularmente para las profundidades de agua mayor de 300 metros.Una TLP es una estructura flotante mantenida en el lugar por tubos o correas de acero tensionados fijados a bases enterradas en el fondo del mar (figura 1.2.1). La Captulo 1 Tipos de plataformastensin impuesta por tales tendones suprime muy eficazmente el movimiento de la plataforma. Al igual que los sistemas fijos, las cubiertas de los TLP incorporan generalmente un amplia capacidad de perforacin y terminacin. Son aptos para terrenos explotados a travs de un solo centro de perforacin

Figura 1.2.1 Plataforma de patas tensionadas.Fuente: Shell Offshore Inc.2007

1.3. Plataforma autoelevable.Se componen bsicamente de una balsa equipada con una estructura de apoyo o piernas que, accionadas de forma mecnica o hidrulica, son sumergidas hasta alcanzar el fondo del mar. En seguida, se inicia la elevacin de la plataforma sobre el nivel del agua, a una altura segura y fuera de la accin de las olas. Estas plataformas son mviles, pueden ser transportadas por remolcadores o por propulsin propia . Se destinan a la perforacin de pozos exploratorios en la plataforma continental, en lamina de agua con una profundidad de 5 a 130 m

Figura 1.3.1 Plataforma Jack-Up Fuente: Total Professeurs Associs 2006

Captulo 1 Tipos de plataformas1.4. Plataforma semisumergible. Las plataformas semisumergible tienen pierna con la suficiente flotabilidad para hacer la estructura flotar, pero con el peso suficiente para mantener la estructura vertical (figura 1.4.1). Proporcionan excelente estabilidad en los mares speros y/o profundos. Los aparejos semisumergible se pueden mover de un sitio a otro; y puede ser estabilizado hacia arriba o hacia abajo alterando la cantidad de inundar en los tanques de flotabilidad; son anclados generalmente con cadena, cuerda de alambre y/o cuerda del polister durante operaciones de perforacin, aunque pueden tambin ser mantenidos en el sitio por el posicionamiento dinmico. Los semisumergible se pueden utilizar con profundidades a partir de 180 hasta 10 600 metros

Figura 1.4.1 Plataforma semisumergible.Fuente: total Professeurs Associs 2006.

Captulo 2 Sistemas artificiales

CAPTULO 2

SISTEMAS ARTIFICIALES

Captulo 2 Sistemas artificiales

2.1 Qu son los sistemas artificiales de produccin?Normalmente la extraccin del petrleo se efecta utilizando la presin natural del yacimiento, la cual hace que el crudo emerja a travs de un tubo de produccin hacia la superficie. Cundo esta presin ya no es suficiente para que el crudo salga es necesario emplear un sistema artificial de produccin acorde a las necesidades y demandas del pozo.Los sistemas artificiales de produccin son aquellos mtodos empleados para proveer de energa extra al yacimiento con la finalidad de vencer las prdidas de presin del pozo. Existe una gran variedad de sistemas artificiales de produccin los cuales facilitan la extraccin dependiendo de las caractersticas del pozo. El objetivo de utilizar un sistema artificial es incrementar la ganancia, sin la mxima produccin, con los mismos costos operativos, inversin minimizada, con fallas nulas tanto en equipo como en produccin, y la reduccin de tiempos de espera.

Figura 2.1.1 Plataforma costa sitiada en un pozo convencional.Captulo 2 Sistemas artificiales

Actualmente existen varios tipos de bombeo, segn Boremann (2010) se pueden clasificar en dos tipos: los sistemas de bombeo superficiales y los sistemas de bombeo para aguas profundas

2.2. Sistemas de bombeo superficiales:Los primeros son utilizados tanto en tierra como en instalaciones costa fuera. Debido a que estn en un entorno ms apto, el mantenimiento de estos sistemas es ms sencillo y continuo, usualmente dado por personal en un perodo de tiempo establecido Dentro los sistemas superficiales podemos encontrar: 1. Bombeo electro centrfugo.2. Bombeo por cavidades progresivas.3. Bombeo mecnico.4. Bombeo hidrulico.5. Bombeo neumtico.

2.2.1 Bombeo electro centrfugo.Este sistema es uno de los ms usados mundialmente. Es eficiente para levantar altos volmenes de fluidos a grandes profundidades, sin embargo el equipo es complejo y tiene un costo alto, por lo cual se requiere de una supervisin constante para evitar problemas.Segn Bernardo Garca (2010) El principio fundamental es levantar el fluido hasta la superficie, mediante la rotacin centrifuga de la bomba electro sumergible. La potencia requerida es subministrada por un motor electico que se encuentra ubicado Captulo 2 Sistemas artificialesen el fondo del pozo, la corriente elctrica es enviada desde la superficie y es conducida a travs de un cable de potencia.

Figura2.2.1 Bombeo electro centrfugo. Se muestran los componentes del equipo.Las ventajas que contiene este sistema artificial de bombeo son los altos costos de produccin, el manejo de crudo viscoso, el sensor aporta informacin primordial, maneja altos cortes de agua, maneja slidos y arena en dimetros pequeos, puede aplicarse en plataformas costa fuera.As como las ventajas de usar ese sistema son varias, hay desventajas en igual cantidad; stas son: Costos de inversin elevados, requiere de energa elctrica constante, no puede manejar altas RGA, no maneja slidos a grandes dimensiones, su operacin requiere de tcnicos especializados, altos costos de operacin y mantenimiento, el cable de potencia presenta fallas a la temperatura, corrosin o por mal manejo del mismo. No es rentable a pozos de baja produccinCaptulo 2 Sistemas artificiales

2.2.2. Bombeo por cavidades progresivas.Es un sistema que consta de una bomba de desplazamiento positivo instalada en el fondo del pozo, la cual se acciona por rotacin y transporta fluidos desde el subsuelo hasta la superficie.Segn Noem Aguilar (2010) este sistema de bombeo est basado en el principio de tornillo de Arqumedes. Consta en esencia de dos engranajes helicoidales interiores entre s, denominados rotor y estator.Bombeo por cavidades progresivas. En la imagen 2.2.2. se muestran los componentes de este sistema.Las ventajas de este sistema son la clara razn de por qu es uno de los ms usados en Mxico; fcil manejo del sistema, maneja crudos de alta y baja viscosidad, bajo impacto ambiental, bajo consumo de energa elctrica, manejo de agua y slidos y baja presencia de gas, y bajos costos de instalacin, operacin y mantenimiento. Las desventajas de este sistema son pocas; incapacidad de los elastmeros a soportar la temperatura y la presencia de aromticos, el desgaste de varillas en pozos desviados y horizontales, y est limitado a la profundidad. Figura 2.2.2 Bombeo de cavidades progresivas.

Captulo 2 Sistemas artificiales

2.2.3. Bombeo mecnico.Este sistema transmite energa mediante un movimiento ascendente y descendente, por medio de varillas de succin desde la superficie hasta la bomba colocada en el fondo del pozo permitiendo que el fluido pase por la TP. En la imagen 2.2.3. Se muestran los componentes del equipo empleado en este sistema.Las ventajas de este bombeo son; bajo costo de instalacin, operacin y mantenimiento, maneja crudos viscosos, maneja altos porcentajes de agua, su diseo es poco complejo, control de la produccin en la superficie, puede ser monitoreado de manera remota, no hay prdidas de fluidos por paros de energa.De manera que este bombeo es un tanto sencillo las desventajas claras; Manejo nulo de slidos, no maneja RGA, desgaste de varillas, decrece con la profundidad, el equipo es pesado y voluminoso.

Figura 2.2.3 Bombeo mecnico.

Captulo 2 Sistemas artificiales2.2.4 Bombeo neumticoEn este mtodo de produccin se inyecta gas a alta presin desde la superficie hasta un punto dentro del fondo del pozo, esto se realiza con la finalidad de aligerar la columna hidrosttica en la TP y as llevar el fluido desde la formacin hasta la superficie. La inyeccin de gas puede realizarse a travs de una perforacin en la TP, una vlvula calibrada o una tubera flexible colgada. Dentro del bombeo neumtico podemos encontrar dos tipos:1. Bombeo neumtico continuo.2. Bombeo neumtico intermitente.Las diferencias son que en el bombeo neumtico continuo se aprovecha la energa del gas de formacin, y, la columna de lquido se gasifica para mantener el pozo en produccin con la energa existente en el yacimiento. Mientras que en el bombeo neumtico intermitente se utiliza para manejar bajas tazas de produccin. Se desplaza el tapn con la energa del gas comprimido y la energa del yacimiento se encarga de aportar el tapn de lquido al pozo.

Figura 2.2.4 Bombeo neumtico intermitente en 3 etapas. Se muestra cmo funciona este mtodo.

Captulo 2 Sistemas artificialesLas ventajas de este bombeo son, segn Noem Aguilar (2010), bajos costos de operacin y mantenimiento, maneja grandes volmenes de produccin fcilmente, puede trabajar en pozos con elevada produccin de arena, equipo de subsuelo sencillo, no es afectado por el grado de desviacin del pozo, maneja presencia de agua, y maximiza el uso del gas disponible en el yacimiento. Mientras que las desventajas son; Una fuente de gas confiable, alto costo inicial por los equipos de compresin de gas en superficie, la RT debe soportar una alta presin de gas, se requiere de una relativa a moderada presin en el yacimiento, no es aplicable en pozos de crudo viscoso, no es aplicable para pozos con ms de 10000 ft.

2.2.5 Bombeo hidrulico. Este sistema artificial es utilizado para elevar fluidos desde el fondo del pozo hasta el cabezal de produccin, esto se logra mediante la inyeccin de flujo presurizado que va a transmitir potencia a la bomba de subsuelo. Las ventajas de este sistema son; fcil manejo, fcil reparacin de campo, puede usarse en pozos desviados, flexible al usarse en zonas de difcil acceso, costa fuera y en zonas urbanas, alto rango de produccin, el costo de inversin es bajo, la recuperacin de las bombas se hace por circulacin inversa. Mientras que su desventajas son; el alto coste de combustible y energa, tratamiento de fluido motriz, desconocimiento y baja promocin del sistema, disminuye la eficiencia en presencia de gas y slidos, y no es recomendable en pozos con alto RGA.

Figura2.2.5 Bombeo hidrulico. Se muestra los componentes de este sistema.Captulo 2 Sistemas artificiales2.3 Sistemas de bombeo en aguas profundas. Estos sistemas son nuevos y en s, son una combinacin de los sistemas de bombeo superficiales, con la diferencia de que stos se encuentran sumergidos o son empleados mediante embarcaciones. Dentro de estos sistemas de bombeo podemos encontrar: 1. Bombeo multifsico.2. Compresin hmeda.3. Operaciones trmicas.

2.3.1. Bombeo multifsico.Este sistema es una combinacin entre el bombeo neumtico e hidrulico, empleado en pozos con ms de 500m de profundidad. Se establece en el suelo marino y los hidrocarburos salen a la superficie por medio de tuberas conectadas a barcos.Consiste en diferentes bombas conectas a un mismo ducto, desarrollando diferentes funciones al mismo tiempo. Mientras una inyecta gas, otra extrae los hidrocarburos, despus de extraerlos, otra bomba los separa mandando por una tubera el gas, para reutilizarlo o quemarlo, por otra se enva agua con slidos y por una ltima tubera se envan los hidrocarburos.

Figura 2.3.1 Bombeo multifsico. La imagen muestra cmo trabajan las bombas empleadas en este mtodo.

Captulo 2 Sistemas artificialesLas ventajas que tiene este mtodo son; la eficiencia y rapidez del sistema, por ser un sistema sellado no se presentan fugas o prdidas de componentes, su costo de es relativamente bajo. Dentro de las desventajas podemos encontrar; la dificultad para dar mantenimiento a las bombas, el alto costo de instalacin y costo de operaciones. 3.3.2. Compresin trmica.Este mtodo es poco usado. Se utilizan las mismas pautas para disear un sistema de bombeo multifsico con el fin de servir como compresor de gas hmedo. Sin embargo, la unidad para el servicio de compresin de gas hmedo debe garantizar el manejo de la expansin trmica y los rpidos cambios de temperatura.3.3.3. Operaciones trmicas.El proceso de estimulacin cclico de vapor, o soplar y resoplar, requiere solo un pozo. Cada ciclo consta de dos fases. Primero se inyecta el vapor durante varias semanas para calentar el petrleo. Luego, durante la fase de produccin, el petrleo fluir dentro del hueco y se bombea a la superficie tpicamente con balancines. Otro ciclo de inyeccin comienza cuando el enfriamiento del yacimiento hace que la produccin descienda del nivel aceptable. El drenaje por gravedad asistido con vapor requiere dos pozos horizontales a poca distancia entre s en el yacimiento. El vapor se inyecta de manera constante en el pozo superior, movilizando el petrleo para que drene hacia el pozo inferior, donde se bombea hacia la superficie. El flujo tpico de pozo incluye vapor saturado y agua condensada, cantidades pequeas de bitumen y gas, incluyendo metano, CO2 Y H2S. Cuando los sistemas de bombeo multifsico se utilizan para recolectar gas hmedo desde el espacio anular de las tuberas de revestimiento.

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