Estrangulador de Fondo

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INVESTIGACIÓN UNIDAD 5 “OTROS SISTEMAS “ ING. STEFANIA CHAVEZ CORTES SANCHEZ SANCHEZ JOSE LUIS 13500793 8° SEMESTRE INGENIERÍA PETROLERA

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Tabla de contenido

5.1 BOMBEO HIDRAULICO  ...................................................................................................................... 5 •

Bombeo hidráulico de desplazamiento positivo (tipo pistón). .......................................................... 6 Figura N°1 bomba hidráulica tipo pistón. ............................................................................................. 6 Figura N°2 sistema de bombeo hidráulico. ........................................................................................... 7

•

Bombeo hidráulico tipo jet. ............................................................................................................... 9 Figura N°3 bomba hidráulica tipo jet.  ................................................................................................... 9

Componentes del equipo  ......................................................................................................................... 11 Equipos de superficie (Tanques de almacenamiento, almacenamiento, tanques de lavado, separadores y/0 tratadores) .. 11 Bombas de superficie  .............................................................................................................................. 11 Múltiples de control  ................................................................................................................................ 12 Válvula de control  ................................................................................................................................... 12 Equipos de subsuelo  ................................................................................................................................ 12 Sistema de fluido motor   .......................................................................................................................... 12 Sistema de fluido cerrado (FMA)  ........................................................................................................... 13 Sistema de fluido abierto (FMA)  ............................................................................................................ 13 Bombas hidráulicas  ................................................................................................................................. 13 Bomba de doble acción  ........................................................................................................................... 13 Bombeo por cabilla e hidráulico  ............................................................................................................. 14 5.2

EMBOLO VIAJERO  ...................................................................................................................... 15 Figura N°4 Instalación superficial y subsuperficial del embolo viajero. ............................................ 15

Infraestructura del émbolo viajero  .......................................................................................................... 17 Figura N°5 Infraestructura de equipo de embolo viajero. ................................................................... 17 Equipo superficial  ................................................................................................................................... 17 Controlador de cabeza de pozo  ............................................................................................................... 17 Figura N°6 control de cabeza de pozo.  ............................................................................................... 18 Válvula motora........................................................................................................................................ 18 Figura N°7 Válvula motora. (industrial Aldake)  ................................................................................ 18 Lubricador   ............................................................................................................................................... 19 Equipo sub superficial  ............................................................................................................................. 19 Resorte de fondo  ..................................................................................................................................... 19 Figura N°8 Resorte de fondo.  ............................................................................................................. 20 2 CURSO DE VERANO

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Émbolo  .................................................................................................................................................... 20 Ciclo de operación  .................................................................................................................................. 21 Figura N°9 Ciclo del embolo viajero.  ................................................................................................. 21 Carrera ascendente  .................................................................................................................................. 21 Gas descendiendo por el espacio anular.  ................................................................................................ 22 Figura N°10 Inyección de gas por TP e inyección por espacio anular. .............................................. 22 Gas ascendiendo...................................................................................................................................... 23 Bache completo en la tubería de producción  .......................................................................................... 23 Producción del bache  .............................................................................................................................. 23 Purga de gas  ............................................................................................................................................ 23 Carrera descendente  ................................................................................................................................ 24 Incremento de presión del sistema  .......................................................................................................... 24 Figura N°11 Elementos que integran un sistema de émbolo viajero. ................................................. 25 5.3

SARTA DE VELOCIDAD  ............................................................................................................. 26

Objetivo de la instalación de una sarta de velocidad  .............................................................................. 26 Figura N°12 Curvas de IPR.  ............................................................................................................... 27 Figura N°13 Sarta de varillas.  ............................................................................................................. 28 Funcionamiento de una sarta de velocidad  ............................................................................................. 29 5.4

ESTRANGULADOR DE FONDO  ................................................................................................ 30 Figura N°14 N°14 Estrangulador de fondo.  ................................................................................................ 30

Funciones de un estrangulador de fondo ................................................................................................. 30 Figura N°15 Comportamiento de la producción con la ∆p conificación del agua. ............................. ................. ............ 31 Estranguladores de fondo IMP  ................................................................................................................ 31 Figura N°16 Efecto de conificación. ................................................................................................... 33 Figura N°17 Congelamiento de las líneas superficiales. superficiales. ................................................................... 34 Tecnólogia del estrangulador de fondo  ................................................................................................... 36 Figura N°18 Herramienta de cierre en fondo f ondo con estrangulador. ....................................................... 36 Descripción de la herramienta................................................................................................................. 36 Sistema de anclaje  ................................................................................................................................... 37 Figura N°19 Sistema de anclaje.  ......................................................................................................... 37 Sistema de Hermeticidad  ........................................................................................................................ 38 Figura N°20 Sistema de hermeticidad.  ............................................................................................... 38 3 CURSO DE VERANO

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Sistema para restricción al flujo  .............................................................................................................. 38 Figura N°21 Sistema de restricción al flujo. ....................................................................................... 38 Procedimiento de operación.  ................................................................................................................... 39 Figura N°22 N°22 Procedimiento Procedimiento de operación. operación. ......................................................................................... 39 •

7500 PSI de presión diferencial  ...................................................................................................... 41 FiguraN°23 Componentes Componentes del estrangulador de fondo. ...................................................................... 41

Instalación del estrangulador de fondo en pozo ...................................................................................... 42 Programa operativo.  ................................................................................................................................ 42 5.5

BOMBA DE CAVIDADES PROGRESIVAS  ............................................................................... 43 Figura N°24 Partes básicas de una bomba de cavidades ca vidades progresivas. ................................................ 43 Figura N°25 Partes de un sistema de bombas de cavidades progresivas. ........................................... 44

Ventajas del BCP  .................................................................................................................................... 44 Desventajas del BCP  ............................................................................................................................... 45 Aplicaciones  ............................................................................................................................................ 45 Principio de funcionamiento  ................................................................................................................... 45 5.6

COMBINACIÓN DE SISTEMAS  ................................................................................................. 46

Clasificación y descripción general de los SAP híbridos........................................................................ 47 Sistemas artificiales de producción híbridos ........................................................................................... 47 5.7

APLICACIÓN DE POZOS DE GAS  ............................................................................................. 49

---Aplicación de Compresores a boca de pozo---  ................................................................................... 49 Funcionamiento....................................................................................................................................... 49 Figura N°25 Inyección de gas producido por una compresora. .......................................................... 50 ---Aplicación del pistón viajero---  .......................................................................................................... 51 REFERENCIAS   .......................................................................................................................................... 52

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5.1 BOMBEO HIDRAULICO El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley de Pascal”, la

misma que fue enunciada por primera p rimera vez por Blas Pascal en el año 1653. La Ley de Pascal explica ex plica que: “En cualquier punto en el interior de un líquido en reposo la presión es la misma en todas las direcciones”

Una bomba hidráulica es un dispositivo tal, que recibiendo energía mecánica de una fuente exterior, la transforma en una energía de presión transmisible de un lugar a otro de un sistema hidráulico a través de un líquido cuyas moléculas estén sometidas precisamente a esa presión. Los sistemas de bombeo hidráulico proporcionan una flexibilidad extraordinaria en la instalación y capacidad de funcionamiento para cumplir una amplia gama de requerimientos de extracción artificial. La instalación de la potencia superficial puede ponerse en un lugar central para servir a  pozos múltiples, o como una unidad conveniente montada sobre so bre patín localizada en el lugar lug ar del d el  pozo individual. El requerimiento de equipo mínimo en el cabezal del pozo acomoda acomod a de cerca el  pedestal de perforación espaciado de cerca, o las terminaciones de plataforma, así como los requerimientos superficiales de perfil bajo. En cuanto a su función, podemos considerar dos posibilidades extremas de bombas: las que dan un gran caudal a pequeña presión y las que dan un pequeño caudal a alta presión. La misión misión del primer tipo será evidentemente llenar rápidamente las conducciones y cavidades del circuito (como ocurre al hacer salir un cilindro que trabaje en vacío). Las del segundo tipo servirán para hacer subir y mantener la presión en el circuito.

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Los sistemas de bombeo hidráulico para levantamiento artificial consisten de un fluido hidráulico,  pudiendo ser este petróleo o agua en la superficie (fluido motriz), una unidad de potencia en superficie para manejar alta presión que permite inyectar el fluido motriz al fondo del pozo y una unidad de bombeo en el fondo del pozo (tipo pistón o tipo jet) operada por el fluido motriz inyectado a alta presión. La unidad de fondo actúa como un transformador para convertir la energía del fluido motriz a energía potencial o presión en los fluidos producidos, permitiendo que tanto el fluido motriz y el fluido producido fluyan hacia la superficie después de pasar a través de la unidad de fondo.

Existen dos tipos de bombeo hidráulico. •

Bombeo hidráulico de desplazamiento positivo (tipo pistón).

Figura N°1 bomba hidráulica tipo pistón. En el bombeo hidráulico tipo pistón, el proceso de generación y transmisión de energía se efectúa mediante un fluido conocido como “fluido motriz”, el cual es inyectado a presión al pozo por una

unidad de potencia.

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Este proceso se basa en el principio que establece: “En cualquier punto en el interior de un líquido en reposo la presión es la misma en todas las direcciones”. Es decir, que la presión proporciona da

en la superficie al fluido motriz es la misma que se aplica a los pistones de la unidad de bombeo, obligándolos a impulsar los fluidos producidos por el yacimiento hacia la superficie. Las bombas hidráulicas se les clasifican en bombas de acción sencillas y de doble acción. Las de acción sencilla desplazan fluidos a la superficie en ambos recorridos, ya que poseen válvulas de succión y de descarga en ambos lados del pistón que combinan acciones de apertura y de cierre de las válvulas de succión y descarga del mismo.

Figura N°2 sistema de bombeo hidráulico.

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Ventajas: 1. Siendo capaz de circular la bomba dentro y fuera del pozo es la más obvia y significativa característica del bombeo hidráulico. 2. La bomba de desplazamiento positivo es capaza de bombear a profundidades de 17000  pies. 3. En pozos desviados típicamente no presentan problemas con las bombas libres. 4. Las bombas de desplazamiento positivo pueden manejar fluidos viscosos muy bien al calentar el fluido de potencia o añadir un diluyente. 5. Inhibidores de corrosión pueden ser añadidos dentro del fluido de potencia. 6. La bomba de desplazamiento positivo puede bombear con una presión de fondo de  prácticamente cero.

Desventajas: 1. La remoción de sólidos en el fluido de potencia es muy importante para su correcto funcionamiento. 2. En promedio, tiene una vida corta entre reparaciones comparada con el jet o bombeo mecánico. c) La producción alta de sólidos es problemático. 3. Los costos de operación son relativamente altos. 4. Usualmente susceptible a la presencia de gas.

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Bombeo hidráulico tipo jet.

Figura N°3 bomba hidráulica tipo jet. El bombeo tipo jet, es un sistema especial de bombeo hidráulico, a diferencia del tipo pistón, no ocupa partes móviles, y el bombeo se realiza por medio de transferencia de energía entre el fluido motriz y los fluidos producidos. El fluido motriz entra por la parte superior de la bomba y pasa a través de la tobera, que descarga un chorro en la garganta de entrada de los fluidos del pozo, la cual tiene comunicación con la formación. En la garganta cuyo diámetro es mayor al de la tobera, se mezclan los fluidos  producidos y el fluido motriz. Al mismo tiempo que se efectúa la mezcla, el fluido motriz pierde energía que es ganada por los fluidos del pozo. Después, la mezcla pasa al difusor, que es la última sección de trabajo, en donde la energía que en su mayor parte es conservada en forma de velocidad se convierte en presión estática; cuando esta presión es mayor que la ejercida por la columna de 9 CURSO DE VERANO

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fluidos en el espacio anular, se establece el flujo hacia la superficie. La bomba no contiene partes móviles, esto permite que la bomba tolere un fluido de potencia de calidad mucho más pobre que la que normalmente se requiere para el funcionamiento razonable de una bomba hidráulica tipo pistón.

Ventajas: 1. Debido a que el bombeo tipo jet no tiene partes móviles, puede manejar arenas y otros sólidos. 2. La bomba se puede recuperar sin la necesidad de introducir herramientas al pozo. 3.  No existen problemas en pozos desviados. 4.  No ocupa mucho espacio el equipo superficial. 5. Fácil tratamiento en el manejo de corrosión y emulsiones.

Desventajas: 1. Método de levantamiento relativamente ineficiente. 2. Requiere por lo menos 20% de sumergencia para aprovechar la mejor eficiencia. 3. El diseño de este sistema es más complejo. 4. Muy sensible a cualquier cambio de presión de fondo. 5. La producción de gas a través de la bomba causa una reducción de la habilidad de manejar líquidos.

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Componentes del equipo Los componentes que conforman el sistema de Levantamiento por Bombeo Hidráulico pueden ser clasificados en dos grandes grupos: ❖

Equipo de superficie

❖

Equipo de subsuelo

Equipos de superficie (Tanques de almacenamiento, tanques de lavado, separadores y/0 tratadores) Cuando se utiliza petróleo como fluido de potencia en un sistema abierto, dicho fluido se obtiene de tanques de almacenamiento o de oleoductos, de donde se suministran al sistema de bombeo o de distribución. Si se está en un sistema cerrado, el fluido de potencia bien sea agua o petróleo es manejado en un circuito cerrado, el cual debe disponer de su propio tanque de almacenamiento y equipos de limpieza de sólidos, estos equipos operan independientemente de las operaciones en las estaciones de producción.

Bombas de superficie Las bombas utilizadas en este tipo de levantamiento para bombear el fluido motor pueden ser triples o múltiples. Las que se emplean generalmente, son las triples. A. Bombas triples: Estas bombas usan: émbolo, camisa de metal a metal, válvula tipo bola. B. Bombas múltiples: Tienen un terminal de potencia y una de fluido. El terminal de potencia comprende, entre 11 CURSO DE VERANO

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otras partes: el cigüeñal, la biela y los engranajes. El terminal de fluido está formado por pistones individuales, cada uno con válvulas de retención y descarga. Usualmente, estas válvulas están provistas de resorte.

Múltiples de control Cuando se opera una cantidad apreciable de pozos desde una batería central, se suele usar un múltiple de control para dirigir los flujos directamente a cada uno de los pozos. Medidores de flujo global o individual para cada pozo se pueden instalar en el múltiple de control de fluido de potencia. Para regular y/o distribuir el suministro de fluido de potencia a uno o más  pozos, se usan varios tipos de válvulas de control. La válvula común a todos los sistemas de  bombeo libre es la de cuatro vías o válvula control del cabezal del pozo

Válvula de control Una válvula de control de presión constante regula la presión en el lado común del fluido de  potencia del múltiple. Esta presión, generalmente, es mayor que la presión más alta requerida por cualquiera de los pozos. La válvula de control de flujo constante rige la cantidad de fluido de  potencia que se necesita en cada pozo cuando se emplea una bomba reciprocante.

Equipos de subsuelo Sistema de fluido motor En los sistemas de bombeo hidráulico, el fluido motor transmite la potencia a la bomba de subsuelo y, a la vez, lubrica todas las partes móviles de la misma. El transporte del fluido motor y del fluido  producido se realiza a través de un sistema de tuberías que depende del tipo de sistemas de fluido o de potencia: bien sea de fluido cerrado o de fluido abierto 12 CURSO DE VERANO

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Sistema de fluido cerrado (FMA) En este caso, el fluido motor no se mezcla con el pozo, lo cual hace necesario el uso de tres tuberías en el fondo del pozo: una para inyectar el fluido de potencia, una de retorno del mismo y otra del fluido de producción.

Sistema de fluido abierto (FMA) En el sistema abierto, el fluido motor se mezcla con el fluido del pozo, lo cual hace necesario el uso de dos tuberías en el fondo: una para inyectar el fluido de potencia y otra para el retorno de la mezcla

Bombas hidráulicas Las bombas hidráulicas de subsuelo constituyen el principal componente del sistema en el fondo del pozo. El principio de operación de estas bombas es similar al de las bombas de cabillas. Las  bombas hidráulicas utilizan un pistón accionado por cabillas y dos o mas válvulas de retención. La  bomba puede ser de simple acción o de doble acción. Una bomba de acción simple sigue prácticas de diseño similares a las de una bomba de cabillas. Se denomina de acción simple porque desplaza el fluido hasta la superficie, en el recorrido ascendente o en el descendente (no en ambos).

Bomba de doble acción La bomba de doble acción tiene válvulas de succión y de descarga en ambos lados del pistón. Por esta razón esta bomba desplaza el fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ascendente y descendente, con la acción combinada de apertura y cierre de las válvulas de succión y de descarga del pistón.

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Bombeo por cabilla e hidráulico En una instalación de bombeo por cabillas la unidad de superficie y la bomba de subsuelo se unen  por medio de la sarta de cabillas. En cambio, en una unidad de bombeo hidráulico, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. Las bombas de cuatro vías se usan en el motor para cambiar la alta presión del fluido de potencia abaja presión y descarga en ambos lados del pistón del motor, de manera alternativa.

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5.2EMBOLO VIAJERO Es un sistema de producción es utilizado para mejorar el flujo tanto en pozos de aceite como en  pozos de gas. En pozos de aceite se usa cuando se tiene una cantidad creciente de gas que llega al  punto en que el gas fluye con mayor facilidad que el aceite dificultando la producción del líquido. En pozos de gas es utilizado cuando se tienen problemas de carga de líquidos en los que una acumulación de líquido en el fondo del pozo crea una contrapresión que dificulta la producción del gas. El sistema utiliza un pistón libre dentro de la tubería de producción que viaja de manera cíclica ascendente y descendentemente, produciendo líquido en cada una de sus carreras ascendentes. Los componentes principales del émbolo viajero son: Un resorte de fondo colocado a la mayor profundidad posible en la tubería de producción. Un émbolo o pistón. Un lubricador superficial. Una válvula motora que permite controlar la producción del pozo. Un controlador computarizado que realiza la apertura y el cierre de la válvula.

Figura N°4 Instalación superficial y subsuperficial del embolo viajero.

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El ciclo del émbolo viajero se divide en tres etapas principales: la carrera ascendente, la carrera descendente y el incremento de presión del sistema. La carrera ascendente comienza con la apertura de la válvula motora, esto permite que la diferencia de presiones entre el espacio anular y el interior de la tubería de producción se incremente,  provocando que el émbolo sea impulsado hacia la superficie. A su vez, éste impulsa un bache de líquido; el émbolo es recibido en la superficie por un elemento llamado lubricador tras haber  producido el bache. En ese momento la presión en el espacio anular disminuye y la válvula motora se cierra. En este  punto comienza la carrera descendente; el émbolo se suelta del lubricador y baja en caída libre por la tubería de producción hasta el resorte de fondo que amortigua su llegada. Finalmente, se presenta el incremento de presión del sistema. Con el émbolo descansando en el fondo de la tubería de producción, los fluidos de la formación se abren paso hasta al pozo, gracias al decremento en la presión, y el líquido se acumula hasta un nivel por encima del émbolo, formando así el nuevo bache, mientras que el gas se acumula en el espacio anular incrementando la presión del sistema. Cuando la presión superficial de la tubería de revestimiento alcanza un cierto valor predeterminado, la válvula motora se abre volviendo a comenzar el ciclo. Para poder implementar este sistema es necesario que exista comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción, aunque este arreglo puede modificarse dependiendo de las condiciones específicas de cada pozo.

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Infraestructura del émbolo viajero El émbolo o pistón viajero cuenta con un equipo superficial y un equipo subsuperficial. aunque dependiendo de las características especiales de cada pozo, puede ser que existan variaciones o elementos extra.

Figura N°5 Infraestructura de equipo de embolo viajero. Equipo superficial Controlador de cabeza de pozo Equipo computarizado, generalmente electrónico, cuya función es controlar la apertura y cierre de la válvula motora con el fin de realizar de la manera más eficiente el ciclo del pistón, ya sea para maximizar la producción de líquidos, minimizar la producción de gas, maximizar la producción de gas o realizar un determinado número de ciclos diarios. El control de la válvula estará  predeterminado en función de tiempos, presiones o combinaciones de ellos, aunque puede responder también a señales de sensores de nivel de líquido y arribo del pistón a la superficie.

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Figura N°6 control de cabeza de pozo. Válvula motora Dispositivo mecánico colocado en la tubería de descarga y diseñado con el fin de regular, permitir o impedir el flujo a lo largo de la tubería, de acuerdo con las necesidades del operador. Su operación neumática permite controlar la producción. Un ejemplo se tiene en la figura 1.8 que muestra una válvula de alta presión que permite presiones de operación de hasta 4,000 lb/pg2.

Figura N°7 Válvula motora. (industrial Aldake)

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Lubricador Es un elemento esencial situado en la cima del árbol de válvulas cuya función principal es amortiguar la llegada del émbolo a la superficie; además, en un costado puede acoplársele un dispositivo de detección que genera una señal cuando recibe al pistón y que permite retenerlo en superficie en caso de que se necesite prolongar el flujo de gas tras su llegada, inspeccionarlo, cambiarlo o cualquier otra necesidad de la operación., uno normal soporta presiones de trabajo de aproximadamente 2,000 lb/pg2, pero existen

lubricadores de alta presión que soportan hasta

3,500 lb/pg2.

Equipo sub superficial Resorte de fondo Elemento colocado en el fondo de la tubería de producción cuya función es amortiguar la llegada del émbolo al fondo del pozo. La figura 1.10 muestra un resorte de fondo convencional. Este resorte requiere de un aditamento retenedor que le permita permanecer en el lugar que le corresponde. Dicho retenedor servirá de elemento de anclaje al resorte de fondo, pero también es necesario cuando se requiere una válvula de pie. La válvula de pie es útil cuando es indispensable que el líquido no pueda fluir del interior de la TP hacia la parte inferior; es una válvula de flujo en un solo sentido. Cabe mencionar que cuando el émbolo cae hasta el fondo de la TP y éste se encuentra seco, debe usarse un elemento retenedor independiente para el resorte de fondo y la válvula de pie, ya que el émbolo llega con tal velocidad que golpea al resorte lo suficientemente fuerte como para perjudicar la válvula de pie, provocando un mal funcionamiento.

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Figura N°8 Resorte de fondo. Émbolo Dispositivo, generalmente metálico, cuya función principal es crear una interface mecánica entre el bache de líquido que desea producirse y el gas impulsor para incrementar la eficiencia de levantamiento de líquidos en una producción bifásica. Dicha interface sólida hace la función de un  pistón que viaja libremente durante la carrera ascendente y descendente, produciendo líquidos durante su carrera ascendente. Existen distintos tipos de émbolo, pero todos ellos deben contar con tres características comunes: ❖

deben tener una alta capacidad para repetir el ciclo productivo sin dañarse o demeritar su funcionamiento.

❖

deben ser resistentes a altos y continuos impactos.

❖

deben crear un sello sin llegar a pegarse en las paredes de la TP.

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Ciclo de operación El ciclo de operación del émbolo viajero se puede dividir principalmente en tres etapas, la carrea ascendente, la carrera descendente y el incremento de presión del sistema. En algunos casos puede haber una etapa extra, de transición entre la primera y segunda etapas, llamada purga de gas.

Figura N°9 Ciclo del embolo viajero. Carrera ascendente La carrera ascendente comienza en el momento que se abre la válvula motora. En ese momento se crea una diferencia de presiones que provoca que el gas acumulado en el espacio anular comience a expandirse y empuje al émbolo y al bache de líquido hasta la superficie. Para entender mejor esta etapa se puede subdividir en cuatro fases: gas descendiendo por el espacio anular, gas ascendiendo,  bache completo en la tubería de producción y producción del bache.

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Cabe mencionar que, durante esta etapa, la formación puede comenzar a aportar fluidos al pozo si la presión del yacimiento así lo permite, es decir, habrá aporte de fluidos del yacimiento a partir del momento en que la presión de fondo fluyendo sea menor a la presión del yacimiento.

Gas descendiendo por el espacio anular. Esta fase se caracteriza por que el bache de líquido sobre el émbolo, el émbolo y líquido por debajo del émbolo comienzan a ascender en el interior de la tubería de producción (TP), mientras que en el espacio anular el casquete de gas a presión y una columna de líquido viajan en forma descendente hasta que el gas alcanza la entrada a la TP.

Figura N°10 Inyección de gas por TP e inyección por espacio anular .

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Gas ascendiendo el bache de líquido y el émbolo siguen ascendiendo mientras que el gas que ha logrado entrar en la tubería de producción empieza a formar burbujas. Gracias a la expansión por la disminución en la presión, estas burbujas comienzan a colisionar para formar burbujas más grandes que, a su vez, tienden a formar burbujas de Taylor. Con la aparición de las burbujas de Taylor se presenta el régimen de flujo tipo bache y, con él, el asociado fenómeno de resbalamiento del líquido.

Bache completo en la tubería de producción El bache de líquido y el émbolo siguen ascendiendo por la TP impulsados por el gas. El volumen de líquido que es dejado atrás está controlado por la velocidad de ascenso relativa entre el émbolo y el bache, y por el sello que el émbolo forme con la TP.

Producción del bache En este punto, el bache de líquidos llega a la superficie y comienza a pasar a la tubería de  producción. Esta etapa se caracteriza porque el bache de líquido comienza a disminuir su tamaño, disminuyendo así la resistencia al flujo y provocando una aceleración súbita en la que aumenta la velocidad de ascenso del émbolo. Esta etapa termina cuando el bache ha sido producido en su totalidad y el émbolo es recibido por el lubricador.

Purga de gas Esta etapa solamente se presenta cuando el pistón no comienza la carrera descendente inmediatamente después de su llegada a la superficie. En este caso, tras haber producido el bache de líquido, si la válvula motora no se cierra y el émbolo es mantenido en superficie, se presenta esta etapa en la que el gas fluye libremente hacia la línea de descarga. 23 CURSO DE VERANO

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Carrera descendente Ésta es la segunda etapa del ciclo y comienza en el instante en que se cierra la válvula motora, impidiendo así el flujo por la tubería de producción. El émbolo se encuentra alojado en el lubricador. En ese momento, el émbolo es liberado y rápidamente se acelera en caída libre hasta el fondo del pozo, Si el siguiente bache de líquido ya ha comenzado a formarse, el émbolo descenderá una parte de la carrera en gas y la segunda parte dentro del líquido que forma al siguiente bache. En este momento, los fluidos de la formación son aportados al pozo para mezclarse con el líquido dejado atrás durante la carrera ascendente del émbolo por resbalamiento, además del líquido que gotea por las paredes de la tubería de producción y que finalmente se  juntará con el líquido que el émbolo limpie de las paredes internas de la TP en la carrera descendente. Todo este líquido acumulado servirá para formar el próximo bache.

Incremento de presión del sistema La tercera y última etapa del ciclo comienza en el momento en que el émbolo llega al final de la tubería de producción y es recibido por el resorte de fondo, sitio en el que descansará durante esta etapa, Los fluidos del yacimiento son transmitidos al pozo para ocupar su lugar predilecto y alistarse para la siguiente etapa, esto es, el gas ocupa la sección superior tanto del espacio anular como de la TP y el líquido ocupa la parte inferior. El gas comienza a acumular presión y comprimirse, mientras que el líquido forma una columna que sobre pasa el nivel del émbolo, formando así el nuevo bache.

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Típica instalación de embolo viajero

Figura N°11 Elementos que integran un sistema de émbolo viajero. El sistema de émbolo viajero es considerado como un método de levantamiento intermitente debido a que se tiene que esperar determinado tiempo a que la presión en el fondo se acumule y  permita el desplazamiento del émbolo de forma cíclica. La siguiente gráfica muestra el comportamiento típico de un pozo trabajando con Sistema de Embolo Viajero, el cual está controlado por tiempo.

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5.3 SARTA DE VELOCIDAD Muchos pozos fluyentes de aceite y gas presentan una disminución en la producción después de un tiempo y eventualmente pueden dejar de producir. Los factores que causan este problema  pueden ser la declinación de la presión del yacimiento, la disminución de la velocidad del gas y un incremento de la producción de agua. El incremento de la producción de agua puede causar una acumulación de una columna de agua en el fondo del pozo. Un método para eliminar la carga de líquidos es instalar una tubería de un diámetro menor (sarta de velocidad) dentro de la tubería de producción desde superficie hasta el punto óptimo para evitar colgamiento de líquidos. Numerosos parámetros (presión actual y futura del yacimiento, gastos de líquidos y gas, diámetro, profundidad de la sarta de velocidad, presión en la cabeza y en el fondo del pozo, etc.) gobiernan el comportamiento de una sarta de velocidad.

Objetivo de la instalación de una sarta de velocidad El objetivo de instalar una sarta de velocidad es la de reducir el área de flujo transversal. El área de flujo transversal menor incrementa la velocidad del gas en la tubería de producción. La velocidad de gas mayor en el fondo del pozo provee más energía de transporte para levantar los líquidos acumulados en el pozo a la superficie. El objetivo del diseño de una sarta de velocidad es encontrar un diámetro y profundidad óptima  para restaurar la producción de un pozo, para que las pérdidas de presión debido a la fricción sean mínimas y la producción se incremente. El pozo debe continuar produciendo el tiempo suficiente para costear la instalación de la sarta de velocidad.

Para diseñar una sarta de velocidad que regresa el pozo a producción y cuanto tiempo sostiene la  producción, se tiene que comparar dos curvas: 26 CURSO DE VERANO

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La relación de comportamiento de entrada del yacimiento (IPR), la cual describe el comportamiento de flujo del gas desde el yacimiento.

•

Las características del comportamiento de la tubería (curva J), la cual describe el comportamiento del gas fluyendo a través de la tubería.

El IPR muestra la relación entre la presión de fondo fluyendo y el gasto de gas desde el yacimiento a pozo (Figura N°12).

Figura N°12 Curvas de IPR.

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Ha habido un gran avance en el desarrollo de nuevos materiales de fabricación de TF, los cuales además de económicos son más resistentes a la corrosión por fluidos del yacimiento o tratamientos químicos, así como a las fuerzas presentes durante el trabajo, tienen menor resistencia al flujo por fricción debido al diseño de su superficie, no presentan adhesión de parafinas o sal y soportan las altas temperaturas del yacimiento. Tomando en cuenta todo lo anterior, suena más atractiva la implementación de una sarta de velocidad en pozos con problemas de carga de líquido.

Figura N°13 Sarta de varillas.

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Funcionamiento de una sarta de velocidad La justificación para la implementación de una sarta de velocidad de tubería flexible, con diámetro menor a la tubería de producción, es reducir el área de la sección transversal de flujo. Una menor área de flujo incrementa la velocidad del gas en la tubería, una mayor velocidad del gas provee más energía de trasporte para levantar el líquido y llevarlo fuera del pozo, con ésto ya no se acumula en el fondo y la producción se mantiene. La velocidad del gas debe cumplir o exceder un mínimo o velocidad crítica para prevenir que se  presente carga de líquido en el fondo del pozo. Hay dos métodos muy populares para determinar la velocidad del gas mínima requerida: el primero es una “regla de campo” muy aceptada en la industria petrolera y el segunda es una correlación teórica realizada por Turner et al. La regla de campo fija el valor mínimo de la velocidad del gas como 10 pies/seg, así cuando la velocidad del gas en el fondo del pozo alcanza un valor por encima de éste, se puede recuperar la condición de pozo fluyente. La correlación presentada por Turner et al. Usa un análisis teórico del patrón de flujo. Con el fin de prevenir la carga de líquido en el fondo del pozo, el líquido en la tubería debe estar suspendido como una niebla (fracciones de gas por encima del 0.95) o el patrón de flujo en la tubería debe estar entre el flujo anular y el flujo niebla. En estos patrones de flujo, siempre y cuando la velocidad del gas exceda la velocidad de asentamiento de las burbujas de líquido, las altas velocidades de gas forzaran al líquido a subir a través de la tubería.

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5.4ESTRANGULADOR DE FONDO Existen estranguladores que se alojan en un dispositivo denominado niple de asiento (figura N°1), va conectado en el fondo de la tubería de producción. Estos estranguladores pueden ser introducidos o recuperados juntos con la tubería o bien con línea de acero operada desde superficie.

Figura N°14 Estrangulador de fondo. Funciones de un estrangulador de fondo •

Proteger al yacimiento y equipo superficial de las fluctuaciones de presión.

•

Al restringir el flujo con el EDF se controla la presión corriente arriba incrementando la Pwf  , lo

que disminuye el efecto de conificación de agua y gas.

•

La caída de presión en el EDF provoca la liberación de gas generando un efecto de BN.

•

La disminución de la densidad de la mezcla, el incremento de la velocidad y el cambio de  patrón de flujo generalmente reduce el gradiente fluyendo.

•

Prevenir el radio avance del casquete de gas y el contacto agua-aceite en la formación  productora por el efecto de las altas diferencias de presión.

•

Producir el yacimiento con más eficiencia.

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Figura N°15 Comportamiento de la producción con la ∆p conificación del agua. En la figura anterior se muestra que, al instalar el estrangulador de fondo, se va a incrementar la Pwf, por lo cual el gasto disminuye y el pozo produce en forma más eficiente.

Estranguladores de fondo IMP El propósito principal de la instalación de un estrangulador de fondo es provocar un incremento en la velocidad de elevación de la columna en la parte inferior de la tubería, esto origina: a) Liberación y expansión de gas disuelto.  b) Expansión del gas libre que fluye junto con el aceite. c) Un proceso que permite obtener una mezcla gas/aceite más uniforme, evita el resbalamiento del gas y los problemas de cabeceo, además se mantiene una contrapresión estable en el pozo.

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El estrangulador de fondo proporciona un incremento en la velocidad y hace uniforme el flujo, lo que aumenta la capacidad de “bombeo” del gas y disminuye el resbalamiento, que tiende a evitar

el cabeceo y a incrementar el gasto. Es evidente que el estrangulador para realizar el objetivo indicado debe situarse arriba de la profundidad a la que se tiene la presión de burbujeo. El uso apropiado de los estranguladores de fondo resulta de gran utilidad cuando se están manejando relaciones gas disuelto/aceite altas, ya que en este caso la cantidad de gas liberado ayuda a “bombear” el aceite a superficie, de hecho el efecto es semejante al de la instalación de un SAP

 por BN. Es claro que con el uso de los estranguladores de fondo la energía latente en el gas disuelto, al liberarse y expandirse, se emplea para elevar los fluidos en el pozo. Cuando se emplean estranguladores superficiales, la energía de expansión del gas se gasta en la línea de descarga después del estrangulador, debido a que el fluido alcanza la superficie al mismo tiempo que llega a la restricción. Los objetivos del estrangulador de fondo son los siguientes: •

Administrar la energía del yacimiento.

•

Prolongar la vida fluyente del pozo.

•

Disminuir las caídas de presión en la tubería vertical

•

Retardar la llegada de agua proveniente del yacimiento y controlar el corte de agua.

•

Evitar el congelamiento o la formación de hidratos en las conexiones superficiales.

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Figura N°16 Efecto de conificación. En la figura anterior se observa que al instalar el estrangulador de fondo se puede evitar el efecto de conificación y el congelamiento de líneas superficiales ara pozos de gas. Sin embargo el estrangulador de fondo prolonga la vida productiva de los pozos y con ello el factor de recuperación, debido a que aprovecha la energía natura del yacimiento a través del gas liberado en la restricción mecánica, mismo que disminuye la densidad de la mezcla y con ello las caídas de presión por fricción y elevación en el ascenso de la mezcla de hidrocarburos del fondo del pozo a la batería de separación, de igual forma el EDF disminuye la producción de agua y en pozos productores de gas evita el congelamiento de líneas. Algunos de los  problemas que se aprecian en pozos productores de hidrocarburos es la producción de agua y congelamiento de línea en superficie, el problema de congelamiento se debe a la composición física de cada una de las fases y sobre todo a las características de presión y temperatura a las cuales fluyen. Algunos pozos producen a alta presión y temperatura, lo que obliga a realizar cambios en sus condiciones de flujo; sin embargo, estas modificaciones provocan efectos físicos diversos diversos como por ejemplo el fenómeno “Joule Thompson”. Derivado de las 33 CURSO DE VERANO

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características y el tipo de fluido las condiciones de operación prevalecientes en la vida  productiva de los pozos se observaron diversos problemas, entre éstos podemos mencionar: Pozos productores con altas concentraciones de gas amargo natural, como H2S y CO2, incluso  por arriba del 50% en la mezcla. Formación de hidratos y congelamiento total en bajantes, líneas de descarga, les de pozos y colectores para el transporte de los hidrocarburos. El congelamiento en las líneas se debió a la presencia de bióxido de carbono en la mezcla gaseosa y a la pérdida de energía en la corriente gaseosa al atravesar el estrangulador. Cuando un gas se expande de manera adiabática (efecto Joule Thomson), la temperatura puede sufrir una disminución o aumento, dependiendo de las condiciones iníciales. Como resultado del efecto del estrangulador en superficie se genera pérdidas de energía y por ende problemas de congelamiento.

Figura N°17 Congelamiento de las líneas superficiales.

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Es importante recordar que la presencia de gas libre reduce el gradiente de presión en una tubería de producción, mientras se produce el efecto contrario en una línea de descarga horizontal. Con el empleo de estranguladores de fondo se puede provocar un estrangulamiento más severo en los pozos, sin peligro de causar un abatimiento de presión debido a la contrapresión o cuando es mal diseñada la condición de flujo, condiciones frecuentes cuando se emplean estranguladores superficiales. De hecho los diámetros de estranguladores de fondo requeridos para controlar el gasto, son menores a cuando se emplean estranguladores superficiales. Los beneficios obtenidos en pozos con baja energía o baja velocidad de flujo son estabilizar el flujo, prolongar la vida fluyente e incrementar el gasto de producción. El incremento del gasto y la estabilización del flujo puede entenderse si se considera la parte  profunda de la tubería, en la que para un determinado gasto de producción, la velocidad de flujo es baja. Esta velocidad resulta ineficiente para efectuar el adecuado desplazamiento de aceite, sea porque la cantidad de gas liberado es pequeña o porque existe un estrangulamiento superficial que provoca el fenómeno de cabeceo en el que el restablecimiento juega un papel  primordial. Las ventajas de los estranguladores de fondo son las siguientes: •

El efecto de la instalación de estranguladores de fondo es mayor a profundidades mayores que a profundidades someras.

•

La aplicación de estranguladores de fondo proporciona mejores resultados en tuberías de diámetro pequeño que en tuberías de diámetro grande.

•

El empleo de estranguladores de fondo siempre permite prolongar la vida fluyente de los pozos. Su efecto depende principalmente del diámetro de la tubería empleada y de la relación gas/aceite producida.

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Tecnólogia del estrangulador de fondo El estrangulador de fondo está constituido por un dispositivo mecánico con una configuración y dimensionamiento especial (Figura N°4) se utiliza para controlar el flujo o caudal y las caídas de  presión en la tubería de producción en pozos productores de hidrocarburos y de un sistema de anclaje y hermeticidad que se instala a cualquier profundidad en tuberías lisas y con coples.

Figura N°18 Herramienta de cierre en fondo con estrangulador. Descripción de la herramienta Es una herramienta recuperable y ajustable a la tubería de producción, también se define como un sistema mecánico que puede anclarse en cualquier arte de la tubería de producción, resuelve con eficacia los requerimientos de aislamiento, anclaje, control de flujo y de inyección de fluidos hacia el yacimiento, es operado con línea de acero mediante un soltador y un elemento de pesca. El estrangulador de fondo provoca la liberación y expansión del gas disuelto, proporciona un incremento en la velocidad de elevación de la columna de aceite; la expansión del gas libre que fluye junto con el aceite, genera una mezcla gas-aceite más uniforme, reduciendo el gradiente de  presión en la tubería de producción; esto evita el resbalamiento del líquido.

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Es fiado mecánicamente se libera en una operación con línea de acero. Es alojado en la tubería de  producción y resiste los efectos de tensión, compresión, temperatura y sobre todo mantiene la  presión diferencial arriba o abajo del unto de donde se localiza. Cuenta con un sistema de seguridad de liberación, sus componentes son intercambiables y fácil de mantenimiento, en su interior cuenta con elementos de sello ara cada ensamble, lo que garantiza su correcta hermeticidad su diámetro máximo es de 2.5 pulgadas y tiene una longitud de 1.4m.

Sistema de anclaje Se actúa con línea de acero mediante un soltador de tipo JDC, este elemento permite colocar el soltador pescante para el anclaje y desanclaje de la herramienta en el pozo, en la tubería de  producción y un elemento de pesca para recuperar (Figura N° 6). Contempla tres cuñas de sujeción en la parte superior del empacador y cuatro cuñas en la parte inferior que se fijan horizontalmente a la tubería de producción, están fabricados en material resistente al desgaste y corrosión con dureza mayor de 75 rockwell (es una medida de dureza ara metales), logrando con esto un anclaje eficiente.

Figura N°19 Sistema de anclaje.

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Sistema de Hermeticidad Está constituido por tres sellos (figura N°20) de diámetro exterior 2.250 pulgadas, área de contacto de 0.650 pulgadas con la T.P, fabricados en material de vitón (es un polímetro o fluroelastomero material con que está hecho el empaque) 80 en los extremos y vitón 70 en el intermedio (el número representa el grado de dureza) , resistente a altas temperaturas y garantiza la hermeticidad para evitar que el flujo del pozo pase por otra parte que no sea el interior del estrangulador en la operación del mismo.

Figura N°20 Sistema de hermeticidad. Sistema para restricción al flujo Está alojado en el extremo inferior del mecanismo de anclaje (figura N°8), tiene una configuración aerodinámica que permite tener una entrada y salida de fluidos homogénea en función de la composición de los fluidos, velocidad de flujo y presión de fondo a pozo fluyendo.

Figura N°21 Sistema de restricción al flujo.

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Procedimiento de operación. El estrangulador de fondo es operado con una unidad de línea de acero, (figura N°9) se baja con un soltador JDC y se ancla en la tubería de producción con un movimiento descendente con el que se rompen 2 pernos opresores fabricados en bronce, posteriormente se baja línea de acero con una caja ciega para golpear el empacador recuperable y garantizar la hermeticidad del sistema. La secuencia para recuperar el empacador es golpeando hacia arriba hasta romper 2 pernos tangenciales de bronce que liberan las cuñas de adherencia.

Figura N°22 Procedimiento de operación.

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El estrangulador de fondo tiene la versatilidad de colocarse en cualquier parte de la tubería de  producción, el diámetro requerido es maquinado exclusivamente para las condiciones de un  pozo, el tiempo de instalación es reducido (3 a 5 hora), depende de la profundidad a través de una sencilla operación con la Unidad de línea de acero. Ventajas del estrangulador de fondo: •

Resiste 7500 psi de presión diferencial.

•

Sus componentes tienen una presión de trabajo máxima de 10,000 psi.

•

Es fijado mecánicamente y liberado con línea de acero.

•

Mantiene la presión de arriba o abajo.

•

Tiene un sistema de seguridad de liberación.

•

En su interior cuenta con elementos de sello en cada ensamble para evitar fugas.

•

Tiene un diámetro máximo de 2.250 pulg.

•

Longitud de 1.40 metros.

•

Diámetro máximo del ancla mecánica stop 2.200 pulg.

Desventajas del estrangulador de fondo: •

Una

vez

instalado

el

estrangulador en

el

pozo no

permite

 bajar herramientas por el interior de la tubería de producción. •

El % máximo de sólidos permisible es del 15 % en volumen.

•

 No es aplicable en pozos que producen con más del 70 % de agua.

•

 No es aplicable en pozos horizontales.

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•

7500 PSI de presión diferencial

•

Fijado mecánicamente y liberado con línea de acero.

•

Diámetro máximo de 2.750” para tuberías de producción de 3 ½”, 2.250” para tuberías de 2 7/8” y 1.750” para tuberías de 2 3/8”.

•

Longitud de

la herramienta

1.40 metros. •

Longitud del estrangulador 4”.

•

Temperatura máxima 175 °C

•

Mantiene la presión de arriba o abajo.

•

Sistema

de

seguridad

de

liberación. •

Sus

componentes

intercambiables

y

de

son fácil

mantenimiento. •

En su interior cuenta con elementos de sello en cada ensamble para evitar fugas.

FiguraN°23 Componentes del estrangulador de fondo.

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Instalación del estrangulador de fondo en pozo Una vez que se obtuvo el análisis apropiado del diámetro del estrangulador, se prosigue hacer la instalación, la cual se tiene que seguir de acuerdo con el programa operativo.

Programa operativo. 1.- Se cierra el pozo. 2.- Instalar el equipo de control de presión en el árbol de válvulas. 3.- Calibrar el pozo con sello de plomo de tal diámetro. 4.- Instalar ancla mecánica “collar stop” a ciertos metros desarrollados. 5.- Armar sarta con estrangulador de fondo de cierto diámetro. 6.- Introducir sarta con estrangulador de fondo acondicionando para portar una sonda con memoria con respaldo de la información en la parte inferior de este, hasta el ancla mecánica “collar stop”.

7.- Bajar caja ciega de ciertas pulgadas con línea de acero para golpear la herramienta de fondo y garantizar la hermeticidad entre los sellos del empacador recuperable y la T.P terminada, esta operación se desmantela con línea de acero. 8.- Entregar el pozo a producción para su apertura. 9.- Programar el cambio o retiro de estrangulador de fondo para recuperar la información grabado

en

la

memoria

de

la

sonda.

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5.5BOMBA DE CAVIDADES PROGRESIVAS Es el método con mayor índice de crecimiento anual. Una de sus principales limitantes es su poca capacidad volumétrica, pero en ocasiones es fácilmente compensada por su eficiencia y bajo costo. Este sistema consiste principalmente en un estator con forma de hélice interna, de doble entrada, y un rotor helicoidal que gira en el estator. La sección transversal del rotor es circular y en todos sus puntos excéntrica al eje; los centros de las secciones se apoyan a lo largo de una hélice, cuyo eje es el eje del rotor. Ambos se vinculan de tal forma que la sección del rotor tiene un movimiento de vaivén a través del conducto del estator.

Figura N°24 Partes básicas de una bomba de cavidades progresivas.

Este movimiento hace que se vayan formando cavidades, que se encuentran delimitadas por una línea de ajuste entre ambos elementos. Al efectuar el rotor una vuelta, las mencionadas cavidades dispuestas en forma helicoidal se desplazan, incluyendo en ellas el líquido a transportar, quedando dicha cavidad por medio de la línea de ajuste independizada de la próxima a formarse, evitándose de esta forma el retorno de líquido.

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Aunque este sistema fue diseñado en un principio para acarrear sólidos y fluidos viscosos también ha sido usado para la extracción de líquidos en pozos de gas.

Figura N°25 Partes de un sistema de bombas de cavidades progresivas.

Ventajas del BCP ❖

Desplaza fluidos altamente viscosos, de alta concentración de sólidos y gas libre moderado.

❖

Las bajas proporciones interiores limitan la emulsificación por agitación.

❖

 No tiene válvulas (no hay candado de gas o atascamiento).

❖

Bajos costos.

❖

Bajo nivel de ruido.

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Desventajas del BCP ❖

Producción máxima: 800 m³/día

❖

Profundidad máxima: 2,000 m

❖

Temperatura máxima: 178°C

❖

Sensibilidad a algunos fluidos; el elastómero puede inflarse o deteriorarse cuando está expuesto a ciertos fluidos.

Aplicaciones ❖

Aceite pesado y bitumen hasta con 50% de arena

❖

Capacidad de manejo de fracción de gas del 40%

❖

Aceite dulce ligero limitado en el contenido de aromáticos

❖

Extracción de agua de pozos productores de gas

Principio de funcionamiento El estator y el rotor no son concéntricos y el movimiento del rotor es combinado, uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional (en dirección opuesta a su propio eje) alrededor el eje del estator. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator (succión) hasta la descarga, generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es de desplazamiento positivo.

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5.6COMBINACIÓN DE SISTEMAS A medida que pasa el tiempo ha sido posible la combinación de diferentes sistemas artificiales en un mismo pozo, como son el Bombeo Neumático y Electrocentrífugo o Bombeo Electrocentrífugo combinado con cavidades progresivas manejadas por motores de fondo, entre otros, claro está sin olvidar mencionar que cuando diseñamos un sistema artificial hay que considerar siempre los  parámetros de operación del pozo, así como las características del yacimiento. Las nuevas tecnologías de los Sistemas Artificiales de Producción como por ejemplo, los sistemas híbridos (combinación de dos sistemas, BN con BEC, por ejemplo) y sistemas novedosos (BN Turbo, por ejemplo) se están desarrollado y aplicado alrededor del mundo y se han convertido en una herramienta muy útil que permite enfrentar nuevos desafíos en la industria petrolera ya que se ha logrado producir la mayor cantidad posible de hidrocarburos reduciendo los costos de operación y mantenimiento, minimizando el número de intervenciones en los pozos, reduciendo el costo de desarrollo de pozos, realizando operaciones de producción con un mínimo de equipo (compresores, bombas, líneas de descarga, etc.) entre otros. Para lograr una correcta selección del Sistema Artificial de Producción se debe tomar en cuenta las propiedades del pozo, del yacimiento y de los fluidos, como por ejemplo, viscosidad de los fluidos, profundidad, RGA, porcentaje de agua, densidad del aceite, presión estática, presión en la cabeza del pozo, presión de fondo fluyendo, gasto, etc., así como los parámetros de operación de cada sistema ya que la utilización de datos erróneos conducirá de manera inevitable a resultados inexactos en el diseño final del sistema.

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Clasificación y descripción general de los SAP híbridos  No existe una clasificación general de los sistemas artificiales de producción híbridos, esto es debido a que hay variados criterios sobre los cuales se podría hacer una clasificación, tales criterios son : Figura 26

Figura N°26 Clasificación y descripción general de los SAP híbridos.

Sistemas artificiales de producción híbridos Los sistemas artificiales de producción representan estadísticamente la forma de extracción de hidrocarburos más grande, ya que, de los 890 000 pozos productores de aceite, el 94% utilizan alguna forma de levantamiento artificial. De este porcentaje de pozos que utilizan un levantamiento artificial 47 CURSO DE VERANO

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•

40% utiliza Bombeo Mecánico

•

34% utiliza Bombeo Neumático

•

18% utiliza Bombeo Electrocentrífugo Sumergido

•

5% cuenta con un equipo de Bombeo por Cavidades Progresivas

•

1% utiliza Bombeo Hidráulico

•

2% utiliza otros tipos de sistemas artificiales de producción.

Los sistemas artificiales de producción híbridos constan de la combinación parcial de dos sistemas artificiales de producción convencionales, dicha combinación obedece principalmente a que la  bomba del sistema recibirá energía adicional, lo que significa que un sistema artificial de  producción mejorará la eficiencia de otro; además, esta combinación resulta muy ventajosa cuando se avería alguno de los SAP convencionales que integran al sistema híbrido, ya que en el momento en que uno de estos SAP no funcione, el otro seguirá operando; dicho en otra palabras, funciona como sistema alterno de producción.

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5.7APLICACIÓN DE POZOS DE GAS Cuando la producción de un pozo de gas se encuentra en la región de colgamiento de líquido, comienza a producir baches de líquido intermitentemente. Estas condiciones de producción no son favorables y suelen provocar problemas de carga de líquidos en los que una acumulación de líquido en el fondo del pozo crea una contrapresión que dificulta la producción del gas.

---Aplicación de Compresores a boca de pozo--La compresión en pozos de gas es un método muy común para el transporte de producción hacia las instalaciones de recolección, sin embargo, esta no es su aplicación. En pozos de gas con la  problemática de carga de líquido, la compresión puede ser usada como un método se solución, ya que al instalar un compresor en la boca de pozo se disminuye l presión de la cabeza y se incrementa la velocidad del gas, permitiendo que los líquidos lleguen a superficie.

Funcionamiento El funcionamiento de los compresores a boca de pozo no es más que el de un compresor común y corriente; accionado por un motor, este compresor succiona el gas y el líquido contenido en el  pozo, reduciendo la presión en la cabeza, posteriormente el fluido extraído pasa primero por un separador el cual separa las dos fases y almacena el líquido producido. Por su parte el gas pasa al compresor para ser energizado y finalmente ser direccionado a la línea de recolección. Por medio de un análisis nodal se pueden realizar un pronóstico de producción para considerar la entrada adicional y determinar la capacidad de compresión que se requiere.

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La siguiente imagen muestra es un compresor de reinyección, es un principio de compresión es el mismo que un compresor normal, la diferencia es que este compresor de reinyección inyecta gas  producido para liberar la cara de líquidos. Así de esta manera manda a la línea de descarga el gas y el líquido en fases separadas.

Figura N°25 Inyección de gas producido por una compresora. Equipo necesario El compresor a boca de pozo no utiliza un equipo subsuperficial, solamente utiliza componentes en superficie. El equipo en superficie se compone del compresor, un separador, un panel de control y por supuesto, el motor que da energía a el sistema.

Figura N°26 Tabla de ventajas y desventajas.

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---Aplicación del pistón viajero--Cuando la producción de un pozo de gas se encuentra en la región de colgamiento de líquido, comienza a producir baches de líquido intermitentemente. . En superficie, este fenómeno se percibe como cabeceo y es un indicador de que ese pozo es candidato para la implementación del pistón viajero. En este caso, el émbolo ayudará al pozo a  producir de manera más eficiente, buscando maximizar la producción de gas al utilizar la energía  propia del yacimiento para remover el líquido acumulado en el fondo del pozo implementando un  pistón libre que aproveche la energía, en forma de presión, acumulada en el gas que se almacena en el espacio anular. Así, el émbolo formará una interface que evitará que el gas atraviese la fase líquida que se desea llevar a la superficie durante la producción. De esta manera, con la configuración adecuada de los elementos superficiales y subsuperficiales, el Pistón Viajero ayuda a descargar continuamente los líquidos acumulados que impiden al pozo  producir el gas a un gasto óptimo. Cabe señalar que en pozos de gas es especialmente común tener un periodo de producción adicional llamado purga de gas en el cual, una vez que el pistón llega al lubricador es mantenido ahí por un lapso para producir una mayor cantidad de gas antes de liberar el pistón y comenzar la carrera descendente y con ello el periodo de incremento de presión.

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