Bombeo electrocentrifugo BEC

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INTRODUCCIN

Hoy en da la Industria Petrolera enfrenta grandes retos debido a los altos costos que trae consigo la extraccin de los hidrocarburos, por si fuera poco estos retos se incrementan cuando hablamos de campos en aguas profundas. Afortunadamente hoy en da contamos con tecnologa que nos permite enfrentar estos grandes retos.

Los Sistemas Artificiales de Produccin (SAP), son utilizados en yacimientos que no cuentan con la energa suficiente para llevar el hidrocarburo a la superficie o cuando los gastos de produccin no son los deseados. En particular, el sistema de Bombeo Electrocentrfugo Sumergido (BEC) permite manejar altos gastos de produccin, lo que es de gran utilidad en instalaciones costa afuera, donde se necesitan altos gastos de produccin para hacer rentable el proyecto.

Por otro lado se encuentra la tecnologa de Terminacin Inteligente (T.I), la cual nos permite: adquirir, validad, filtrar y almacenar datos de produccin. Dndonos la capacidad de reconfigurar la terminacin de los pozos desde la superficie para optimizar los gastos de produccin y la recuperacin de las reservas, mientras minimizamos los costos de inversin y los gastos de operacin.

Adems de los sistemas BEC y T.I, se cuenta con diversos dispositivos que al ser instalados permiten mejorar las condiciones de operacin del pozo, herramientas de cmputo como Softwares los cuales nos permiten simular las condiciones del pozo y/o yacimiento. El Anlisis de Riesgo nos permitir la toma de decisiones, de tal manera que se tengan las mejores condiciones de operacin y que se maximice el valor del activo.

Finalmente, los principales beneficios obtenidos con la implementacin de los sistemas BEC y T.I sern: optimizar la produccin de los hidrocarburos, maximizar la recuperacin de las reservas, incrementar el tiempo de vida de los equipos desplegados en el pozo, modificar la terminacin en tiempo real y sin intervenir el pozo y reducir del nmero de pozos desarrollados.

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CAPITULO 1

Antecedentes de los Sistemas Artificiales de Produccin (SAP).

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El sistema integral de produccin es el conjunto de elementos que transporta a los fluidos del yacimiento hasta la superficie, los separa en aceite, gas y agua y los enva a instalaciones para su almacenamiento y comercializacin.

Los componentes bsicos del sistema integral de produccin son (Golan y Whitson, 1991)1:Yacimiento.Pozo.Tubera de descarga.Estrangulador.Separadores y equipo de procesamiento.Tanque de almacenamiento.

Los pozos productores de hidrocarburos pueden clasificarse por el tipo de energa con la que pueden aportar los fluidos a la superficie. Siendo esto mediante dos sistemas diferentes:

a. Sistema Natural

Son aquellos pozos que tienen la capacidad de aportar los fluidos del fondo del pozo hasta la superficie con la energa propia del yacimiento. Esto es, la presin del yacimiento es suficiente para vencer las cadas de presin presentes en el aparejo de produccin.b. Sistema Artificial

Son aquellos pozos a los que se les necesita adicionar energa, ya que la energa del yacimiento no es suficiente para aportar fluidos del fondo del pozo a la superficie. Esto es, cuando los pozos llegan al fin de su vida de flujo natural, la presin de fondo puede ser tan baja, que el pozo dejar de producir el gasto deseado o inclusive que no produzca nada, entonces ser necesario implementar un sistema artificial de produccin.Por otra parte debe tenerse en cuenta que el que un pozo sea fluyente no significa que no deba ser considerado para algn tipo de sistema artificial en un tiempo dado. Ya que se le puede suministrar energa indirectamente al yacimiento mediante inyeccin de agua o gas para su mantenimiento de presin.Existe una gran variedad de sistemas artificiales de produccin, pero todos estos corresponden a variaciones o combinaciones de tres procesos bsicos (Donohue, 1986)1.1. Aligeramiento de la columna de fluido, mediante inyeccin de gas (Bombeo neumtico).2. Bombeosubsuperficial(Bombasdebalancn,bombashidrulicas,bombas electrocentrfugas, etc.).3. Desplazamiento con mbolo de baches de lquido (mbolo viajero).

1.1 DISEO DE INSTALACIONES DE PRODUCCIN

1.1.1 APAREJO DE PRODUCCIN

Est conformado por todos los accesorios que junto con la Tubera de Produccin (T.P) son instalados dentro del pozo para que los hidrocarburos fluyan a la superficie.La extraccin de hidrocarburos en una terminacin es determinada por el tipo de fluido y la presin del yacimiento, para lo cual existen diferentes mtodos de explotacin a los cuales llamaremos en adelante instalacin.Para yacimientos con caractersticas y profundidades diferentes, existen diferentes tipos de instalaciones como:1.1.1.1 Instalacin abierta.- Se usa solamente T.P dentro de la Tubera de Revestimiento (T.R), emplendose en pozos de alta produccin y explotndose por espacio anular o por T.P indistintamente como se ve en la figura 1.1. No es recomendable por los daos que causa a la T.R y a las conexiones superficiales.

Figura 1.1 Instalacin abierta.

1.1.1.2 Instalacin semi-cerrada.- Se utiliza T.P y un empacador para aislar el espacio anular como se ve en la figura 1.2. En nuestro pas, es el diseo ms empleado para la explotacin de hidrocarburos, permitiendo el aprovechamiento ptimo de la energa del yacimiento, protegiendo al mismo tiempo las tuberas y conexiones superficiales de los esfuerzos a los que son sometidos, explotndose solamente por el interior de la T.P.

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Figura 1.2 Instalacin semicerrada.

1.1.1.3 Instalacin cerrada.- En la figura 1.3 se muestra un diseo similar al anterior, solo que se le instala una vlvula de retencin alojada en un niple de asiento, seleccionando su distribucin en el aparejo. El accesorio permite el paso de los fluidos en una slo direccin.

Figura 1.3 Instalacin cerrada.

Para que un pozo productor aporte los hidrocarburos desde el intervalo productor hacia la superficie, es necesario seleccionar, preparar e introducir un determinado aparejo, el cual una vez operado descargar los fluidos en forma controlada y segura.

1.1.2 APAREJO FLUYENTE

Inicialmente los pozos son terminados con este aparejo y aprovechan la energa propia de los yacimientos productores que sern capaces de elevar los hidrocarburos hasta la superficie.

Existen dos formas de explotacin fluyente: Continua.- Se da cuando las caractersticas propias del yacimiento permiten la produccin ininterrumpida en superficie de hidrocarburos en estado lquido. Esto ser observado en pruebas a flujo constante, que sern realizadas en las bateras de separacin.

Intermitente.- Sucede cuando la energa disponible disminuye, por lo cual las condiciones de flujo cambian y modifican su explotacin.

En algunos casos los pozos fluyentes continuos se convierten en pozos fluyentes intermitentes, esto es, debido a que conforme pasa el tiempo, la presin del yacimiento disminuye y el gas disuelto en el hidrocarburo se libera, modificando las condiciones de flujo, lo cual se aprecia cuando el flujo es bache y fluye a determinados periodos de tiempo.

Tambin los fluidos que aportan los pozos se dividen en dos tipos bsicamente: Los pozos productores de aceite y gas.- La mezcla ocurre en funcin de las caractersticas fsicas del yacimiento; y la relacin que existe entre los volmenes de estos fluidos se conoce como la Relacin Gas-Aceite (RGA) y es el factor principal en la explotacin de los pozos. Los pozos productores de gas.- Manejan altas presiones debido a la propiedad que tiene ese fluido de expandirse y liberar en el momento una gran cantidad de energa. Su explotacin permite a travs de instalaciones de separacin y limpieza, recuperar los condensados que el gas tenga asociado, ste es utilizado en plantas petroqumicas como combustible en algunas maquinarias y para uso domstico.

1.1.3 DISEOS DE TERMINACIONES DE APAREJOS DE PRODUCCIN FLUYENTES

La terminacin de un pozo est encaminada a disear el aparejo de produccin ms conveniente para la explotacin de un pozo petrolero. Buscando con esto establecer de forma controlada y segura la comunicacin entre el yacimiento y la superficie, cuidando de proteger lasT.R que representan la vida del pozo, aprovechando as ptimamente la energa del yacimiento. Para esto se debe tomar en cuenta las condiciones de flujo de los intervalos productores, programas futuros de intervenciones, datos del estado mecnico del intervalo productor bajo la accin de esfuerzos in-situ que van cambiando gradualmente durante el agotamiento o cada de presin del yacimiento.

Dependiendo de los accesorios con que sea provista la T.P ser el tipo de aparejo, siendo los ms comunes los siguientes:1.1.3.1 Pozo fluyendo con T.P franca.- En la figura 1.4 se muestra la T.P que va colgada y situada a determinada profundidad sobre el intervalo productor. Los fluidos pueden ser explotados por dentro y fuera de la T.P, aun que no se recomienda que se produzca por espacio anular debido a que la T.R sera expuesta a daos por friccin y corrosin.

Figura 1.4 Pozo fluyendo con T.P franca.

1.1.3.2 Pozo fluyendo con empacador.- Conformado por un empacador recuperable o permanente, una vlvula de circulacin y la T.P. Con este tipo de terminacin se pueden canalizar los fluidos de produccin por la T.P, con esto se protege la T.R de los daos por friccin y corrosin como se observa en la figura 1.5. El flujo y la presin de los fluidos producidos se controlan por medio de un estrangulador ubicado en el rbol de vlvulas.

Figura 1.5 Pozo fluyendo empacador.

1.1.3.3 Pozo fluyendo sencillo selectivo.- En la figura 1.6 se muestras un aparejo que consta de un empacador permanente inferior, junta de seguridad y dos vlvulas de circulacin. Los fluidos aportados pueden combinarse selectivamente; explotndose simultneamente los dos intervalos o aislando uno de ellos. El diseo de aparejo est sujeto a las condiciones de flujo de los intervalos productores, as como a programas futuros de intervenciones del pozo y su estado mecnico.

Figura 1.6 Aparejo fluyente sencillo selectivo.

1.1.3.4 Aparejo fluyente doble.- Est formado por dos empacadores: uno permanente inferior y otro recuperable de doble terminacin superior; una junta de seguridad; dos vlvulas de circulacin y dos T.P como se ve en la figura 1.7. Se denomina Sarta Larga (S.L) a la seccin por donde aporta fluidos el intervalo inferior y Sarta Corta (S.C) por donde fluir el aceite y gas del intervalo superior. Las tuberas pueden seleccionarse de igual o diferentes dimetros.

Figura 1.7 Aparejo fluyente doble.

1.1.3.5 Aparejo fluyente doble selectivo.- Este tipo de aparejo utiliza tres empacadores: dos permanentes, uno inferior y otro intermedio y uno superior recuperable de doble terminacin. Como accesorios: una junta de seguridad y tres vlvulas de circulacin con dos T.P de igual o diferente dimetro, como se observa en la figura 1.8.Por la S.L desalojan los fluidos de los intervalos inferior e intermedio y por la S.C descargarn los fluidos del intervalo superior. En cualquier tipo de aparejo fluyente seleccionado, los empacadores de produccin son el elemento de sello cuya finalidad principal es la de aislar el o los intervalos abiertos entre s, adems de evitar la comunicacin entre las T.P y la T.R.

Figura 1.8 Aparejo fluyente doble selectivo.

1.1.4 COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA

El comportamiento de afluencia se encarga del anlisis de los factores que gobiernan el flujo de fluidos que van de la formacin productora al pozo. El anlisis depender de si el flujo es laminar o no, en el caso de que el flujo sea laminar, se cumplir la Ley de Darcy, en el caso que no se cumpla la Ley de Darcy, se le denomina flujo no Darciano, y se presentar cuando se tengan yacimientos de gas o tambin cuando se tengan altas velocidades de flujo tanto en pozos de aceite como en pozos de gas, especialmente en regiones cercanas a pozos productores.

El anlisis est basado en dos procedimientos, el ndice de Productividad (IP) y la ecuacin de Darcy, los cuales nos permiten evaluar el comportamiento de la formacin.

El comportamiento de afluencia de un pozo representa la capacidad que tiene el pozo de aportar fluidos, lo cual nos indicar la respuesta de la formacin a un abatimiento de presin en el pozo productor. Esta capacidad de flujo depender en gran medida del mecanismo de empuje y geometra de flujo que acte en el yacimiento, as como de otras variables tales como la presin del yacimiento, permeabilidad, viscosidad, saturacin de fluidos, etc.

Para el clculo del abatimiento de presin en un yacimiento es necesaria una expresin matemtica, la cual represente las prdidas de energa o de presin debida a esfuerzos viscosos o de friccin en funcin de la velocidad o gasto. Para lo cual es necesaria la combinacin de las siguientes ecuaciones:Ecuacin de conservacin de masa.Ecuacin de movimiento.Ecuacin de estado.

La Ley de Darcy debe considerar la prediccin de los gastos de flujo desde el yacimiento hasta la cara del pozo. La ecuacin 1.1 representa la Ley de Darcy en forma diferencial:

q = VA =

kaA dp

(ec. 1.1)

Donde:A: rea de flujo, [pie2] ka: permeabilidad, [mD] q: gasto, [bl/da]V: velocidad aparente del fluido, [pie/seg]: viscosidad, [cp]dp

dx

gradiente de presin [lb/pg2/pie]dx

Existen diversos mtodos que permiten la elaboracin de curvas de comportamiento de afluencia, las cuales permiten determinar la capacidad de un pozo para producir fluidos. A este mtodo para determinar la capacidad productora se le conoce como Inflow Performance Relationship (IPR); relacin de comportamiento de afluencia.

Con la preparacin de las curvas de afluencia se tendr una idea ms precisa de la capacidad de produccin que se tiene de un pozo ya seas de aceite o gas, lo cual nos llevar a tener un mejor conocimiento del gasto de produccin con el cual debe ser explotado el yacimiento para extender su vida fluyente.

El ndice de Productividad (IP) se calcula con la ecuacin 1.2:

Donde:IP: ndice de Productividad, [bl/da/lb/pg2]q: gasto, [bl/da]Pwf: presin de fondo fluyendo, [lb/pg2]

qIP =Pws Pwf

(ec. 1.2)

Pws: presin esttica del yacimiento, [lb/pg2]

y tambin puede expresarse con la ecuacin 1.3:

131Pwf = (

)q+Pws

(ec. 1.3)

IP

la cual, representa la ecuacin de una lnea recta en coordenadas (X-Y) en la forma Y = mx + bdonde (IP) es el recproco de la pendiente.

Figura 1.9 Representacin grfica del ndice de Productividad1.

La figura 1.9 muestra un comportamiento lineal de produccin en funcin de la presin fluyendo, es decir, el pozo aporta incrementos constantes de produccin a decrementos iguales de presin.

Es comn evaluar el IP durante las primeras etapas productivas de un pozo y continuar usando este valor en etapas posteriores de explotacin del mismo, siempre y cuando el yacimiento est sometido a un empuje hidrulico y la presin de fondo fluyendo permanezca por arriba de la presin de burbuja (pb). Sin embargo puede incurrirse en un error en pozos cuyo yacimiento est sujeto a empuje por gas disuelto o que su presin de fondo fluyendo est por debajo de la pb, como se muestra en la figura 1.10. Entonces su IP cambia en funcin de la recuperacin acumulada.

Cuando pwf es menor que pb, el IP para cualquier gasto de produccin es definido como el ritmo del cambio del gasto de produccin con el abatimiento de presin, es decir, el comportamiento de una curva definida se calcula con la ecuacin 1.4:

IP = tan =

dq dpwf

(ec. 1.4)

Figura 1.10 Curva de IPR1.

El mtodo de Vogel predice el comportamiento de pozos para yacimientos con empuje de gas disuelto; donde la Pwf est por debajo de la pb. La ecuacin 1.5 representa el mtodo de Vogel en su forma convencional y la ecuacin 1.6 muestra el mismo mtodo de Vogel pero con la Pwf despejada.

qoqo max

= 1 0.2 Pwf

(Pws

) 0.8 Pwf)

(2Pws

. (ec. 1.5)

Donde:Pwf: presin de fondo fluyendo, [lb/pg2]Pws: presin esttica del yacimiento, [lb/pg2] qo: gasto de aceite @ Pwf, [bl/da]qo max: potencial del pozo (Pwf=0), [bl/da]

qoPwf = 0.125Pws [1 + J81 80 ()]

. (ec. 1.6)

qo mx

1.1.5 FLUJO EN EL POZO A TRAVS DE TUBERAS VERTICALES O INCLINADAS

Una vez que los fluidos del yacimiento estn dentro del pozo, se inicia el flujo ascendente a travs del sistema de tuberas instalado para su transporte hasta la superficie. El comportamiento de este flujo en pozo, desde la profundidad media del intervalo hasta la superficie se le conoce como flujo multifsico en tuberas verticales o inclinadas, y ha sido estudiado por diversos investigadores los cuales han aportado a la industria petrolera la metodologa para predecir el comportamiento del flujo a travs de las tuberas.

Estos mtodos que a continuacin se presentan, fueron desarrollados para determinar los gradientes de presin, cuando fluyen simultneamente aceite, gas y agua:

1) Poettman y Carpenter (1952)2) Griffith y Wallis (1961)3) Baxendell y Thomas (1961)4) Fancher y Brown (1963)5) Duns y Ros (1963)6) Hagedorn y Brown (1965)7) Orkiszewski (1967)8) Azis, Govier y Fogarasi (1972)9) Chierici, Ciucci y Sclocchi (1973)10) Beggs y Brill (1973)

Todos ellos desarrollados para representar lo mejor posible el comportamiento de flujo multifsico en tuberas verticales o inclinadas. (Determinacin del gradiente de presin). El ms verstil de estos mtodos es Beggs Y Brill debido a que puede ser aplicado tanto en tuberas verticales o inclinadas en el caso del pozo, y tambin en tuberas horizontales, como las lneas de descarga. Pero debe tenerse en cuenta que ningn mtodo es capaz de simular todas las condiciones de flujo que se presentan en el pozo, debido a que cada uno fue desarrollado con condiciones especficas de flujo, cubriendo un determinado rango de variaciones en las variables que intervienen en el fenmeno de flujo, por lo cual cada mtodo tiene limitantes.

Sin embargo cuando son aplicados dentro de rango de condiciones en que fueron desarrollados, es sorprendente la precisin que se obtiene de alguno de ellos, al ser comparados con datos medidos.

1.1.6 SISTEMA INTEGRAL DE PRODUCCIN

El sistema integral de produccin es el conjunto de elementos que transporta a los fluidos del yacimiento hasta la superficie, los separa en aceite, gas y agua y los enva a instalaciones para su almacenamiento y comercializacin.

Los componentes bsicos del sistema integral de produccin son:Yacimiento.- Porcin de una trampa geolgica que contiene hidrocarburos, la cual secomporta como un sistema conectado hidrulicamente.Pozo.- Es un agujero que se hace a travs de la roca hasta llegar al yacimiento y en el cualse instalan tuberas y otros elementos con el fin de establecer un flujo de fluidos controlados desde el yacimiento hasta la superficie.Estrangulador.- Aditamento instalado en pozos productores para establecer unarestriccin al flujo de fluidos y as obtener el gasto deseado.Tubera de descarga.- Conducto de acero cuya finalidad es transportar la mezcla dehidrocarburos y agua desde la cabeza del pozo hasta la batera de separacin.Separador.- Son equipos utilizados para separar la mezcla de aceite, gas y agua queproviene del pozo; pueden ser verticales, horizontales o esfricos.

Tanque de almacenamiento.- Son recipientes metlicos de gran capacidad paraalmacenar la produccin de hidrocarburos; pueden ser instalados en tierra firme o pueden ser buque-tanques, ambos con capacidades de 100 mil a 500 mil barriles.

Al sistema integral de produccin lo conforman cuatro etapas de flujo, como se muestra en la figura 1.11:

1) Comportamiento de entrada de fluidos al pozo o comportamiento de afluencia al pozo.2) Comportamiento del flujo vertical.3) Comportamiento del flujo a travs del estrangulador.4) Comportamiento de flujo de la lnea de descarga.

Figura 1.11 Etapas del Sistema Integral de Produccin2.

1.1.7 TIPO DE ANLISIS

1. FLUJO EN EL YACIMIENTO.- Se analiza el comportamiento del flujo de los fluidos desde la frontera del yacimiento hasta el pozo.

2. FLUJO EN EL POZO.- Comportamiento del flujo desde la profundidad media del intervalo productor hasta la superficie. Se utilizan correlaciones para simular el comportamiento de flujo multifsico.

3. FLUJO EN LA LNEA DE DESCARGA.- Comportamiento de flujo desde el estrangulador hasta la central de recoleccin. Se utilizan correlaciones empricas para simular las condiciones de flujo en cualquier punto de la lnea de descarga.

1.1.8 SELECCIN DEL SISTEMA ARTIFICIAL DE PRODUCCIN

Para una buena seleccin del SAP se requiere de la colaboracin y participacin de diferentes disciplinas como lo son: ingeniera de yacimientos, ingeniera de produccin y de perforacin (Terminacin de pozos). De esta manera, las pruebas de formacin, los datos de produccin, los estados mecnicos, las instalaciones superficiales y la infraestructura construida son el primer paso para iniciar la seleccin.

Para comenzar el proceso se deber observar las condiciones actuales de los pozos, esto nos ayuda a visualizar el mtodo que tiene mayor factibilidad de aplicacin. As tambin la prediccin de los gastos de produccin con el sistema artificial y el periodo de vida del sistema en el pozo es la parte ms difcil de obtener ya que las condiciones cambian constantemente a lo largo de la vida del pozo.

Existen parmetros los cuales nos ayudarn a la seleccin del sistema artificial, estos se dividen en parmetros de diseo, aspectos operativos y problemas especiales. En estos se comparan aspectos como la eficiencia hidrulica, flexibilidad, confiabilidad, profundidad, monitoreo, manejo de gas, etc. De las cuales destacan 6 consideraciones:

1. La habilidad para manejar el gasto deseado sobre el tiempo requerido al menor costo sobre la vida del proyecto.2. Se necesita estimar y comparar las condiciones econmicas que resulten del sistema especfico.3. La localidad es un factor de peso sobre el capital de inversin y los costos de operacin. Localidades remotas requieren de una operacin sencilla, duradera, servicio de mantenimiento y reparaciones fciles. Para instalaciones marinas tambin se requiere periodos de operacin largos y bajos costos por recuperacin de equipo.4. El bombeo mecnico debe ser considerado como una aplicacin estndar para los pozos en tierra. Si la instalacin es en plataforma marina la aplicacin estndar es el bombeo neumtico. Estos dos mtodos han demostrado produccin ptima a bajos costos. Cualquier otro mtodo podr ser elegido si cuenta con ventajas econmicas y operativas.5. Una vez que se haya seleccionado el sistema artificial se requiere de los diseos para conformar los equipos necesarios para ser instalados en el campo.6. Finalmente todos estos factores debern ser revisados y discutidos con un anlisis econmico para determinar que SAP utilizar.

Hay que recordar que el mejor mtodo, es el que aumenta al mximo la ganancia o beneficio y que no obliga a cambiar de sistema durante cierto tiempo de explotacin; se debe considerar que el SAP debe estar en funcin de las condiciones de la produccin que prevalece.

Normalmente la maximizacin de la ltima ganancia se obtiene usando los diferentes mtodos de produccin artificiales en momentos diferentes durante la vida de un pozo. La produccin-cambiante es una capacidad ventajosa y deben considerarse propiamente los costos adems, debemos saber cuando esos cambios tendrn lugar.

Los SAP deben ser considerados desde el principio del plan de desarrollo del campo del yacimiento, desde la perforacin, la terminacin y as tomar las decisiones de la produccin a llevar. Todos debern conocer las condiciones de la produccin y los cambios futuros.

Despus de seleccionar uno o ms mtodos para una cierta aplicacin, la prxima fase involucra:La determinacin de escenarios operacionales (teniendo la profundidad, gastos de flujo,caballos de fuerza, etc.).Especificacin del equipo del pozo y elementos o componentes de ste.Definicin de los mecanismos de control de fallas.Definicin de la estrategia de monitoreo a ser adoptado.

Varias caractersticas de la produccin afectan esta fase como son:Temperatura en el fondo del agujero.Produccin de Slidos.Produccin de Gas.Fluidos Corrosivos.Problemas de Incrustaciones.Estabilidad.Cambios en las condiciones de produccin con el tiempo.Condiciones de la T.P, T.R, etc.

La seleccin del mtodo del SAP para una cierta aplicacin est basada en los resultados de un anlisis tcnico y econmico. Para cada aplicacin, ciertos mtodos tendrn un mejor desempeo que otros. Normalmente en casos reales, las caractersticas de cada mtodo y la produccin condicionan y limitan las posibles opciones.

El anlisis econmico apropiado necesita no slo tener en cuenta el desempeo del mtodo (gastos de flujo y caballos de fuerza), tambin el capital y los costos de explotacin asociados con las consideraciones realistas en el buen funcionamiento del mtodo.

1.1.8.1 Tablas de atributos y consideraciones de los principales SAP.

ATRIBUTOBOMBEO MECNICO

Moderadamen- te Bajo:

BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS

Bajo:

BOMBEO ELECTROCEN- TRFUGO

Relativamente

BOMBEO HIDRULICO RECIPROCANTEVara pero es competitivo con el bombeo mecnico.Con pozos

SISTEMA HIDRULICO JET

Competitivo con el Bombeo Mecnico. Los

BOMBEO NEUMTICO CONTINUO

Costos bajos para equipo de lneas de pozo y los costos por

BOMBEO NEUMTICO INTERMITENTE

MBOLO VIAJERO

Muy bajo:

Costo del Capital

Equipo Subsuperficial

Eficiencia

Flexibilidad

Incrementa con la profundidad y unidades ms grandes.

Razonablemen- te bueno el diseo de varillas y es necesaria una prctica de operacin. El banco de datos de fracasos de varillas y bombas beneficia, en la buena seleccin de operacin y reparaciones necesarias practicadas para varillas y bombas.

Excelente: Es un sistema totalmenteeficiente. Bueno: Cuando la bomba est llena se tiene una eficiencia tpica de aproximadame nte 50 a 60%, y si la bomba no est sobre el nivel de lquidos.

Excelente: Despus de bajar la bomba y controlar su velocidad, longitud, tamao del mbolo, y tiempo de corrida para controlar el gasto de la produccin.

Incrementa conla profundidad y gastos muy grandes.

Buen diseo y se necesita una prctica de operacin. Se puede tener problemas con la seleccin apropiada del elastmero del estator.

Excelente: Pueden exceder la bomba de varillas para casos ideales. El sistema reporta una eficiencia de 50 a 70%. Se necesitan ms datos de operacin.

Regular: Despus de obtener cierta velocidad de rotacin la unidad hidrulica provee una flexibilidad adicional pero es un costo adicional.

bajo, si sedispone de una fuerza elctrica comercial.

Requiere de un cable apropiado adems del motor, bombas, sellos, etc. Un buen diseo ms una buena operacin prctica son esenciales.

Buenos para altos gastos de pozo pero decrementa significativame nte para 1,000 BFPD. Sueficiencia tpica total del sistema es aproximada- mente del 50% para altos gastos, pero para 1,000 BFPD, sueficiencia tpica es 40%.Malo: Normalmente la corrida de la bomba es una velocidad fija. Requiere de un cuidadoso clasificado de tamao de bomba. El tiempo de cada ciclo normalmente se evita. Debe seleccionarse el tamao de la bomba apropiada.

Mltiples, los sistemas centrales reducen costos para los pozos pero son ms complicados.

Un tamao apropiado de la bomba y una operacin prctica son esenciales.Requiere de un fluido motriz en el conducto.Una bomba libre y una fuerza de fluido confinado opcional.

Regular a Bueno:No es bueno con bombeo mecnico debido a RGL, con friccin, y uso del bombeo. Rango de las eficiencias desde 30 al 40%con RGL 100;pueden ser altos con una baja RGL.

Bueno/Excelent e:Puede variar la fuerza del gasto del fluido y la velocidad de la bomba al fondo del agujero.Numerosos tamaos de bombas y la relacin bomba/motor se adaptan a la produccin y a la profundidad necesaria.

incrementos enlos costos son por los altos requerimientos de caballos de fuerza.

Requiere de una computadora con programas de diseo para clasificar segn tamao.Moderadamen- te tolerante a los slidos en el fluido. Ninguna parte de las bombas se mueve: larga vida en servicio con procedimientos de reparacin simples.

Regular o Malo: Mxima eficiencia alrededor del 30%. Es muy influenciado por el fluido motriz ms la pendiente de la produccin. Las eficiencias que operan tpicamente son del 10 al 20%.

Buena a Excelente: Fuerza del gasto del fluido y presin se ajustan a los gastos de produccin y a la capacidad de produccin.La seleccin de la garganta y los tamaos de la boquilla extienden el rango de volumen y su capacidad.

compresinpueden ser altos. El sistema de compresin central reduce los costos por pozos.

El buen diseo de vlvulas y espaciamiento son esenciales.Costos moderados para equipo del pozo (vlvulas y mandriles).Opcin de vlvulas recuperables o convencionales.

Regular:En Aumento para pozos que requieren inyeccin de RGL pequeas.Bajo para pozos que requieren alto RGL.Las eficiencias Tpicas son del 20% pero vandel 5 al 30%.

Excelente: El gasto de inyeccin de gas vara con cambios en gastos. T.P necesaria deltamao correcto.

Igual al BombeoNeumtico Continuo.

Descarga en el fondo con vlvulas de bombeo neumtico; considera cmara para alto IP y baja BHP de pozo.

Malo: Normalmente requieren un volumen alto de inyeccin de gas por barril de fluido. La eficiencia de produccin tpica es del 5 al 10% mejorado con un embolo.

Bueno: debe ajustar el tiempo de inyeccin y la frecuencia de los ciclos.

Algunos pozoscuestan menos si no requieren compresor.

Las prcticas de operacin tienen que ser ajustadas a cada pozo para la optimizacin.Algn problema con el mbolo pegajoso.

Excelente para fluidos de pozos. No requiere de energa de entrada debido a que usa la energa del pozo. Bueno incluso cuando se le suman pequeas cantidades de gas.

Bueno para volumen bajo de la columna de fluidos del pozo. Puede ajustarse el tiempo de inyeccin y la frecuencia.

Tabla 1.1.- Consideraciones y comparaciones en conjunto de los diseos de los SAP4.

ATRIBUTOBOMBEO MECNICOBOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVASBOMBEO ELECTROCEN- TRFUGOBOMBEO HIDRULICO RECIPROCANTESISTEMA HIDRULICO JETBOMBEO NEUMTICO CONTINUOBOMBEO NEUMTICO INTERMITENTEMBOLO VIAJERO

Miscelnea de Problemas

Cuando el material de la caja se derrama puede ser un desorden y un riesgo potencial (no contaminar de residuos txicos y llenar contenedores cuando se tengan).

Puede ser limitado el servicio de algunas reas Porque este es un nuevo mtodo, conocimiento del campo y experiencia son los limitantes.

Requieren un sistema de poder elctrico muy bueno.Mtodo sensible a cambio en los gastos.En la fuerza del fluido, los slidos son de control esencial. Es necesario 15ppm de 15 micras mximo de la dimensin de las partculas para evitar el uso excesivo de la maquina. Se debe agregar surfactante al fluido agua para lubricar. Se requiere un control triple en el mbolo de escape.

Ms tolerante a fluidos con slidos; 200 ppm de partculas de 25 micras son aceptables.Diluyentes pueden agregarse si es requerido. La fuerza o energa del agua (dulce o agua de mar) es aceptable.

El compresor es muy bueno alrededor del 95% del tiempo de inyeccin requerido.Debe deshidratarse el gas apropiadamen- te para evitar la congelacin del gas.

Con una labor intensiva fina se mantiene y se pone a punto un desempeo pobre.Manteniendo firme el flujo de gas causa a menudo (gas inyeccin) problemas de operacin.

mbolo congelado o pegajoso puede ser el mayor problema.

Costos de Operacin

Muy bajo para poca a mediana profundidad (7,500 pies) localizaciones en tierra con baja produccin (400 BFPD).

Potencialmente baja, pero corta en la vida del estator que frecuentemen- te es reportado.Vara:Si el caballaje de fuerza es alto, los costos de energa son altos. Los altos costos sacan resultados de la vida de carrera cortos. A menudo los costos de reparacin son altos.Frecuentemen- te superior que las de bombeo mecnico incluso para sistemas libres.La corta vida de la carrera aumenta los costos de operacin totales.Altos costos de energa debido a los requerimientos en caballos de fuerza. Son gastos bajos de mantenimiento en una bomba tpica con la garganta propiamente dimensionada y la tobera.Costos bajos de pozo. Costos de compresin variables dependiendo del combustible y el mantenimiento del compresor.La clave es inyectar tan profundamente como sea posible con un RGL ptima.

Igual al Bombeo Neumtico Continuo.

Usualmente muy bajo.

Confiabilidad

Excelente: Eficiencia de tiempo de corrida 95%. Si se siguen las buenas prcticas deoperacin y si la corrosin, parafinas, asfltenos, slidos, desviaciones, etc. son controlados.

Bueno: Normalmente por encima del bombeo y la carencia de experiencia disminuyen el tiempo de corrida.

Vara: Excelente para los casos de produccin ideales;Malo para las reas de problemas. Muy sensible a las temperaturas de operacin y mal funcionamiento elctrico.Bueno con un sistema correctamente diseado y operacional.Los problemas de pozo cambian las condiciones reduciendo la confiablidad de bombeo al fondo del agujero.Frecuentemen- te tiempos bajos resultan de problemas operacionales.Bueno con el tamao apropiado de garganta y tobera para las condiciones de operacin.Debe evitar operar en el rango de cavitacin en la garganta del motor de reaccin; relacionado para bombear a presin de succin.Ms problemas si la presin es4,000 lb/pg2.

Excelente si el sistema de compresin es apropiadamen- te diseado y mantenido.

Excelente si son adecuados los suministros de gas y un volumen de almacenamien- to de presin bajo, adecuado para el gas de inyeccin. El sistema debe disearse para fluctuantes proporciones de flujo de gas.

Bueno si es pozo de produccin estable.

Valor Salvable

Excelente:De fcil movimiento y de mercado bueno para el equipo usado.

Regular/Malo: De fcilmente movimiento y algunos equipos usados tienen mercado.

Regular: Algunos valores tienen valor comercial.Valor Malo en un mercado libre.Mercado regular para bombas triple; bueno en valores para sistemas de localidades de pozos que pueden ser movidos fcilmente.Bueno: Fcilmente movibles. Algunos tienen valor comercial.Regular en un mercado para bombas triples.Regular: Mercado para los compresores usados y un poco de comercio en el valor para los mandriles y vlvulas.

Regular:Un poco de comercio en el valor. Valor Malo en un mercado libre.

Regular:En algn comercio se valora.Valor Malo en un mercado libre.

Tabla 1.1 (Continuacin).- Consideraciones y comparaciones en conjunto de los diseos de los SAP4.

ATRIBUTOBOMBEO MECNICOBOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVASBOMBEO ELECTROCEN- TRFUGOBOMBEO HIDRULICO RECIPROCANTESISTEMA HIDRULICO JETBOMBEO NEUMTICO CONTINUOBOMBEO NEUMTICO INTERMITENTEMBOLO VIAJERO

Sistema (Total)

Direccin recta y procedimientos bsicos para disear, instalar, y operar con las siguientes especificacio- nes del API y las prcticas recomendadas.Cada pozo es un sistema individual.

Simple de instalar y operar. Lmites probados de diseo, instalacin, y especificacio- nes de operacin.Cada pozo es un sistema individual.

Bastante simple a disear pero requiere de datos de gastos buenos.El sistema no perdona. Recomienda prcticas de diseo API, comprobacin, y operacin.Tpicamente cada pozo es una produccin individual usando un sistema elctrico comn.

Manual simple o uso de diseo tpico de computadora.La bomba se recupera fcilmente para reparar. Una unidad individual es de costo muy flexible pero extra.La planta central es compleja; normalmente los resultados en la prueba y el tratamiento son problemticos.El programa de diseo de computacin es usado tpicamente para el diseo.Bsicamente necesita de procedimientos de operacin para bombas para fondo del agujero y de la unidad del sitio del pozo. La bomba se recupera fcilmente para reparacin en el sitio o remplazo. Bajo el agujero si chorrea a menudo exige un ensayo y llega a un error a un mejor / ptimo chorreo.Un adecuado volumen, alta presin, gas seco, no corrosivo y gas limpio de un abastecimiento son necesarios a lo largo de su vida. Es necesario un acercamiento al sistema. Una presin baja atrs es beneficiosa. Se necesita de buenos datos para el diseo y espaciado de las vlvulas. Las especificacio- nes de API y el diseo / operacin practicas recomendadas deben seguirse.


Pozo individual o sistema. Simple al diseo, instalacin y operacin. Requiere ajustes y mantenimiento del mbolo.

Bueno para

pozos con

volmenes

Uso / Mirar hacia afuera

Excelente: Usado en aproximada- mente el 85% de la produccin artificial de E.U.El mtodo de produccin artificial estndar normal.

Limitado relativamente a pozos con poca profundidad con gastos bajos. Usado al menos en el 0.5% de pozos de desarrollo en E.U.Un gasto alto excelente para los SAP. El mejor para quedar satisfecho por ser 200F y gastos 1,000 BFPD. Es amenudo el ms usado con porcentaje alto de agua. Usado aproximada- mente en 4% de los pozos de produccin de E.U.A menudo es el SAPpredefinido. La operacin flexible; el rango ancho del gasto; conveniente para profundidades, volmenes y temperaturas altas, pozos de aceite desviados.Usados en 2% de pozos de produccin de E.U.superiores querequieren un funcionamiento flexible. El sistema tolera un rango ancho de profundidad, altas temperaturas, fluidos corrosivos, alta RGA, yproduccin significativa de arena.Usado en 1% de pozos de produccin deE.U. algunas veces usado para pozos de

Bueno, flexible para altos gastos del SAP para pozos con alta presin de fondo en el agujero.La mayora como pozos fluyendo. Usado sobre el 10% de pozos de produccin de E.U. en su mayor parte costa afuera.Frecuentemen- te usado como el mtodo de produccin artificial estndar en lugar del bombeo mecnico.Tambin es predetermina- do para una presin de fondo baja en pozos de produccin de gas continuo.Usado en 1% de pozos en E.U.Esencialmente un gasto de lquido bajo, alta RGL del mtodo de produccin. Puede usarse para extender la vida de flujo o mejorar la eficiencia.Extenso volumen de gas y/o presin necesaria para el funcionamiento exitoso.Usado en 1% de E.U.

prueba que no

fluyen costa

afuera.

Tabla 1.1 (Continuacin).- Consideraciones y comparaciones en conjunto de los diseos de los SAP4.


Algunos problemas en pozos con altos gastos requieren bombas con


Normalmente no hay problema para


El tamao de laT.R es una

BOMBEO HIDRULICO RECIPROCANTE

Requiere de T.R grandes para sistemas paralelos de apertura y cierre. Tuberas

SISTEMA HIDRULICO JETTamaos pequeos de T.Rfrecuentemen- te limitan los gastos de produccin por


El uso de T.R de4.5 y 5.5 pg con 2 pg de T.P nominal normalmente


Tamao de T.R pequeos (4.5 y5.5 pg) no son

MBOLO VIAJERO

La T.Rapropiada para esta produccin de volumen

Lmites de la T.R

Lmites de Profundidad

mbolosamplios. Tamaos pequeos de la T.R (4.5 y 5.5pg) pueden ser limitantes para la separacin del gas.

Bueno:La estructura de las varillas puede limitar el gasto a una profundidad.Efectivamente alrededor de 500 BPD a unos 7,000 pies y 150 BPD a unos 15,000 pies.

Excelente: Factible a 25

T.R de 4.5 pg. Y grandes, pero la separacin del gas puede ser una limitante.

Malo: limitado relativamente por la poca profundidad, quiz 5,000 pies.

limitante al usar grandes motores y bombas.

Usualmente limitado por los caballos de potencia del motor y la temperatura.Profundidad prcticamente alrededor de los 10,000 pies.

Regular:Si hay pequeas cantidades de

pequeas (4.5 y5.5 pg) pueden resultar en unaprdida excesiva por friccin y limitando los gastos de produccin.

Excelente: Limitado por la fuerza del fluido de la presin (5000 lb/pg2) o caballos de fuerza. Bajo Volumen / Alta produccin en la operacin de las bombas a una profundidad de 17,000 pies.

Regular : No muy bueno con bombeo con varillas.Presin de

prdidasdebidas a la friccin (inaceptable) TR grandes puede ser requeridas si son dobles las corridas de las tuberas.

Excelente: Limites similares al bombeo reciprocante.Profundidad prctica de 20,000 pies.

Malo a Regular:

limitan losgastos a 1,000 BPD. para gastos 5,000 BPD se usan 7 pg T.R y 3.5 pg son necesarios en T.P.

Controlado por el sistema de presin de inyeccin y los gastos del fluido.Tpicamente para 1,000 BPD con 2.5 pg. DeT.P nominal. Sistemas de produccin de 1,440 lb/pg2. Y1,000 RGL aprofundidad de inyeccin alrededor de los 10,000 pies.Malo: Restringido por el gradiente del gas-fluido elevado.Tpicamente

un problema relativo para una produccin de bajo volumen.

Usualmente limitado por el regreso del bache, pocos pozos a 10,000 pies.

Regular: Cuando menos

bajo. El anillo debe tener un volumen adecuado de almacenamien- to de gas.

Tpicamente10,000 pies.

Bueno:

lb/pg2. Proveeun adecuado

Bueno:A 100 lb/pg2

gas libre (con250 lb/pg2de

Succin 100 lb/pg2

350 lb/pg2 a5,000 pies con

moderado congasto limitado

que se usencmaras. PIP2

Con presin defondo del

Capacidad de Succin

Nivel del Ruido

Causa de Problemas

desplazamiento y descarga de gas.Tpicamente sobre los 50 a 100 lb/pg2.

Regular: Moderadamen- te alto para las reas urbanas.

El tamao de las operaciones es la desventaja en las poblaciones y las reas de cultivo.Especialmente bajo el perfil de las unidades disponibles.

se provee de unadecuado desplazamiento y descarga de gas.

Bueno:En superficie el primer movimiento proporciona el nico ruido.

Bueno:Bajo perfil en equipo superficial.

presin de succin de la bomba.) malo si la bomba se debe manejar5% de gas libre.

Excelente: Ruido bajo. A menudo se prefiere en las reas urbanas si el gasto de produccin es alto.

Bueno:Bajo perfil pero requiere un banco transformador.El transformador puede causar problemas en reas urbanas.

usualmente resulta en frecuentes reparaciones de la bomba. Se reduce la eficiencia si hay gas libre y la vida en servicio.

Bueno: Ruido bajo en el pozo. En el sitiodel pozo la unidad de fuerza de los fluidos puede ser seguro corregirlo.Regular a bueno:Bajo perfil en el equipo de la cabeza del pozo. Requiere tratamiento superficial y un equipo de bombeo de alta presin.

baja RGL. Un objetivo tpico deldiseo es 25 % de sumersin.

Igual al Bombeo Hidrulico Reciprocante.


alrededor de100 lb/pg2/1,000 pies de profundidad de inyeccin. De esta manerala presin atrs en 10,000 pies el pozo puede ser 1,000lb/pg2.

Bajo en el pozo pero el compresor es ruidoso.

Bueno:De perfil bajo, pero se debe mantener el compresor. Deben tomarse las precauciones de seguridad para las lneas de gas de alta presin.

250 lb/pgpara 10,000 pies en el pozo. PIP de 250lb/pg2 esfactible a 10,000 pies.



agujero 150lb/pg2 a 10,000 pies.Para un gasto bajo, alta RGL en el pozo.

Bajo.

Bueno.

Tabla 1.2.- Consideraciones en una operacin normal4.

20


Bueno:Las dos mquinas o


Bueno:


.Regular: Requiere de una fuente de


Excelente: El primer movimiento



Bueno: Maquinas,


MBOLO VIAJERO

Flexibilidad en el Primer Movimiento

Vigilancia

Pruebas

Tiempo del ciclo y la aplicacin controlada del bombeo suspendido o apagado

motorespueden ser usados fcilmente (los motores son ms usados y flexibles).

Excelente: Puede ser fcilmente analizado basndose en pruebas a pozo, nivel de fluidos, etc. Mejora de anlisis usando dinammetros y computadoras.

Bueno: Pruebas de pozo simples, pocos problemas usando el equipo disponible y losprocedimientos estndar.

Excelente si el pozo puede ser bombeado o suspendido.

Las dos maquinas o motores son usados.

Regular: Basado en anlisis deproduccin y de un nivel de fluido.Dinammetros y cartas de bombeo de salida no se puede usar.

Bueno: Pruebas de pozo simples con pocos problemas.

Malo:Evite la interrupcin en la produccin de altas viscosidades / arenas.

poder buena sin puntas o interrupciones.Alto voltaje puede reducir las prdidas.

Regular: Control elctrico pero especialmente en el equipo necesario pero de otro modo.

Bueno: Simple con pocos problemas.Altos recortes de agua y altos gastos del pozo pueden requerir un chequeo del agua libre.

Malo:Inicio suave y se recomienda mejorar los sellos protectores.

puede encender un motor elctrico, gas o diesel maquinas o motores.Bueno/Regular: El desempeo de la bomba abajo del agujero puede ser analizado desde la superficie con la fuerza del fluido y la presin, velocidad, y el gasto de la produccin.Obtener la presin en el fondo del agujero con bombas libres.

Regular: Pruebas de pozo con unidades individuales estndar del pozo con pocos problemas.Pruebas de pozo con un sistema central muy complejo; requiere de una exacta medicin de la fuerza del fluido.

Malo: Posible pero normalmenteno usado. Algunos son usualmente controlados por el control de desplazamiento y no se desarrolla un control de la bomba.



Igual al Bombeo Hidrulico Reciprocante.Las pruebas de la tercera etapa de produccin puede ser conducidas para ajustar el paso del gasto, el grabar en el sitio el monitoreo de la presin de succin.

Malo: No parece aplicable aninguno debido a que requiere una presin de succin alta de bombeo de apagado.

turbinas, o motores pueden ser usados para la compresin.

Bueno/Excelent e:Puede ser analizado fcilmente. Se examina la presin en el fondo del agujero y los registros de produccin son fcilmente obtenidos. La optimizacin y el control por computadora se intentan hacer.

Regular: Pruebas de pozo complicadas por el volumen/ gasto de inyeccin de gas.La formacin RGL se obtiene por la sustraccin total del gas producido del gas de inyeccin.Gas medido comnmente con errores.

No es aplicable.


Regular: Complicado por el estado de las vlvulas y el descenso del lquido.

Malo:Las pruebas de pozo son complicadas por el volumen/gasto de inyeccin de gas. Ambas mediciones: entrada y salida de gas del flujo son un problema, la intermitencia puede causar problemas de operacin en compaa de los separadores.

Malo:Lo ciclos deben ser peridicos y ajustados. Es una labor intensiva.

Normalmente no se requiere nada.

Bueno: Depende de las buenas pruebas de pozo y de las grficas de presin del pozo.

Pruebas simples de pozo con pocos problemas.

El tiempo del ciclo es necesario para una eficiente operacin. El apagar el bombeo no es aplicable.

Tabla 1.2 (Continuacin).- Consideraciones en una operacin normal4.

.


Bueno a Excelente:


Bueno:


Regular: Tratamiento de


Bueno / Excelente: Tratamiento continuo de


Bueno / Excelente: Inhibidor con una mezcla de la fuerza del

BOMBEO NEUMTICO CONTINUOBueno: Inhibidor en la inyeccin de gas y/o inhibiendo la corrosin abajo


MBOLO VIAJERO

Regular: Normalmente la

Corrosin / Capacidad de Inhibicin

Pozos Inclinados / Desviados

Doble Aplicacin

Habilidad del manejo de gas

Tratamiento deinhibidores de corrosin Frecuentemen- te usados en el espacio anular.

Regular: La carga se incrementa ylleva a problemas. Un alto ngulo de desviacindel pozo o agujero(>70 grados) y los pozos horizontales son comenzados a producir.Algunos se logran bombear a 15 grados/100 pies usandovarillas guas.

Regular: Paralelo 2 x 2 pg doble gasto bajo factible dentro de T.R de 7 pg. Doble dentro de unaT.R de 5.5 pg generalmente no es favorable.El gas es un problema desde la zona de abajo.Incrementndo se los problemas mecnicos.

Bueno si puede dar escape y usando fijo el gas natural con un apropiado diseo de la bomba. Malosi debe manejar la bomba >50% de gas libre.

Tratamiento deinhibidor para corrosin abajo en el anular es bueno.

Malo a Regular: La carga se incrementa y lleva a problemas.Ocurriendo en muy pocas instalaciones.

No se conocen instalaciones.

Malo si debe bombear algn gas libre.

inhibidor para corrosin slo a la entrada a menos que debiera usarse.

Bueno: Pocos problemas.Limitado en experiencia en pozos horizontales. Se requiere del registro del radiodel agujero del pozo inclinado esto se consiguecon cuidado.

No se conocen instalaciones.T.R anchas deben ser necesarias.Posiblemente corran y ocasionen problemas.

Malo para gas libre (con >5%) a travs de la bomba. Los separadores de gas rotatorios son tiles si no se produjeran slidos.

inhibidores decorrosin puede ser circulados con la fuerza del fluido para un control efectivo.

Excelente:Si la T.P puede ser corrida en el pozo, normalmentela bomba deberapasar a travs de la tubera. La bomba libre se recupera sin sacar la tubera.El funcionamiento es bueno en pozos horizontales.

Regular:Tres lneas no descargan aplicaciones tienen que ser hechas con completo aislamiento de la produccin y la fuerza del fluido desde otra zona.Limitada a bajo RGL y gastos moderados.

Bueno / Regular: Bomba estable concntrica o paralela permite una libertad del escape del gas con un apropiado separador de gas abajo del agujero debajo de la bomba de succin. LaT.R limitan la libertad de la bomba a unabaja RGL.

fluidoproducido a la entrada de la garganta de la bomba jet.Tratamiento por corrosin en el anular es bueno.

Excelente: La bomba Jet corta puedepasara travs de dog legs arriba de 24grados/100 pies en 2 pg deT.P nominal.Algunas condiciones son para la bomba hidrulica reciprocante.

A excepcin de algunas bombas hidrulicas reciprocantes pueden posibilitar un manejo alto de RGL pero se reduce la eficiencia.

Similar al Bombeo Hidrulico Reciprocante. El gas libre reduce la eficiencia pero ayuda a la produccin. La descarga del gas libre es posible usando un gasto fijo.

en la T.P es bueno. Lospasos deben ser tomados afin de evitar la corrosin en las lneas de inyeccin de gas.

Excelente: Pocas tuberas tienen problemas arriba delos 70 grados de desviacin para tuberas con vlvulas recuperables.

Regular: Comnmente el Bombeo Neumtico es doble pero una buena operacin doble de bombeo neumtico es complicada e ineficiente resultandoen gastos reducidos. Paralelo 2 x 2 pg de T.P dentro de unaT.R de 7 pg y de 3 x 3 de T.P dentro de unaT.R de 9 5/8 de pg sea factible.

Excelente: Reduce la produccin de gas necesario para la inyeccinde gas.

Igual alBombeo Neumtico Continuo.




produccin por ciclos debe ser interrumpida al tratamiento por corrosin en el pozo.

Excelente.

No se conocen instalaciones.

Excelente.

Tabla 1.3.- Consideraciones de la produccin artificial4.


Malo:Se debe disear para el tamao de la unidad,


Malo: Puede tener alguna


Bueno: Deber proveerse

BOMBEO HIDRULICO RECIPROCANTERegular: Funcionamien- to factible en pozos favorablemente desviados.Requiere de espacio para


Bueno: Produjo agua o agua de mar y puede ser usada como la energa del fluido con el


Excelente: Debe ser comnmente el


Malo en pozos donde se necesitaun control de arenas. Se usa

MBOLO VIAJERO

Excelente

Aplicacin Costa Afuera

Capacidad para Manejo de Parafinas

Terminacin de agujeros delgados(2 7/8 pg produccin lneade T.R)

Capacidad para entregar Slidos/Arenas

Limitacin de la Temperatura

peso y sacar launidad por el espacio. El pozo debe ser desviado y tpicamenteproduce arenas.

Regular / Bueno: Tratamiento caliente de agua/aceite y/o uso de posibles rascadores (escareador), pero incrementan los problemas de operacin y costos.

Es posible para gastos (200 cP).Decrementa con

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Bombeo electrocentrifugo BEC