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Sistemas Artificiales No Convencionales
Argenis González Gómez
Ingeniero Petrolero 7°Q
Noviembre, 2015
Contenido
Sistemas Artificiales No Convencionales
Tipos de Sistemas artificiales no convencionales
Sarta de Velocidad
Tubería Capilar
Barras Espumantes
Válvula Motora
Mejorador de Patrón de flujo tipo Venturi
Compresores a boca de pozo
Émbolo Viajero
Conclusiones
Referencias
Sistemas Artificiales No Convencionales
En los pozos de aceite, a medida que el yacimiento pierde energía, es necesario auxiliar la producción con
sistemas artificiales. Estos sistemas son llamados sistemas convencionales de producción, y utilizan
acciones de bombeo o pistoneo para lograr hacer fluir los líquidos a superficie. Estos sistemas se instalan en
pozos donde se producen hidrocarburos líquidos (a veces mezclados con gas natural), y es así porque el
aceite necesita ayuda para fluir desde el yacimiento a superficie. En pozos de gas es otra historia distinta; el
gas natural, al ser menos denso que el aire de la atmosfera, tiende a fluir por su cuenta hacia superficie,
llegando sin ayuda hacia la boca de pozo. Sin embargo, esta situación se complica al tener pozos productores
de agua. El agua que entra por los intervalos productores hacia el pozo no fluye sola hasta superficie, y se
queda estancada en el fondo. A medida de que la columna de líquido se hace más larga, la producción de gas
disminuye, ya que el gas no tiene la fuerza para fluir a través de la columna de líquido. Esto tarde o temprano
conllevara a la cero producción de gas en el pozo (imagen del fondo de la pagina). Para evitar que se llegue a
esta etapa no fluyente, existen sistemas artificiales diseñados especialmente para lidiar con la problemática
de la carga de líquidos, son los llamados Sistemas Artificiales de Producción No Convencionales. Su
funcionamiento se dedica a la disminución de la carga de líquidos dentro del pozo, para permitir el flujo de gas
hacia superficie.
Tipos de Sistemas Artificiales No convencionales.
Los métodos existentes para disminuir la carga de líquidos son los siguientes:
Sarta de velocidad
Reactivo espumantes
i) Inyección por tubería capilar
ii) Barras espumantes
Válvula Motora
Mejorador de Patrón de flujo tipo Venturi
Compresores a boca de pozo
Émbolo Viajero
Sarta de velocidad
La sarta de velocidad es una tubería de diámetro reducido, para lograr aumentar la velocidad del gas y que
éste pueda vencer el peso de la carga de líquido y ascender a superficie. Para entender el funcionamiento de
la sarta de velocidad primero tenemos que definir dos conceptos fundamentales: el gasto y velocidad críticos.
La Velocidad Crítica se define como la velocidad mínima que el gas debe tener para elevar la gota más
pesada de líquido desde el fondo hasta superficie.
El Gasto crítico se define como el gasto mínimo necesario para que se necesite
para elevar la gota más pesada de líquido desde el fondo hasta superficie. Esto
es, el gasto necesario para alcanzar la velocidad crítica
Funcionamiento
Para remover y arrastrar todas las gotas de líquido presentes en la corriente de
gas, se debe calcular primero la velocidad crítica que se requiere para garantizar
la descarga de la gota más grande que pueda existir en esa corriente de gas, y
esto se hace disminuyendo diámetros de tubería
Una velocidad a través de una tubería, puede aumentarse disminuyendo el
diámetro del conducto. Las sartas de velocidad tienen diámetros de 2”, 1 , 1
, y hasta de 1 , por lo que el flujo de gas a través de estos diámetros será
mayor y se alcanzará la velocidad crítica. Se necesita hacer un análisis para
determinar el diámetro de la sarta de velocidad para poder alcanzar el gasto
crítico, y por lo tanto, la velocidad crítica.
Equipo necesario
La sarta puede ser, o bien un tubular de diámetro reducido instalado con un equipo de reparación de pozos, o
una tubería flexible, instalada con la unidad de tubería flexible. Sin embargo, una vez instalada, la sarta de
velocidad solo se conformara de la misma sarta dentro del pozo, sentada en su cabezal exclusivo.
Ventajas y desventajas
Ventajas Desventajas
Prolonga la vida productiva del pozo Costo elevado
Estabilizar condiciones de producción Puede presentar problemas de pesca
Incrementar Producción Se necesita equipo para la instalación
Descarga líquidos del fondo del pozo
Sarta de Velocidad instalada
Reactivos espumantes
Inyección de espumante con tubería capilar
Los espumantes son soluciones surfactantes se utilizan para inducir la formación de espumas que convierten
las columnas líquidas dentro del pozo, de longitud corta, en columnas espumosas de mayor longitud, lo que
permite que éstas alcancen la superficie y se descarguen parcial o totalmente. Este tipo de reactivos
espumantes, también llamados tenso-activos, puede introducirse al pozo en forma líquida o en forma solida.
La inyección de espumante con tubería capilar es en forma líquida.
Funcionamiento
En el sistema de inyección de reactivos líquidos por tubería capilar se tiene un tanque con el reactivo, el cual
se inyecta con una bomba a través de la sarta de tubería capilar (aunque también puede ser mediante tubería
flexible, o en espacio anular TP-TR), la inyección puede ser intermitente o continúa. Los reactivos líquidos
contienen surfactante en forma líquida que permite reducir la velocidad crítica del gas. Se pueden utilizar
además reactivos tales como inhibidores de incrustaciones, reductores de viscosidad, ácidos, etc.
El principio de este tipo de aplicación se basa en la instalación de una tubería capilar de acero inoxidable de
diámetro pequeño, mediante el cual se inyecta espumante en el fondo del pozo, con el objetivo de aligerar la
columna de líquido. La TC se instala en el punto más profundo de la tubería de producción, lo que genera una
restricción al flujo y provoca una expansión del gas, lo cual permite incrementar la velocidad de los fluidos, de
tal forma que se atomice todo el líquido presente en el pozo y se reduzcan sustancialmente las caídas de
presión por fricción.
Equipo necesario
Dentro del pozo, el único equipo necesario es la Tubería
Capilar que está ubicada hasta el extremo mas profundo
de la tubería de producción, inyectando reactivos
químicos. En superficie, el equipo necesario para
almacenar el reactivo y proporcionar la energía de
bombeo son por lo general dos tanques con capacidades
de 200 litros cada uno. Una bomba con su respectiva
fuente de energía conectada en ellos –los tanques-quien
es quien finalmente inyectará el reactivo hacia dentro del
pozo.
Ventajas y Desventajas
Ventajas Desventajas
Inyección intermitente o continua Requiere equipo para instalación
Se puede combinar con otros sistemas Puede ocasionar pescados
Bajo costo / bajo volumen de dosificación No usable en pozos intermitentes
Barras Espumantes
Contienen el mismo reactivo espumante que el líquido inyectado por
tubería capilar, pero este está en presentación solida, en forma de barras
jabonosas de 1” de diámetro y 1’ de longitud. Estas permiten resolver los
problemas de carga de líquidos incrementando la velocidad del gas por
encima de su velocidad crítica al disminuir la densidad del fluido dentro
del pozo mediante la generación de espuma.
Funcionamiento
Al igual que los reactivos líquidos, las barras espumantes contienen agentes reforzadores que actúan como
espumantes al entrar en contacto con una mezcla de agua o de condensado, que se encuentran presentes en
el fondo del pozo a temperatura entre 80° y 135°C, provocando el efecto de efervescencia que aligera la
columna hidrostática e induce la producción del pozo
Introducir barras al pozo puede llevarse a cabo de dos formas: Manual y Automática.
Manual: Se utiliza un lubricador en la válvula de sondeo que permita aplicar las barras sin cerrar el pozo, o
mediante una operación de cierre y apertura de válvulas superficiales del pozo.
Automática: Se instalan lanzadores automáticos de barras, que son de tipo carrusel y pueden ser de 4,9 y 18
barras; previamente se debe optimizar la cantidad de barras necesarias en el pozo, de forma que sean
lanzadas de manera controlada y la cantidad adecuada en determinado
tiempo.
Equipo Necesario
Al introducir barras de forma automática, se necesita un lanza barras carrusel
que sea quien automáticamente las deje caer en el pozo después de cierto
tiempo. Para definir los ciclos en los que el lanzador actuará, se debe instalar
también un controlador digital que gobernará la introducción de las
determinadas barras en el tiempo definido. En la siguiente figura se muestra
la lanza barras encima de la válvula de sondeo en un pozo.
Ventajas y desventajas
Ventajas Desventajas
Manual no requiere equipo Uso limitado
Bajo Costo No usables en pozos abatidos
Automático: se puede volver a instalar en otro pozo
Válvula Motora
La válvula motora (VM) es un sistema de control de tiempo y/o presión en la línea de descarga para pozos
intermitentes que permiten estabilizar el flujo e incrementar la productividad en los pozos. Con la aplicación de
este sistema se tiene control sobre los pozos que operan en forma intermitente, evitando con esto gastos
innecesarios de operación y mantenimiento.
Funcionamiento
La operación consiste en acumulación de la presión en el pozo pudiendo arrojar durante ciclos de apertura,
parte de la columna de líquidos. La acumulación de presión se logra cerrando el pozo durante un determinado
tiempo. En ese tiempo de cierre, ocurre una represión en los fluidos que migran del
yacimiento, y conforme pasa el tiempo, esta represión se hace mas grande. Así, al
abrir el el pozo, el gas re presionado tendrá la energía suficiente para desalojar los
líquidos. Este proceso bien puede hacerse sin equipo de forma manual, pero se
automatizar y así se evitan gastos de mantenimiento y horas hombre.
Una técnica excelente que mitiga los principales problemas de inestabilidad de flujo en
pozos de aceite intermitentes, como lo son el alto porcentaje de agua y el incremento
de la relación gas-agua; consisten en operar el pozo por ciclos de apertura y cierre por
medio de la VM con control de tiempo en línea de descarga, de esta manera el flujo se
estabiliza cambiando el patrón de flujo tapón o transición a flujo burbuja, lo que mejora
las condiciones de explotación.
Equipo necesario
El único equipo necesario para que este sistema haga su función
es la misma Válvula Motora, y el controlador digital para definir los
ciclos. La válvula motora se instala en una de las salientes
laterales del pozo, antes del estrangulador. En ocasiones se
instala en conjunto con lanza barras. En pozos con émbolo
viajero, el equipo superficial del este sistema presenta una
válvula motora.
Ventajas y Desventajas
Ventajas Desventajas
Permite automatizar el proceso de cierre de pozo No usable en pozos abatidos
Se puede combinar con otros sistemas Solo aplicable para pozos de gas (a menos que sea en conjunto con émbolo viajero)
Instalación relativamente rápida
Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV)
Los MPFV son dispositivos mecánicos que se utilizan en los pozos productores de hidrocarburos para
provocar una restricción al flujo en el fondo de los pozos, empleados para mejorar las condiciones del patrón
en la tubería vertical, disminuyendo las caídas de presión por fricción y elevación, debido a que promueve la
formación de una mezcla homogénea del gas y líquidos producidos, así también como para evitar el
congelamiento de la línea y retardar la producción de agua del yacimiento.
Funcionamiento
Es utilizado en pozos de gas con acumulación de líquidos para normalizar su producción por
medio de un mecanismo de atomización del líquido y homogenización entre las fases para
facilitar su ascenso. Cuando el flujo bifásico (gas-líquido) pasa a través de la sección de la
garganta, la velocidad y la turbulencia de la fase gaseosa aumentan como consecuencia de
la caída de presión originada por la reducción de diámetro, entonces, la fase líquida es
atomizada en pequeñas gotas produciéndose un aumento en la integración gas-liquido. Una
vez que la mezcla gas-liquido sale del MPFV alcanza una velocidad mayor a la que posee en
la sección del pozo anterior al MPFV, lo que promueve la aceleración de la mezcla gas-liquido
semi estancada, facilitando con ello su ascenso hacia la superficie del pozo.
Equipo Necesario
El MPFV se instala con ayuda de la Unidad de Línea de Acero; por
lo tanto durante su instalación es necesario instalar sobre el árbol
de válvulas un equipo de control de presión, y así poder bajar a la
profundidad deseada el aparejo. Una vez instalado el mejorador, no
hace falta contar con un equipo superficial para el manejo del
sistema, solamente se contará con el aparejo Venturi posicionado
dentro del pozo.
Ventajas Y Desventajas
Ventajas Desventajas
Evita la produccion intermitente Puede ocasionar problemas de pesca
Mejora el patrón de flujo Necesita ULA para instalarse
Reduce caídas de presión en TP Su eficacia varia de pozo a pozo
Compresores a boca de pozo
La compresión en pozos de gas en un método muy común para el transporte de la producción hacia las
instalaciones de recolección, sin embargo, esta no es su única aplicación. En pozos de gas con la
problemática de carga de líquido, la compresión puede ser usada como un método de solución, ya que al
instalar un compresor en la boca del pozo se disminuye la presión de la cabeza y se incrementa la velocidad
del gas, permitiendo que los líquidos lleguen a superficie.
Funcionamiento
El funcionamiento de los compresores a boca de pozo no es más que el de un compresor común y corriente;
Accionado por un motor, este compresor succiona el gas y el líquido contenido en el pozo, reduciendo la
presión en la cabeza, posteriormente el fluido extraído pasa primero por un separador el cuál separa las dos
fases y almacena el líquido producido. Por su parte el gas pasa al compresor para ser energizado y
finalmente ser direccionado a la línea de recolección. Por medio de un análisis nodal se pueden realizar un
pronóstico de producción para considerar la entrada adicional de gas y determinar la capacidad de
compresión que se requiere.
La imagen que se muestra es un compresor
de reinyección, es principio de compresión es
el mismo que un compresor normal, la
diferencia es que este compresor de
reinyección inyecta gas producido, para
liberar carga de líquidos. Así de esta manera
manda a la línea de descarga el gas y el
líquido en fases separadas.
Equipo necesario
El compresor a boca de pozo no utiliza un equipo
sub-superficial, solamente utiliza componentes en
superficie. El equipo en superficie se compone del
compresor, un separador, un panel de control, y por
supuesto, el motor que energiza al sistema.
Ventajas y Desventajas
Ventajas Desventajas
Puede utilizarse en cualquier etapa de flujo Pueden ocurrir fallas mecánicas
Puede aplicarse en pozos de gas y aceite Componentes a la intemperie
Incrementa la velocidad crítica
Émbolo Viajero
El sistema de émbolo viajero puede usarse para pozos de gas con problemática de carga de líquidos, o para
pozos de aceite los cuales han perdido energía; sirve en general para desplazar líquidos del fondo del pozo
hacia la línea de descarga en superficie.
Funcionamiento
La operación requiere de la realización de varios ciclos
diarios. En forma general, el proceso de descarga de líquidos
por émbolo viajero funciona de la siguiente manera: El
pistón, que inicialmente está dentro del lubricador a boca de
pozo mantenido por el flujo producido, caerá hasta el fondo
de la instalación en busca del liquido acumulado durante la
fluencia, después, el pozo acumulará suficiente presión en el
espacio anular para que a expansión del gas ubicado debajo
del pistón pueda conducirlo hasta la superficie, llevando
consigo el líquido acumulado.
Equipo necesario
El equipo sub superficial consta de el resorte donde el embolo caerá por gravedad,
y el mismo émbolo viajero. Este está ubicado en el extremo inferior de la tubería de
producción.
El equipo de superficie está compuesto por una válvula motora, un controlador
superficial y un lubricador.
Ventajas y Desventajas
Ventajas Desventajas
Instalacion rápida y sencilla Incrementa contrapresión en la línea
No requiere energía adicional El tiempo de cierre provoca una pérdida de producción
Se puede aplicar en pozos con baja RGL Mucha presión acumulada origina oscilaciones en el sistema de captación de producción
Conclusiones
Los sistemas no convencionales de producción otorgan una opción para liberar de agua los pozos
de gas y apoyar su producción. A pesar de que el comportamiento de pozo a pozo varía, el índice de
eficiencia en los sistemas es más que el de ineficiencia, y por lo tanto estos sistemas se siguen
instalando en pozos de yacimientos de gas seco y húmedo. La selección de los pozos que serán
candidatos a determinados sistemas requiere una rigurosa evaluación para determinar si al final el
sistema elegido será el adecuado y aumentará la producción. Estos sistemas, a pesar de que no son
los mas usados en la actualidad debido a la casi monarquía de los pozos de aceite, si presentan
características únicas y funcionamientos que son importantes conocer para el desarrollo del
ingeniero petrolero
.
Referencias
Documento ABC del proceso integral de productividad – PEMEX
Método para extender la vida fluyente de pozos de gas – TESIS UNAM 2009
Métodos para eliminar carga de líquidos en pozos de gas – TESIS, Grajeda, Ramirez,
2012
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