LA BOMBA DE SUBSUELO

República Bolivariana de Venezuela[pic 1][pic 2]

Ministerio del Poder Popular para la Defensa

Universidad Nacional Experimental Politécnica

De la Fuerzas Armada Nacional

Núcleo Anzoátegui

[pic 3][pic 4]

Profesor:                                                                            Realizado por:

Ing. Hilarraza M. José A.                                                         Daybel Ruiz CI: 25.358.470

Luisa Reyes CI: 25.321.740

María Hernández CI: 24.846.057

Rosibert Romero CI: 24.228.664

Yasmin Sarabia CI: 25.427.034

Yudetzy Carrasco CI: 25.427.687

7S – D03

San Tome, Enero de 2015

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Realizado por:

Daybel Ruiz. CI: 25.358.470

Luisa Reyes CI: 25.321.740

María Hernández CI: 24.846.057

Rosibert Romero CI: 24. 228.664

Yasmin Sarabia CI: 25.427.034

Yudetzy Carrasco CI: 25.427.687

7S – D03

ÍNDICE DE CONTENIDO

Pág.

INTRODUCCIÓN        

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD        

YACIMIENTOS SUBSATURADOS        

YACIMIENTOS SATURADOS        

ANÁLISIS NODAL        

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO MECÁNICO        

NUEVOS DISEÑOS DEL EQUIPO DE SUPERFICIE        

DISEÑO DE EQUIPOS DE BOMBEO MECÁNICO        

LA BOMBA DE SUBSUELO        

TIPOS DE COMPLETACIÓN BM.        

ANCLA DE GAS…………………………………………………………………....23

PROCEDIMIENTOS DE DISEÑO        

CONCLUSIÓN        

GLOSARIO DE TÉRMINOS        

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS        

ANEXOS        

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

• Figura N°1  Clasificación de  acuerdo al punto de burbuja………………….12

• Figura N°2 Ubicación de nodos en un sistema de bombeo mecánico……….14

• Figura N°3 Sistema de análisis por nodos…………………………………...15

• Figura N°4 Sistema de bombeo convencional……………………………….16

• Figura N°5  Ancla de Gas tipo Niple Perforado (“PoorMan”)……………....27

• Figura N°6  Ancla de Gas tipo Copas (“Gilbert”)…………………………...28

• Figura N°7 ancla de gas tipo empacadura…………………………………...29

• Figura N°8 Bomba círculo A con sistema de lavado………………………..30

ÍNDICE DE TABLAS

Pág.

• Tabla N°1 Características  de los yacimientos subsaturados……………….11

• Tabla N°2 Características de las Unidades de Bombeo…………………….20

ÍNDICE DE ANEXOS

Pág.

• Anexo N°1  Principales nodos en el sistema...………………...…………….37

• Anexo N°2 Bombeo mecánico…...………………………………………….37

• Anexo N°3 Bombeo mecánico convencional……..…………………………38

• Anexo N°4 Clasificación de las bombas según API……………..…………..38

• Anexo N°5 Bomba de subsuelo……………………………………………...39

INTRODUCCIÓN

Los mecanismos de producción son aquellos que aportan las energía necesaria para que los fluidos que se encuentran en el yacimiento fluyan o se desplacen hacia donde se encuentren a una presión menor a la presión del yacimiento, en este caso estos mecanismos hacen que los fluidos se desplacen hacia el pozo y debidamente se trasladaran hasta la superficie.

En los yacimientos los fluidos están sujetos a la acción de varias fuerzas y energías naturales: fuerzas de presión, fuerzas de fricción por viscosidad, de gravedad, de energía y fuerzas capilares, la cuales actúan en el movimiento de los fluidos hacia los pozos o para retenerlos en el yacimiento.

Cuando estas energías son suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo y de allí a la superficie, se dice que el pozo fluye naturalmente es decir el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación.

Al realizar la explotación de yacimiento la presión de este disminuye lo que implica que la producción de fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo de aquí surge lo que llamamos levantamiento artificial que es necesario seleccionar un método de este que permita seguir produciendo eficientemente el yacimiento, como es el caso del bombeo mecánico que es el más común de los métodos de levantamiento artificial.

         Este abarca cerca del 90% de todos los pozos haciendo de este el método primario de levantamiento doméstico. Beam Pumping (otra forma de llamar al bombeo por cabillas cuando una unidad con viga viajera es usada) es el más antiguo y ampliamente usado. Es usualmente el más económico y el sistema más fácil de mantener cuando es diseñado y operado apropiadamente.

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

El índice de productividad, es un indicador de la capacidad o habilidad para producir fluido de un pozo. Se expresa como la relación entre el caudal producido en tanque (Q) y la caída de presión del yacimiento. Cuando la presión dinámica de fondo de pozo (Pwf) es más grande que la presión de punto de burbuja (Pb), el flujo de fluido es similar a un flujo monofásico.

Es la razón de la tasa de producción, en barriles por día, a la presión diferencial (P e – Pf ) en el punto medio del intervalo productor. Es el inverso a la pendiente de la curva IPR, y está definido como:

IP=      Q[pic 7]

       Pe - Pf

Dónde:

• IP = Índice de productividad, BD/Lpc
• Q = Tasa de producción, B/D
• Pe= Presión estática, Lpc
• Pf= Presión de fondo fluyente, Lpc.

El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir fluidos. Después de un período de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor de presión de fondo se determina la presión estática p-e, y luego que el pozo haya producido a una rata estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión fluyente en el fondo, Pf empleando el mismo medidor. La diferencia (Pe - Pf) se denomina presión diferencial o caída de presión (P - Pf).La rata de flujo se determina por medio de medidas en el tanque de almacenamiento o, en algunos casos, de medidas de los separadores o con medidores de desplazamiento positivo.

En algunos pozos el índice de productividad o IP permanecerá constante para una amplia variación en la rata de flujo, en tal forma que ésta es directamente proporcional a la presión diferencial de fondo.

• Índice de productividad constante

En algunos pozos, en particular los que producen bajo empuje hidráulico, el índice de productividad permanece constante para una amplia variación en tasa de flujo, en tal forma que ésta es directamente proporcional a la presión diferencial (P e – P f ) de fondo.

• Índice de productividad variable

En otros casos, como pozos de yacimientos con empuje de gas en solución, la proporcionalidad no es lineal y el índice de productividad disminuye.

La causa de este efecto se debe a varios factores:

• Efecto de turbulencia por el aumento de la tasa de flujo.

• Disminución en la permeabilidad relativa del petróleo debido a la presencia de gas libre resultante de la caída de presión en el pozo.

•  Aumento de la viscosidad del petróleo con la caída de presión por debajo del punto de burbujeo.

• Reducción en la permeabilidad debido a la compresibilidad de la formación.

En la práctica los valores de IP son muy variados, dependiendo de las características de producción de cada pozo.

Cuando se trata de yacimientos con empuje por gas en solución, ya se ha establecido que el índice de productividad no es constante. Para esto, Vogel ha desarrollado una curva IPR adimensional.

Vogel realizó un estudio completo para un determinado número de yacimientos con dicho mecanismo de producción y llegó a la conclusión que la forma de la curva es siempre la misma, para cualquier momento en la vida productiva del yacimiento.

...