Extracción o recuperación artificial
Cuando esa energía natural deja de ser suficiente, se impone recurrir a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo.
SELECCIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Consideraciones del Equipo:
Requerimiento de espacio.
Tamaño del revestimiento de producción.
Tamaño de la tubería de producción.
Flexibilidad del equipo.
Requerimientos de energía.
Capacidad del equipo de bombeo de superficie.
Tamaño de las líneas de flujo.
Tubería con o sin empaque.
Capacidad de la batería de producción.
Tipo y condición del equipo de extracción existente.
Características Especiales
Disponibilidad de gas.
Disponibilidad de energía eléctrica.
Grado de automatización.
Costos de Operación
Costos de capital inicial.
Costos de mantenimiento y reparación.
Planes futuros de recuperación secundaria.
Derechos de salvamento.
Factor Humano
Disponibilidad.
Familiaridad.
Operación y servicio.
Seguridad.
Medio Ambiente
Requisitos Gubernamentales.
Riesgos de Contaminación
Hay cinco métodos principales de extracción artificial:
Bombeo Mecánico.
Bombeo Neumático.
Bombeo Hidráulico.
Bombeo Electrosumergible.
Cavidades Progresivas.
Bombeo con accionamiento mecánico: La bomba se baja dentro de la tubería de producción, y se asienta en el fondo con un elemento especial. Es accionada por medio de varillas movidas por un balancín, al que se le transmite movimiento de vaivén por medio de un tubo pulido de 2 a 5 metros de largo y un diámetro interno de 1 1/2 a 1 3/4 de pulgada, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo.
El 70 % de los pozos de extracción artificial utiliza este medio, y sus limitaciones son la profundidad que pueden tener los pozos y su desviación (en el caso de pozos dirigidos).
El bombeo mecánico es el medio de extracción artificial más usado en Argentina.
Ventajas
ü Personal de campo y operativo familiarizados con este tipo de levantamiento. La instalación y la operación no son complicadas.
ü Ofrece un amplio rango de tasas de producción.
ü Económico para operar.
ü El costo de instalación inicial es relativamente bajo.
ü Es independiente de otros pozos bajo el mismo sistema, siempre y cuando la alimentación de combustible para los motores no esté interconectada.
Desventajas
Limitaciones en pozos con alta relación gas-aceite.
Limitaciones en pozos que producen arena, parafina y altamente desviados.
Problemas con pozos que producen fluidos corrosivos.
Manejo inapropiado de las varillas puede causar muchos problemas.
Nivel de fluido en el pozo es crítico para la operación eficiente.
Levantamiento Artificial por Gas lift o Neumático: Consiste en la inyección continua de gas a alta presión en el pozo para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo); o por inyección de gas a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (flujo intermitente). Al inyectar gas al yacimiento las fuerzas gravitacionales son mayores a las fuerzas viscosas, por lo que el gas se desplaza hacia el tope de la estructura provocand
que el petróleo se mueva hacia el pozo.
Equipo de superficie
ü Ensamblaje de la cabeza del pozo.
ü Choke (flujo continuo).
ü Choke con control en el ciclo de tiempo (sistema intermitente).
ü Compresores.
ü Separador.
Equipo de subsuelo
ü Mandriles de gas lift.
ü Válvulas de gas lift.
ü Empaque de subsuelo.
Ventajas
Flexibilidad: Se ajusta prácticamente a cualquier profundidad y tasa de producción.
Materiales abrasivos como la arena ofrecen pocos problemas.
Se adapta a pozos desviados.
Puede ser usado en pozos de baja productividad con alta relación gas-aceite.
El diseño puede ser cambiado con unidad de cable sin sacar la tubería.
Desventajas
La escasez de gas natural puede limitar su uso.
Formación de hidratos en la línea de inyección de gas puede causar demasiadas paradas.
Difícil recuperación de las válvulas en pozos altamente desviados.
Se dificulta en pozos de muy baja presión de fondo y baja producción.
Cuando existe alto espaciamiento de pozos.
Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos.
Equipo de superficie
Tratamiento y almacenamiento de fluido motriz.
Líneas de conducción de aceite motriz.
Bombas de alta presión para el fluido motriz.
Múltiple de distribución y control en superficie.
Equipo de cabeza de pozo.
Equipo de subsuelo
Tubería de fluido motriz, tubería de producción.
Equipo de inserción y sello de la bomba en el subsuelo.
· Bombeo Electrosumergible: Es un sistema que se basa en la utilización de bombas de subsuelo de tipo centrífuga de múltiples etapas ubicadas en el fondo del pozo, la cual es accionada por motores eléctricos. Se emplea para desplazar volúmenes de crudo con alta eficiencia y economía en pozos profundos y con manejo de altas tasas de fluido.
Equipo de Superficie
Montaje de cabeza de pozo.
Caja de empalme.
Panel de controles.
Transformador.
Cable eléctrico.
Equipo de Subsuelo
Unidad de bombeo centrífugo.
Separador de gas (Opcional).
Unidad sellante protectora del motor.
Motor eléctrico.
Es aplicable cuando hay:
- Alto índice de productividad.
- Baja presión de fondo.
- Alta relación agua-petróleo.
- Baja relación gas-líquido
Desventajas:
- Se requieren altos voltajes.
- Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas.
Bombeo por Cavidades Progresivas.- Es una bomba de desplazamiento positivo engranada en forma de espiral, cuyos componentes principales son:
Rotor: pieza interna conformada por una hélice. Este elemento hace que los fluidos se desplacen hacia arriba llenando las cavidades entre el rotor y el estator.
Estator: parte externa constituida por una camisa de acero revestida internamente por un elastómero (goma), moldeado en forma de hélice enfrentadas entre si. La rotación del rotor dentro del estator es transmitido por las varillas de bombeo, cuyo movimiento es generado en superficie por un cabezal.
Ventajas:
ü Producción de petróleos pesados y bitumenes (menor a 18º API)Producción de crudos medios (entre 18 y 30 º API)
ü Petróleos livianos (mayores a 30º API) con limitaciones en aromáticos
ü Habilidad de producir grandes concentraciones de arena
ü Producción de pozos con alto porcentaje de agua y altas producciones brutas, asociadas a proyectos avanzados de recuperación secundaria (por inyección de agua)
ü Habilidad para tolerar altos porcentajes de gas libre (no se bloquea)
ü Ausencia de válvulas o partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles
ü Muy buena resistencia a la abrasión
ü Bajos costos de inversión inicial y de energía.
ü Instalación y operación simple, bajo mantenimiento.
ü Bajo nivel de ruido
ü Su muy limitado espacio sobre la superficie lo hace disponible para múltiples localizaciones y plataforma costa afuera.
§ Desventajas:
ü Tasa de producción limitada (máximo 3000 BDP)
ü Levantamiento limitado (máximo 7000 pies)
ü Resistencia a la temperatura limitada (máximo 330ºF con elastomeros especiales)
ü Tendencia del estator a daño cuando la bomba trabaja en seco por periodos de tiempo relativamente cortos.
ü Alta sensibilidad a los fluidos producidos (los elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por periodos prolongados de tiempo).
Gradiente de presión y temperatura
El gradiente geotérmico no es un valor constante puesto que depende de las características físicas que presente el material en cada punto del interior del planeta, es decir, de las condiciones geológicas locales algunas de las cuales son: la relación presión con temperatura, la composición química y las reacciones que se produzcan, la existencia de material radiactivo, la presencia de movimientos convectivos y rozamientos, y un largo etcétera.
En la corteza terrestre el gradiente geotérmico promedio es de 30ºC/km, lo que supone aumento de 1ºC cada 30 metros de descenso. Los valores normales se encuentran en el rango 10 a 60 ºC/km pero se han medido grandientes de hasta 200 ºC/km.
Los gradientes medidos en regiones no orogénicas mediante minas y sondeos profundos, oscilan entre 10 y 60ºC/km (normalmente suele darse el gradiente tipo de 25ºC/km). Si se mantiene en profundidad este gradiente superficial a profundidades de 25 km (~1.2 GPa) se alcanzarían temperaturas de fusión parcial de una roca granítica, 625ºC, y a 52 km (~1.6 GPa) las propias para fundir una peridotita, 1300ºC.
Gradiente de Presión. Matemáticamente, vector perpendicular a la isobara o a la superficie isobárica y dirigido hacia valores bajos de presión. Diferencia de presión entre dos puntos.
Gradiente de Temperatura. La razón del cambio de la temperatura por unidad de distancia, muy comúnmente referido con respecto a la altura. Se tienen dos gradientes, el adiabático de 10.0° C/Km (en aire seco) y el pseudoadiabático (aire húmedo) es 6.5° C/Km.
Equipo de superficie
ü Ensamblaje de la cabeza del pozo.
ü Choke (flujo continuo).
ü Choke con control en el ciclo de tiempo (sistema intermitente).
ü Compresores.
ü Separador.
Equipo de subsuelo
ü Mandriles de gas lift.
ü Válvulas de gas lift.
ü Empaque de subsuelo.
Ventajas
Flexibilidad: Se ajusta prácticamente a cualquier profundidad y tasa de producción.
Materiales abrasivos como la arena ofrecen pocos problemas.
Se adapta a pozos desviados.
Puede ser usado en pozos de baja productividad con alta relación gas-aceite.
El diseño puede ser cambiado con unidad de cable sin sacar la tubería.
Desventajas
La escasez de gas natural puede limitar su uso.
Formación de hidratos en la línea de inyección de gas puede causar demasiadas paradas.
Difícil recuperación de las válvulas en pozos altamente desviados.
Se dificulta en pozos de muy baja presión de fondo y baja producción.
Cuando existe alto espaciamiento de pozos.
Bombeo con accionamiento hidráulico: Una variante también muy utilizada son las bombas accionadas sin varillas. Se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación de bombeo hidráulico, que atiende simultáneamente 5 ó más pozos desde una misma estación satélite. Este medio carece de las limitaciones que tiene el bombeo mecánico, y se pueden bombear pozos profundos o dirigidos.
Equipo de superficie
Tratamiento y almacenamiento de fluido motriz.
Líneas de conducción de aceite motriz.
Bombas de alta presión para el fluido motriz.
Múltiple de distribución y control en superficie.
Equipo de cabeza de pozo.
Equipo de subsuelo
Tubería de fluido motriz, tubería de producción.
Equipo de inserción y sello de la bomba en el subsuelo.
· Bombeo Electrosumergible: Es un sistema que se basa en la utilización de bombas de subsuelo de tipo centrífuga de múltiples etapas ubicadas en el fondo del pozo, la cual es accionada por motores eléctricos. Se emplea para desplazar volúmenes de crudo con alta eficiencia y economía en pozos profundos y con manejo de altas tasas de fluido.
Equipo de Superficie
Montaje de cabeza de pozo.
Caja de empalme.
Panel de controles.
Transformador.
Cable eléctrico.
Equipo de Subsuelo
Unidad de bombeo centrífugo.
Separador de gas (Opcional).
Unidad sellante protectora del motor.
Motor eléctrico.
Es aplicable cuando hay:
- Alto índice de productividad.
- Baja presión de fondo.
- Alta relación agua-petróleo.
- Baja relación gas-líquido
Desventajas:
- Se requieren altos voltajes.
- Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas.
Bombeo por Cavidades Progresivas.- Es una bomba de desplazamiento positivo engranada en forma de espiral, cuyos componentes principales son:
Rotor: pieza interna conformada por una hélice. Este elemento hace que los fluidos se desplacen hacia arriba llenando las cavidades entre el rotor y el estator.
Estator: parte externa constituida por una camisa de acero revestida internamente por un elastómero (goma), moldeado en forma de hélice enfrentadas entre si. La rotación del rotor dentro del estator es transmitido por las varillas de bombeo, cuyo movimiento es generado en superficie por un cabezal. Ventajas:
ü Producción de petróleos pesados y bitumenes (menor a 18º API)Producción de crudos medios (entre 18 y 30 º API)
ü Petróleos livianos (mayores a 30º API) con limitaciones en aromáticos
ü Habilidad de producir grandes concentraciones de arena
ü Producción de pozos con alto porcentaje de agua y altas producciones brutas, asociadas a proyectos avanzados de recuperación secundaria (por inyección de agua)
ü Habilidad para tolerar altos porcentajes de gas libre (no se bloquea)
ü Ausencia de válvulas o partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles
ü Muy buena resistencia a la abrasión
ü Bajos costos de inversión inicial y de energía.
ü Instalación y operación simple, bajo mantenimiento.
ü Bajo nivel de ruido
ü Su muy limitado espacio sobre la superficie lo hace disponible para múltiples localizaciones y plataforma costa afuera.
§ Desventajas:
ü Tasa de producción limitada (máximo 3000 BDP)
ü Levantamiento limitado (máximo 7000 pies)
ü Resistencia a la temperatura limitada (máximo 330ºF con elastomeros especiales)
ü Tendencia del estator a daño cuando la bomba trabaja en seco por periodos de tiempo relativamente cortos.
ü Alta sensibilidad a los fluidos producidos (los elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por periodos prolongados de tiempo).
Gradiente de presión y temperatura
El gradiente geotérmico no es un valor constante puesto que depende de las características físicas que presente el material en cada punto del interior del planeta, es decir, de las condiciones geológicas locales algunas de las cuales son: la relación presión con temperatura, la composición química y las reacciones que se produzcan, la existencia de material radiactivo, la presencia de movimientos convectivos y rozamientos, y un largo etcétera.
En la corteza terrestre el gradiente geotérmico promedio es de 30ºC/km, lo que supone aumento de 1ºC cada 30 metros de descenso. Los valores normales se encuentran en el rango 10 a 60 ºC/km pero se han medido grandientes de hasta 200 ºC/km.
Los gradientes medidos en regiones no orogénicas mediante minas y sondeos profundos, oscilan entre 10 y 60ºC/km (normalmente suele darse el gradiente tipo de 25ºC/km). Si se mantiene en profundidad este gradiente superficial a profundidades de 25 km (~1.2 GPa) se alcanzarían temperaturas de fusión parcial de una roca granítica, 625ºC, y a 52 km (~1.6 GPa) las propias para fundir una peridotita, 1300ºC.
Gradiente de Presión. Matemáticamente, vector perpendicular a la isobara o a la superficie isobárica y dirigido hacia valores bajos de presión. Diferencia de presión entre dos puntos.
Gradiente de Temperatura. La razón del cambio de la temperatura por unidad de distancia, muy comúnmente referido con respecto a la altura. Se tienen dos gradientes, el adiabático de 10.0° C/Km (en aire seco) y el pseudoadiabático (aire húmedo) es 6.5° C/Km.
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