Presentacion Nuevas Tecnologias Tecnologias Inspeq Ingenieria Ltda Cerrejon 2015
Exposicion gr. 6 nuevas tecnologias
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NUEVAS TECNOLOGIAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Iván Fernando Berrio Aguilera Carlos Fernando Rubiano Ramírez Estephanie Ruiz Jaimes
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NUEVAS TECNOLOGIAS DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Iván Fernando Berrio Aguilera
Carlos Fernando Rubiano Ramírez
Estephanie Ruiz Jaimes
1. BORS (BALANCED OIL RECOVERY
SYSTEM)
El BORS, es un sistema de extracción
alternativo de petróleo, no usa sistemas de
levantamiento artificial convencionales, ya
que su instalación se realiza sobre la
superficie y directamente al casing.
Proporciona un sistema de extracción de
menor costo operativo y portátil.
Es considerado una buena alternativa de extracción para
utilizar en pozo someros y de muy bajos caudales a un
costo operativo menor que los sistemas de extracción
convencionales, dentro de las condiciones de usos se
requieren:
Bajos caudales de producción (entre 3 y 4 BPD).
Bajas profundidades (2500 y 3000 pies).
Baja relación gas petróleo.
Altos costos operativos.
FUNCIONAMIENTO
La extracción se realiza por medio de una manguera que
es transportada dentro del casing por medio de una cinta
hasta la columna de fluido del pozo.
Luego de un cierto tiempo de espera, la manguera es
levantada para descargar el fluido dentro del tanque de
almacenamiento y enviado a las baterías por medio de una
bomba de transferencia.
Todas las funciones están controladas por medio de un
controlador con la cual se ingresan las profundidades y
tiempos de trabajo.
PARTES DEL EQUIPO
Tanque de almacenamiento de aproximadamente 2,5 bbls (250 l) de acero inoxidable.
Carretel enrollador de cinta y cinta de 3200 ft de longitud, de 2 pulg de ancho y 1.2 mm de espesor.
Manguera de 36 ft con diámetro de 2.5” y 2.25” más pesa de 27 lbs (12 Kg) aproximadamente.
Sensores de nivel en el tanque.
Motor reductor de 4 Hp.
Resistencia de frenado.
Bomba de transferencia de tornillo con motor de 1 Hp.
Unidad de Control Computarizada (PLC)
Unidad de Control Computarizada de mano (MAGELIS).
Tubo de descarga con sensor de proximidad.
Tubo de conexión PVC de 30 ft (9 m).
Cabezal de acero inoxidable.
SELECCIÓN DEL POZO
Capacidad de extracción máxima de 10 bpd.
Profundidad de trabajo máxima de 3000 ft.
Diámetro del Casing mínimo de 4 1/2” el cual no debe
tener problemas mecánicos.
Ideal para pozo con problemas de intervenciones
repetitivas de varilleo, con la finalidad de reducir los
costos operativos que tienen con el sistema de bombeo
mecánico, más aún si son de muy bajas producciones.
Evitar que el pozo esté ubicado cerca de centros
poblados o muy alejados del centro operativo como
prevención a los robos.
Mínima o nula producción de gas, ya que el equipo no
capta el gas.
VENTAJAS
Bajo riesgo de accidentes e incidentes ambientales, ya que nousa ni altas presiones, ni equipos con partes móviles.
Fácil para modificar las condiciones de operación según laprofundidad y producción del pozo (velocidades de bajada ysubida de la manguera y número de ciclos por día).
Buena alternativa de extracción para pozos someros de bajoaporte productivo.
Menor inversión inicial por equipamiento con respecto a losotros sistemas de levantamiento.
Factible de ser controlado y supervisado a distancia, en vistaque cuenta con un PLC como parte del panel de control.
No requiere intervenciones de varilleo ni fluidos a presión parael levantamiento
No usa tubing, ni varillas, que requieran limpieza o reemplazodebido a problemas de parafina, corrosión.
No usa bombas, ni válvulas.
DESVENTAJAS
Profundidad de trabajo limitada, menor que los otros
sistemas de extracción.
Equipamiento es susceptible de ser robado en forma
sistemática, debido, a sus pequeñas dimensiones y a
que pueden tener aplicación domestica (válvulas,
motores, bombas de transferencia, PLC, mangueras,
cintas,etc.).
No ha sido probado en pozos con casing de diámetro
variable con la profundidad.
Equipos electrónicos del Panel de Control requieren
adecuadas protecciones.
2. BOMBAS TWIN-SCREW
Tecnología de doble tornillo o de tornillos gemelos
Es la interacción entre dos tornillos sincronizados que
se alojan dentro de un compartimento cerrado, el
flujo dentro de la bomba mantienen un balance
hidráulico que permite alcanzar alta eficiencia
volumétrica y general.
PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO
Capacidad: De 1 a 500
m3/hr , 150 a 56.000 bpd
Cabeza: 50 kg/cm2 (711
psi)
Temperatura: Hasta
300ºC
Viscosidad: Hasta
500.000 cst
TIPOS DE BOMBAS TWIN-SCREW
• Electric Submersible Twin Screw Pumps
• No requiere ningún equipo adicional
Electrosumergible(ESTSP)
• TopDrive Twin Screw Pumps
• Coiled tubingTDTSP
• Rigless TopDrive Twin Screw Pumps
• Slick line, varillas de bombeo.
Rigless topdrive(R-TDTSP)
RESULTADOS EN CAMPO
Debido a que es una bomba de desplazamiento
positivo, las presiones siguen siendo las mismas
con velocidad variable.
La velocidad es el único parámetro a ser ajustado
de esta bomba, y se puede cambiar para alterar la
velocidad de la bomba mientras se mantiene una
presión constante.
La bomba no hace distinción entre el gas y líquidos
3. BOMBEO HIDRAULICO
3.1 Bomba jet ”jj tech”:
BOMBA JET ”JJ TECH”:
• Permite la fácil recuperación de la bomba de los pozosdesviados y horizontales.
• Produce grandes volúmenes de fluidos de la formacióncon inclusiones de moderado a alto contenido desólidos.
• Alta resistencia a la corrosión y erosión
• No tiene partes móviles.
• Se usa unidad Wire Line, no se requiere unidad deWorkover o Taladro.
• Puede ser usado en pozos direccionales, con altoscontenidos de solidos , en crudo pesado, en pozosestrechos, revestimientos con problemas de integridad.
JJ Tech 1.6
-Instalación en huecos delgados.
-Producción - Hasta 600 barriles por día
- Se utiliza en la extracción de agua de
los pozos de gas
JJ Tech 2.3/2.8
- Producción 2.3 -Hasta 3.500 barriles
por día.
- Producción de 2,8 -Hasta 4.500 barriles
por día
JJ Tech 3.5 HSP
- Producción - Hasta 4.500 barriles por día
-- Proceso de endurecimiento de la erosión y control de
la corrosión
- Produce pozos con contenido de sólidos extremadamente alta
INSTALACION
3.2 Coiled Tubing dual + Jet Pump para la limpieza de pozos
• Combinación de dos tecnologías Jet pump (JetPack) y Coiled Tubing (Flat
pack).
• Remueve los sólidos y líquidos de fondo del pozo.
• La función primaria de esta tecnología es crear un ambiente de baja presión en
el pozo para bombear el líquido y/o sólidos a la superficie.
• El sistema Flac Pack es usado como tuberia dual encapsulada, el cual se
inyecta el fluido motriz por una y se produce por la otra.
• La versatilidad del sistema, hace que sea la solución ideal de bajo costo para
una amplia gama de operaciones. Si bien puede ser modificado para encapsular
cualquier diámetro de tubería flexible o conducto eléctrico, puede ser
desplegada por cualquier unidad de tubería flexible.
• Puede ser usado a profundidades de 1500 ft a 8000 ft.
http://www.youtube.com/watch?v=vwiIZ_p5ix4&feature=player_embedded
Aplicaciones.
• Limpiezas de pozos Horizontales o desviados.
• Producción o limpiezas de arena.
• La recuperación del fluido de perforación.
• Pruebas de Producción / evaluación.
• Este es un excelente sistema para evaluar los pozos que están en un
régimen de flujo de dos fases.
• Debido a la baja presión de los embalses, frac de arena limpiezas son una
técnica común que se utiliza durante el proceso de completamiento.
• Una de las características únicas del JETpak que ofrece es la capacidad de
chorro a través de una boquilla de alta presión en la parte inferior de la bomba
para romper o licuar arena.
• La tecnología mejora drásticamente JETpak y limpieza siendo más eficiente;
con un conjunto de bomba, siendo capaz de limpiar múltiples pozos en un día
sin el desmontaje de la bomba de la tubería de la bobina.
• Reduce el número de intervenciones. Cuando se utiliza el JETpak, el
número de limpiezas realizadas en el pozo se reducirá. Dado que el pozo está
en un estado bajo balance durante la limpieza, y elimina el líquido que se ha
acumulado en la zona cerca del pozo.
BENEFICIOS
4. LEVANTAMIENTO POR GAS
4.1 VÁLVULA NOVA (SLB)
• Utiliza una boquilla tipo vénturi, que es una apertura convergente-
divergente.
• Diseñada para controlar el flujo de gas a través de la válvula.
• La boquilla tipo vénturi hace que el flujo de gas critico tenga lugar una
vez que la presión aguas abajo se reduce hasta alcanzar un valor entre
90-95% de la presión aguas arriba.
• Previene las inestabilidades del flujo, sin las perdidas de producción
asociadas con las válvulas convencionales.
• Su aplicación es importante en pozos con terminaciones duales,
donde dos sistemas independientes operan en el espacio anular de un
solo pozo.
4.2 GAS LIFT CON VÁLVULA NOVA
• Posee una boquilla tipo venturi. Se muestra la grafica de
desempeño.
• Flujo critico (azul). Se logra de la apertura convergente-divergente
por la valvula de boquilla tipo venturi.
• Posee un 10% de caida de presion.
• Valvula orificios cuadrados convencional (flujo rojo), requiere de un
40-60% caida de presion para lograr flujo critico.
4.3 GAS LIFT ORIFICIO CONVENCIONAL
• El gas ingresa en la válvula por los orificios de entrada y fluye a través
de un orificio cuadrado.
• Provee una tasa de flujo de gas controlada.
• La curva de desempeño de flujo es modelado por medio de la ecuación
de Thornhill-Craver.
• Utiliza la Pcsg up aguas arriba de la válvula (Pup).
• Ptub producción aguas debajo de la válvula (Pdown).
4.4 Gas lift de alta presión (xlift)
• Incrementa la capacidad de los sistemas existentes. Extiende rango de la
presión de operación de 2000 lpc a 5000 lpc.
• Utiliza un sistema de válvula de retención de sello positivo para reemplazar los
sistemas de válvulas de retención de velocidad (empleados hoy en dia).
• Operan con presiones de inyección mas altas y puntos de inyección mas
profundos, mejoran el desempeño del pozo.
• Los pozos pueden ser terminados con menos mandriles y válvulas (presión de
operación mas alta).
•Instalación de Gas Lift alta presión en aguas profundas e instalaciones
submarinas.
• Permite la instalación de la primera válvula por debajo de la línea de lodo.
• Mandril del sistema permite un mayor diámetro interior de la cavidad de la
válvula, optimiza trayectoria de flujo del fluido.
• Tiene incorporado un sistema de fuelles con soldadura en el borde, para
soportar presiones de operación más altas.
• Ensamblaje de fuelle es resistente a la corrosión y reduce la carga interna
de gas incrementando al mismo tiempo la presión de inyección.
• En operaciones marinas se inyecta gas a alta presión por debajo de la
línea del lodo esto aumenta la profundidad de inyección para maximizar
caída de presión (aumento de producción).
•Instalación de válvula por debajo de la línea del lodo, el pozo produce con
Gas Lift sin mandriles, ni válvulas en el tubo ascendente.
• La válvula Xlift se controla desde el subsuelo, no tiene conexión física en
superficie.
• Posee configuración de flujo vénturi para una capacidad de flujo mas
eficiente y estable.
• Posee válvula de retención positiva que elimina las trayectorias de
perdidas potenciales hacia el espacio anular entre casing y tub. De
producción.
5. SISTEMAS COMBINADOS DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Es una combinación de dos formas de levantamiento
artificial
Usado en muy pocos casos, solo en caso que las
condiciones lo ameriten
Casi siempre consta de un levantamiento combinado con
gas y otro tipo de levantamiento
BENEFICIOS
Incremento de la eficiencia volumétrica.
Disminuye las tasas de inyección de gas respecto al
levantamiento convencional por gas lift
Aumenta el diferencial de presión y la producción
Incrementa la profundidad de instalación de la bomba
Reducción en la potencia de la bomba y el motor y bajo
consumo eléctrico.
5.1 ESPCP-BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE
POR CAVIDADES PROGRESIVAS
Opera de manera muy similar al bombeo electro
sumergible, pero con algunas diferencias, tales como:
La bomba es de cavidades progresivas y no centrífuga.
Se requiere una caja de velocidades con reductor para
acomodar la velocidad del motor a los requerimientos de
menor velocidad de la bomba de cavidades progresivas.
Una junta o eje flexible es requerida debido a la
excentricidad de la bomba de cavidades progresivas.
Debido a que la aplicación principal para el ESPCP es la
producción de crudos pesados, en general, el manejo de
gas no será un problema, debido a las bajas cantidades de
gas asociadas a estos tipos de crudos; de cualquier forma,
el ESPCP pueden manejar cantidades limitadas de gas
libre sin dificultad, aunque se pueden instalar separadores
de gas en fondo, si lo que se desea es maximizar la
eficiencia del sistema.
VENTAJAS
Buena tolerancia a la arena.
Alta eficiencia (mayor al 70 %).
No esta afectado por la desviación.
Buena recolección de datos relacionados con el sistema.
Buen manejo de crudos pesados.
Es un sistema fácil de operar.
DESVENTAJAS
Tiene un menor tiempo de espera entre fallas que el
bombeo electro submergible.
Riesgo de fallas en el cable eléctrico.
Se requiere de taladro o estructura en caso de falla del
sistema.
Rata limitada (hasta 2500 en casing de 4 ½ pulgadas)
5.2 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE CON GAS LIFT
Las principales áreas de aplicación incluyen campos
maduros y desarrollados, campos con bajo suministro de
gas, bajo índice de productividad y pozos profundos.
La combinación de sistemas como Gas Lift y ESP permite
mejorar la utilización de las metodologías de levantamiento
conocidas.
INSTALACIÓN
El completamiento requerido para su instalación se realiza
instalando una bomba centrifuga cerca de los intervalos de
perforaciones, mientras que los mandriles de Gas Lift son
instalados encima de la bomba, a unos 1000 a 3000 ft.
PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO
Se inyecta gas por encima de las bomba
electromumergible para disminuir la densidad del fluido y
así mejorar la eficiencia de la bomba.
La combinación de estas prácticas puede aumentar el ciclo
de vida del equipo, que de por sí es bastante costoso.
Los caudales se ven afectados bien sea por:
por variación de la velocidad del motor de la bomba
centrifuga
cambiando la cantidad de inyección de Gas Lift.
VENTAJAS.
Operación de los dispositivos en subsuelo.
Bajo requerimiento de gas para levantamiento y menor
tamaño de unidad de bombeo electrosumergible.
Largos ciclos de vida, bajos costos de operación.
El levantamiento artificial combinado puede ayudar a
minimizar la energía total requerida en un orden de 15 a
20%.
DESVENTAJAS
Se requiere compresión de gas para realizar este
procedimiento.
Es necesario el suministro de energía eléctrica.
Tolerancia limitada a las arenas
6. PRODUCCIÓN BAJO EL MAR
Por medio del sistema eléctrico sumergible de
bombeo (ESP) de Centrilift.
Tienen un desempeño probado de operación en
condiciones de altas temperaturas y presiones,
Producción de altos volúmenes de Fluido (hasta
150.000 bpd)
Rango operativo amplio y suministro de empuje
necesario de mas de 5000psi
Centrilift ofrece sistemas duales eléctricos sumergibles de
bombeo (ESP) en pozo, sistemas de levantamiento en
lecho marino y sistemas de levantamiento instalados en
montante. Cada opción brinda distintas ventajas,
dependiendo de las necesidades generales de producción
de los campos submarinos.
Quizás la opción con el menorcosto total para elevación(boosting) desde el lechomarino es el sistema debombeo en montante. Estaconfiguración instala unsistema ESP tradicional en latubería de producción dentrodel montante de la línea deflujo (donde el espacio lopermita, mínimo de 5 ½ pulg.de D.I.).
Algunas alteraciones simplesal cabezal del montantepermiten ensartar el cable depotencia y colgarlo de latubería de producción.
GRACIAS!
