Bombeo Neumatico Autoabastecido

SISTEMA DE BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO

CON LA FINALIDAD DE SEPARAR, RECTIFICAR, MEDIR,

COMPRIMIR E INYECTAR GAS NATURAL HMEDO

AMARGO EN POZOS PETROLEROS DE LA REGIN SUR

MANEJANDO PRODUCCIN DE GAS Y ACEITE

MONOGRAFA QUE PRESENTA:

SERGIO SNCHEZ DE LA CRUZ

PARA OBTENER EL TTULO DE:

INGENIERO QUMICO PETROLERO

H. Crdenas, Tabasco, Mxico, Marzo 2015.

UNIVERSIDAD DEL PUEBLO Y PARA EL PUEBLO

Bombeo Neumtico Autoabastecido Ingeniera Qumica Petrolera

1

NDICE

CAPTULO I

ndice 1

Introduccin. 11

1.1 Delimitacin del tema..... 13

1.2 Justificacin.. 13

1.3 Objetivos... 13

1.4 Definicin de trminos.... 14

CAPTULO II

OPTIMIZACIN DE LA PRODUCCIN

2.1 Sistema integral de produccin. 19

2.1.1 Optimizacin del sistema integral de produccin... 21

2.2 ndice de productividad y comportamiento de flujo 23

2.3 Eficiencia de flujo. 24

2.4 Anlisis nodal... 24

2.4.1 Comportamiento de flujo a travs de la tubera de produccin (TP)... 26

2.5 Sistema artificial de produccin 27

2.5.1 Eficiencia de levantamiento entre diferentes sistemas artificiales de

produccin...

32

2.6 Sistema de bombeo neumtico 33

2.6.1 Bombeo neumtico continuo. 34

2.6.2 Bombeo neumtico intermitente 35

2.6.3 Bombeo neumtico autoabastecido. 37

2.7 Sistema de bombeo mecnico.. 41

2.8 Sistema de bombeo de cavidades progresivas. 42

2.9 Bombeo electrocentrfugo sumergido.. 44

2.10 Bombeo hidrulico 45

2.10.1 Bombeo hidrulico tipo pistn. 47

2.10.2 Bombeo hidrulico tipo JET. 49


2

2.11 mbolo viajero... 50

2.12 Sistemas combinados.. 52

2.13 Determinacin del momento oportuno para instalar un sistema artificial

de produccin.

53

2.14 Consideraciones para la seleccin de un sistema

artificial de produccin..

54

2.15 Principio de operacin del bombeo neumtico autoabastecido 58

2.15.1 Limitaciones del bombeo neumtico autoabastecido.. 60

2.16 Instalaciones de bombeo neumtico autoabastecido. 61

2.16.1 Instalacin abierta. 62

2.16.2 Instalacin semicerrada 62

2.16.3 Instalacin para la inyeccin de gas por medio de tubera flexible... 64

2.16.4 Instalaciones Macaroni. 64

2.16.5 Instalaciones duales.. 66

CAPTULO III

PRINCIPALES CONSIDERACIONES DE DISEO DEL BNA

3.1 Mecanismos de empuje y propiedades de los fluidos... 68

3.1.1 Empuje por gas disuelto.. 69

3.1.2 Empuje por casquetes de gas 70

3.1.3 Empuje por entrada de agua.. 71

3.1.4 Empujes combinados.. 72

3.2 Requerimientos en el diseo del pozo. 72

3.3 Consideraciones en las instalaciones superficiales... 73

3.3.1 Lnea de carga al separador.. 73

3.3.2 Volumen de gas de inyeccin 73

3.3.3 Capacidad del separador 74

3.3.4 Seleccin de compresor.. 74

3.3.5 Requerimientos de gas de inyeccin 75

3.4 Consideraciones de diseo del bombeo neumtico autoabastecido.. 76


3

3.5 Principales parmetros para la seleccin del equipo de compresin

adecuado para la implementacin del BNA...

77

3.6 Instalacin de un sistema BNA. 77

CAPTULO IV

BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO

4.1 Parmetros monitoreados durante la operacin 92

4.2 Parmetros necesarios antes de aplicar BNA en un pozo petrolero.. 94

4.2.1 Factores que afectan la seleccin del pozo candidato a BNA.. 94

4.3 Ventajas del BNA. 95

4.4 Desventajas del BNA.. 95

CAPTULO V

EVALUACIN TCNICA DEL BNA

5.1 La regin Sur.. 96

5.2 El BNA en la regin Sur 97

5.3 Simulacin de pozos con y sin BNA.. 98

5.3.1 Inicio de la simulacin de dos pozos con BNA en el activo integral

Bellota-Jujo

99

5.3.1.1 Datos del pozo 1 antes de instalar el BNA. 100

5.3.1.2 Simulacin del pozo 1 antes de instalar BNA 102

5.3.1.3 Datos del pozo 1 despus de instalar BNA 116

5.3.1.4 Simulacin del pozo 1 con BNA... 118

5.3.1.5 Datos del pozo 2 antes de instalar BNA. 123

5.3.1.6 Simulacin del pozo 2 antes de instalar BNA 126

5.3.1.7 Datos del pozo 2 despus de instalar BNA 134

5.3.1.8 Simulacin del pozo 2 con BNA.. 136


4

CAPTULO VI

ANLISIS DE LOS RESULTADOS

6.1 Anlisis de resultados del BNA.. 143

6.2 Comprobacin de la simulacin y la produccin real. 144

6.3 Margen de error en la simulacin del pozo 1.. 145

6.4 Margen de error en la simulacin del pozo 2.. 145

6.5 Anlisis de resultados del antes y despus del BNA. 146

6.6 Costos de operacin de BNA.. 148

Conclusiones.. 151

Recomendaciones. 153

NDICE DE FIGURAS

CAPTULO II


2.1 Sistema integral de produccin. 20

2.2 Principales cadas de presin presentes en el SIP 22

2.3 Prdidas de presin y nodos principales en el SIP 26

2.4 Prdidas de presin en funcin del gasto para varias RGL. 27

2.5 Factores que afectan la seleccin de un SAP 29

2.6 Efecto de los Sistemas Artificiales de Produccin. 31

2.7 Eficiencia de los diferentes Sistemas Artificiales de Produccin. 32

2.8 BN Continuo. 35

2.9 BN Intermitente 36

2.10 Bombeo Neumtico Autoabastecido.. 37

2.11 Bombeo Neumtico Autoabastecido con TF Pozo Vernet 259. 40

2.12 Bombeo Neumtico Autoabastecido con Inhibidor de corrosin

Pozo Mora 22..

40

2.13 BM Convencional.. 41


5

2.14 Bombeo de Cavidades Progresivas... 43

2.15 Bombeo Electrocentrfugo Sumergido... 45

2.16 Sistema de Bombeo Hidrulico... 47

2.17 Operacin del Bombeo Hidrulico tipo Pistn.. 48

2.18 Principales elementos de la Bomba tipo Jet. 50

2.19 Equipo de fondo para BN con mbolo de elevacin 51

2.20 Principio de operacin del BNA.. 59

2.21 Tipos bsicos de instalaciones de BN... 63

2.22 Inyeccin de N2 en pozo Topen 3 a travs de TF mientras se realiza la

instalacin para la puesta en marcha del BNA.

64

2.23 Instalacin Macaroni. 66

2.24 Instalacin Dual con tuberas paralelas. 67

CAPTULO III


3.1 Empuje por casquete de gas. 70

3.2 Empuje por entrada de agua. 71

3.3 Curva de rendimiento del BN. Requerimientos de Presin del

Gas de Inyeccin

76

3.4 Diagrama de ubicacin de equipos para un BNA

(Pozo Pareto 4)............................................................................................

78

3.5 Isomtrico de amarre a pozo para un BNA

(Pozo Pareto 4).

79

CAPTULO IV

BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO

4.1 Separador Bifsico.. 82

4.2 Rectificador de gas.. 82

4.3 Tubera flexible. 83

4.4 Panel de control del MTC... 84


6

4.5 Regulacin de gas requerido a travs del panel de control. 85

4.6 Vlvula reguladora de gas. 85

4.7 Turbina de medicin de los BPD.. 86

4.8 Turbina de medicin de los BPD.. 87

4.9 Panel de control del motor del MTC. 88

4.10 Compresor.. 89

4.11 Inyeccin inhibidores de corrosin. 89

4.12 cuarto de mquinas.. 90

4.13 Sistema de tanques L.P... 91

4.14 Equipo motocompresor mvil para BNA 91

4.15 Grfica de presin con sistema BNA empleado en pozo

Puerto Ceiba 120

93

CAPTULO V


5.1 Extensin de la Regin Sur. 96

5.2 Ubicacin de los activos integrales de la Regin Sur. 97

5.3 Seccin estructural de los pozos 1 y 2.. 99

5.4 Estado mecnico Pozo 1. 101

5.5 Modelo del pozo 1. 102

5.6 Datos en la terminacin vertical del Pozo 1.. 103

5.7 Configuracin del perfil de desviacin de TP 104

5.8 Configuracin del perfil geotrmico de TP 104

5.9 Configuracin de la tubera.. 105

5.10 Configuracin de la apertura del estrangulador 12 106

5.11 Configuracin de las propiedades del aceite.. 106

5.12 Gradientes de presin y temperatura.. 107

5.13 Seleccin de las correlaciones de flujo 108

5.14 Ajuste de las correlaciones de flujo.. 109

5.15 Parmetros para el ajuste de datos. 110


7

5.16 Seleccin de la correlacin a ajustar... 110

5.17 Datos para la simulacin del ajuste. 111

5.18 Ajuste de datos con la correlacin de Beggs y Brill Original 112

5.19 Ajuste de datos con la correlacin de Beggs y Brill Revisada. 113

5.20 Anlisis nodal... 114

5.21 Curva de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte

del Pozo 1.

114

5.22 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad de transporte

para el aceite

115


para el gas.

115

5.24 Estado mecnico del Pozo 1 con TF de 112 117

5.25 Datos de la terminacin vertical 118

5.26 Configuracin de la inyeccin de gas por TF 112 119

5.27 Configuracin de la apertura del estrangulador de

34........................................................................................

119


5.29 Gradiente de presin y temperatura 121

5.30 Ajuste de datos para la correlacin de Beggs y Brill revisada. 121


de Pozo 1 con BNA.

122


para el aceite con BNA

122


para el gas con BNA

123

5.34 Estado mecnico del pozo 2 antes de instala BNA... 125

5.35 Modelo del pozo 2 antes de instalar BNA... 126

5.36 Datos en la terminacin vertical del Pozo 2 127

5.37 Datos de TP del Pozo 2. 128

5.38 Configuracin de la apertura del estrangulador 34... 128


8


5.40 Correlaciones de flujo utilizadas en la simulacin. 130

5.41 Anlisis nodal del Pozo 2 antes de instalar BNA... 131

5.42 Comportamiento de afluencia y capacidad de transporte

del pozo 2..

132

5.43 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad

de transporte del aceite..

132

5.44 Curvas de comportamiento de afluencia y capacidad

de transporte del gas...

133

5.45 Estado mecnico del pozo 2 con un disparo puncher.. 135

5.46 Datos de la terminacin vertical del Pozo 2 con BNA... 136

5.47 Datos de TP del Pozo 2. 137

5.48 Propiedades del gas de inyeccin Se configura la apertura

del estrangulador.

137

5.49 Configuracin de la apertura del estrangulador 1 138


5.51 Correlaciones de flujo por defecto 139

5.52 Anlisis Nodal del Pozo 2 con BNA. 139


del pozo 2 con BNA.

140


para el aceite con BNA

140


para el gas con BNA

141


9

NDICE DE TABLAS

CAPTULO II


2.1 Ejemplos de algunos factores que afectan a un Sistema

Artificial de Produccin..

30

2.2 Productividad del pozo y Sistema Artificial recomendado 56

2.3 Profundidad del pozo para el Sistema Artificial recomendado. 57

2.4 Problemas que influyen al elegir el Sistema Artificial

de Produccin.

58

2.5 Capacidad de la tubera en funcin a su dimetro. 65

CAPTULO III


3.1 Condiciones de operacin segn tipo de compresor. 75

CAPTULO V


5.1 Resultados de prueba presin produccin del Pozo 1 antes

de instalar BNA.

102

5.2 Resultados de la simulacin del Pozo 1 116

5.3 Resultados de prueba presin produccin del Pozo 1 con BNA... 118

5.4 Resultados de la simulacin del Pozo 1 con BNA... 123

5.5 Resultados de la prueba presin produccin del Pozo 2 124

5.6 Resultados de la simulacin del Pozo 2 antes de instalar BNA 133

5.7 Resultados de la prueba presin produccin de pozo 2 con BNA 134

5.8 Resultados de la simulacin del Pozo 2 con BNA... 141

5.9 Produccin real y simulada de los pozos.. 142


10

CAPTULO VI

ANLISIS DE LOS RESULTADOS

6.1 Comparacin de resultados de la simulacin del pozo 1 y 2. 146

6.2 Porcentaje de incremento de los gastos de produccin antes y despus

de aplicar BNA..

147

6.3 Costo de la renta diaria del BNA. 149

6.4 Costo de operacin diaria pozo 1... 149

6.5 Costo de operacin diaria pozo 2... 150


11

INTRODUCCIN

La mayora de los pozos terminados en zonas productoras de aceite, fluirn

naturalmente durante un cierto periodo de tiempo despus de que comiencen a

producir. La presin del yacimiento y la presencia de gas proveern de la energa

suficiente para llevar el fluido a la superficie en un pozo fluyente.

Mientras el pozo produzca, la energa del yacimiento se ir consumiendo hasta un

punto en donde no ser suficiente para producir los fluidos hasta la superficie por

su propia cuenta y el pozo dejar de fluir.

Cuando la energa del yacimiento es baja para que el pozo fluya o el gasto de

produccin deseado o de diseo pueda ser mayor al que actualmente produce el

pozo como fluyente, entonces se puede pensar en la instalacin de un Sistema

Artificial de Produccin (SAP). Los SAP s son considerados equipos adicionales al

aparejo de produccin de un pozo, los cuales suministran energa adicional a los

fluidos producidos por el yacimiento, desde una profundidad dada. Se han creado

con la finalidad de continuar la explotacin del yacimiento cuando en ste ha

declinado la presin y para descargar la produccin de hidrocarburos hasta la

superficie a una batera de separacin. Para tomar la decisin de instalar un SAP,

hay que considerar un anlisis econmico del proyecto en el cual se considera la

aplicacin del sistema, en el que se demuestre que las ganancias por el aumento

de la produccin gracias a la instalacin del Sistema Artificial de Produccin, cubre

perfectamente los gastos de dicha instalacin.

La instalacin de un SAP, no depende directamente de la etapa de explotacin del

campo, ya que un SAP puede ser instalado y puesto en operacin desde el inicio

de la explotacin del mismo ya que hay pozos que desde su primera etapa de

explotacin no aportan hidrocarburos y es cuando se opta por un sistema artificial

de produccin, siempre y cuando se haya tratado de optimizar el mismo con

mtodos ms econmicos como son la optimizacin del SIP, ya que cuando un

pozo deja de producir no siempre se debe pensar en primera instancia en instalar

un SAP.


12

Para que un pozo sea candidato para la instalacin de un sistema de bombeo

neumtico autoabastecido necesita tener en primera instancia una RGA adecuada

para el funcionamiento ptimo del mismo, ya que en algunos casos el pozo

candidato no aporta el suficiente gas para ser comprimido y reinyectado para

vencer la presin de fondo o en dados casos no llegar a la presin de inyeccin

suficiente por el poco volumen de gas manejado, o en su defecto algunos pozos

aportan demasiado gas que lo nico que se logra es recircularlo y no tener la

produccin de aceite esperada.

El sistema BNA es un sistema sumamente rentable a en comparacin con el N2,

es por ello que ha sido un SAP empleado con frecuencia actualmente en la regin

sur de Mxico.

Por otro lado el bombeo neumtico autoabastecido puede ser empleado en

cualquier locacin debido a su flexibilidad operativa, es decir: separar, rectificar,

medir, comprimir e inyectar gas natural hmedo amargo en pozos petroleros es su

objetivo, todo esto llevndose a cabo en el mismo sitio en tiempo real.

A diferencia de un bombeo neumtico convencional, este no ocupa redes de BN

para la inyeccin de gas, por lo que es ms rentable y sobre todo se reduce la

quema de gas hacia la atmosfera y por consecuente se reduce la contaminacin al

medio ambiente.

El bombeo neumtico autoabastecido fue inventado y presentado por primera vez,

por el M.I. Jos ngel Gmez Cabrera en el ao de 1998.

El presente proyecto se lleva a cabo gracias a la investigacin y a la estancia en

una empresa pionera que implementa hasta la fecha est tecnologa en la regin

sur de Mxico; en el cual se detallan a continuacin las principales

consideraciones de diseo para el BNA, filosofa de operacin, componentes

necesarios para la operacin, as como anlisis de simulaciones hechas

anteriormente a este proyecto donde se comprueba que el BNA es un sistema

eficiente y rentable.


13

CAPTULO I

1.1 DELIMITACIN DEL TEMA

El presente proyecto de investigacin tiene lugar de desarrollo en la regin sur de

la repblica mexicana, en la cual el bombeo neumtico autoabastecido ha sido

implementado para la reactivacin de pozos depresionados. La Regin Sur est

integrada por cinco activos integrales de produccin que son: Bellota-Jujo, Cinco

Presidentes, Macuspana, Muspac y Samaria Luna.

1.2 JUSTIFICACIN

El bombeo neumtico autoabastecido (BNA) ha sido implementado con mucho

xito en la regin sur de la repblica mexicana, por lo que es importante dar a

conocer la filosofa de operacin de este sistema artificial de produccin, el cual es

una tecnologa sumamente rentable si la energa de un pozo queremos reactivar

con el mismo gas amargo que el pozo aporta para la produccin de hidrocarburos.

El BNA es un sistema flexible que puede operar de diferentes formas, de tal

manera que este optimiza la produccin y a su vez mejora el impacto en la

rentabilidad de la explotacin de campos maduros.

1.3 OBJETIVOS

Objetivo General:

Dar a conocer la filosofa de operacin del sistema artificial de produccin

bombeo neumtico autoabastecido (BNA).


14

Objetivos especficos:

1. Mejorar el impacto en la rentabilidad de la explotacin de campos depresionados.

2. Mantener condiciones y propiedades ptimas del yacimiento.

3. Optimizar la produccin de hidrocarburos en campos depresionados

implementado el sistema artificial de produccin (BNA).

1.4 DEFINICIN DE TRMINOS

Variable Descripcin

%W Corte de agua

API Densidad del Aceite

C Grados centgrados

F Grados Fahrenheit

g Viscosidad del gas

o Viscosidad del aceite

w Viscosidad del agua

B/D Barriles por Da

BED Bombeo Electrocentrfugo Sumergido

Bg Factor de volumen de gas

BH Bombeo Hidrulico

BM Bombeo Mecnico

BN Bombeo neumtico


15

BNA Bombeo neumtico autoabastecido

BNC Bombeo neumtico continuo

BNI Bombeo neumtico intermitente

Bo Factor de volumen del aceite

BPD Barriles por da

Bw Factor del volumen del agua

CO2 Dixido de carbono

d1,2,n Dimetros

D Dimetro

DI Dimetro interno

dpwf Diferencial de presin de fondo

fluyente

dq Diferencial de gasto

EF Eficiencia de flujo

g/cc Gramo sobre centmetro cbico

G Gas

H2S cido Sulfhdrico

HP Caballos de fuerza

ID Dimetro Interno

IP ndice de productividad

IPR Comportamiento de afluencia

J Jursico Superior Tithoniano

JST ndice de Productividad

K Permeabilidad


16

KI Cretcico Inferior

KSAN Cretcico Superior Agua Nueva

Kg/cm2

/m Gradiente de presin

Kh Capacidad de flujo

Kh Permeabilidad horizontal

Km2 Kilmetros cuadrados

Kv Permeabilidad vertical

L Lquido

Lb Libras

LDD Lnea de descarga

LPG Gas licuable de petrleo

m Metro

m Pendiente

m3 Metro cbico

MMPC Millones de pies cbicos

MMPCSD Millones de pies cbicos de gas a

condiciones estndar

MSCF/da Miles de pies cbicos por da

N2 Nitrgeno

1,2,3,n Dimetro

OD Dimetro externo

P.I. Profundidad interior

P1 Pozo uno

P2 Pozo dos


17

Pb Presin de burbuja

PCP Bombeo de cavidades progresivas

PEMEX Petrleos Mexicanos

PEP Pemex Exploracin y Produccin

Pg Densidad del gas

Pie Pie

pie3

/lb Pie cbico sobre libra

PLe Presin de la lnea de escurrimiemto

Pr Presin del yacimiento

Ps Presin de separador

Psep Presin de separador

Psig lb/pg2

PVT Prueba de laboratorio de Presin-

volumen-temperatura

Pwf Presin de fondo fluyente

Pwh Presin en la cabeza del pozo

Pwhu Presin en la cabeza del pozo

Q, q Gasto

Qb Gasto bruto

Qg Gasto de gas

qlm Gasto lmite

qmax Gasto mximo

RGA Relacin gas-aceite

RGL Relacin gas-lquido


18

Rs Relacin de solubilidad

So Saturacin de aceite

Sw Saturacin de agua

T Temperatura

TF Tubera flexible

TP Tubera de produccin

TR Tubera de revestimiento

Ty Temperatura del yacimiento

VSD Controlador de velocidad variable

p1=PwsPwsf: Prdidas de presin en el yacimiento

p2=PwfsPwf: Prdidas de presin en el radio de

dao

p3=PurPdr: Prdidas de presin por restricciones

en la T.P.

p4=PusvPdsv: Prdidas de presin en la vlvula de

seguridad

p5=PthPe: Prdidas de presin en el estrangulador superficial

p6=PePs: Prdidas de presin en la lnea de

flujo

p7=PwfPth: Prdidas de presin totales en la T.P.

p8=PthPs: Prdidas de presin en el

estrangulador y la L.D.

MTC Motocompresor

Yg Densidad relativa del gas

Yo Densidad relativa del aceite


19

CAPITULO II


2.1 SISTEMA INTEGRAL DE PRODUCCIN4

Un pozo fluyente es aquel que, con la energa propia del yacimiento, es capaz de

vencer las cadas de presin que ocurren a travs del medio poroso, de las

tuberas verticales y de descarga, estrangulador y separador.

Un pozo productor constituye solo una parte del llamado Sistema Integral de

Produccin (SIP), el cual comprende el yacimiento, el pozo y las instalaciones

superficiales, ver figura 2.1. El SIP es el conjunto de elementos que se encarga de

transportar 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.

Cada elemento del SIP afecta a los otros elementos y para lograr una operacin

eficiente es necesario garantizar una compatibilidad mutua.

Los componentes bsicos de un sistema integral de produccin son:

1. Yacimiento

2. Pozo

3. Tubera de produccin

4. Estrangulador

5. Separadores y equipo de procesamiento

6. Tanques de almacenamiento.


20

Fig. 2.1 - Sistema integral de produccin. Fuente: PEMEX

Yacimiento de hidrocarburos: Es una porcin de trampa geolgica que contiene

hidrocarburos a una alta presin y temperatura. Se encuentra conectado

hidrulicamente por medio de los poros de la formacin.

Pozo: Es una comunicacin entre el yacimiento y la superficie, a travs de un

agujero perforado en la roca, en el cual se colocan las tuberas y accesorios para

poder transportar los fluidos.

Tubera de descarga: La tubera de descarga son estructuras de acero las cuales

tienen la funcin de transportar los fluidos del yacimiento (aceite, gas y agua)

desde la boca de pozo hasta el tanque de almacenamiento.

Estrangulador: Es un elemento que sirve para controlar el pozo. Se instala en los

pozos productores con el fin de hacer una restriccin en el flujo de fluidos por

medio de un orificio que origina una contrapresin en el sistema, dando como

resultado un control del caudal de flujo y presin de pozo.


21

Separador: Los separadores son dispositivos utilizados, como su nombre lo dice,

para separar la mezcla de fluidos provenientes del yacimiento. Se pueden

clasificar de acuerdo al tipo de geometra que tiene (esfrico, horizontal y vertical)

o por su finalidad, bifsico (gas y lquido) y trifsico (aceite, agua y gas).

Tanques de almacenamiento: Son estructuras de acero de gran capacidad de

almacenamiento en el cual se deposita la produccin de los fluidos de uno o varios

pozos del yacimiento. Los tanques de almacenamiento pueden estar fijos en tierra

firme o en mar a travs de buque-tanques.

2.1.1 OPTIMIZACIN DEL SISTEMA INTEGRAL DE PRODUCCIN4.

La productividad de un sistema de produccin se da principalmente por la misma

naturaleza, esto quiere decir por combinacin de la energa del yacimiento,

saturacin o capacidad de flujo. Existen problemas operacionales y de diseo que

al presentarse ocasionan contrapresiones adicionales en diversos puntos del

sistema integral de produccin, yacimiento-pozo e instalaciones superficiales.

Estos problemas operacionales pueden identificarse, se presentan afectando el

sistema productivo negativamente en todos los elementos que lo componen, tanto

yacimiento, terminacin, aparejo de produccin, sistemas artificiales de

produccin, tuberas de descarga, redes de recoleccin y bateras de separacin.

La identificacin y respuesta a los problemas de produccin, la optimizacin de las

variables operacionales con el objetivo de maximizar la productividad, reducir los

costos de operacin y las inversiones por los equipos en los pozos; se conoce

como Optimizacin del Sistema Integral Produccin.

La optimizacin depende del conocimiento que se tenga sobre los elementos que

componen el SIP. En este anlisis se debe estudiar la interrelacin de las cadas

de presin que se presentan en el yacimiento-pozo-batera, como se muestra en la

figura 2.2. Adems se debe estudiar la capacidad del yacimiento en conjunto con

las tuberas para aportar los fluidos del yacimiento.


22

La siguiente figura muestra las prdidas de presin asociadas a cada componente

del sistema integral de produccin desde el yacimiento hasta la batera de

separacin.

Fig. 2.2- Principales cadas de presin presentes en el SIP. Fuente: PEMEX

p1=Pws Pwsf: Prdidas de presin en el yacimiento. Representan entre el 10 y

el 50% de las prdidas totales.

p2=PwsfPwf: Prdidas de presin en el radio de dao.

p3=PurPdr: Prdidas de presin por restricciones en la T.P.

p4=Pusv Pdsv: Prdidas de presin en la vlvula de seguridad.

p5=PthPe: Prdidas de presin en el estrangulador superficial. p6 =PePs:

Prdidas de presin en la lnea de flujo.

p7=PwfPth: Prdidas de presin totales en la T.P. Representan entre el 30 y el


23

80% de las prdidas totales.

p8=PthPs: Prdidas de presin en el estrangulador y la L.D. Generalmente,

constituyen entre el 5 y el 30% de las prdidas totales.

Cuando un pozo no produce satisfactoriamente o como se esperaba, se deben

encontrar la causas de su baja productividad para determinar el mejor mtodo

correctivo de la misma. Los problemas de baja productividad asociados al

potencial de la formacin productora se deben a dos elementos principales.

Formacin productora

El flujo de los fluidos del yacimiento al pozo puede estar restringido debido a

problemas naturales de la formacin como son: baja permeabilidad, baja

porosidad, baja presin, residuos orgnicos e inorgnicos, formacin no

consolidada, etc.

Los fluidos del yacimiento

El flujo de fluidos a travs de los medios porosos depende de las fuerzas de

presin, gravitacionales y viscosas. El crudo viscoso, la entrada de agua y la

expansin del gas disuelto provocan una variacin en la produccin de los fluidos

del yacimiento al pozo.

2.2 NDICE DE PRODUCTIVIDAD Y COMPORTAMIENTO DE FLUJO4

Para saber si un pozo produce de forma adecuada se debe conocer su potencial.

Este potencial del pozo es el gasto mximo que aportara un pozo si tuviera las

mejores condiciones posibles. Para optimizar la produccin del pozo se compara

este potencial con el gasto mximo que puede brindar el pozo a las condiciones

que se encuentra, al realizar esto se sabe si se tiene un problema en el SIP.

El potencial de un pozo depende principalmente de la presin del yacimiento, las

permeabilidades, viscosidad, saturaciones de los fluidos, mecanismo de empuje,

caractersticas de la TP y la LD.


24

2.3 EFICIENCIA DE FLUJO4

Durante la perforacin y terminacin de un pozo, o durante la produccin del

mismo se puede generar un dao a la formacin; ese dao se genera usualmente

por los lodos utilizados en la perforacin o por los fluidos de control en la

terminacin y mantenimiento de pozos que contaminan la formacin productora,

reduciendo la permeabilidad de la formacin. Tambin se puede generar dao

durante la produccin de fluidos del pozo que puede generar dao por depsitos

orgnicos o de slidos en el medio poroso de la formacin productora, provocando

tambin una reduccin en la permeabilidad de la formacin.

Este dao produce una baja productividad por lo que se debe hacer un anlisis

para optimizar la produccin del pozo. Este dao se ve reflejado en las curvas que

se obtienen en una prueba de incremento de presin. El dao a la formacin

modifica la eficiencia de flujo (EF) y por lo tanto el comportamiento de afluencia.

En la prctica, bajo ciertas condiciones de terminacin, se ha observado que un

pozo produce como si estuviera en condiciones de flujo ideal, es decir, con

EF=1.0, como si estuviera en agujero descubierto y sin dao (Vogel, 1968).

EF= (Cada de presin) ideal/ Cada de presin) real

EF= 1 no hay dao

EF> 1 el pozo esta estimulado

EF< 1 el pozo est daado

2.4 ANLISIS NODAL18

Se somete el SIP a la tcnica de anlisis nodal porque es una herramienta de

aproximacin a la optimizacin de un pozo y vincula la capacidad del yacimiento

para producir fluidos con la capacidad de las tuberas para transportarlo hacia la

superficie, incluyendo la capacidad de las lneas de flujo en superficie. El anlisis

nodal puede ser aplicado para pozos fluyentes, inyectores, o pozos que producen


25

con ayuda de algn Sistema Artificial de Produccin (SAP).

Con el anlisis nodal se estudian nodos en los cuales pueden utilizarse

ecuaciones independientes que puedan describir la entrada o salida de los fluidos

de dichos nodos como se muestra en la figura 2.3. Al realizar este procedimiento

resulta fcil determinar la produccin que todo el sistema en conjunto es capaz de

producir, y muestra la variacin en produccin que resulta al ajustar parmetros

como la presin del cabezal del pozo o del separador, los dimetros de la tubera

de produccin, los tipos de disparos y la densidad de los mismos, al igual que los

parmetros de diseo de una estimulacin.

Los objetivos del anlisis nodal son los siguientes:

Determinar el gasto que producir un pozo, considerando la geometra del

pozo y las limitaciones de terminacin.

Determinar las condiciones de flujo a las que el pozo se agotar.

Determinar el momento apropiado para la instalacin de un sistema artificial

de produccin y asistir en la seleccin ptima del sistema.

Optimizar el sistema para producir el gasto objetivo econmicamente.

Verifica cada componente del sistema para determinar si est restringiendo

innecesariamente la produccin.

Permite el rpido reconocimiento de la forma de incrementar el gasto de

produccin.


26

Fig. 2.3.- Prdidas de presin y nodos principales en el SIP. Fuente: PEMEX

2.4.1 COMPORTAMIENTO DE FLUJO A TRAVS DE LA TUBERA DE

PRODUCCIN (TP)4

Nind relacion el gasto de produccin con la RGL suponindola constante,

mientras vara el gasto del lquido y muestra que: para cualquier dimetro y

profundidad de tubera, tenemos un gasto de produccin que ocasiona la mnima

prdida de presin en la tubera de produccin.


27

Fig. 2.4.- Prdidas de presin en funcin del gasto para varias RGL. Fuente:

PEMEX

Cuando se explota un yacimiento, la presin del mismo va a declinar provocando

un aumento de la RGL, que al principio nos beneficiar en la produccin de

fluidos, pero al aumentar demasiado nos puede causar problemas de prdidas por

friccin mayores.

2.5 SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCIN7

Los sistemas artificiales de produccin (SAP) son sistemas o equipos que

proporcionan energa al pozo para poder vencer la contrapresin ejercida por la

columna de fluidos sobre la formacin, y as restablecer o incrementar la

produccin de hidrocarburos que pueda ser explotada del yacimiento, en forma

rentable.

Tambin se puede definir como un equipo adicional a la infraestructura de un

pozo, que suministra energa adicional, tambin llamada energa externa, a los

fluidos producidos por el yacimiento desde una profundidad determinada.


28

Su objetivo principal es optimizar tcnicamente y econmicamente la produccin

del sistema yacimiento-pozo, maximizando las ganancias bajo un funcionamiento

seguro y en un medio ambiente sano.

Pasos:

1. Seleccin del SAP

2. Diseo del SAP.

3. Implementacin del SAP en campo.

4. Monitoreo de los datos de produccin.

5. Monitoreo del funcionamiento del equipo.

6. Evaluacin integral del SAP instalado.

Hay dos consideraciones importantes que se deben tomar mucho en cuenta para

la instalacin de un SAP.

a) Aspectos tcnicos

En los aspectos tcnicos debemos de hacer un estudio del campo para determinar

si es posible instalar un SAP, se consideran las caractersticas tanto del pozo

como de los fluidos del yacimiento para as escoger el sistema artificial mas

adecuado para dichas condiciones. Adems se debe considerar los problemas

que llegue a presentar nuestro pozo y el mismo yacimiento durante la instalacin

del SAP.

b) Anlisis econmico

En este caso se debe hacer un anlisis de los beneficios que traer instalar un

SAP el cual incluya: costos de operacin, costos de instalacin, costos de

mantenimiento y los ingresos que tengamos por el aumento de la produccin al

aplicar algn SAP.

La seleccin apropiada del SAP depende del anlisis de informacin de varias

disciplinas que son perforacin, terminacin, administracin de yacimientos, etc.


29

La informacin que nos proporciona estas disciplinas son factores que nos ayudan

a la seleccin de un sistema artificial de produccin, en la figura 1.7 se puede

mencionan ejemplos de stas.

Fig. 2.5.-Factores que afectan la seleccin de un SAP

Factores para la seleccin de

un SAP

C. de produccin

Propiedades de los fluidos

C. del yacimiento

C. del pozo Energia

Localizacin

Instalaciones superficiales


30

Tabla 2.1. Ejemplos de algunos factores que afectan a un Sistema Artificial de

Produccin. Fuente: Tesis BNC 2005.

.


31

Fig. 2.6 Efecto de los Sistemas Artificiales de Produccin. Fuente: Tesis BNC

2005.

. A) En esta grfica se puede observar cuando tenemos un pozo que ya no est

produciendo hidrocarburo por su propia energa, pozo muerto, es decir,

pozo sin fluir. Lo que buscamos es reducir la presin de fondo fluyendo en

el pozo (Pwf), con esto se incrementa el diferencial de presin P, presin

esttica del yacimiento-presin de fondo fluyendo (Pws-Pwf). La

implementacin de los Sistemas Artificiales de Produccin nos ayudarn a

que nuevamente un punto de interseccin entre la curva de comportamiento

de flujo o vertical (VLP por sus siglas en ingls) y la curva del IPR o bien si

ya existe dicho punto de interseccin, este mejore su ubicacin al

incrementarse el gasto de lquido (Ql) del pozo con el SAP. El punto donde

ambas curvas se interceptan le corresponder una Pwf1 y un Q1 dado

pasando de un pozo sin fluir a un pozo fluyente con SAP.

. B) Para incrementar la produccin de hidrocarburos de un pozo fluyente,

cuando las condiciones de presin de un yacimiento as lo permiten, es


32

necesario tener la instalacin del SAP adecuado, dada las caractersticas

del yacimiento. Lo que se busca, ser aligerar la columna de los fluidos

para facilitar ms su produccin a superficie. Esto se ver reflejado con el

incremento de produccin, es decir pasara de una Pwf1 con pozo fluyente a

una Pwf2 con SAP. El diferencial de presin que se logre, ser

directamente proporcional al incremento del gasto que se tenga en un pozo

con SAP.

2.5.1 EFICIENCIA DE LEVANTAMIENTO ENTRE DIFERENTES SISTEMAS

ARTIFICIALES DE PRODUCCIN7

Uno de los SAP s que presenta una mayor eficiencia es el de Bombeo de

Cavidades Progresivas, seguido por el Bombeo Mecnico, Bombeo

Electrocentrfugo, Bombeo Neumtico Continuo, Bombeo Hidrulico y por ltimo el

Bombeo Neumtico Intermitente. Obteniendo la eficiencia como consideracin de

la relacin de gasto medido con el gasto de diseo.

Fig. 2.7 Eficiencia de los diferentes Sistemas Artificiales de Produccin. Fuente

tesis BNC 2005.


33

2.6 SISTEMA DE BOMBEO NEUMTICO24.

El Bombeo Neumtico es la forma de Sistema Artificial que ms se asemeja al

proceso de flujo natural, debido a esto, es considerado como una extensin del

proceso natural del yacimiento. En un pozo con flujo natural, como el fluido

productor viaja hacia la superficie, la presin de la columna de fluido es reducida,

el gas en solucin se libera, provocando su expansin. Este gas libre siendo ms

ligero que el aceite, provoca su desplazamiento reduciendo la densidad del flujo

del fluido y disminuyendo a su vez el peso de la columna de fluido sobre la

formacin.

Esta reduccin en el peso de la columna de fluido, produce una presin diferencial

entre el pozo y el yacimiento que es lo que provoca que el pozo fluya. El objetivo

de este sistema es precisamente el mismo, reducir el peso de la columna de fluido

sobre la formacin por medio de la inyeccin de gas a una presin relativamente

alta a travs del espacio anular, que depender de la profundidad y de la presin

de yacimiento.

El sistema consiste de cuatro partes fundamentales:

Fuente de gas a alta presin: Estacin de compresin, pozo productor de

gas a alta presin o compresor a boca de pozo.

Un sistema de control de gas en la cabeza del pozo, vlvula motora

controlada por un reloj o un estrangulador ajustable (vlvula de aguja).

Sistema de control de gas sub-superficial (vlvulas de inyeccin con

mandril).

Equipo necesario para el manejo y almacenamiento del fluido producido.


34

Existen bsicamente tres tipos de Sistemas de Bombeo Neumtico:

Bombeo Neumtico Continuo.

Bombeo Neumtico Intermitente.

Bombeo Neumtico Autoabastecido.

2.6.1 BOMBEO NEUMTICO CONTINUO6

En el proceso del Bombeo Neumtico continuo (Figura 2.8), gas a una presin

relativamente alta es inyectado en el fondo del pozo, para realizar esto, se coloca

una vlvula en el punto de inyeccin ms profundo con la presin disponible del

gas de inyeccin, junto con la vlvula reguladora en la superficie.

Este mtodo se utiliza en pozos con un alto ndice de Productividad (IP) (mayor

0.5 bl/da/lb/pg2

) y presiones de fondo fluyendo (Pwf) relativamente altas, es decir,

que la columna hidrosttica sea del orden del 50% o ms en relacin a la

profundidad del pozo.

En este tipo de pozos, la produccin a obtener puede estar dentro del rango de

200 a 20,000 bl/da a travs de tuberas de produccin comunes. Si el pozo es

explotado por el espacio anular, es posible obtener gastos de hasta 80,000 bl/da.

El dimetro interno de la tubera de produccin rige el gasto, siempre y cuando el

ndice de productividad del pozo, la presin de fondo fluyendo, el volumen y la

presin del gas de inyeccin y las condiciones mecnicas sean ideales. Esta

inyeccin del gas se une con el gas de formacin para levantar el fluido a la

superficie por uno o varios de los procesos siguientes:

Reduccin de la densidad del fluido y del peso de la columna. As la presin

diferencial entre el yacimiento y el pozo se incrementara.

La expansin del gas de inyeccin, lo que empujara al fluido productor

hacia la superficie.


35

Desplazamiento del flujo bache por largas burbujas de gas, actuando como

un pistn.

Fig. 2.8 BN Continuo. Fuente: Tesis BNC 2005.

2.6.2 BOMBEO NEUMTICO INTERMITENTE6

El Sistema Artificial de Bombeo Neumtico Intermitente, consiste en el

levantamiento con gas de un bache de lquido, desde cierta profundidad hasta la

superficie.

El Bombeo Neumtico Intermitente (Figura 2.9), es un proceso cclico, en el cual

se forma un bache de lquido en la tubera de produccin a cierta profundidad,

originado por los fluidos que fluyen de la formacin hacia el pozo; cuando el

lquido alcanza una longitud predeterminada por diseo, se inyecta gas a alta

presin del espacio anular a la tubera de produccin, a travs de una vlvula

operante de inyeccin de gas, el bache de lquido es impulsado hacia arriba

debido a la expansin y presin del gas debajo de este; la rpida movilidad del gas

continuamente penetra o sobrepasa el fondo del bache del lquido, resultando una

disminucin de la longitud del bache. Simultneamente, se forma una pelcula de


36

lquido en las paredes de la tubera conforme la burbuja de gas rebasa la

superficie inferior del bache.

El lquido se empieza a producir en cuanto el bache de lquido alcanza la boca del

pozo, despus de que el bache de lquido se produce, el gas se expande

rpidamente y barre parte del lquido de la pelcula formando un bache secundario

por el arrastre del lquido dentro del ncleo de gas.

El lquido es producido por esta forma de arrastre hacia la superficie, mientras la

expansin del gas lo contine arrastrando hacia arriba. Despus de la produccin

del lquido arrastrado, el lquido remanente que no alcanza la superficie y el lquido

de la pelcula caen adicionndose al lquido que entra de la formacin y llena la

tubera de produccin, con lo que juntos forman el nuevo bache de lquido que

ser producido en el siguiente ciclo.

Fig. 2.9 BN Intermitente Fuente: Tesis BNC 2005.


37

2.6.3 BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO19

Si hablamos de que la reserva de gas de nuestro yacimiento es pequea, el

diseo de las instalaciones superficiales deber contemplar un circuito cerrado

para el gas, es decir, que el gas que se inyecta al pozo sea recuperado en

superficie para que nuevamente se reutilice, de tal modo que el nico gas que se

consuma sea el que utilice el compresor como combustible. Esta condicin

obligara a que la presin de succin del compresor sea ligeramente menor a la

contrapresin con que va a fluir el pozo. Para poder tener un buen resultado de

esta tipo de Bombeo Neumtico, ser necesario realizar un diseo apropiado para

comprimir en superficie y en la localizacin del pozo el gas proveniente de la

formacin el cual fluir por el espacio anular entre la T.R. y la T.P. Una vez que se

haya incrementado la presin del gas, este se reinyectara en el fondo del pozo a

travs de la T.P. Con la finalidad de reducir el gradiente de flujo natural de los

fluido del yacimiento, y reducindose de esta manera el componente hidrosttico

de la columna de fluidos desde el punto de inyeccin hasta la superficie lo que

har que, el aceite fluya por el espacio anular entre la tubera de produccin.

Fig. 2.10 Bombeo Neumtico Autoabastecido Fuente: ENX Compressors.

Es importante el uso de un simulador de procesos en conjunto con un simulador

de flujo multifsico por que lograra determinar qu tipo de instalaciones


38

superficiales sern o no, necesarias instalar y reducir riesgos e inversiones

innecesarias. El Bombeo Neumtico Autoabastecido es susceptible de ser

aplicado en campos que cuenten con yacimientos productores de aceite y gas y

no tengan infraestructura superficial de redes de Bombeo Neumtico. Es

considerado un sistema altamente recomendable, de bajo costo y fcil de

implementar. Mediante la aplicacin de este sistema se pueden evitar grandes

erogaciones por concepto de construccin y mantenimiento para infraestructura de

transporte de gas, por lo que es una gran opcin para campos de aceite cuyo

potencial de produccin es bajo. Ayudar a disminuir el riesgo que presenta

transportar gas a alta presin.

A continuacin se dar una breve descripcin de los componentes que integran el

sistema.

Separador bifsico: La finalidad de la instalacin de un separador bifsico

es la de separar la fase liquida de la fase gaseosa, la fase liquida ser

enviada a la batera en donde finalmente ser depositada en tanques de

almacenamiento. La fase gaseosa ser comunicada con la succin del

compresor.

Compresor. El motor que utilizara este equipo ser del tipo de combustin

interna a gas, el cual ser tomado del mismo gas que produce el

yacimiento, es importante recalcar que este tipo de motores tiene una

mayor flexibilidad en cuanto a la variacin de la velocidad con que opera.

Vlvula de control de presin. Est contemplado una vlvula de control

de presin a instalarse en la descarga del compresor bifsico, de manera

que controle la presin de descarga del separador, enviando el excedente

de gas a la lnea de descarga de lquidos del separador, despus de la

vlvula de control de nivel.


39

Vlvula reguladora de flujo. Su principal funcin es la de regular el

volumen de gas que el compresor comprimir para posteriormente ser

inyectado a la tubera flexible.

Vlvula de control de nivel. Como su nombre lo indica, esta vlvula

regulara el nivel de lquido dentro del separador.

Medidor de placa de orificio. Con la finalidad de cuantificar el gasto de

gas que se inyecta al interior de la tubera flexible, as como el

comportamiento de flujo del sistema.

La Figura 2.10 muestra el esquema ideal de las instalaciones del Bombeo

Neumtico Autoabastecido (caso base), sin embargo se han realizado ciertas

modificaciones al sistema, dada las caractersticas de los yacimientos, estas

adaptaciones se han hecho, utilizando diversos accesorios como son la

implementacin de un colgador con tubera flexible (TF), en la cual se inyecta el

gas de BN. Aplicado en el pozo Vernet 259, de la regin sur, para este caso el

Bombeo Neumtico Autoabastecido es recomendable a implementarse cuando los

potenciales de produccin de los yacimientos de aceite no son altos, las

inversiones que se requieren hacer en la construccin de infraestructura de

trasporte de gas as como en el acondicionamiento de los aparejos de produccin

de los pozos para ser operadas con vlvulas de Bombeo Neumtico, originan que

un proyecto de este tipo, no sea rentable. (Figura 2.11).


40

Fig. 2.11 Bombeo Neumtico Autoabastecido con TF Pozo Vernet 259.23

en el caso del pozo Mora 22 donde se le anexa como accesorio, una bomba

que produce la inyeccin de fluidos inhibidores de corrosin y prevencin de

agrietamientos a las tubera, esto para pozos que manejen alto grado de

condensados y H2S.(Figura 2.12).

Fig. 2.12 Bombeo Neumtico Autoabastecido con Inhibidor de corrosin Pozo

Mora 22. 23


41

2.7 SISTEMA DE BOMBEO MECNICO5

La funcin principal de este sistema es la de extraer fluidos mediante un

movimiento ascendente-descendente, que se transmite por medio de la sarta de

varillas a la bomba colocada dentro de la TP en el fondo, cerca del yacimiento.

Principalmente este tipo de Sistema Artificial, se aplica cuando se tiene un bajo

ndice de productividad, que no exista la produccin de arena y si lo hay que esta

sea muy baja, que exista una presin de fondo fluyendo suficiente para que los

fluidos alcancen un nivel esttico en el pozo, que no haya depsitos de parafinas,

que la Pwf > Pb a la profundidad de la colocacin de la bomba. Los fluidos

acumulados en la TR llegan a la superficie a travs de la TP. Sus componentes

principales son, unidad de bombeo mecnico, cabezal y conexiones superficiales,

sarta de varillas, bomba reciprocante.

Fig. 2.13 BM Convencional.


42

2.8 SISTEMA DE BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS.11

El Sistema de Bombeo por Cavidades Progresivas proporciona un mtodo de

levantamiento artificial que se puede utilizar en la produccin de fluidos muy

viscosos y su mantenimiento es relativamente sencillo. Consta bsicamente de

un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de

un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y seccin circular, que gira

dentro de un estator de elastmero vulcanizado.

La operacin de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excntricamente

dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de

ambos, para mover el fluido desde la succin de la bomba hasta su descarga. El

estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubera de produccin con un

empaque no sellante en su parte superior. El dimetro de este empaque debe ser

lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de

la bomba sin presentar restriccin de ningn tipo, y lo suficientemente pequeo

como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensin del rotor.

El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las

varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la

cabeza del rotor.

La geometra del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idnticas y

separadas entre s. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades

se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando

de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades

estn hidrulicamente selladas entre s, el tipo de bombeo es de desplazamiento

positivo.

La instalacin de superficie est compuesta por un cabezal de rotacin (Figura

2.14), que est conformado, por el sistema de trasmisin y el sistema de frenado.

Estos sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento

a la bomba de cavidades progresivas.


43

Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje,

que debe impedir el movimiento rotativo del equipo ya que, de lo contrario, no

existir accin de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsin mxima

que puede soportar este mecanismo a fin de evitar daos innecesarios y mala

operacin del sistema

Dentro de las aplicaciones de este Sistema Artificial se encuentran varias, con un

rango ptimo para aceites pesados de hasta con un 50% de arena, aceite medio

limitado en el contenido de H2S, aceite ligero limitado en el contenido de

aromticos, extraccin de agua en pozos productores de gas y es aplicable en

yacimientos maduros con flujo de agua.

Fig. 2.14 Bombeo de Cavidades Progresivas.11


44

2.9 BOMBEO ELECTROCENTRFUGO SUMERGIDO.11

Este Sistema Artificial de Produccin (Figura 2.15) es muy utilizado en el mundo

por sus altos volmenes de recuperacin de hidrocarburos. Las primeras pruebas

de este sistema, en Mxico, fueron realizadas en los aos 70 s, en el distrito Poza

Rica. Consiste en convertir la energa elctrica empleada en energa mecnica

para as poder levantar una columna de fluido desde un nivel determinado hasta la

superficie.

Maneja un amplio rango de profundidades y volmenes, su aplicacin es

particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias para producir altos

volmenes de lquidos con bajas relaciones gas-aceite. Tiene como principio

fundamental levantar el fluido del yacimiento hasta la superficie, mediante la

rotacin centrfuga de la bomba electrosumergible. La potencia requerida por

dicha bomba es suministrada por un motor elctrico que se encuentra ubicado en

el fondo del pozo; la corriente elctrica, necesaria para el funcionamiento de dicho

motor, es suministrada desde la superficie, y conducida a travs del cable de

potencia hasta el motor.

Una unidad tpica de bombeo electrosumergible est constituida en el fondo del

pozo por los siguientes componentes: motor elctrico, protector, seccin de

entrada, bomba electrosumergible y cable conductor. Las partes superficiales son:

cabezal, cable superficial, tablero de control y transformador. 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.

La tcnica para disear las instalaciones bombeo electrocentrfugo sumergido

consiste en: seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la

produccin deseada, de asegurar el incremento de presin para levantar los

fluidos, desde el pozo hasta la estacin, y escoger un motor capaz de mantener la

capacidad de levantamiento y la eficiencia del bombeo.


45

El sistema representa uno de los mtodos ms automatizables y fcil de mejorar, y

est constituido por equipos complejos y de alto costo, por lo que se requiere, para

el buen funcionamiento de los mismos, de la aplicacin de herramientas efectivas

para su supervisin, anlisis y control.

Fig. 2.15 Bombeo Electrocentrfugo Sumergido.

2.10 BOMBEO HIDRULICO11.

Este tipo de Sistema Artificial de Produccin transmite su potencia mediante el uso

de un fluido presurizado que es inyectado a travs de la tubera (Figura 2.16). Este

fluido conocido como fluido de potencia o fluido motriz, es utilizado por una bomba

sub-superficial que acta como un transformador para convertir la energa de

dicho fluido a energa potencial o de presin en el fluido producido que es enviado

hacia la superficie. Considerndose como fluidos de potencia ya sean el agua, o

crudos ligero. La bomba hidrulica es un dispositivo tal, que recibiendo energa

mecnica de una fuente exterior, la transforma en una energa de presin


46

transmisible de un lugar a otro de un sistema hidrulico a travs de un lquido

cuyas molculas estn sometidas precisamente a esa presin.

El bombeo hidrulico comparado con el mecnico y el neumtico es relativamente

nuevo, pues su etapa de desarrollo se remonta a 1932 y hasta nuestros das ha

alcanzado un grado de perfeccionamiento y una eficiencia tal, que en muchos

casos puede competir ventajosamente con cualquier otro mtodo conocido. Los

sistemas de bombeo hidrulico proporcionan una flexibilidad extraordinaria en la

instalacin y capacidad de funcionamiento para cumplir una amplia gama de

requerimientos de extraccin artificial.

En el sistema de bombeo hidrulico, el crudo (o agua) se toma del tanque de

almacenamiento y se alimenta a la bomba Triple/Mltiple. El fluido de potencia,

ahora con la presin aumentada por la bomba triple, est controlada por las

vlvulas en la estacin de control y distribuida en uno o ms pozos. El fluido de

potencia pasa a travs de las vlvulas del cabezal del pozo y es dirigido a la

bomba. En una instalacin de bomba de pistn, este fluido de potencia acciona el

motor que a su vez acciona la bomba. El fluido de potencia regresa a la superficie

con el crudo producido y es enviado por la tubera al tanque de almacenamiento.

Dentro de este sistema, tenemos dos vertientes:

Bombeo Hidrulico tipo pistn.

Bombeo Hidrulico tipo Jet.


47

Fig. 2.16 Sistema de Bombeo Hidrulico.

2.10.1 BOMBEO HIDRULICO TIPO PISTN11.

El extremo de una bomba hidrulica de fondo de pozo, es similar varilla del

Bombeo Mecnico, ya que utiliza un mbolo accionado llamado como pistn de

la bomba) y dos o ms vlvulas de retencin. La bomba puede ser de simple o de

doble efecto. Se llama de simple efecto, ya que desplaza lquido ya sea en la

carrera ascendente o descendente (pero no en ambos). Una bomba de doble

efecto tiene vlvulas de succin y descarga de ambos lados del mbolo, lo que le

permite desplazar a los fluidos a la superficie, tanto en la carrera ascendente y

descendente. Con uno u otro sistema, el movimiento del mbolo lejos de una

vlvula de succin, disminuye a presin que mantiene la vlvula cerrada, esta

misma se abre a medida que baja la presin, que es cuando a los fluidos del pozo

se les permite entrar en el barril o cilindro de almacenamiento. Al final de la


48

carrera, el mbolo se invierte, lo que obliga a la vlvula de succin a cerrar y a

abrir la vlvula de descarga. El pistn del motor est construido de manera similar

a la bomba de un mbolo y se expone a la fuente de alimentacin de fluido que

est bajo el control de la vlvula del motor. La vlvula del motor invierte el flujo del

lquido motriz y hace que el del pistn del motor valla de un lado a otro. Este

sistema consta principalmente de los siguientes elementos: motor hidrulico con

pistn de doble accin, vlvula motriz que regula el flujo del fluido motriz al motor,

bomba hidrulica con pistn de doble accin. El motor y la vlvula constituyen la

llamada seccin motriz, la bomba se localiza en la seccin de produccin.

(Figura 2.17).

Fig. 2.17 Operacin del Bombeo Hidrulico tipo Pistn.


49

2.10.2 BOMBEO HIDRULICO TIPO JET. 10

En este caso de Bombeo Hidrulico tipo Jet, el mtodo de levantamiento artificial

es similar al de Bombeo Hidrulico tipo Pistn en cuanto al principio de

funcionamiento, a las instalaciones y equipos de superficie, la diferencia

principalmente radicara en la bomba subsuperficial. Los principales componentes

de la bomba Jet (Figura 2.18) son la boquilla, la garganta y el difusor. El fluido

motriz entrara a la bomba por la parte superior de la misma, inmediatamente el

fluido pasa a travs de la boquilla, de este modo toda la presin del fluido se

convierte en energa cintica. El chorro de la boquilla es descargado en la entrada

de la cmara de produccin, la cual se encuentra conectada con la formacin

productora. De esta manera, el fluido de potencia arrastra al fluido de produccin

proveniente del pozo y la combinacin de ambos fluidos entra a la garganta de la

bomba.

No requiere de varillas o cables elctricos para la transmisin de potencia a la

bomba de subsuelo. Es un sistema con dos bombas una en superficie que

proporciona el fluido motriz y una en el fondo que trabaja para producir los fluidos

de los pozos. La bomba de subsuelo puede ser instalada y recuperada

hidrulicamente o con unidades de cable. Los fluidos producidos pueden ser

utilizados como fluido motriz. Su mantenimiento es de bajo costo y de fcil

implementacin.


50

Fig 2.18 Principales elementos de la Bomba tipo Jet Fuente: The technology of

artificial lift methods 1980.

2.11 MBOLO VIAJERO5

El mtodo del embolo viajero utiliza un pistn que se desplaza de manera cclica

por toda la longitud de la sarta de produccin desde el tope localizado en el fondo

hasta el cabezal de produccin. Generalmente el mbolo viajero se clasifica como

un mtodo separado, podra no entrar en la categora de sistemas artificiales

debido a que en la definicin de sistema artificial se menciona que estos sistemas

proporcionan energa adicional al pozo. Sin embargo en este trabajo se tomar

como parte de ellos debido a que en combinacin de otros elementos puede llegar

a mantener la produccin de un pozo. Algunas de sus aplicaciones ms comunes

son:

En usado en pozos de aceite con altas RGA (Relacin gas-aceite) para

mantener la produccin de manera cclica.

Usado en un pozo de aceite o gas para mantener la tubera de produccin

limpia de parafina, incrustaciones, etc.


51

Usado en conjunto con bombeo neumtico intermitente para reducir la

cada de lquido al fondo.

Usado en pozos de gas para descargar el lquido acumulado en el fondo del

pozo. Cuando el mbolo es usado en operaciones de bombeo neumtico

intermitente es una forma independiente de dicho mtodo y se observa su

equipo de fondo en la Figura 2.19. Al introducir el mbolo, este genera una

interfaz solida entre el gas y el lquido. La presin del gas inyectado debajo del

mbolo debe ser mayor que la presin ejercida por la carga del lquido por

encima del mbolo, al realizar este recorrido el mbolo hace una especie de

barrido minimizando la cada de lquido y minimiza el efecto de penetracin de

gas en el centro del bache de lquido, su aplicacin en el bombeo neumtico

intermitente hace ms eficiente el levantamiento.

Fig. 2.19 Equipo de fondo para BN con mbolo de elevacin Fuente: Overview of

Artificial Lift Systems 1982.


52

2.12 SISTEMAS COMBINADO7.

Debido a la constante evolucin de la industria petrolera y la complejidad de sus

proyectos ha sido necesaria en algunos casos la implementacin de sistemas

combinados para ajustarse mejor a las necesidades de produccin de los pozos.

Lo anterior se hace con el fin de mejorar el desempeo del levantamiento, que con

la implementacin de un nico sistema no podra tenerse. Existen diversas

combinaciones de sistemas, esto se hace con un cuidadoso diseo para que logre

mejorarse realmente el rendimiento del levantamiento. Cuando se hace una

combinacin de sistemas se busca que cada uno de ellos trabaje con la mayor

eficiencia operativa y que se reduzcan gastos de operacin.

Una de las ms utilizadas es la combinacin de Bombeo Electrocentrfugo con

Bombeo Neumtico. Los mayores beneficios que se pueden obtener al combinar

estos sistemas es que se reducen los costos de compresin para el BN y se tiene

un menor requerimiento de energa para el BEC. Este pude utilizarse en pozos

con bajas presiones y un buen aporte de fluidos, la bomba centrifuga se coloca

cerca de la cara de los disparos y el aparejo de BN se coloca por encima de la

bomba a una profundidad donde la presin de descarga del BEC sea la ptima

para el levantamiento por gas. Cuando se tiene una combinacin BEC-BN la

variacin de la produccin puede controlarse con un aumento en las tasas de

inyeccin de BN o con un movimiento ms rpido de la bomba centrifuga. La

combinacin de estas prcticas puede aumentar el ciclo de vida del equipo

empleado y si alguno de los dos llegase a fallar podr seguir producindose pero

con un gasto de produccin menor.


53

2.13 DETERMINACIN DEL MOMENTO OPORTUNO PARA INSTALAR UN

SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCIN 15.

Cuando la energa natural del yacimiento no es la suficiente para elevar la

produccin a la superficie, es necesario utilizar un Sistema Artificial de Produccin

que complemente esa energa adicional requerida para continuar con la

explotacin del yacimiento. Sin embargo, es conveniente tener la seleccin

adecuada de qu tipo de Sistema Artificial de Produccin se implementar, desde

antes que se empiece la perforacin del yacimiento y el diseo de las

instalaciones. Esto requerir, una comunicacin abierta entre las personas

involucradas en el proyecto. Adems, debern ser tomados en cuenta todos los

requerimientos y limitaciones tanto econmicas y fsicas, otorgadas en el contrato.

Antes de instalar un Sistema Artificial de Produccin ser conveniente tener un

estudio econmico que compare todos los Sistemas Artificiales bajo las siguientes

premisas: inversin inicial, vida til del sistema, costos de operacin, produccin

esperada, costos y duracin de intervenciones a pozos, produccin diferida por

dichas intervenciones, as como una estadstica de fallas de los sistemas.

Debern as tambin revisarse las caractersticas geomtricas de los pozos, las

propiedades de los fluidos producidos, presencia de posibles depositaciones

orgnicas e inorgnicas, posibles producciones de arena, temperatura de los

pozos, as como la profundidad media de los pozos con la finalidad de seleccionar

el sistema adecuado a las condiciones de los pozos.

A su vez, se tendr un estudio tcnico-econmico que implique el menor riesgo

posible, considerado a su vez como un estudio de factibilidad.


54

2.14 CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIN DE UN SISTEMA

ARTIFICIAL DE PRODUCCIN23.

La seleccin particular de un Sistema Artificial es realizada en la mayora de los

casos por los ingenieros de produccin, utilizando el mtodo ms fcil y disponible

para ellos, basndose principalmente en su experiencia y en el acceso actual al

conocimiento del sistema, as como a la tecnologa disponible.

Esta manera de seleccionar, ha sido reconocida por mucho tiempo como la

manera ms corta y rpida de escoger cual ser el sistema que mejor se adapte

de acuerdo a las caractersticas del pozo, y en la mayora de los casos obteniendo

decisiones acertadas.

Por otro lado, para la implementacin de un Sistema Artificial ser conveniente

saber si existe o no una terminacin convencional o mltiple.

Ya que las terminaciones mltiples presentan problemas por no tener suficiente

espaciamiento tubular, por lo que la eleccin del Sistema Artificial no estar

determinada por el diseo ptimo o por criterios econmicos, sino ms bien por

limitaciones fsicas. Incluido en esto la locacin del pozo, las plataformas marinas

estn limitadas en extensin areal. En igualdad de condiciones, el mejor Sistema

Artificial en tierra, puede no ser prctico en una plataforma con espacio limitado.

Aqu de nuevo, las terminaciones mltiples y/o pozos desviados, dictan la eleccin

del tipo de Sistema Artificial a implementarse.

Tambin es importante la consideracin de la existencia de una fuente de energa

como motor principal. En algunas reas puede o no ser existente, de manera

econmica, tcnica o prctica.

En cuanto a la energa elctrica ha cobrado importancia debido a su disponibilidad

y a su aplicacin para la automatizacin. El costo de compra, transporte,

almacenamiento y manejo se puede volver desalentador cuando se requiere disel

o propano como fuente de energa.


55

El diseo y la seleccin del Sistema Artificial dependern de las condiciones de

produccin as como tambin de las condiciones climticas severas que afectarn

la eleccin de nuestro sistema. Ya sea el caso de tener una temperatura muy fra

o con mucho calor extremo, fuertes vientos, polvo o nieve, zona poblada o no,

pueden limitar esta seleccin. La corrosin tambin es un factor importante.

Crudos amargos, produccin de salmuera y corrosin por oxgeno y CO2

afectaran de igual forma la seleccin de nuestro Sistema Artificial de Produccin,

al igual que la produccin de slidos como arenas, parafinas y asfltenos. La

profundidad del intervalo productor y la desviacin del pozo deben de ser

considerados para lograr un potencial de levantamiento adecuado para tiempos

futuros. Las relaciones gas aceite y agua deben de ser consideradas tambin, ya

que son factores limitantes de los tipos de Sistemas Artificiales.

La estimacin futura de los precios del aceite y del gas tambin ser esencial, sin

embargo el hacer ese tipo de predicciones ser muy complicado, esto por la

vulnerabilidad de los precios en el mercado petrolero a nivel mundial. La parte ms

difcil del anlisis ser obtener buena informacin de los costos de operacin en el

mtodo de levantamiento artificial que se tenga planeado para un determinado

pozo. Por lo que la informacin de pozos similares, (pozos vecinos) deber ser

utilizada si es posible.

Con esa informacin, ms predicciones como inflaciones, impuestos, etc.

Ayudarn a encontrar el valor presente neto de un mtodo de levantamiento

artificial en especfico.

La seleccin de los Sistemas Artificiales de Produccin no depender nicamente

de los costos de instalacin y operacin, algo muy importante es la productividad

del pozo, y una primera etapa para elegir el sistema adecuado. De acuerdo a la

tabla 2.2para gastos mayores a los 20,000 bls/da son recomendables el uso del

BEC y el BN, estas recomendaciones, hechas por expertos de la industria, que a

lo largo de los aos han detectado la eficiencia de estos Sistemas Artificiales de

Produccin tcnica y econmicamente, ante estos gastos de operacin que


56

proporcionan los pozos.

As mismo vemos que para gastos menores a 100 bls/da el sistema menos

adecuado a implementar, es el BEC dado que vindolo desde el punto de vista

econmico, no ser factible ya que a 100 bls/da quiz no se podr alcanzar a

pagar el costo el equipo, mantenimiento, para esto ser necesario tomar en cuenta

muchas consideraciones, como precio del barril, costos que operacin, costos de

equipo, personal, etc.

Tabla 2.2 Productividad del pozo y Sistema Artificial recomendado 23

Tambin es importante la presin que nuestro yacimiento maneje. Un vez que ha

disminuido por debajo de un tercio de la presin debida a la columna hidrosttica

de los fluidos en el pozo, el Bombeo Neumtico Continuo se vuelve cuestionable,

ya que la cantidad de gas requerida para levantar los fluidos se vuelve excesiva.

Las bombas sumergibles pueden operar por debajo de algunos de cientos de

libras por pulgada cuadrada, los pistones y los sistemas hidrulicos pueden operar

esencialmente a una presin de cero, tal vez requiriendo cierta ventilacin de gas.

La profundidad puede ser una limitacin importante, como se muestra en la tabla

2.3. Ya que muchos de los Sistemas Artificiales de Produccin, pierden su

eficiencia para determinadas distancias, tal es el caso del BM. Donde sabemos

que las sartas de varillas, es el medio de transporte de la energa, desde el equipo

de superficie, hacia la bomba del subsuelo. Por supuesto esta transmisin de

energa est influenciada por el comportamiento de la sarta, que a su vez,

depende de la profundidad.


57

De manera sencilla, podemos representar la sarta de varillas como un elemento

de alta esbeltez, siendo la esbeltez la relacin que existe entre la longitud del

elemento y el ancho de su seccin transversal. Esto hace que la sarta de varillas

se comporte como un cuerpo flexible y su movimiento este influenciado por la

inercia que se genera a partir del movimiento transmitido desde la unidad de

bombeo. En este sentido, la unidad de BM es sensible a la profundidad, y se debe

tomar en cuenta para la seleccin, de este sistema. Para profundidades mayores a

3600 metros, es recomendable el uso del Bombeo Hidrulico, que a esto, habra

que sumarle otros factores a considerarse, para tener el Sistema Artificial de

Produccin ms adecuado. Actualmente, con los nuevos desarrollos tecnolgicos,

estos indicadores estn sujetos a cambios, por lo que no es una regla de rangos

de profundidades, que sea para siempre.

Tabla 2.3 Profundidad del pozo para el Sistema Artificial recomendado 23


58

En la tabla 2.4 se muestran los problemas ms comunes que afectan a la

seleccin de los principales y ms utilizados Sistema Artificial de Produccin.

Tabla 2.4 Problemas que influyen al elegir el Sistema Artificial de Produccin. 23

2.15 PRINCIPIO DE OPERACIN DEL BOMBEO NEUMTICO

AUTOABASTECIDO 19

Como se ha mencionado anteriormente el BNA consiste en inyectar gas a alta

presin en el fondo del pozo para descargar los fluidos a la superficie. Para que lo

anterior pueda ocurrir el gas cumple tres importantes funciones que se

representan en la Figura 2.20:

Disminuye la densidad del fluido: Al entrar en contacto el gas a alta presin con

los fluidos provenientes del yacimiento, la columna de lquido se gasifica

incrementando el volumen aparente de la columna y resultando en una

disminucin de la densidad de la columna de fluido.

Expansin del gas: Al hacer el recorrido dentro de la tubera de produccin el gas

aumenta su volumen (se expande) debido a que hay una reduccin de la presin


59

conforme disminuye la profundidad.

Desplazamiento de lquido: Cuando las burbujas son lo suficientemente grandes

como para ocupar todo el dimetro interno de la tubera de produccin, se crea

una interfaz de lquido-gas formando baches de lquido que son desplazados por

la corriente ascendente de gas subyacente.

Fig. 2.20 Principio de operacin del BNA. Fuente: Manual BNA ENX compressors

2012.


60

2.15.1 LIMITACIONES DEL BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO16.

A pesar de su flexibilidad operacional el BNA, al momento de compararlo con otros

sistemas de levantamiento artificial salta a la vista una serie de limitaciones

presentes en este sistema.

Para su operacin se requiere una fuente adecuada y constante de gas a lo

largo de la vida del proyecto. Por otra parte si la fuente de gas es deficiente

(baja presin o demasiado corrosivo, etc.) es necesario hacer un

acondicionamiento del gas.

Cuando el levantamiento continuo no es capaz de reducir la presin de

admisin, como resultado, el bombeo no puede llegar a presiones bajas de

fondo del pozo. Esto dar lugar a una mayor contrapresin en el sistema,

limitando as el potencial de produccin del pozo, incluso afectando la

recuperacin final de hidrocarburos. Dicho problema se hace ms evidente

al aumentar la profundidad y la presin del yacimiento.

Las principales ventajas y desventajas presentes en el bombeo neumtico

autoabastecido son:

Ventajas

El BNA puede operar sobre una amplia gama de condiciones de

produccin, puede ser diseado para elevar miles de barriles por da o

menos de un barril por da.

Puede manejar cantidades significativas de slidos (por ejemplo, arena).

Es accesible para monitorear y reparar el pozo.

Puede ser aplicado para cualquier configuracin del pozo (desviado,

horizontal, dual).

No requiere infraestructura de BN en la TP para la inyeccin de gas, debido

al empleo de TF.

Los costos de operacin son relativamente bajos.


61

No requiere tener una red de gas para BN, por lo tanto se puede instalar en

cualquier locacin.

Desventajas

La inversin inicial puede ser significativa y el tiempo que conlleva la

instalacin del sistema.

El BNA no siempre puede implementarse debido al RGA e IP.

Actualmente el BNA opera con gas dulce como fuente de energa para el

motor (recomendable) aunque tambin puede operar con disel y gas

amargo.

Las tuberas deben soportar presiones elevadas (sobre todo al momento de

la inyeccin).

Mantener la temperatura en el equipo es muy importante para evitar paros

inesperados en el sistema en especial en estaciones muy calurosas del

ao.

Puede ser peligrosa su implementacin en zonas urbanas, debido a que se

manejan lneas de alta presin.

2.16 INSTALACIONES DE BOMBEO NEUMTICO AUTOABASTECIDO23

El diseo de cualquier sistema artificial de produccin no debe ser realizado en

forma aislada del resto del sistema de produccin. El aumento en los costos de

desarrollo, los de operacin y capital, junto con la necesidad de conservar gas

asociado y no asociado, dictan la necesidad de tener un sistema integrado.

Tipos de instalaciones de bombeo neumtico autoabastecido

En el bombeo neumtico autoabastecido podemos tener diferentes tipos de

instalaciones, incluso en pozos vecinos puede haber una diferencia sustancial en

la instalacin del aparejo aunque ambos sean producidos por bombeo neumtico.

El tipo de instalacin est fuertemente influenciada por las caractersticas

mecnicas (tipo de terminacin) y de produccin (produccin de arena y/o agua,


62

conificacin de gas, etc.). Es necesario determinar cmo variarn las condiciones

de produccin con respecto al tiempo, esto debe incluir un anlisis del

comportamiento de la presin de fondo y del ndice de productividad. En la Figura

2.21 se muestran los tipos bsicos de instalaciones de BN.

2.16.1 INSTALACIN ABIERTA6

En este tipo de instalacin, la tubera de produccin est colgada al cabezal sin

empacador. Esto quiere decir que hay una comunicacin entre el espacio anular y

el fondo de la tubera de produccin. Esta instalacin preferentemente debe ser

implementada en pozos con buenas caractersticas de produccin, que tengas un

nivel alto de fluidos y permitan la formacin de un sello lquido, generalmente se

recomienda nicamente para pozos con bombeo neumtico continuo. Una razn

para restringir el uso de este tipo de instalacin es la presin variable en la lnea

superficial, esta variacin de presin ocasionara un movimiento en el nivel del

fluido del espacio anular y pudiendo dejar expuestas las vlvulas situadas debajo

del punto de inyeccin a una erosin severa con el fluido.

Otra desventaja es que cada vez que el pozo necesite ser cerrado, al momento de

reabrirlo hay que descargarlo y reacondicionarlo nuevamente debido a que

mientras estuvo cerrado hubo un aumento en el nivel de fluido en el espacio

anular. Al momento de descargarlo, dicho fluido debe ser descargado por el

espacio anular sometiendo nuevamente a las vlvulas a una erosin adicional.

Debido a los mltiples problemas encontrados, no es recomendable una

instalacin abierta, salvo en casos donde no sea posible colocar un empacador.

2.16.2 INSTALACIN SEMICERRADA6

Esta instalacin es similar a la instalacin abierta, la diferencia es que se agrega

un empacador de produccin para sellar el espacio anular entre la tubera de

produccin y la tubera de revestimiento. Esta instalacin puede ser implementada

en pozos con bombeo continuo o intermitente y no disminuir sueficiencia. Una de

las ventajas es que una vez que el pozo ha sido descargado no hay manera de


63

que el fluido regrese al espacio anular ya que todas las vlvulas tienen dispositivos

check para evitar el retorno del flujo, a su vez, se evitar que cua

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Bombeo Neumatico Autoabastecido