Técnicas de Producción - ECOPETROL.pdf

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TÉCNICAS DE PRODUCCIÓN

Gerencia Técnica de Producción

PROGRAMA DE INDUCCIÓN GENERAL DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Bogotá D.C., Julio del 2004


AGENDA

Introducción

Generalidades

Conceptos Básicos de Producción

Generalidades del Yacimiento

Generalidades de los Fluidos

Tecnologías de Producción

Estimulación de los yacimientos

Operaciones de Reacondicionamiento

Operaciones Off-shore

Reservas Mundiales de Petróleo y Gas

Producción Mundial de Petróleo y Gas

• Producción de Petróleo de la OPEP

• Reservas de Petróleo de la OPEP


CON EL PASO DEL TIEMPO VINIERON LOS

PROCESOS DE SEDIMENTACIÓN

AFECTADOS POR LOS FUERTES CAMBIOS

DE TEMPERATURA Y PRESIÓN

PRODUCIENDO NUMEROSAS REACCIONES

QUIMICAS EN LA TIERRA

INTRODUCCIÓN

SEGÚN LA TEORÍA ORGANICA HACE MILLONES DE AÑOS, SERES VIVOS ENTRE

MICROORGANISMOS, ANIMALES Y PLANTAS ORIGINARON LOS DEPOSITOS DE PETRÓLEO

LO QUE FINALMENTE FORMÓ LAS CUENCAS PRODUCTORAS DE

HIDROCARBUROS EN DIFERENTES LUGARES DEL PLANETA


INTRODUCCIÓN

El petróleo ha sido desde su descubrimiento el recurso no renovable mas

buscado por el hombre, convirtiendose en la principal fuente de energía y

motor para el desarrollo de la humanidad.

El hombre ha venido desarrollando diferentes tecnologías que le permitan

obtener un mayor éxito durante todas las etapas del proceso de obtención de

los hidrocarburos.

La Industria Petrolera se divide en las siguientes Cinco grandes etapas:

• EXPLORACIÓN

• PERFORACIÓN

• EXPLOTACIÓN

• TRANSPORTE

• REFINACIÓN


EXPLORACIÓN

PERFORACIÓN

EXPLOTACIÓN

TRANSPORTE

REFINACIÓN

ETAPAS DE LA

INSDUSTRIA DEL

PETRÓLEO

Conjunto de métodos geológico, geofísicos y

geoquímicos que determinan la comerciabilidad

de un yacimiento petrolífero.

Operaciones a través de las cuales se interviene

la roca almacenadora de hidrocarburos, en

conjunto se realizan los trabajos de

cementación, cañoneo y terminación del pozo.

Extracción y tratamiento de los fluidos del

yacimiento, minimizando el impacto ambiental y

obteniendo el mayor beneficio económico.

Entrega bajo las condiciones técnicas y

ambientales, de grandes volúmenes de

hidrocaburos listos para su procesamiento.

Separación química de los componentes del

petróleo y posterior transformación en nuevos

productos.

GENERALIDADES


GENERALIDADES

La explotación de un yacimiento

petrolífero se lleva a cabo a través de la

perforación de pozos de desarrollo, que

permitan aumentar la tasa de producción

de hidrocarburos y de igual forma lograr

un retorno de la inversión en menor

tiempo.

Explotación


CONCEPTOS BÁSICOS DE PRODUCCIÓN

La Teoría orgánica que es la mas aceptada sostiene que la materia orgánica

fue recubierta por sedimentos y a través del paso del tiempo esta fue sometida

a esfuerzos, temperatura y presión que permitieron la transformación de la

materia orgánica en Kerógeno que está principalmente constituído por Carbón,

Hidrógeno y Oxígeno; y posteriormente este Kerógeno se convirtió en

petróleo.

La concentración y tipo de kerógenos presentes en la roca de madre, (shale)

determinan la cantidad, la calidad y variedad de los hidrocarburos formados a

partir de él. Para definir los tipos de kerógenos se analizan los tres mayores

constituyentes: Carbón, Hidrógeno y Oxígeno.

Origen del Petróleo


Tipos de Petróleo, según composición

Las series de hidrocarburos más conocidas son: los parafínicos, olefínicos,

nafténicos y aromáticos.

Los PARAFÍNICOS están caracterizados por su gran estabilidad. Los

hidrocarburos más livianos de esta serie están presentes en la mayoría de los

petróleos crudos y constituyen el gas natural, conformado por el metano hasta

el heptano y más pesados.

Los OLEFÍNICOS son compuestos insaturados de dobles enlaces que

fácilmente reaccionan con muchos compuestos. Los más livianos ( etileno,

propileno, butileno ) son difícil encontrarlos en el petróleo liviano pero sí en los

más pesados.

Los componentes de la serie NAFTÉNICA son de anillo, cíclicos, saturados,

por ejemplo el ciclo hexano. También son hallados en muchos petróleos

crudos.

Los AROMÁTICOS ó series bencénicas son cíclicos, de anillo, no saturados,

químicamente muy activos. Se oxidan fácilmente.


Según Gravedad API

5.1315.141

O

API

LIVIANOMEDIANOPESADO

17 27GRAVEDAD API

TIPO DE CRUDO


GENERALIDADES DEL YACIMIENTO

La porosidad es el volumen de espacio vacío en la roca y define la capacidad

de almacenamiento de fluidos, varia de acuerdo al mecanismo de depositación

al cual fue sometida la formación y se ve afectada por el tamaño y forma del

grano.

Porosidad Absoluta: Es la porosidad total de una roca sin tener en cuenta las

conexiones entre los espacios porosos.

Porosidad Efectiva: Es aquella en la cual los poros están interconectados.

Porosidad ()

100*_

_

TotalVolumen

porosoVolumen

0-5% Despreciable

5-10% Pobre

10-15% Regular

15-20% Buena

20-40% Excelente


Permeabilidad (K)

La permeabilidad es la habilidad de la formación para permitir el flujo de fluidos.

K Absoluta: Cuando existe una sola fase la cual satura 100% del medio poroso.

K Efectiva: Cuando existe más de una fase en el medio poroso que fluyen

simultaneamente.

K Relativa: Es la relación existente entre la anteriores permeabilidades.

P

l

A

QmDK oo

o

)( Ec. de Darcy

K<50 50<K<250 K>250

abs

efectiva

rK

KK


Saturación de Fluidos

Granos de arena de la formación

Espacio poroso

Petróleo

Saturación es el volumen de espacio poroso de la roca ocupado por cada uno

de los fluidos que existen en el yacimiento.

100*_

_

PorosoVolumen

tróleoOcupadoxPeVolumenSo

gwo SSS 1


Presión de Burbuja T=Cte

Presión a la cual se produce la primer burbuja de gas, en un líquido.

Presión a la cual se produce la primer gota de liquido, en un gas.

Punto de Rocío T=Cte

°F Temperatura

Línea del punto de rocío

PSI - Presión

C

Línea del punto de burbuja

V=0.

6V=0.5

V=0.7

GAS

LIQ.

GENERALIDADES DE LOS FLUIDOS


La viscosidad es una medida de la resistencia del fluido a fluir y depende de

varios factores tales como la presión, la temperatura, la composición del aceite

y la cantidad de gas disuelto.

Pi > Pb La viscosidad del petróleo saturado con gas a una temperatura

constante decrecerá a medida que se disminuye la presión desde la inicial

hasta el punto de burbuja.

Pi < Pb Por debajo de Pb, la viscosidad se incrementará a medida que

el gas sale de solución, dejando a las moléculas más pesadas en la fase

líquida.

Viscosidad ()

P (PSI)Pb Pi

(CP)


Solubilidad del Gas (Rs)

La solubilidad del gas es la cantidad de gas que se encuentra en solución en el

aceite a determinadas condiciones de presión y temperatura.

A Temperatura constante: Si la Presión Rs

A Presión Constante: Si la Temperatura Rs

Si la Similitud de la Composición Gas/Aceite Rs

P (PSI)Pb Pi

Rs (SCF/BF)

Comportamiento de Rs en yacimientos Subsaturados.


Factor Volumétrico (o)

El o es el volumen en barriles que una cantidad de líquido a Condiciones

Estándar ocupa en el yacimiento con el gas disuelto que puede retener el

petróleo a esta presión.

SuperficieCondoil

YacCondoil

Vol

soluciónenGasVol

BF

Bl

.

._.

0.

__.

o (Bl/BF)

P (PSI)Pb Pi

Comportamiento de o en yacimientos Subsaturados.


Relación Aceite-Agua WOR

Esta relación del agua y aceite producido, variará de acuerdo al valor de la

Saturación de Agua (Sw).

Mientras más viscoso sea le petróleo más rápidamente se incrementará la

WOR en términos de producción acumulativa del pozo.

WOR (Bl/Bl)

Producción Acumulativa, Bl


Relación Gas-Aceite GOR

El GOR producido disminuye uniformemente al aumentar la producción

acumulativa, hasta que la saturación de gas libre en la formación alcanza el

valor crítico. A medida que aumenta la saturación de gas, la relación gas-

aceite (GOR) aumenta.

GOR (SCF/Bl)

Producción Acumulativa, Bl

GOR (SCF/Bl)

Tiempo


Efecto de Daño (S)

Se define como una diferencia de presión adicional causada por

desviaciones del comportamiento ideal del flujo radial, ya que la

transmisión de presión no se hace uniforme a través del yacimiento, a

causa de las heterogeneidades que se presentan en la zona que

circunda el pozo.

El P a través de la zona de daño o SKIN es la diferencia entre la

presión actual del pozo fluyendo y la presión que se vería si el pozo no

estuviera dañado.


Orígenes del Skin

Daño de formación.

Invasión de Fluidos de Perforación.

Hinchamiento de arcillas.

Torta de Lodo y/o cemento.

Precipitación por algas o bacterias.

Empaquetamientos con grava.

Densidad de tiros/pie en el cañoneo.

Fracturas naturales.

Fracturas hidráulicas.

Pozos desviados u horizontales.

Presión

P = Caída de Presión por Factor SkinSkin

Perfil Presión sin Daño

Reservoir

rw

rdPresión Estática del Yacimiento

Perfil Presión con Daño

Radio


TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN

Un pozo puede fluir a superficie si la cantidad de energía requerida por el

sistema de producción completo es igual a la que puede suministrar el

yacimiento.

Es una relación que modela el comportamiento del influjo del pozo, es decir la

capacidad de aporte de fluidos desde la formación hacia el pozo.

El IPR es una relación entre el caudal del influjo al pozo (q) y la presión de

fondo del pozo fluyente.

Donde

J: Indice de Productividad

q: Caudal

Pwf: Presión del Pozo Fluyendo

P: Presión Promedio

wfPP

qJ

Indice de Productividad


TIPOS DE RECOBRO

RECOBRO PRIMARIO

Se lleva a cabo cuando el yacimiento aporta toda la energía necesaria para

que los fluidos del yacimiento lleguen hasta superficie. La energía del

yacimiento está asociada con el tipo de empuje que posee.

Ver Tipos de Empuje

RECOBRO SECUNDARIO

Es aquel en el cual se mantiene la presión utilizando la intervención de la

ingeniería para optimizar el factor de recobro por encima de lo que permite la

energía natural del yacimiento.

Ver Sistemas de Levantamiento

RECOBRO TERCIARIO

Se usa en yacimientos depletados, con bajas presiones y bajos factores de

recobro, en los cuales se emplea la ingeniería para diseñar mecanismos no

convencionales que permitan aumentar la producción y que a su vez sea

económicamente viable. Como ejemplos de recobro terciario están la inyección

de CO2, de Polímeros, bacterias o microorganismos, Combustión In Situ, etc.


Tipos de Empuje

GAS EN SOLUCIÓN

• Rápida declinación de presión.

• Poca o nula producción de agua.

• Formación de una capa secundaria de gas.

SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL

• Rápida declinación de presión,dependiendo del mantenimiento del gas.

• Poca o nula producción de agua.

• Formación de una capa secundaria de gas.

EMPUJE HIDROSTÁTICO

• Declinación lenta de la presión.

• El volumen del yacimiento por la intrusión de agua.

• Presión de fondo relacionada con la entrada de agua y el vaciamiento del yacimiento.


SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO

En la producción de un yacimiento no siempre se obtienen las tasas de flujo

deseadas. A raíz de esto, a medida que se desarrolla el campo se piensa en

usar sistemas de levantamiento artificial que nos permitan obtener tasas de

flujo óptimas para hacer rentables las operaciones.

De acuerdo a las características del yacimiento y del fluido que se quiere

producir se puede pensar en usar uno u otro sistema de levantamiento

artificial.

SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

SISTEMAS DE TRATAMIENTO EN SUPERFICIE


Regímenes de Flujo Multifásico

Flujo de BurbujasFlujo de baches Flujo de Anular Flujo de Niebla

Punto de Operación

CAUDAL (MSCF/DÍA)

PR

ES

IÓN

NO

DO

(P

-p

si)

Outflow

Inflow

Presión de Operación

Caudal


Análisis Nodal

Gas

Líquido

Nodo Separador

Choque Superficie

Nodo Yacimiento

(Límites)

Nodo Cabeza del

pozo

Nodo en Pozo

Nodo Yacimiento

(Cara del pozo)

SSSV

Restricción en el pozo


Producción Nacional a Junio 2004

SUPERINTENDENCIA APIAY

66.333 BPD

ASOCIACIÓN ORIENTE

162.444 BPD

ASOCIACION OCCIDENTE

54.771 BPD

GCO

30.488 BPD

GAM

17.645 BPD

ASOCIACIÓN PIEDEMONTE

171.544 BPD

GSU

9.066 BPD


SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO

LEVANTAMIENTO

HIDRÁULICO

GAS

LIFT

BOMBEO

MECÁNICO BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE

CAVIDADES

PROGRESIVAS


Sistema de Bombeo Mecánico

El sistema de Bombeo Mecánico está

compuesto por:

– Equipo de Superficie (Unidad de

Bombeo)

– Motor

– Varillas

– Bomba de Subsuelo


Unidad de Bombeo

La función de la unidad de bombeo es convertir el movimiento rotatorio del

motor principal en movimiento ascendente y descendente de la sarta de

varillas. Este movimiento es denominado recorrido.

La Unidad de Bombeo está compuesta por:

Caja Reductora (Gear Reducer)

Contrapesos (Counterweight)

La Energía de los Colombianos www.ecopetrol.com.co 34PARTES DE UNIDAD DE BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL

CAJA REDUCTORA

CONTRAPESO

COJINETE CENTRAL


SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO

El Instituto Americano identifica de acuerdo con la geometría y forma de la

estructura, tres clases de unidades de bombeo mecánico: Convencional,

Neumático, Mark II. De la misma manera el API ha desarrollado un método

estándar para la descripción de las unidades de bombeo.

TIPO DE UNIDAD

C: Convencional

A: Balanceadas por aire

B: Con contrapeso en el balancín

M: Mark II

RM: Reverse Mark

Máxima carga de

diseño estructural en

cientos de libras.

Máximo Recorrido en

pulgadas.

Máximo torque en la caja reductora

en miles pulg-lbs. Se le adiciona la

letra D si la caja tiene doble

reducción.

C - 320 - 256 - 100


Clasificación de Sistemas de Bombeo Mecánico

TIPO DE UNIDAD CLASE PUNTO DE APOYO MECANISMO CONTRABAL.

CONVENCIONAL CLASE IPUNTO MEDIO DEL

BALANCÍNPOR CONTRAPESO

UNID. NEUMATICA CLASE IIEXTREMO DELANTERO

DEL BALANCÍNPOR AIRE

UNID. MARK II CLASE IIEXTREMO TRASERO

DEL BALANCÍNPOR CONTRAPESO

TIPO DE UNIDAD LONGITUD DE CARRERA CAJA REDUCTORA

CONVENCIONAL 12 a 192 pulg. 25.000 - 912.000 pulg-lb.

NEUMATICA 64 a 300 pulg. 114.000 - 3’648.000 pulg-lbs

MARK II 64 a 216 pulg. 114000 - 1’280.000 pulg-lb.


Unidades Convencionales

VENTAJAS

• Bajo costo de mantenimiento

(repuestos de fácil consecución).

• Velocidad de bombeo mas rápida que

las unidades Mark II

• Requiere menor contrapesos que las

Mark II.

DESVENTAJAS

• No es tan eficiente como las unidades Mark II u otro tipo de unidades.

• Requiere en proporción una caja reductora mas grande que otros tipos

de unidades de bombeo, especialmente con varillas de acero.

• Las unidades Reverse Mark, son de geometría convencional, pero la

caja reductora tiene la capacidad de reducir los requerimientos de

torque y potencia, llevando con esto en muchos casos a disminuir el

tamaño del motor requerido.


Unidades Neumáticas

VENTAJAS

• Es más compacta y fácil de balancear

que otras unidades.

• Tiene mayores aplicaciones,

particularmente para el bombeo‘ profundo y bombeo de altos volúmenes con carreras largas y bombeo

de crudo pesado.

• Viene en tamaños mas grandes que otro tipo de unidades.

DESVENTAJAS

• Es mas compleja y requiere mayor mantenimiento (compresor de

aire, cilindro de aire).

• La condensación de agua en el cilindro causa problemas de corrosión,

desgaste y fugas.

• La perdida de presión de aire en el cilindro ocasiona daños en la caja

reductora.


Unidades Mark II

VENTAJAS

• Tiene torques más bajos cuando se

usan varillas de acero, comparado con

la unidad convencional.

• Cuesta entre 5 y 10% menos,

comparada con la unidad

convencional de mayor tamaño.

• Es mas eficiente que las unidades convencionales.

DESVENTAJAS

• En muchas aplicaciones, no puede bombear tan rápido como la unidad

convencional porque la rápida velocidad de la carrera descendente causa

problemas de rompimiento de varillas.

• Causa daño a las varillas y a la bomba en caso de golpe de fluido.

• Somete el fondo de la sarta de varillas a compresión severa, lo que causa fallas

por pandeo.


Motor

La función del motor es suministrar la energía que el sistema de bombeo

necesita para moverse. La potencia del motor depende de la profundidad de la

bomba, nivel de fluido, de la velocidad de bombeo y del balanceo de la unidad y

demás características propias del pozo.

Hay dos tipos de motores usados principalmente:

Motores eléctricos

Motores de combustión interna


Varillas

La sarta de varillas conecta la bomba

de subsuelo con la varilla pulida, su

principal función es transmitir el

movimiento reciprocante de la varilla

pulida a la bomba.


Las partes básicas de la bomba de

subsuelo son simples, pero

construidas con una gran precisión

para asegurar su intercambiabilidad

y eficiencia.

Estas partes son:

– Barril

– Pistón

– Válvula viajera

– Válvula fija

Bombas de Subsuelo


20-125-R H B C-10-4-2Diámetro de la tubería

15= 1.9” OD

20= 2-3/8” OD

25= 2-7/8” OD

30= 3-1/2” OD

Diámetro ID de la bomba

125= 1-1/4”

150= 1-1/2”

175= 1-3/4”

200= 2”

225= 2-1/4”

250= 2-1/2”

275= 2-3/4”

Tipo de barril para pistón metálico

H= de pared gruesa

W= de pared delgada

Tipo de barril para pistón soft packed

S= de pared delgada

p= de pared gruesa

Longitud total de las

extensiones en pies

Longitud nominal del

pistón en pies

Longitud del barril en

pies

Tipo de anclaje

C = Copas

M = Metálico

Localización del

anclaje

A = en el Tope

B = en el fondo

Tipo de bomba

R = Inserta

T = Tubería

El API ha desarrollado un método para la designación de las bombas de subsuelo.


Tipo de Bombas de Subsuelo

TP

TH

RWA

RHA

Bombas de Tubería: son aquellas en las

cuales el barril forma parte integral de la

tubería. Esta varilla está conectada al fondo

de la tubería y corre con la sarta de la tubería

de producción.

Bombas de Varilla: Es un ensamble

completo de bombeo que va dentro del pozo,

sobre la sarta de varillas. Sólo el niple de

asentamiento va con la sarta de la tubería de

producción a la profundidad de bombeo

deseada.


SISTEMA DE BOMBEO MECÁNICO

VENTAJAS

• Diseño del sistema relativamente

simple.

• Unidades fáciles de cambiar a

otros pozos con costo mínimo.

• Eficientes ,simples y fáciles de

operar en campo.

• Utilizable en Slimholes y

completamientos múltiples.

• Trat. De scale y corrosión fáciles

de realizar.

• Puede utilizar bajas presiones para

su bombeo.

• Flexible, puede semejar la rata de

desplazamiento a la capacidad del

pozo a medida que este declina.

• Puede levantar petróleo con altas

viscosidades y temperaturas.

DESVENTAJAS

• No apto para locaciones urbanas.

• Pesado y voluminoso en

operaciones Offshore.

• Susceptible a las parafinas.

• El tubing no puede ser revestido

internamente para prevenir la

corrosión.

• Alta producción de sólidos.

• En pozos de gas se obtienen bajas

eficiencias volumétricas.

• Limite de profundidad, debido a la

capacidad de las varillas

principalmente.

Demo Bombeo Mecánico


SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Variador

Transformador

Eléctrico

Cable de Potencia,

provee de electricidad al

motor.

Separador de Gas,

conduce el gas libre

producido por el anular.

Intake de la Bomba,

Entrada de los fluidos.

Motor de la Bomba.

Bomba Multietapas,

El No. de etapas depende de

la presión requerida.

Gas

Protector del Motor,

Aisla el motor de los fluidos

del pozo.

Sensor de Fondo,

Envía a superficie señales de

presión y temperatura.

Perforaciones.

Fluidos Producidos

El bombeo electrosumergible extrae el

fluido de la formación a la superficie

mediante la acción rotacional de una

bomba centrífuga de multiples etapas

sumergidas en el pozo y accionada

por energía eléctrica que es

suministrada desde superficie.

Este método de levantamiento es

considerado efectivo y económico

para producir grandes cantidades de

fluido de medianas a grandes

profundidades de pozo bajo variadas

condiciones.


Bombeo Electrosumergible

El sistema de bombeo electrosumergible esta compuesto por:

Equipo de fondo:

• El cable de potencia,

• Motor

• Sello

• Bomba

• Separador de gas.

Equipo superficie:

• Un Transformador Reductor (SDT)

• Controlador del Motor

• Transformador Elevador (SUT)

• Caja de Venteo

• Cabezal del pozo.


Equipo de Fondo BES

MOTOR

Está diseñado de acuerdo a los requerimientos de potencia de

cada etapa, el gradiente de fluido y la cabeza total dinámica a

levantar.

Estos motores son llenados con un aceite mineral altamente

refinado y con alta resistencia dieléctrica.

Los voltajes de diseño y operación de éstos motores pueden

ser tan bajos como 230 voltios o tan altos como 4000 voltios.

Los requerimientos de amperaje pueden ir desde 17 hasta 110

amperios, la potencia requerida es alcanzada al alargar o

incrementar la longitud del motor.


Motor de Fondo BES

El motor de inducción está conformado por: Estator Bobinado, Rotor Jaula de

Ardilla, Eje, Rodamientos y Carcaza.

El campo magnético del estator, induce una corriente en las barras de cobre de

la jaula de ardilla del rotor.

Estas corrientes producen un campo magnético que se repele con el campo

del estator provocando el giro del rotor.


Sello o Protector

Las principales funciones del sello son:

– Permitir la expansión del aceite dieléctrico del motor.

– Igualar las presiones del anular con la del aceite del

motor.

– Mantiene la igualación de presiones entre el interior

del motor y el espacio anular del pozo.

– Soporta el esfuerzo axial debido a la presión de

descarga de la bomba


Separador de Gas BES

El separador de gas conecta el protector o sello y la bomba,

permitiendo la producción de pozos con alto GOR (mayor o

igual al 200 PCS/Bbl) ya que reduce la cantidad de gas libre al

pasar por la bomba.

VENTAJAS

– Previene la cavitación a altas tazas de flujo.

– Evita las fluctuaciones de carga del motor debido a los

ciclos causados por la interferencia de gas severo.

– Aumenta la vida del pozo con un exclusivo diseño de

rotor cubierto


Bomba de Subsuelo BES

El número y tipo de etapas

son determinados de acuerdo

a la producción deseada y a

la cabeza total por levantar.

Las bombas electrosumergibles son centrífugas multietapas. cada etapa

consta de un rotor o impulsor rotativo y de un estator o difusor

estacionario y permite bombear un caudal determinado de fluido.

DIFUSOR

IMPULSOR


Cable de Potencia

La potencia es transmitida al

motor electrosumergible por una

línea de cable eléctrico trifásico

que va adherido a la tubería de

producción, éste cable debe ser

pequeño en diámetro.

Existen dos clases de cable redondo y plano.

De configuración redonda se usa cuando hay suficiente espacio anular y el

cable de configuración plana se debe utilizar cuando hay limites de espacio

anular, sin embargo.


BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

VENTAJAS

• Eficiencia del 50% para pozos con

altas ratas 100 a 30000BPD

• Maneja altos cortes de agua

• Depth >7500ft

• Aplicable a pozos desviados

• Aplicables costa afuera

VENTAJAS

• Pobre manejo del gas

• No se aconseja para caudales bajos

• Limitado por el tamaño del casing

• Para resolver daños en la unidad se

debe realizar un servicio al pozo

Demo Bombeo Electrosumergible


BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE


SISTEMA DE GAS LIFT

En este sistema el gas bajo presión entra a la

columna de petróleo, reduce su densidad y

ejerce presión para elevarla hasta la

superficie.

El gas se introduce desde alguna fuente

externa (aplicable cuando sea disponible gas

a alta presión) bajo condiciones controladas.

Específicamente, el gas entra a la tubería por

medio de válvulas de extracción instaladas

para este fin.

INYECCIÓN DE GAS

PRODUCCIÓN

DE GAS Y

ACEITE

MANDRIL

VALVULA

PERFORACIONESFLUIDOS DE

PRODUCCIÓN


Sistemas de Gas Lift

FLUJO CONTINUO

Generalmente se prefiere el flujo continuo siempre y cuando el

pozo tenga la capacidad productora para aguantarlo.

FLUJO INTERMITENTE

Cuando las características productivas del pozo no permiten el

flujo continuo se instala un sistema intermitente de extracción

por gas.

Válvula Piloto


SISTEMA DE GAS LIFT

VENTAJAS

• Es recomendable en pozos

altamente desviados, que producen

arena y tienen alto GOR,

• Las válvulas pueden ser

remplazadas sin necesidad de

matar el pozo o de sacar el tubing.

• El equipo de pozo es relativamente

económico y los costos de

operación son menores

• Puede instalarse en el pozo hasta

10000 pies o más.

• Opera bajo un amplio margen de

tasas de producción sin necesidad

de cambios en el equipo de

subsuelo.

DESVENTAJAS

• Cuando existe alto espaciamiento

de pozos.

• Cuando hay poco espacio

disponible para los compresores en

plataformas.

• No es recomendable en campos

con pocos pozos.

• Otras limitaciones son cuando se

tiene un casing muy viejo, gas ácido

y pequeños ID en las líneas de flujo.

Demo Sistema Gas Lift


SISTEMA DE GAS LIFT


SISTEMA DE CAVIDADES PROGRESIVAS

Estas bombas se basan en un

desplazamiento rotatorio de fluidos, el

sistema en espiral consiste en un rotor

que gira excentricamente con un estator

estacionario, formando cavidades

progresivas que con su movimiento

rotatorio llevan el fluido a superficie.

El rotor gira por efecto de una serie de

varillas conectadas a un motor en

superficie

Cuando una cavidad abre, la cavidad

opuesta se cierra exactamente a la misma

rata. Debido a ello se obtiene un flujo

constante no pulsante.

Motor Eléctrico

Varillas

Tubing

Casing

Estator

Rotor



VENTAJAS

• Bombeo uniforme, no pulsante.

• Capaz de levantar fluidos desde

livianos hasta pastosos y altamente

viscosos.

• Bajo capital de inversión.

• Bajo consumo de energía.

• No posee válvulas internas.

• Operación silenciosa del equipo.

• No crea emulsiones

• Producen hasta 1700BPD.

• Depth 4000ft.



DESVENTAJAS

• No aplicable en costa afuera

• Limitado solo a pozos someros

• Poco aplicable a pozos desviados

• Pobre manejo del gas

• No compatible con CO2 .

• Velocidad limitada para crudos pesados.

• Manejo de caudales pequeños.

• No es compatible con aromáticos.

Demo Bombeo Cavidades Progresivas


SISTEMA LEVANTAMIENTO HIDRÁULICO

Los sistemas hidráulicos transfieren

energía al fondo del pozo por medio

de la presurización de algún fluido

especial a través del tubing hasta una

bomba en subsuelo que les transfiere

energía.

.

Lo mas notable es el sistema de

flotación que le permite a la bomba ser

circulada dentro y fuera

hidráulicamente del pozo eliminando el

slickline u operaciones especiales

para cambiar la bomba

Fluido de Potencia

Bomba de Alta Presión

Casing

Fluido de Potencia

Tubing

Bomba de Fondo Tipo Jet/Pistón

Perforaciones

Fluidos de Producción


Arreglo de Bombas Hidráulica de Subsuelo

Bombas Fijas

Bombas Libres

FLUIDO DE FORMACIÓN

FLUIDO DE POTENCIA

FLUIDO DE PRODUCCIÓN


SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO

Ventajas

• No tiene partes móviles.

• Se puede utilizar un pozos

desviados.

• Permite levantar crudos pesados.

• Puede operar a diferentes tasas de

producción.

• Se puede calentar el fluido motriz.

• Se pueden inyectar químicos al

pozo.

• Operación sencilla

• Depth de 1000 a 18000ft

• Producción de 100 a 10000BPD

• Buen manejo de los fluidos viscosos

Desventajas

• Requiere de altas potencias

(HP).

• Cuando hay bajas presiones a la

entrada de la bomba, esta tiende

a la cavitación.

• El fluido motriz requiere limpieza

cuando se utilizan los fluidos de

la formación.

• No aplicable a completamientos

múltiples.

• manejo de arena <100ppm

Demo Bombeo Hidráulico


SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO


SISTEMA DE TRATAMIENTO EN SUPERFICIE

El sistema de tratamiento de crudo

comprende las siguientes etapas:

• RECOLECCIÓN

• SEPARACIÓN

• TRATAMIENTO

Crudo

Agua

Gas

• ALMACENAMIENTO

• TRANSPORTE

Separadores


Recolección

El manifold es el equipo que une la

línea de flujo del pozo con los

equipos de la batería de producción,

generalmente el separador general

y/o de prueba; también en algunos

casos existen conexiones para

derivar la producción directamente a

tanques u otros equipos del módulo

de producción (tanques de prueba,

gun barrel, etc.)

Manifold de Entrada - Estación Apiay


Separación

El petróleo proveniente de los

pozos es una mezcla de diferentes

componentes. Todos ellos con

diferentes densidades, presiones, y

otras características físicas.

Los separadores de producción

utiliza un procedimiento mecánico a

temperatura normal y pueden ser

bifásicos, trifásicos, verticales,

horizontales o esféricos.

Separación Primaria: Separadores

Separación Secundaria: Calentadores

Tratadores

Separadores


Separación

Durante la etapa de separación se disgrega la mezcla de hidrocarburos en sus

componentes básicos, petróleo, agua y gas. El proceso de separación es

afectado por la temperatura, presión, y densidad de los fluidos.

El Free Water Knockout o FWKO se usa en pozos con poco gas para remover

agua libre y arena.

Entrada

de Fluidos

Salida de Gas

Salida de Agua

Salida de

Petróleo

Del múltiple de producción

Sección para agua

Cámara de

petróleoZona de separación

Zona de Gas

Sección

entrada

Platina de

impacto


Calentadores

En el calentador la mezcla entra fría y sale caliente hacia un recipiente donde

se le permite estar en reposo para que las fases se separen; en el calentador

existe rompimiento de la emulsión pero no separación de fases.

Calentador


Tratadores

En un tratador térmico el calentamiento de emulsiones se hace en recipientes

que trabajan a presión, además del calentamineto en el tratador ocurre la

coalescencia y el asentamiento.

Un tratador electrostático es como cualquier otro tratador de emulsión, usa

calor y químicos para separar la emulsión. Sin embargo, este tratador también

hace uso de cargas eléctricas para ayudar a las gotas a combinarse entre sí,

para poder sedimentarse.

Tratador Electrostático


Tratamiento de Aceite

Los tanques de tratamiento tienen como principio el manejo del tiempo de

residencia del fluido en la vasija. De acuerdo al fluido que estén tratando

pueden ser Wash Tank, Skim Tank o Gun Barrels.

Los tanques en su interior según el diseño, poseen arreglos de bafles,

espirales, aspersores, canales de distribución, etc, que permiten una

mayor separación de los fluidos.

Sistema Tratamiento Castilla


Gun Barrel

El fluido de entrada a los tanques

generalmente han recibido

tratamiento químico y/o

calentamiento (si lo requiere),

facilitando el rompimiento de

emulsiones que vienen de la

separación, generalmente está

acompañado por una bota elevada,

la cual permite liberar el gas en

solución que contiene el fluido

entrante.


Skim Tank

Su mayor aplicabilidad los Skim

Tank está en sistemas en los

cuales el agua producida en los

campos petroleros requiere

inyectarse para programas de

recuperación secundaria, por que

ellos permiten un desnatado del

agua en sistema cerrado ( el

agua no está en contacto con el

medio ambiente ).

VALVULA DE

PRESION Y

VACIO

CAJA OIL

CAJA API

LSH

LSL

LCV

FILTRO

LC

PC

PRVMANOMETRO

PCV

GAS DE

COBERTU

RA

SALIDA

OIL

SALID

A

AGUA

ENTRADA

DE AGUA

FLAUTA

DISTRIBUCION AGUA

ACEITOSA

14”


Tratamiento de Gas

En las Estaciones de

Tratamiento de crudo se enfría y

deshidrata el flujo de gas

proveniente de los pozos y es

entrega a la correspondiente

Planta de Gas.

Mediante Torres de

Fraccionamiento se separan los

componentes livianos, medianos

y pesados del gas; obteniendo

como productos finales el gas

docimiliario, GNV, entre otros.

Sistema de Enfriamiento del Gas - Estación Apiay

Drum de Condensados (Sist. Enfriamiento Gas) -

Estación Suria


Tratamiento de Agua

El agua de producción de un campo

petrolero debe ser tratada antes de ser

dispuesta, según la Ley Colombiana.

Los Sistemas de Tratamiento pueden ser

abiertos o cerrados de acuerdo al grado de

exposición al oxigeno que se requiera y a la

disposición final.

Etapas del sistema de tratamiento de agua:

• Tratamiento Químico

• Separación

• Filtración

• Enfriamiento

• Aireación

Caño Quenane

Vertimiento de Estación Castilla II


Los químicos normalmente usados

son:

• Rompedor Inverso

• Antiespumante

• Clarificadores

• Inhibidores de Scale

• Inhibidores de Corrosión

• Biocidas,

• Secuestrantes de oxigeno

Sistema de Inyección de químicos

se realiza a través de bombas

dosificadoras de químicos, ubicadas

en un patín.

Tratamiento Químico del Agua

Punto de Inyección Salida Separador

Patín de Químicos-Estación Suria


Separación

En esta etapa los equipos mas

utilizados, de acuerdo a la cantidad

de aceite presente en el agua son:

– Separadores API

– Unidades Wemco

– Celdas de Flotación IGF

Su principal función es permitirle a las gotas de aceite que existen en la fase

continua de agua separarse de la fase de agua. El mecanismo de separación

por gravedad es el mas usado en la mayoría de los equipos debido a que se

cuenta con la fuerza de gravedad para separar y hacer que floten las gotas de

aceite de la fase continua de agua.

Separador API - Estación Apiay


Separador API

Su principio de operación se basa en el tiempo de asentamiento y la diferencia

de densidades del agua y del aceite.

El aceite forma una nata en la parte superior la cual es removida por medio de

un colector cilíndrico (Skimmer) que la envía al Sumidero. El agua limpia que

se asienta en la caja API y pasa a otra etapa del tratamiento.

La instalación de placas corrugadas mejora el tratamiento.

ENTRADA MEZCLA AGUA-

ACEITE

SECCION DE ENTRADA

SECCION DE SEPARACION

DISTRIBUIDOR DE FLUJO

AGUA

NATA DE OIL

BAFLE

SKIMMER

FLUJO

SALIDA DE AGUA


Unidades Wemco CPI

Este módulo esta compuesto por

placas de 3 dimensiones

hexagonales con inclinación de 60°.

La separación por diferencia de

densidades conduciendo el aceite

hacia la parte superior y los sólidos

suspendidos hacia la parte inferior,

es favorecida por la disposición de

especial del equipo.

Placas Paralelas de SeparaciónEmpaques

Recolección de Aceite

Recolección de Sólidos

Salida de Agua

Entradade Agua


Celdas de Flotación (IGF)

La Celda de Flotación por Gas Inducido

(Depurador) es utilizada para remover

aceite y sólidos suspendidos del agua.

Esto se logra al introducir burbujas de

aire finamente diseminadas dentro del

líquido, con un previo tratamiento

químico, el aceite contaminante y las

partículas de sólidos llegan a ser

adheridos a las burbujas de aire y son

llevados a la superficie del líquido para

ser removidos como un material flotante

por los Desnatadores de la Celda.

Sistema de Tratamiento de Agua Estación Castilla II

Celdas de Flotación por Gas Inducido


Filtración

El sistema de filtración está

compuesto por recipientes cerrados

y a presión que filtran los sólidos y

aceites contenidos en el agua.

Los lechos filtrantes mas comunes

son: arena, grava, antracita, carbón

activado, cascarilla de nuez, entre

otros.

La cáscara de nuez como lecho

filtrante es el mas utilizado en la

industria, son capaces de remover

aceites y grasa desde 40 — 60

ppm hasta menos de 3 ppm.

Entrada de Agua

Salida de Agua de Lavado

Agua Filtrada

Entrada Agua de Lavado


Lechos de Secado

Cuando el agua posee un alto

contenido de sólidos los cuales no

son convenientes retornarlos al

sistema los lechos de secado

facilitan su remoción en forma semi -

seca, en donde un lecho de arena y

grava los retienen.

Lecho de Secado - Estación Tocaria


Enfriamiento del Agua

La temperatura máxima de

vertimiento es 40°C, por lo tanto es

necesario la instalación de los

sistemas que se requieran para

cumplir con esta Norma.

Las torres de enfriamiento es uno

de los equipos usados para

enfriamiento del agua a través de

un mecanismo de atomización del

agua la cual por acción gravitacional

desciende.

Torres de Enfriamiento - Estación Castilla II


Sistemas de Aireación

El objetivo de esta etapa es reducir la

temperatura del agua de producción y

eliminar la posible trazas de grasas

presentes. Las piscinas de

estabilización y de aireación son los

sistemas mas utilizados en la

industria, en los cuales al entrar en

contacto el agua con el aire se reduce

la temperatura.

Piscinas de Estabilización - Castilla II

Piscinas de Aireación - Estación Suria


Disposición de Agua

Métodos de disposición de agua:

• Inyección de agua residual a formaciones no Productoras.

• Inyección en yacimientos como sistema de recobro secundario.

• Como refrigerante o agua de dilución en otros procesos del mismo campo.

• Vertimiento a corrientes de agua naturales.

Las Normas de Vertimiento están regladas de acuerdo al DECRETO 1594 de 1.984

"Reglamento sobre el uso del agua y residuos Sólidos" Art. 72-74 y 75.

Ecopetrol S.A. es catalogado como Usuario Nuevo, debido a que la solicitud y el

correspondiente vertimiento fue realizado, después de aprobado el Decreto en el

año 1984.


Normatividad Vertimiento Art. 72. Todo vertimiento a un cuerpo de agua deberá cumplir, por lo menos, con las siguientes normas:

REFERENCIA USUARIO EXISTENTE USUARIO NUEVO

pH 5 a 9 unidades 5 a 9 unidades

Temperatura 40º C 40º C

Material flotante Ausente Ausente

Grasas y aceites Remoción 80% en

carga

Remoción 80% en

carga

Sólidos suspendidos

domésticos ó industriales

Remoción 50% en

carga

Remoción 80% en

carga

Demanda bioquímica de

Oxígeno:

Para desechos

domésticos

Para desechos

industriales

Remoción 30% en

carga

Remoción 20% en

carga

Remoción 80% en

carga

Remoción 80% en

carga

Carga máxima permisible ( CMP ) de acuerdo con lo establecido en los artículos 74 y 75 del presente decreto. Parágrafo. De acuerdo con las características del cuerpo receptor y del vertimiento, la EMAR decidirá cuál ó cuáles de las normas de control de vertimiento señaladas en este artículo podrán excluirse.

Las concentraciones límites permitidas para algunos contaminantes típicos son:

SUSTANCIAS CONCENTRACION mg/L

Fenoles Totales 0.2

Mercurio total 0.02

Cromo hexavalente 0.5

Cobre disuelto 3.0

Plomo disuelto 0.5

Bario disuelto 5.0

Cianuros 1.0


Almacenamiento de Crudo

Los tanques de almacenamiento son

el equipo ó vasija atmosférica que se

encuentran al final en el tratamiento

de crudo.

Básicamente son cilindros en posición

vertical con aforo determinado por los

organismos de regulación del estado

( Ministerio de Minas ).

Una vez se drenan los tanques de

almacenamiento el crudo queda en

condiciones de ser fiscalizado,

analizado y bombeado por el

oleoducto a la refinería ó a la estación

de cargue, para su posterior

transporte en carrotanques a la

refinería o a puerto.


Tipos Tanques

Los tanques pueden ser:

CILÍNDRICOS

• De techo fijo

• De techo flotante

• De Membrana Flotante

Almacena productos que tengan una presión de vapor baja, de la presión es

igual a la atmosférica, para almacenar crudos con flash point mayores a 150°F.

Como: Combustoleos, Diesel, Queroseno, Gasolinas pesadas,Crudos

ESFÉRICOS

Se usan generalmente para almacenar productos con una presión de vapor

muy alta (25-200 psi).

Almacena propano, butano, amoniaco, hidrogeno, oxigeno y nitrógeno son

tanques herméticos


Fiscalización

La fiscalización es un conjunto de

medidas, verificaciones y controles que

permiten determinar, además de la

calidad del crudo, la cantidad y las

condiciones fisicoquímicas del mismo.

El Ministerio de Minas y Energía lleva

control sobre las medidas de los tanques

que almacenan crudo en todo el territorio

nacional.

Medidor de Flujo - Unidad LACT de Estación Reforma


Transporte de Crudo

El petróleo extraido se acostumbra

a transportar por carro-tanques y/o

barcazas. Los carro-tanques

transportan el petróleo hasta la red

del oleoducto y hasta las refinerías.

El transporte del crudo que se

exporta, por lo general se realiza en

buques.

Un oleoducto se construye mientras

que el nivel de las reservas y

producción justifique esta inversón.


VIT

VEP

TERCEROS

Ocensa

ODC

OAM(Hocol)

B.P.

Petrobras

.Ocensa

Petronorte

Omimex

Petrosantander

ACN

ECP CON

TERCEROS

Payoa

Dina

Orito

Tumaco

Yaguará

Santiago

Tibú

PayoaCaño Limón

Porvenir

Vasconia

Gualanday

Vasconia

Ayacucho

Apiay

Araguaney

COVEÑAS

Porvenir

TLU

CARTAGENARED NACIONAL DE OLEODUCTOS


Typical Results of Perforating Without Cleaning

CasingCement

Compacted Zone

Perforating Debris

MudFiltrate Zone

Virgin Formation

ESTIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

Son todos aquellos mecanismos utilizados para recuperar la

productividad de un pozo, modificando el modelo de flujo entre la matrix,

como consecuencia de los daños en los pozos ocurridos durante la

perforación, el completamiento y durante la vida productiva (squezes,

cañoneos, métodos de producción)

Los métodos mas usados para la estimulación son:

• Fracturamiento Hidráulico

• Fracturamiento Ácido


Estimulación de Pozos

Fracturamiento Hidráulico

Inyección de material soporte que

fractura el yacimiento formando

canales de flujo.

Fracturamiento Acido

Inyeccion de ácido que reaccionan

con los carbonatos de la formación

logrando una interconección de

canales de flujo para aumentar la

permeabilidad.

Pozo


OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO

Las operaciones de reacondicionamiento

mas frecuentes son:

• Cementación

• Aislamiento (Sentada de Tapones)

• Cañoneo

• Cambio de Completamientos

• Operaciones con Coiled Tubing

• Servicio de Pulling and Running

• Servicio de Reparación BES

• Toma de Registros


Cementación remedial

Los flujos de agua y gas no

deseados que se han originado a

partir malas cementaciones es

controlado con la cementación

remedial.

Gas

Oil

ConificaciónCanal entre

formación y

Casing

GOC

Canal entre

formación y Casing

Gas

Oil


Aislamiento de Zonas

Canal de

Flujo de AguaZona Aislada

Canales de flujo de agua, zonas

de gas no deseadas son algunos

de las zonas problemas que se

evitan a través del asentamiento

de tapones.


Cañoneo

Es la operación que establece

comunicación entre la formación

y el pozo una vez instalado el

casing.

Métodos

• Wireline

• Cañoneo a bala

• Tubing Conveyors

• Cortadores Mecánicos

• Jets Hidráulicos

Zona

Dañada

Cemento

Zona

compacta

da

Tunel

Perforado

Estable y

Limpio

Cañó

n

Derrumbe de

Perforación

Estado Mecánico pozo Castilla 15


Productora

No Productora

Productora

Las operaciones de re-cañoneo

se utilizan para iniciar la

producción de nuevas zonas o

aumentar la producción de

determinadas áreas, de igual

forma un éxito en el cañoneo

también evita la conificación de

zonas indeseables.

Re - Cañoneo

Estado Mecánico Castilla 7


Completamiento

Durante la vida productiva

del pozo se puede modificar

el completamiento de los

pozos de acuerdo a las

manifestaciones que se

vayan presentando.

Hueco Abierto

LinerComplet. Casing

Liner Ranurado

Con Grava

Estado Mecánico pozo Castilla 25H


Operaciones con Coiled Tubing

Coiled Tubing = Tubería de Acero

Flexible.

Facilita la operaciones de

reacondicionamiento al no requerir

mesa rotaria y tener menor equipo de

superficie.

Disminución en los tiempos de

operación.

Tiene mayor uso en los pozos de gas.


El Coiled Tubing es el sistema mas

utilizado operaciones costa afuera,

gracias a la facilidades que

proporciona en su instalacion.

De igual los sistema de

levantamiento artificial son aquellos

que poseen menor infraestructura en

superficie.

Operaciones Offshore

Equipo de Bombeo Electrosumergible - Offshore

Equipo de Coiled Tubing en plataforma.

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