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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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Según Gravedad API
5.1315.141
O
API
LIVIANOMEDIANOPESADO
17 27GRAVEDAD API
TIPO DE CRUDO
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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
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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
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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
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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
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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)
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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.
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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.
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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
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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
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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.
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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
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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
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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.
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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.
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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
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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
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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
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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
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SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO
LEVANTAMIENTO
HIDRÁULICO
GAS
LIFT
BOMBEO
MECÁNICO BOMBEO
ELECTROSUMERGIBLE
CAVIDADES
PROGRESIVAS
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Sistema de Bombeo Mecánico
El sistema de Bombeo Mecánico está
compuesto por:
– Equipo de Superficie (Unidad de
Bombeo)
– Motor
– Varillas
– Bomba de Subsuelo
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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
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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
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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.
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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
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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.
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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
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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
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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
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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.
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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
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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
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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
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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
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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
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SISTEMA DE CAVIDADES PROGRESIVAS
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.
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SISTEMA DE CAVIDADES PROGRESIVAS
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
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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
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Arreglo de Bombas Hidráulica de Subsuelo
Bombas Fijas
Bombas Libres
FLUIDO DE FORMACIÓN
FLUIDO DE POTENCIA
FLUIDO DE PRODUCCIÓN
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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
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SISTEMA DE TRATAMIENTO EN SUPERFICIE
El sistema de tratamiento de crudo
comprende las siguientes etapas:
• RECOLECCIÓN
• SEPARACIÓN
• TRATAMIENTO
Crudo
Agua
Gas
• ALMACENAMIENTO
• TRANSPORTE
Separadores
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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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”
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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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
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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.
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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
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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
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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.
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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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
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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
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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
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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.
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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.