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PRODUCCION DE HIDROCARBUROS, FLUJO NATURAL, METODOS DE LEVAN

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Transcript of PRODUCCION DE HIDROCARBUROS, FLUJO NATURAL, METODOS DE LEVAN

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS, FLUJO NATURAL, MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL, RECOBRO MEJORADO E INYECCIÓN DE AGUA Y GAS.
DIEGO ANDRES PEÑA
JUAN SEBASTIÁN GUERRERO
MARIA PAULA GONZÁLEZ

Programa:
1. Producción de hidrocarburos
2.Flujo natural
3.Metodos de levantamiento artificial
4.Recobro Mejorado
5.Inyeccion de agua y gas
PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS
Es el proceso de sacar de manera ordenada y planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos subterráneos.
FLUJO NATURAL:
Cuando el yacimiento tiene la suficiente energía como para llevar el fluido desde la roca hasta el cabezal del pozo. Esto se da por la caída de presión entre el pozo y el yacimiento y por los elementos que acompañan el petróleo (gas y agua).
MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL:
*Se requiere cuando el pozo deja de producir por flujo natural debido a la presión, reactivar pozos que no fluyen o para aumentar la tasa de flujo en pozos activos.

*Es una fuente externa de energía con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, El propósito es minimizar los requerimientos de energía y maximizar el diferencial de presión en el yacimiento y provocar así la mayor afluencia de fluidos, sin que generen problemas de producción: arenamiento, conificación de agua, etc.

*Cada sistema tiene un principio de funcionamiento diferente, una serie de características y rangos de operación propios, deben ser debidamente identificados para la selección del sistema más adecuado.
Se clasifican en

*Métodos que modifican propiedades físicas de los fluidos del pozo (Por ejemplo reducción de densidad).

*Métodos que aplican la acción de una bomba para suministrar energía externa al sistema.
1)MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CONVENCIONALES:
Son aquellos que poseen una aplicación común en la industria petrolera, ya que son los más utilizados en la producción de crudo actualmente.
2)MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL NO CONVENCIONALES:
Son todas aquellas tecnologías desarrolladas y/o mejoradas en los últimos años.
Tipos de levantamiento artificial:
Bombeo Mecánico:
Proceso de succión y transferencia casi continua del petroleo
Su principal característica es la de utilizar una unidad de bombeo para transmitir movimiento a la bomba del subsuelo a través de una sarta de cabillas y mediante la energía suministrada por un motor
CARACTERÍSTICAS:
*El bombeo mecánico es el método más usado en el mundo.

*Consiste de una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que es abastecida con energía producida a través de una sarta de cabillas. La energía es suministrada por un motor eléctrico

*Tiene su mayor aplicación mundial en la producción de crudos pesados y extra pesados.

*La función principal de la unidad de bombeo mecánico es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de cabillas y estas, la bomba de subsuelo. La unidad de bombeo, en su movimiento, tiene dos puntos muy bien definidos: muerto superior y muerto inferior.


El sistema de bombeo mecánico esta compuesto por :
*Equipo de superficie(Unidad de bombeo)
*Motor
*Varillas
*Bomba de subsuelo
Unidad de bombeo: Su función es convertir el movimiento rotatorio del motor principal en movimiento ascendente y descendente de la sarta de varillas. Este movimiento es denominado RECORRIDO.

Esta compuesta por:
Caja reductora (Gear Reducer)
Contrapesos(Counterweight)
Motor:
Su función es suministrar energía para que el sistema de bombeo pueda moverse.
Su potencia depende de la profundidad, el nivel de fluido, de la velocidad del bombeo y demás características del pozo.
*Motores eléctricos
*Motores de combustión interna
Bomba de Subsuelo:
Las partes básicas de la bomba de subsuelo son simples pero construidas con gran precisión para asegurar su función intercambiable y eficiencia.
Partes:
*Barril
*Pistón
*Válvula Viajera
*Válvula Fija
Ventajas
Desventajas
Ventajas

• Confiabilidad y bajo mantenimiento.
• Alto conocimiento en todas las aplicaciones (Crudos pesados y livianos).
• Facilidad para ajustar la tasa en superficie.
• Permite alcanzar un alto grado de depleción.
• Varias alternativas para la fuente de poder (motor diesel o eléctrico).
• Operación, análisis sencillos y fácil reparación técnica.
• Tolera altas temperaturas.
• Facilidad para el intercambio de unidades entre pozos.
• Aplicable a huecos estrechos y completamiento múltiples.
• Permite el levantamiento de crudos con viscosidades relativamente altas.
• Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y la formación de escamas.
• Disponibilidad de diferentes tamaños de unidades.
DESVENTAJAS:
•Los caudales que permite bombear son relativamente bajos.

• Requieren de gran espacio en superficie, siendo poco recomendable en plataformas costa afuera y en locaciones urbanas.

• Presenta mayor desgaste de las varillas en pozos desviados.

• Problemas de fricción en pozos tortuosos.

• Baja tolerancia a la producción de sólidos.

• Limitado por la profundidad.

• Baja eficiencia volumétrica en pozos con alta producción de gas.
GAS LIFT
Utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía.
CARACTERÍSTICAS:
*El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie.

*Mas se asemeja al proceso natural

*Segundo mas aceptado y usado
INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO CONTINUO:

*
Consiste en la inyección continua de gas en la columna de fluido del pozo, con el propósito de aligerarla para disminuir la presión fluyente en el fondo y generar el diferencial de presión requerido para que la arena productora aporte la tasa de producción deseada.
Se inyecta cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción, con el propósito de desplazar, hasta la superficie, la columna o tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección.
INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE:
Existen diferentes tipos de instalaciones para este método, los cuales se clasifican dependiendo de sí el pozo se encuentra equipado o no, con empacadura y/o válvula fija.


* INSTALACIONES ABIERTAS:
En este tipo de instalación la sarta de tubería está suspendida dentro del pozo sin empacadura.

* INSTALACIONES SEMICERRADAS:
Es similar a la abierta con la diferencia de que se instala una empacadura que sella la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular.

* INSTALACIONES CERRADAS:
La instalación es similar a la semicerrada, excepto que se coloca una válvula fija en la sarta de producción, generalmente en el fondo del pozo. Este es el tipo ideal para flujo intermitente.
Ventajas:

-Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas

- Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales

- Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena

- Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma

- El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo

- Bajo costo de operación
Desventajas:

- Se requiere una fuente de gas de alta presión

- No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro

- El gas de inyección debe ser tratado

- No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso

- Su diseño es laborioso

- Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (ESP)
Se utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar los fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo incrementando la presión.
CARACTERÍSTICAS
*Se basa en el principio de centrifugación de fluidos, un rotante gira a alta velocidad y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es ingresado a una tubería de descarga, este tipo de bombas tienen diferentes estados de centrifugación, es decir, no es un solo rotor, si no varios que colocados en formas sucesivas uno sobre el otro y alimentándose entre ellos para ganar mayor presión.
*Se comenzó a utilizar en Venezuela en 1958, con el pozo silvestre 14.
*Este método es aplicable cuando se desea producir grande volúmenes de fluido en pozos medianamente profundos.

Ventajas:
• Maneja altos cortes de agua( aplicables en costa a fuera)

•Puede usarse para inyectar fluidos a la formación.

•Su vida útil puede ser muy larga.

•Trabaja bien en pozos desviados

•No causan destrucciones en ambientes urbanos • Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y formaciones de escamas.

•Permite el levantamiento de volúmenes extremadamente altos sin dificultad, y a bajo costo.

•Elevado aporte de energía al fluido.

•Presenta una alta eficiencia (70%).
Desventajas:

•Se requiere controlar el equipo en cada pozo.

•Susceptible a la producción de agua, gas y arena. •El cable eléctrico es sensible a alta temperatura y manejo. Es altamente costoso.

• Inversión inicial muy alta.

•No es rentable en pozos de baja producción.

•Se requiere de taladro o estructura en caso de falla.

•El cable eléctrico puede ocasionar problemas con la tubería.

•Las unidades son costosas, para ser remplazadas a medida que el yacimiento declina.
BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVAS (PCP)
Se da con una bomba de desplazamiento rotativo positivo, estilo un tornillo sin fin. La bomba es accionada por un motor eléctrico de superficie o subsuelo. Cuando el motor está ubicado en la superficie la transmisión de energía a la bomba se da a través de un eje y/o varillas que comunican el motor y la bomba desde la superficie hasta el subsuelo. Pero cuando el motor esta en el fondo, se lleva un cable desde superficie el cual les proporcionara la energía al motor para que opere y mueva la bomba.
Ventajas

• Buen manejo de fluidos viscosos y de crudos con elevadas relaciones gas/líquido y sólidos. •Bajo perfil en superficie. 


Bajo costo de instalación, mantenimiento y presenta mejor estética. •Opera con bajo torque.


•El equipo de superficie puede ser transportado, instalado, removido fácilmente y operacion silenciosa.

•Bajo consumo de energía eléctrica.
Desventajas

• Tasa de producción limitada.

• Baja tolerancia a altas temperaturas • No es compatible con CO2, ni demás fluidos de tipo acido.

• Difícil detección de fallas en subsuelo.

•Requiere energía eléctrica.

•Su profundidad de operaciones recomendada es de 4000pies y con temperatura no mas de 180*f.

•El material elastómero es afectado por crudos con aromáticos.
BOMBEO HIDRÁULICO
Se basa en un principio: “La presión ejercida sobre la superficie de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones”.
CARACTERÍSTICAS
*Se inyecta desde la superficie un fluido a alta presión que va a operar el pistón motor de la unidad de subsuelo en el fondo del pozo. El pistón motor esta mecánicamente ligado a otro pistón que se encarga de bombear el aceite producido por la formación.

*Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo. Una bomba hidráulica es un dispositivo que al recibir energía mecánica de una fuente exterior, la transforma en una energía de presión.
Ventajas

-Pueden ser usados en pozos profundos (+/- 18000 pies).

-No requieren taladro para remover el equipo de subsuelo.

-Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitios inaccesibles. -Varios pozos pueden ser controlados y operados desde una instalación central de control.

-Puede manejar bajas concentraciones de arena.
Desventajas

-Costo inicial alto

-Las instalaciones de superficie presentan mayor riesgo,por la presencia de altas presiones.

-Altos costos en la reparación del equipo.

-No es recomendable en pozos de alto RGP. -Problemas de corrosión.

-El diseño es complejo
Recobro Mejorado
• Procedimiento usado cuando un yacimiento ha llegado a su limite económico mediante procesos de recuperación primaria o secundaria.

• En las primeras etapas se obtiene aproximadamente de 25% a 30% del petróleo original del yacimiento.

• El resto queda atrapado en los poros de la estructura del reservorio debido a fuerzas viscosas y capilares, fracturas naturales o regiones de alta permeabilidad.

• Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80%
MÉTODOS

1. Proceso Térmico

a)Estimulación con vapor

b)Inyección de vapor y agua caliente

c)Combustión In Situ

2. Proceso Químico

a)Inyección de Polímeros

b)Inyección de surfactante y tensoactivos

c)Estimulaciones químicas-acidificaciones

3.Proceso de desplazamiento miscible

a)Desplazamiento miscible con hidrocarburos

b)Inyección de CO2

c)Inyección de gas inerte
INYECCIÓN DE AGUA Y GAS
INYECCIÓN DE AGUA

La inyección de agua es el principal método de recobro mejorado. Se empezó a utilizar en 1865, la primera inyección ocurrió accidentalmente.

Existen 2 tipos:

*Inyección periférica o externa

*Inyección en arreglos o dispersa
INYECCIÓN PERIFÉRICA

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona del petróleo, en los flancos del yacimiento.

Se utiliza cuando no se pose una buena descripción del yacimiento o la estructura le favorece.

Los pozos de inyección se colocan fuera de la zona del petróleo.

No requiere perforación de pozos adicionales, se pueden usar anteriores.

Puede fallar debido a que no es posible hacer un seguimiento detallado de la invasión y una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.

La recuperación puede ser muy buena pero el proceso es lento la recuperación de la inversión puede ser a largo plazo.
INYECCIÓN EN ARREGLOS

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona del petróleo a través de diferentes pozos inyectores que forman un arreglo geométrico, el agua invade la zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hasta los pozos productores.

La selección del tipo de arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, la continuidad de las arenas, permeabilidad, porosidad y de la posición y numero de los pozos existentes.

Los pozos inyectores(convertidos de los productores o se perforar) se distribuyen entre los pozos productores, obtener distribución uniforme.


INYECCIÓN DE GAS

Se empezó a utilizar a comienzos del año 1900 para mantener la presión.

El gas agotaba rápidamente la presión del yacimiento haciendo que saliera petróleo.

Existen dos tipos de inyección

*Inyección interna o dispersa

*Inyección externa
INYECCIÓN INTERNA

Inyección de gas dentro de la zona del petróleo.

Se utiliza en yacimientos donde haya empuje de gas en solución, sin capa de gas inicial, en homogéneos y relativamente delgados.

Diferentes puntos de inyección que se ponen de cierta forma geométrica para lograr distribuirlo, este depende de las características del yacimiento. Se puede orientar el gas a las zonas mas apropiadas y se puede controlar la inyección de gas.

Generalmente la eficiencia del recobro mejora poco y que sea menor que lo que se logra con la inyección externa.

Costos mayores.
INYECCIÓN DE GAS EXTERNA

Inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas.

Se usa en yacimientos de alto relieve estructural para permitir el desplazamiento de la capa de gas.

Se aplica en yacimiento con alta permeabilidad.

Se colocan pozos donde se logro buena distribución, para obtener mayores beneficios de la gravedad.

Hay mas eficiencia en cuanto a área. Se obtiene mayor drenaje.

Se necesita controla la producción de gas libre.

Las lutitas y barreras son inconvenientes.
BIBLIOGRAFÍA:
*http://es.scribd.com/doc/31961407/Produccion
*http://www.slideshare.net/gabosocorro/modulo-2-produccion-2
*http://wwwYoutube.com/watch?v=Mcpl7s_78Yw
*http://wwwyoutube.com/watch?v=WEYn911WbCw
*http://prezi.com/wzox7_v1we-j/fisica-aplicada-al-bombeo-del-petroleo/
*http://www.slideshare.net/raciel_32/gas-lift-optimization
*http://www.textoscientificos.com/petroleo/recuperacion
*http://www.slideshare.net/gabosocorro/clase-i-modulo-2

VENTAJAS
Produce invasión mas rápida en yacimientos homogéneos y con pozos de alta densidad.

Permite buen control frente a la invasión, se extrae bastante volumen en un periodo corto.
DESVENTAJAS
Requiere mayor inversión debido a los pozos y es mas riesgosa.

Exige mayor seguimiento y control por lo tanto se necesitan mas recursos.
Árbol De Navidad
La producción del petróleo es el proceso mediante el cual los hidrocarburos son llevados a superficie por un juego de herramientas previamente armadas en superficie. La producción es el procedimiento que realizamos una ves el pozo se perfora hasta nuestra zona de interés. En algunos casos se necesita algunos mecanismos para sacar de manera mas eficiente dichos hidrocarburos, de esta manera obtenemos un mejor factor de recobro lo que indica una mayor producción en superficie

1.Una ves terminada la perforación, la cuadrilla entrega el pozo a producción para que ellos hagas los procedimientos necesarios y empezar con el proceso de producción.
2.Es importante tener en cuenta los tipos de empuje que se tengan en los yacimientos pues este será de suma importancia para la elaboración de los mecanismos de producción
3.Los ingenieros de producción revisan si el pozo esta revestido y con ayuda de los registros eléctricos, buscan la zona de interés y posteriormente cañonear el pozo.
4.Si el pozo tiene formaciones consolidadas. los ingenieros deciden que tipo de completamiento se usa según los estudios arrojados por informes de geología y perforación. Hay ocasiones donde en un solo pozo es posible producir varias zonas simultáneamente.

Pasos para la producción de hidrocarburos
5. Se bajan las herramientas de producción pertinentes para cada mecanismo bien sea para un pozo cañoneado o para pozos con completamientos.
6. Como la vida productiva de un yacimiento depende de la presión del yacimiento, una ves comience a disminuir se tiene que implementar métodos de levantamiento artificial con el fin de ayudar a la producción de hidrocarburos a este proceso se le conoce como recobro primario.
7. Cuando estos mecanismos no son lo suficientemente efectivos se recurre a implementar otro proceso conocido como recobro secundario, donde se realiza inyección de gas y de agua, en este proceso se debe tener en cuenta parámetros del yacimiento para que el proceso sea afectivo.
8. Ya como ultimo procedimiento a realizar, esta el recobro terciario donde se utilizan procedimientos un poco mas complejos conocidos como EOR (recobro mejorado del petróleo).
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