APAREJOS DE PRODUCCIÓNAPAREJOS DE PRODUCCIÓNUn aparejo de producción esta constituido principalmente por la tubería de producción y sus accesorios del aparejo de producción, estos últimos están en función del tipo de terminación que se vaya a diseñar y serán tan abundantes como las necesidades o riesgos que pueda ocasionar laexplotación del pozo (presión del yacimiento y tipo de fluido).

TUBERÍA DE PRODUCCIÓNTUBERÍA DE PRODUCCIÓN.- Esta en función directa de los gastos que maneje el pozo, y puede ser de un solo diámetro o de diferentes, según sean las condiciones de presión del yacimiento y condiciones de explotación

CAMISA DESLIZABLE O VÁLVULA DE CIRCULACIÓNCAMISA DESLIZABLE O VÁLVULA DE CIRCULACIÓN.- Por medio de ella se obtiene una circulación directa entre la tubería de producción (TP) y la tubería de revestimiento (TR), su función principal se presenta en la inducción del pozo, por medio de la cual se permite cambiar el fluido de control para aligerar la columna hidrostática del pozo, para inducir a la producción el mismo.

NIPLE DE ASIENTO.- Es otro de los accesorios que se introducen en los aparejos de producción de cualquier tipo de pozo (inyector oproductor), y sirven para colocar un tapón para abandonar intervalos invadidos de agua o bien para colocar herramientas especiales de registros de presión con cierre en el fondo.

JUNTA DE SEGURIDAD.- Sirve para desconectar la tubería de producción, por lo cual debe colocarse inmediatamente después del empacador, están juntas pueden ser operadas por tensión o por rotación a la derecha de la TP, todo depende del tipo de junta.

CAMISA DE EXPANSIÓN.- Su función consiste en absorber las elongaciones o contracciones de la tubería de producción, para que el mandril sellador (multi-v) del empacador no se salga de este y se pueda tener una comunicación con el espacio anular.La TP en pozos profundos, sufre elongaciones o contracciones por cambios de temperatura a la que se somete durante su tratamiento con ácido, así como por expansión o presión interna.

UNIDADES SELLADORAS.- O MULTI-V.- La posición de esta es enfrente del empacador, la cual como su nombre lo indica tiene la función principal de sellar entre el empacador y la tubería de producción, para evitar la comunicación entre los mismos.

ZAPATA GUÍA.- Esta va ubicada en la punta del aparejo de producción y su función principal es la de facilitar él enchufe con el empacador.

EMPACADOR RECUPERABLEEMPACADOR RECUPERABLE

CUÑAS

CUÑASRECEPTACULOPULIDO

PERFORACIONES

ELEMENTO SELLANTE

MV ó Unidades selladoras

ADAPTADOR DECABEZAL DEL

TUBERIA

VALVULAMAESTRA

VALVULA LATERAL

CONEXION DE FLUJO

VALVULA DE MEDICION

CONEXION SUPERFICIAL

VALVULA DE SONDEO

ESTRANGULADOR

ARBOL DE PRODUCCION

T.R. 16"

DE 2467 A 2472 m

492 m

VENTANA EN T.R. 5"

T.R. 24" 20 m

T.R. 10 ¾" 2254 m

T.B. 7 5/8" 2154 m

T.R. 5" 2221 m

3334 mT.R. 5"

4027mTEMP. 122° C a 3850 m.

AG. BNA. 4 1/8"

B.P. 3946 mP.T.

3030 mB.L. 3 ½"

3022 mEMP. 415-01, 5"

3000 mCAMISA 2 7/8" CMD"

COMB. 3 ½"-2 7/8" 2079m

3800-3817 m (AISLADO) Pfondo 3804m=36 kg/cm², Psup.=10kg/cm²

N. de F. = 3238 m.P.I. 3910 m

3665-3695 m (AISLADO)OWEN 1 11/16", 20 c/m, F-40°

3644-3660 m (AISLADO), N. de F. = 3050 m.

3610-3618 m (ABTO)

3619-3630 mT.B.T

O.- CRUZ MAESTRA (CRUZ DE FLUJO).1.- VALVULA MAESTRA INFERIOR.2.- VALVULA MAESTRA SUPERIOR.3.- VALVULA LATERAL DERECHA DEL MEDIO ARBOL.4.- VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL MEDIO ARBOL.S.- VALVULA LATEREAL IZQUIERDA DEL CABEZAL DE PRODUCCION,6.- VALVULA LATERAL DERECHA DEL CABEZAL DE PRODUCCION.7.- VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL CARRETE DE T.R.S.- VALVULA LATERAL DERECHA DEL CARRETE DE T.R.9.- VALVULA LATERAL DERECI-IA DEL CABEZAL DE T.R.10.- VALVULA LATERAL IZQUIERDA DEL CABEZAL DE T.R.11.- TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICLAL.12.- TUBERIA DE REVESTIMIENTO INTERMEDIA,13.- TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE EXIPLOTACION (PRODUCCION).14.- TUBERIA DE PRODUCCION15.- COLGADOR ENVOLVENTE (CUÑAS) PARA T.P.16.- SELLOS SECUNDARIOS PAPA T.R.17.- COLGADOR ENVOLVENTE (CUÑAS) PARA T.R.18.- SELLOS SECUNDARIOS PARA T.R.19.- COLGADOR ENVOLVENTE PARA TUBERIA DE PRODUCCION.20.- COPLE COLGADOR21.- BRIDAS PORTAF-STRANGULADORES22.- MANOMETROS DE PRESION

ARBOL DE VALVULAS

PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE FLUIDOS, PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE FLUIDOS, BATERÍA DE SEPARACIÓNBATERÍA DE SEPARACIÓN

Existen dos tipos principales de separadores; verticales y horizontales. Estos se usan de acuerdo a las características de los fluidos del yacimiento que se producen, (relación gas-aceite y el porcentaje de agua). Por lo cual se le conocen como separadores bifásicos o trifasicos.

Su diseño se basa principalmente mediante estudios de laboratorio (análisis PVT) y condiciones que se deseen para el manejo de los hidrocarburos.

El principio básico de los separadores, radica en la distribución de los fluidos producidos, los cuales se basan en la diferencia de densidades del agua, aceite y gas.

SEPARACIÓN DEL ACEITE Y GASSEPARACIÓN DEL ACEITE Y GAS.- Se puede realizar en una o varias etapas, como ya menciono con anterioridad, depende de la presión del yacimiento y de la cantidad de gas que se maneje, RGA. La presión de entrada y salida al separador esta fijada de acuerdo a las necesidades del transporte del mismo, esto es, si el aceite va a ser conducido hacia un tanque de almacenamiento, una refinería o una tubería superficial.

PROCESO DE SEPARACION EN TRES ETAPASPROCESO DE SEPARACION EN TRES ETAPAS

P = 310.7 lb/pg abs.12

t = 170 °F1

P = 74.7 lb/pg abs.22

t = 138 °F2

P = 14.7 lb/pg abs.32

t = 110 °F3

SEPARACIÓN DEL AGUA Y EL ACEITE.- Muchas ocasiones el agua se presenta en forma emulsificada en aceite y es necesario efectuar un tratamiento especial, sobre todo en aceite de exportación, donde no se no se permiten porcentajes de agua mayor al 2 %.permiten porcentajes de agua mayor al 2 %.Esto se puede llevar acabo mediante adición de reactivos químicos, los cuales tienen como objetivo principal romper la emulsión entre el aceite y el agua, luego se calienta la mezcla y posteriormente se lleva a undeshidratrador eléctrico.

Los deshidratadores eléctricos se dividen en cuatro tipos:

A) TRATADOR DE ELECTRODO DE DISCO GIRATORIO

B) TRATADOR DE FLUJO HORIZONTAL (H.F.)

C) TRATADOR DE CAMPO CONCENTRADO (C.F.) Y

D) TRATADOR DE ANILLO CONCÉNTRICO.

SEPARACION TRIFASICA CORRIENTESEPARACION TRIFASICA CORRIENTE

SEPARADORPRIMARIOTRIFASICO

SEPARADORSECUNDARIO

TRIFASICO

FLUIDOS DE LOS POZOSCAPACIDAD DE DISEÑO50,000 BPD DE CRUDO50,000 BPD DE AGUA

(40,000 BPD)

(9,500 BPD)

50,000 BPD DE CRUDO500 BPD DE AGUA

TRATAMIENTO DEL ACEITETRATAMIENTO DEL ACEITE

ALMACENAMIENTODE ACEITE

REMOCIONDE H2S

REMOCIONDE AGUA

ACEITEESTABILIZADO

GAS

AGUA

SEPARACION DEAGUA LIBRE

PRODUCCION DE LOS POZOS

RECUPERACIONDE VAPORES

ENDULZAMIENTODE GAS

TRATAMIENTODE AGUA

PROCESAMIENTO DE GAS

PROCESAMIENTO

INYECCION ODESECHO

TRATAMIENTODE AGUA

EQUIPOUNIDADES DE

REC. DE VAPORES

CALENTADORESTRATADORESDESHIDRATADORESFILTROS

TRATADORESTERMOQUIMICOS

SEPARADORES.ELIMINADORESDE AGUA LIBRE.DESNATADORESDE ACEITE.FILTROS

PROCESAMIENTO DE GAS

ESTABILIZACION REC. CONDENSADIOS

REMOCION DEVAPORES DE H20

REC. DE AZUFREREM. GASES

ACIDOS

GAS

AGUA

CONDENSADOS

REMOCION DE H2OLIBRE

AGUA A DESECHOO INYECCION

GAS DE LOS POZOS

REFRIGERACION MECTURBO EXPANSIÓNDESECANTES SOLIDOSREFRIGERACION NAT.SEPARADORES

DESHIDRATADORES DEALCOHOL DESECANTES SOLIDOS

UNIDADES DE MALLA MOLECULARESMEMBRABASAMINAS

SEPARADORESDEPURADORESFILTRACION

ELIMINADORES DE AGUA LIBRE.DESNATADORES DE CONDENSADO.

TANQUE DESHIDRATADOR.TANQUE DESHIDRATADOR.CONDUCTOR

VALVULA

SIFON

SOPORTE DISTRIBUIDOR

SIFON

BARRA DE 4 DIRECCIONES

TUBO RANURADOY EXTREMOS OBTURADOS

NIVEL DE AGUA

NIVEL DE ACEITE

PROCESO DE DESHIDRATACION Y DESALADO DE CRUDOSPROCESO DE DESHIDRATACION Y DESALADO DE CRUDOS

ELINACION DEAGUA LIBRE PRECALENTADOR CALENTADOR

INYECCIÓN DEREACTIVOS

ADICION DE AGUA DULCE

INYECCION DEREACTIVO

UNIDAD ELECTRICADE DESALADO

UNIDAD DEFLOTACIONTAMQUE DE

BALANCE

ALMACENAMIENTO BOMBEO

EMULSION

ACEITE RECUPERADO

AGUA ACEITOSA

AGUA DE DESECHO

UNIDAD DE DESHIDRATACION

GAS

OIL

GASOUT

OILOUT

EXTRACTORDE GAS

BAFFLES PARALA SEPARACION

DEL GAS

SEPARADOR DE BRAZOY ELEMENTO

DESGASIFICADOR

LLC

OIL DMV

GAS BPV

OIL

GAS"A"

"A"

SECCION "A-A"

ENTRADADE FLUIDO

ELEMENTODESGASIFICADOR

ENTRADADE

FLUIDOS

SEPARADOR BIFASICO VERTICAL

CON EL USO DE BAFFLES

"A"

"A"

SALIDADE GAS

OILOUTLET

DRENE

VALVULA DEDEPOSITO

DEDIDOR DEPRESION

LLCPILOT

EXTRACTOR DE GASTIPO PALETA

VALVULASDE RESPALDO

DE GASE

SECCION "A-A"

A

B

C

COLISION

CAMBIO DE DIRECTION

CAMBIO VELOCIDAD

A

A

A

A

B

B

B

BC

C

C

C

CABEZA DESEGURIDAD

VALVULA DEALIVIO

ENTRADADE

FLUIDOS

ELEMENTODESGASIFICADOR

PROTECTORFLOTANTE

MEDIDORDE

VIDRIO

SEPARADOR BIFASICO

TIPO PALETA

SALIDA DE

FLUIDOS

CONDENSADO

GAS

SALIDADEL GAS

EXTRACTOR DE GASTIPO CARBON

ENTRADA DEFLUIDOS

EXTRACTOR DE GAS TIPO CARBON

ACEITE

INTERFASEAGUA-ACEITE

B

C

D

A

CONOCICLICO

CAJA DE SALIDA

ENTRADA DEFLUIDOS

GAS

AGUA

SEPARADOR TRIFASICODE FUERZA CENTRIFUGAPARA UNA SEPARACION

PRIMARIA

SALIDADEL GAS

VENTANADE GAS

SALIDA DEL

ACEITE

SALIDADEL AGUA

INTERFASEGAS-ACEITE

ACEITE

AGUA

A

A

B

B

GASGASFLUID

IN

DIAGRAMA DE LAVALVULA DE MOTOR

DEL AGUA ( DMV )

EXTRACTORDE GAS

LLCPILOTS

BOQUILLASFLOTANTES

SEPARADORDE BRAZO

GAS

WATER

FLOTADORDIN PESO

GAS

OIL

WATER

FLOTADORCON PESO

ESQUEMA TIPICO DE UN SEPARADORTRIFASICO HORIZONTAL

SALIDADEL GAS

SALIDADEL

AGUAACEITE(DMV)

SALIDADEL

ACEITE

ACEITE

ACEITE

GAS

AGUA

ESTRACTORDE GAS

GASOUT

SEPARADORDE BRAZO

PLATO DETECTORLLC

LLC

OIL DMV

AGUA DMV

WATEROUT

GAS BPV

FLOTADORSIN PESO

FLOTADORCON PESO

SEPARADOR TRIFASICO VERTICALSEPARADOR TRIFASICO VERTICAL

ACEITE

ENTRADA DEFLUIDO

SALIDADEL

ACEITE

GAS

OIL

AGUA

ELEMENTO SEPARADORDE BRAZO TIPO

CENTRIFUGO

ENTRADADE

FLUIDOS

CONTROL DEAGUA-ACEITE

SALIDADE

AGUADRENE

SALIDADE

ACEITE

FLOTADORSIN PESO

FLOTADORCON PESO

CONTROLADORNIVEL ACEITE

EXTRACTOR DE GASTIPO CARBON

SALIDADE

GAS

ESQUEMA TIPICO DE UN SEPARADOR ESQUEMA TIPICO DE UN SEPARADOR TRIFASICO ESFERICOTRIFASICO ESFERICO

CONDUCCIÓN DE FLUIDOS EN SUPERFICIE, PRINCIPALES PROBLEMAS.

•La conducción de los fluidos en superficie se inicia cuando la producción de un pozo llega a la boca del mismo, posteriormente esta puede entrar a un ramal de producción o a una batería de separación, siguiendo su camino a baterías de rebombeo (sí es necesario), separadores, tanques de almacenamiento y/o medición.•El primer problema que se presenta es a la boca del pozo y ocurre cuando la presión que se maneja en la línea de descarga es mayor o igual a la presión que se tiene en el mismo y se puede presentar una igualación de presiones, en cuyo caso no fluye el pozo, y en caso extremo ocurre un contraflujo de la línea al yacimiento.

•Otro problema muy común es cuando en un ducto o poligasoducto, se presentan variaciones en su relieve, conjuntados con la variación de presión y temperatura, de los fluidos transportados, ocasionan cambios considerables en su composición y se pueden ocasionar un flujo multifasico(gas-aceite-agua), o en las zonas de bajo relieve asentamientos de aceite y/o agua los cuales ocasionan perdidas de presión adicionales. Los cuales se solucionan con una corrida de diablo, la cual provoca retrasos en el manejo de la producción.

CORROSIONCORROSION

- Es el deterioro que sufre un metal con el medio que lo rodea

- Tendencia de los metales a pasar a su estado natural.

- Destrucción gradual de un metal por reacción química o electroquímica

Los requisitos para que se inicie la corrosión son:

A) Un electrolito formado por una solución (agua con iones disueltos).B) Un ánodo, es el electrodo metálico que se corroe en la interfasemetal-electrolito.C) Un cátodo, electro metálico que se protege de la interfase.

D) Un conductor externo, metal que conecta al ánodo con el cátodo (generalmente la misma tubería).

Corrosion Logging• USI*• UCI*• Multifinger caliper• ETT*• PAT*

MAXPRO Diagnosis and Monitoring

MÉTODOS PARA EL CONTROL DE LA CORROSIÓNMÉTODOS PARA EL CONTROL DE LA CORROSIÓN•Selección de metales: aleaciones con Ni, Cr, Mo, Al.

•Empleo de materiales no metálicos: Plásticos, cerámica, cemento, fibra de vidrio, asbesto, resinas.

•Uso de recubrimientos.

•Uso de inhibidores.

•Remoción de gases corrosivos.

•Protección catódica con ánodos de sacrifico (Zn, Mg).

ÁNODO.- electrodo de una celda electrolitica en el que ocurre una reacción de oxidación.

CATODO.- Electrodo en el que ocurre una reacción de reducción.

ION.- Átomo o grupo de átomos cargados eléctricamente.

ELECTROLITO.- Es un conductor ionico.

INSTALACION DE PROTECCION CATODICA DE UNA T.R.

+-JUNTA

AISLANTE RECTIFICADOR

ANODOS

LINEA DE DESCARGA

T.R. SUPERFICIAL

FLUJO DE LA CORRIENTE ENTRE FLUJO DE LA CORRIENTE ENTRE LA T.R. Y LA L.D.LA T.R. Y LA L.D.

T.R. SUPERFICIAL

AREA ANODICACORROIDA

T.R.

ZONA PRODUCTORA DE ACEITE Y GAS

ZONA CON AGUA SALADA

L.D.

DEPÓSITOS O INCRUSTACIONES DE SALESDEPÓSITOS O INCRUSTACIONES DE SALESLos depósitos o incrustaciones de sales, se forman por la cristalización y precipitación de minerales.

Las causas principales son:

1. Abatimiento de presión.

2. Cambios de temperatura.

3. Mezclas de aguas incompatibles.

4. Supersaturación (Sulfuro de fierro, Carbonato de fierro, Oxido de fierro)

TIPOS DE INCRUSTACIONESTIPOS DE INCRUSTACIONES1.Carbonato de calcio.

2. Yeso.

3. Sulfato de bario

4. Cloruro de sodio

5. Anhidrita.

FORMA DE IDENTIFICACIÓNFORMA DE IDENTIFICACIÓN1. Por difracción de rayos X.2. Por análisis químico.3. Por adición de HCl.

MÉTODOS MECÁNICOS DE REMOSIONMÉTODOS MECÁNICOS DE REMOSION1. Perforaciones.2. Escariadores (T.P., T.R., agujero abierto).3. Diablos (línea de descarga).

MÉTODOS DE REMOCIÓN QUÍMICAMÉTODOS DE REMOCIÓN QUÍMICA1. Con agua dulce.2. Con ácido Clorhídrico, cítrico o acético.PREVENCIÓN:PREVENCIÓN:Uso de inhibidores en tratamientos forzados a la formación o inyección continua por el espacio anular.

DEPOSITOS ORGANICOSDEPOSITOS ORGANICOS

TRATAMIENTO:

PROBLEMATICA POR EFECTO DE LA LIBERACION DEL GAS DISUELTO SE DEPOSITAN EN LA T.P. RESTRINGIENDO EL AREA DE FLUJO Y LA PRODUCCION.

CORRECTIVO: LIMPIEZA DE LOS APAREJOS DE PRODUCCION, DE 3½", MEDIANTE INYECCION DE UN SOLVENTE, A TRAVES DE TUBERIA FLEXIBLE DE 1¼" CON TROMPO DISPERSOR EN SU EXTREMO.

SOLVENTES: BENCENOXILENOTOLUENOAROMINAS *AROMATICOS PESADOS

PREVENTIVO: INYECCION CONTINUA DE UN SOLVENTE A TRAVES DE UNA TUBERIA DE ACERO INOXIDABLE DE 3/8", FLEJADA A LA T.P.ELECTROMAGNETISMO

* SELECCIONADO POR SU DISPONIBILIDAD, COSTO Y MEJOR INDICE DE SEGURIDAD DURANTE SU MANEJO.

ASFALTENOS MATERIAL SOLIDO DE COLOR NEGRO, NO CRISTALINO, CONTENIDO EN SUSPENCION COLOIDAL EN ALGUNOS ACEITES CRUDOS.

DESPOSITOS ORGANICOSDESPOSITOS ORGANICOS

TRATAMIENTO:

PARAFINA COMPUESTO SOLIDO, BLANCO, INODORO E INSIPIDO, FORMADO POR UNA MEZCLA DE HIDROCARBUROS COMO EL C18H38 Y MAS PESADOS.

PROBLEMATICA POR REDUCCION DE LA TEMPERATURA SE DEPOSITA LA PARAFINA EN LA T.P., EN LA L.D., Y EN LA BATERIA DE SEPARACION. SE REDUCE LA PRODUCCION Y AUMENTAN LOS COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO.

CORRECTIVO LAS L.D. SE LIMPIAN CON INYECCION DE ACEITE CALIENTE. LAS T.P., PARA SU LIMPIEZA SE EXTRAEN DE LOS POZOS.

PREVENTIVO INYECCION CONTINUA DE INHIBIDORES. EMPLEO DE TUBERIAS DE PLASTICO. USO DE FLUIDOS GELIFICADOS COMO AISLANTES TERMICOS EN EL ESPACIO ANULAR. EMPLEO DE INHIBIDORES EN BARRAS SOLIDAS.

ELECTROMAGNETISMO.

HIDRATOS DE HIDROCARBUROSHIDRATOS DE HIDROCARBUROS

SON COMPUESTOS CRISTALINOS OPACOS FORMADOS POR LA COMBINACION QUIMICA DEL GAS NATURAL Y EL AGUA. TIENEN LA APARIENCIA DE NIEVE O DE HIELO.

PROBLEMATICA SE FORMAN POR DECREMENTO DE TEMPERATURA DE LOS GASODUCTOS O DEBIDO A UNA EXPANSION BRUSCA DEL GAS, COMO EN ESTRANGULADORES Y PLACAS DE ORIFICIO. OBSTRUYEN EL FLUJO E INTERFIEREN CON LA OPERACION DE MEDICION Y EL EQUIPO DE REGULACION.

TRATAMIENTO * CALENTAR EL GAS* CONTROLAR LAS PRESIONES* SEPARAR Y DESHIDRATAR EL GAS CERCA DEL POZO.* INYECTAR INHIBIDORES COMO EL METANOL,

EL DIETILENO, GLICOL, ETC.

SISTEMAS ARTIFICIALESSISTEMAS ARTIFICIALES

DEDE

PRODUCCIONPRODUCCION

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN

Determinar la factibilidad de implantación de los diversos

sistemas artificiales de producción, en función de las

características del yacimiento, de los pozos y de los

fluidos a producir.

• Bombeo Mecánico

• Bombeo Neumático

• Bombeo Electro centrífugo

• Bombeo Hidráulico

• Embolo Viajero

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIONSISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCION

INTRODUCCION

A) BOMBEO MECANICO

Entre los dispositivos mecánicos empleados se encuentran los siguientes

1.- Bombas de desplazamiento de embolo accionadas por varillas.

2.- Bombas de desplazamiento accionadas por fluidos y

3.- Bombas centrifugas.

FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA ARTIFICIAL

CON BOMBEO MECÁNICO

Ciclo de Bombeo:

De superficie se transmite el movimiento mediante la unidad

de bombeo mecánico donde se convierte un movimiento circular

originado por el motor a un movimiento vertical; este

movimiento se transmite a la bomba mediante la sarta de

varillas. A continuación se ilustra dinámicamente el ciclo de

bombeo, observando como los elementos mecánicos entran en

contacto con los fluídos del pozo .

Bombeo MecánicoBombeo Mecánico

Tablero de Tablero de ControlControl

TransformadorTransformador

Motor EléctricoMotor Eléctrico

Varilla PulidaVarilla Pulida

Preventor EstoperoPreventor Estopero

ProducciónProducción

Tubería de ProducciónTubería de Producción

Sarta de varillas Sarta de varillas de succiónde succión

Bomba SubsuperficialBomba Subsuperficial

APAREJO TIPICO DE EMBOLO VIAJEROAPAREJO TIPICO DE EMBOLO VIAJERO

CONTROLADOR DEPRESION

VALVULA

LUBRICADOR

VALVULAMAESTRA

CARGA DELIQUIDO

EMBOLO

RESORTE

VALVULA DE PIERECUPERABLE

B) BOMBEO NEUMATICO (gas B) BOMBEO NEUMATICO (gas liflif))

El principio por el cual operara este sistema artificial de producción consiste en elevar el fluido de un pozo mediante la inyección de a través de la tubería de producción y el espacio anular.

El gas inyectado gasifica al liquido del pozo (aceite y/o aceite más agua), con la finalidad de aligerar la columna hidrostática del mismo, disminuyendo consecuentemente la contra presión en el fondo del pozo.

El gas puede inyectarse en forma continua o intermitente, esto dependerá de las condiciones de presión media del yacimiento y permeabilidad principalmente.

Entre los accesorios principales de este mecanismo de bombeo se tienen los mandriles y las válvulas de bombeo neumático.

MANDRILESMANDRILES: Es un accesorio que se instala en la tubería de producción, En el cual se conecta la válvula de bombeo neumático. Se cuenta con un mandril convencional donde la válvula de bombeo neumático se instala conforme la tubería de producción es introducida al pozo. De esta manera cuando se daña dicha válvula, es necesario recuperar el aparejo de producción para cambiar la misma.

Otro tipo de mandil es el de conexión lateral, el cual permite la instalación o desmantelamiento de la válvula de bombeo neumático con línea de acero.

VÁLVULA DE BOMBEO NEUMÁTICO:VÁLVULA DE BOMBEO NEUMÁTICO: Permite la inyección del gas al liquido para llevar este hasta la superficie. Se abre o se cierra mediante una diferencial de presión.

ACCESORIOSACCESORIOS

CAMARA DE ACUMULACIONCAMARA DE ACUMULACION

VALVULA DE DESCARGA

VALVULAOPERANTE

NIPLE PERFORADO

NIPLE PERFORADO

VALVULA DE PIEEMPACADOR

LIQ

UID

OS

GA

SEMPACADOR

VALVULA DE BOMBEO NEUMATICOVALVULA DE BOMBEO NEUMATICO

Ab

DOMO

FUELLE

RESORTE

VALVULA

Arbol de VálvulasArbol de Válvulas

Válvula de B. N.Válvula de B. N.

Mandril para B. N.Mandril para B. N.

Tubería de ProducciónTubería de Producción

Válvula OperanteVálvula Operante

EmpacadorEmpacador

Gas de Inyección ContinuaGas de Inyección Continua

ProducciónProducción

Bombeo Neumático Bombeo Neumático ContinuoContinuo

Arbol de VálvulasArbol de VálvulasInterruptorInterruptor

Válvula MotoraVálvula MotoraGas de Inyección IntermitenteGas de Inyección Intermitente ProducciónProducción

Válvula AbiertaVálvula Abierta

Válvula CerradaVálvula Cerrada

Válvula de B. N.Válvula de B. N.

Mandril para B. N.Mandril para B. N.

Tubería de ProducciónTubería de Producción

Válvula OperanteVálvula Operante

EmpacadorEmpacador

Válvula de PieVálvula de Pie

Bombeo Neumático Bombeo Neumático IntermitenteIntermitente

VALVULA DE FONDO

VALVULA DEBOMBEO

NEUMATICO

RESORTE DE CHOQUEINFERIOR

EMBOLO

ARREGLO CONVENSIONALDE VALVULAS

DE BOMBEONEUMATICO

LENEA DEFLUJO

TRAMPA DE EMBOLO

CONTROL CICLICO

DE TIEMPO

LUBRICADOR Y RESORTE DE

CHOQUE

EMPACADOR

INYECCIONDE GAS

INSTALACION DE BOMBEO NEUMATO INSTALACION DE BOMBEO NEUMATO INTERMITENTE CON EMBOLOINTERMITENTE CON EMBOLO

LINEA DEFLUJO

TANQUE DEALMACENAMIENTO

SEPARADOR

CONTROLDE FASES

VALVULADE PASO

SALIDA DEAGUA SALADA

Y CONTAMINANTES

LINEA DE ENTRADADE OTRO SISTEMA

REGULADOR DESUCCION

ESTACION DECOMPRESION

SISTEMA DEALTA PRESION

DIAGRAMA DE FLUJO SIMPLIFICADO DE UN DIAGRAMA DE FLUJO SIMPLIFICADO DE UN SISTEMA CERRADO DE BOMBEO SISTEMA CERRADO DE BOMBEO

NEUMATICONEUMATICO

POZOS DE BOMBEONEUMATICO

C) BOMBEO ELECTROCENTRIFUGOC) BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO

Se compone de un motor eléctrico, formado por una serie de paletas o alabes rotatorios que propician un movimiento centrifugo para llevar el fluido a la superficie.

Puede producir gastos hasta de 90,000 BPD. y opera con corriente de 60 Hz, puede diseñarse para operar en presencia de H2S y CO2, profundidades de hasta 12,000 pies y temperaturas de 350°F.

TRASFORMADORESTABLERO DE CONTROL

CAJA DE ELPALMECABEZAL DEL POZO

CABLE DE PODE

CABLE PLANO DE MOTOR

TUBERIA DE PRODUCCION

ADAPTADOR

PROTECTOR

MOTOR DE FONDOINSTALACION TIPICA INSTALACION TIPICA

DE BOMBEO DE BOMBEO ELECTROCENTRIFUGOELECTROCENTRIFUGO

Bombea el aceite de los pozos empleando una bomba en el fondo sin utilizar varillas de succión, como en el caso del bombeo mecánico. Las bombas hidráulicas de fondo están constituidas por dos bombasreciprocantes ubicadas en el fondo. Una bomba funciona como motor y impulsa a la otra bomba, que es la de producción.

La potencia en la superficie se suministra con una bomba estándar. El motor de fondo opera con aceite crudo limpio, el cual se succiona de un tanque de almacenamiento a través de bomba triplex.

Si se emplea una sola tubería de producción, el aceite se bombea por esta hacia la bomba motora y la mezcla de este con el aceite del pozo viaja por el espacio anular.

Si se emplean dos tuberías, una lleva el aceite impulsor y la otra la mezcla de ambos aceites.

D) BOMBEO HIDRAULICOD) BOMBEO HIDRAULICO

D

Ps o

p sp qs g

s, ,

Pwh

PUMP SETTING DEPTH, FT=D

SURFACE OPERATING PRESSURE, PSIFRICTION IN POWER TUBING, PSI

USEFUL POWER FLUID PRESSURE AT NOZZLE, PSI

GRADIENT OF POWER FLUID, PSI/FT

p + G D - p , PSIso n fpt

=

==

=

=

psopfptgnpnpn

FRCTION IN DISCHARGE TUBING, PSIGRADIENT OF RETURN FLUID, PSI/FTFLOW LINE PRESSURE AT WELLHEAD, PSIPUMP DISCHARGE PRESSURE, PSIg D + p + p , PSId fd wh

=====

pfdgdpwhppdppd

PUMP SUCTION PRESSURE, PSI=pps

INSTALACION TIPICA DE BOMBEO HIDRAULICO INSTALACION TIPICA DE BOMBEO HIDRAULICO A CHORROA CHORRO

BOMBEO HIDRAULICO A CHORROBOMBEO HIDRAULICO A CHORRO

FLUIDO MOTRIZT.P.T.R.

BOQUILLA

CAMARA DEMEZCLADO

GARGANTA

DIFUSOR

FLUIDOSCOMBINADOS

PRODUCCIONDEL POZO

<200 cp800 cp<500 cp100 cp250 cp1000 cp (alta)< 200 cpVisc. del fluido

0-10°0-20°0-20°N/A0-50°N/A0-20°Pozos desviados(Angulo de inclinación)

T.R. 5.5” Ømín. req.

4.5 ó 5.5”Ø genera demasia-da fricción lo cual baja la eficiencia del flujo

En caso de 4.5 ó 5.5”Ø con TP 2”Ø nom., se pueden manejar gastos =< 1000 BPD.

4.5ӯ presenta limitaciones para manejar el gas libre

Entre más pequeña, reduce el área para sep. gas 4.5 ó 5.5”Ø implica problema en pozos de alta producción.

Tubería de revestimiento

30% - 40% RGL>100 pie3/bl

(18 m3/m3)

Multicilindro ó eléctrico

Hidráulico ó equipo de línea

>8° API

Malo

Regular50 m3/m3

Bueno

100° - 500° F(38° - 260° C)

50 – 4,000 BPD(8 – 636 m3/d)

7,500’ – 17,000’

(2287 – 5183 m.)

B.H. Piston

35% - 50%

Eléctrico

Mantenimiento ó cambio de apa-rejo c/eq. de rep.

>10° API

Malo a regular

Malo a regular(mín. gas libre)

<50 m3/m3

Bueno

100° - 400° F(38° - 204° C)

200 – 30,000 BPD(32 – 4770 m3/d)

1,000’ – 15,000’

(305 – 4573 m.)

B.E.C.

10% - 30%

Multicilindro ó eléctrico

Hidráulico ó equipo de línea

>8° API

Bueno

Bueno50 m3/m3

Excelente

100° - 500° F(38° - 260° C)

300 - >15,000 BPD(48 – >2385 m3/d)

5,000’ – 15,000’

(1524 – 4573 m.)

B.H. Jet

Energía natural de pozos

CompresorGas ó eléctricoGas ó eléctricoEquipo motríz

120° - 500° F(49° - 260° C)

100° - 400° F(38° - 204° C)

75° - 250° F(24° - 121° C)

100° - 550° F(38° - 288° C)

Temperatura de operación

ExcelenteBueno a excelenteRegularBueno a excelenteManejo de corrosión

Excelente(>50% gas libre)

>150 m3/m3

Excelente(>50% gas libre)

>150m3/m3

Malo a Regular(mín. gas libre)

<50 m3/m3

Regular a bueno(<50% gas libre)

150 m3/m3

Manejo de gas(RGA)

Malo a regularBuenoExcelenteRegular a buenoManejo de sólidos

5% - 30%

Equipo de línea ó equipo de reparación.

>15° API

200 – 30,000 BPD(32 – 4770 m3/d)

5,000’ – 15,000’

(1524 – 4573 m.)

B.N.

NA

Receptor en ca-beza del pozo ó equipo de línea

RGL requerida:300 Pie3/bl/1000’ prof.

1 – 5 BPD(0.2 – 0.8 m3/d)

8,000’ – 19,000’

(2439 – 5793 m.)

E. Viaj.B.M.Concepto

50% - 70%50% - 60%Eficiencia hidráulica del sistema

Mantenimiento ó cambio de aparejo

Mantenimiento ó cambio de aparejo

Servicio

<35° API>8° APIGravedad del fluido

5 – 4,500 BDP(0.8 – 715 m3/d)

5 – 5000 BPD(0.8 – 795 m3/d)

Gasto de operación

2,000’ – 6,000’

(610 – 1829 m.)

100’ - 16,000’

(30.5 – 4878 m.)

Profundidad de operación(Prof. Vertical Total)

Tabla Comparativa de los Sistemas Artificiales de ProducciónTabla Comparativa de los Sistemas Artificiales de Producción

TABLA COMPARATIVA DEL BM Y BN DE ACUERDO A LAS CONDICIONES ESPERADAS

10,000 (3,049)10,000 (3,049)Profundidad máxima de operación ft – (m).

- Decrementos en la Piny. gas.

Incremento en la RGA y calidad fluido

de control

Variables críticas.

BuenoRegularFlexibilidad en el manejo de la producción de acuerdo a la declinación.

NoSiRiesgo de contaminación por falla de equipo superficial

SiNoFlexibilidad de intervención, sin equipo de reparación

SiNoTerminación del pozo con aparejo de sistema artificial

0-50°0-20°Desviación usual del pozo.

> 15> 8Densidad °API.

BuenoMalo-RegularManejo de sólidos.

Excelente> 150

Malo-Regular150

Manejo de gasRGA (m3/m3).

100-200 (38-93)100-350 (38-177)Temperatura de operación °F – (°C).

5-10,0005-500Gasto de aceite (bpd)

CONDICIONES ESPERADAS

BOMBEO NEUMATICO

BOMBEO MECANICOVARIABLES

TABLA COMPARATIVA DEL BM Y BN DE ACUERDO A LAS CONDICIONES ESPERADAS

6,560 (2,000)10,000 (3,049)10,000 (3,049)Profundidad máxima de operación ft – (m).

- Decrementos en la Piny. gas.

Incremento en la RGA y calidad fluido

de control

Variables críticas.

BuenoRegularFlexibilidad en el manejo de la producción de acuerdo a la declinación.

NoSiRiesgo de contaminación por falla de equipo superficial

SiNoFlexibilidad de intervención, sin equipo de reparación

SiNoTerminación del pozo con aparejo de sistema artificial

29.50-50°0-20°Desviación usual del pozo.

24> 15> 8Densidad °API.

Al inicio se esperan muchos sólidos.

BuenoMalo-RegularManejo de sólidos.

300Excelente

> 150Malo-Regular

150Manejo de gasRGA (m3/m3).

165 (74)100-200 (38-93)100-350 (38-177)Temperatura de operación °F – (°C).

3005-10,0005-500Gasto de aceite (bpd)

CONDICIONES ESPERADAS

BOMBEO NEUMATICO

BOMBEO MECANICOVARIABLES