Tuberia Capilar Y Sarta De Velocidad 1p2g1a
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DIPLOMADO EN SISTEMAS ARTIFICALES DE PRODUCCIÓN “SAP”
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MsC. Marto Ramírez Landivar
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TUBERÍA CAPILAR EN SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN (SAP) INTRODUCCIÓN Todos los sistemas artificiales de producción constan de un sistema de fondo y un sistema de superficie, generalmente casi todos se instalan en hueco entubado, con excepciones de algunos sistemas artificiales que se instalan a hueco abierto. Los fluidos que producen cada pozo como el agua, gas amargo, H2S, carbonatos, parafinas, asfaltenos atacan directamente o indirectamente a la tubería de revestimiento y a los materiales de los equipos de fondo de los sistemas SAP. ESP OIL, Technology
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TUBERÍA CAPILAR EN SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN (SAP) INTRODUCCIÓN Bajo esta consideración, es muy importante que existan algunas formas de protección tanto para cuidar el material de los equipos SAP como para tener un monitoreo oportuno de variables eléctricas e hidráulicas que definitivamente repercuten en la optimización del sistema SAP y en el tiempo de vida útil del componente de fondo. Una de las opciones de proteger el material y monitorear algunos parámetros importantes del sistema SAP es la tubería capilar. ESP OIL, Technology
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TUBERÍA CAPILAR • La tubería capilar que se usa en el sistema de producción de petróleo y gas es una tubería cuyo material es de acero inoxidable , de dimensiones que van desde 3/8 a una pulgada. El transporte hacia el pozo se realiza en carretes pequeños y que son de facial maniobrabilidad.
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TUBERÍA CAPILAR
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Aplicaciones de la tubería capilar en sistemas SAP 1. Tubería capilar para llevar la señal de los sensores de fondo. 2. Tubería capilar para inyección de químicas a nivel del cabezal de producción. 3. Tubería capilar para inyección de químicas a nivel del equipo de fondo del sistema SAP. 4. Tubería capilar para llevar el control de la operación en válvula de seguridad. 5. Tubería capilar para ventear gas a través de la tubería de revestimiento. ESP OIL, Technology
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1. Tubería capilar para llevar la señal de los sensores de fondo.
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2. Tubería capilar para inyección de químicas a nivel del cabezal de producción.
Puerto de Prueba
Conector Superior y Cable de Potencia Penetrador
Colgador
Tuberia de Produccion ESP OIL, Technology
Conector Inferior y Cable de Potencia
Valvula de Compuerta
Bomba de Inyeccion
Valvula Check
E X P L O R A C I O N Y P R O D U C C I O N Tanque de Inyeccion de Quimica
Filtro
Interruptor de Presion Tuberia Capilar
3. Tubería capilar para inyección de químicas a nivel del equipo de fondo del sistema SAP.
Dosificador en Fondo
Perf ESP OIL, Technology
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4. Tubería capilar usando de medio de protección mecánica el cable de potencia para el Sistema BEC
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5. Tubería capilar usada para operar la válvula de tormenta
VÁLVULA DE TORMENTA
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Inyección de química para trabajos de limpieza a través de la tubería de producción o la tubería capilar- Sistema BEC •
• •
Durante una operación hay diferentes problemas que se presentan principalmente en pozos de bajo caudal y que producen arena, ocasionando taponamientos en los impulsores taponados. Otro problema de taponamiento puede ser por consecuencia de sólidos u óxidos de la misma tubería de producción. El problema de taponamiento también puede ser causado por presencia de asfáltenos, parafinas y el problema es diferente si se trata de petróleo liviano o pesado.
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•
Para resolver todos estos casos hay alternativas de operación como son la inyección a través de la tubería de producción de diesel, aromáticos, ácidos, con la finalidad de limpiar la bomba o desbloquear los impulsores. La concentración de las químicas, especialmente de los ácidos HCL, HF debe de ser bien formulada para evitar que se malogre los componentes internos de los equipos BES, principalmente los elastómeros, bolsas de elastómeros, etc.
•
Para este tipo de trabajos es recomendable que se haga con tubería flexible y estando el equipo en operación, para ello es importante que el árbol de navidad cuente con la válvula viajera en la parte superior del árbol, ya que permitirá hacer la operación sin parar el equipo BES.
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•
Otro punto muy importante es el tiempo de deposición que se debe de dejar la química o los ácidos en la bomba cuando el equipo BES está parado y este tiempo dependerá en gran medida del tipo de concentración que se utilice principalmente con los ácidos HCL, HF. Generalmente se utiliza una concentración del 15%.Hay que tener en cuenta que los efectos químicos del HF son mas fuertes que el HCL, y por lo tanto hay que tener mucho cuidado en la formulación del porcentaje de concentración que se le aplique a cada ácido.
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Inyección de química a través del revestidor directamente o con la tubería capilar – Sistema BEC Durante una operación BEC hay diferentes alternativas para optimizar este sistema. La inyección de diversas clases de química a través del casing se usa para:
1.Control de corrosión: Inyecta inhibidores de corrosión 2.Control de incrustaciones : Inyecta inhibidores de scale (incrustaciones) 3.Mejorar el API: Inyecta diluyentes cuando el petróleo es muy pesado. 4.Desbloquear los impulsores de la bomba cuando están atascados con asfáltenos, parafinas o arena: Inyecta diesel, aromáticos, ácidos etc.
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Todas las alternativas mencionadas tienden a prevenir los problemas que puedan pasar en el sistema BEC de fondo tales como: •Prevenir la corrosión cuando el corte de agua del pozo apareció y se incrementó y no se instaló equipo BEC con acero ferrítico o de acero inoxidable y para ello es necesario inyectar inhibidores de corrosión. •La deposición de las incrustaciones sobre los motores electro sumergibles que causan problema en el adecuado enfriamiento y para ello hay que inyectar inhibidores de incrustaciones con la finalidad de minimizar esa deposición.
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•Cuando tenemos un crudo muy pesado, en algunas aplicaciones es necesario inyectar diluyentes. Para citar un ejemplo real de aplicación, en un pozo de la selva peruana de 10 grados API donde inicialmente este produjo solo crudo sin agua se inyectaba aproximadamente 1500 BOPD de petróleo liviano por el revestidor, pero el diseño de la bomba se hacía para levantar un volumen entre 3500 a 4000 BOPD, ya que su productividad real del pozo estaba entre 2000 a 2500 BOPD •Cuando tenemos problemas de atascamiento en los impulsores por parafinas, asfáltenos, arena y no hemos tenido éxito inyectando a través de la tubería de producción, la alternativa es hacerlo a través del revestidor usando diesel, aromáticos u ácidos
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Por otra parte en una operación BES no se debe de olvidar cuando se realizan todas estas alternativas de inyección de química la configuración del cable de potencia, cable de extensión y los empalmes. Debemos tener en cuenta que las químicas, especialmente los ácidos atacan la armadura del cable, las cintas que protegen a los empalmes, el material del aislamiento de los cables. Para ello debemos tener muy en cuenta la formulación de estos productos químicos de tal manera que no dañen los cables eléctricos o empalmes del sistema. Otra alternativa es que desde el diseño se tenga en cuenta la forma de proteger a las cintas de los empalmes, generalmente se está usando una capa adicional de plomo en cada fase, asimismo tener en cuenta que el monel o el acero inoxidable son materiales resistente a los ácidos y que pueden ser recomendados para la armadura del cable de potencia o el cable de extensión del motor, esto resultaría en el proyecto un estudio técnico-económico y de las condiciones del pozo donde se aplique el sistema BES. ESP OIL, Technology
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Problemas de operación durante la instalación y bajada de la tubería capilar
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Beneficios de la tubería capilar – Petroleo Pesado y Extrapesado •
En aplicaciones de explotación de petróleo pesado y extrapesado entre 9 y 12 grados API, la inyección de diluyentes a través del tubo capilar juega un papel muy importante en la produccion del pozo desde la formación hasta la superficie.
•
Hay aplicaciones en pozos de petróleo donde se instala doble tubo capilar.
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Beneficios de la tubería capilar – Sistema BEC •
Mediante la inyección de químicas a través del tubo capilar, se evita la deposición de carbonatos sobre la carcaza de los motores BEC, el beneficio de este proceso es mejorar el enfriamiento de los motores que se realiza a través de la velocidad del fluido en la parte anular: TR – Equipo BEC de fondo, repercutiendo en un mayor tiempo de vida util del equipo BEC de fondo.
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Beneficios de la tubería capilar – Tuberia de revestimiento •
La tubería de revestimiento en un pozo estan expuestas a variables muy severas de trabajo tales como : Presión, temperatura, diferentes clase de fluidos, diferentes químicas, fricciones constantes con los aparejos, trabajos de molienda; por lo que a medida de que pasa el tiempo, el material de la tr se ve afectado y debilitado.
•
Tomando en cuenta las consideraciones anteriores, el tratamiento y cuidado de la TR mediante inyección de químicas a través del tubo capilar es de suma importancia para prolongar la vida útil de la TR, evitar problemas en los pozos, inclusive en algunos casos se llega a perder el pozo.
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Beneficios de la tubería capilar – Parámetros de fondo del sensor monitoreados en superficie •
Los sensores de fondo inicialmente se instalaban con tubería capilar desde superficie adherido a la tubería de producción.
•
Sensores de fondo en el sistema BEC : La señal de todos los parámetros viajan a través del cable, pero hay un parámetro que es la presión de descarga, que necesariamente usa el tubo capilar para conectar el sensor de fondo con la herramienta que se instala despiues de la descarga de la bomba BEC.
•
El beneficio de monitorear parámetros de fondo repercuten en que constantemente estemos analizando el comportamiento del sistema SAP, para optimizar la operación y prevenir fallas prematuras.
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Beneficios de la tubería capilar – Problemas de corrosion •
En la producción de petróleo, la variación del corte de agua afecta a cualquier componente o equipo de fondo de un sistema SAP, mas aun si no se han tomado las precauciones en el diseño del sistema para la selección del tipo de material.
•
La inyección de inhibidores de corrosión en el fondo del pozo previene el ataque violento a los equipos y componentes del sistema SAP, inclusive el tratamiento oportuno previenen problemas de pesca en la operación de pozos de petróleo y gas.
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VÁLVULA MOTORA
• Las válvulas motoras son utilizadas para inyectar gas en superficie en una variedad de aplicaciones en gas y petróleo
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VÁLVULA MOTORA Operación • Pueden ser operadas con controladores de ciclo electrónico o mecánico
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Mejores instalaciones de Gas Lift convencional intermitente usando anulares como cámara de acumulación utilizando dos válvulas motoras • Trabajo presentado en el INGEPET 99 EXPL-6FP-19
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Aplicación de la válvula motora y evaluación del sistema de Pluger Lift en el lote X • Trabajo presentado en el INGEPET 99
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INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS Y GAS CONDENSADO
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CARACTERIZACIÓN TERMODINÁMICA DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS Capítulo I
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CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS EN BASE A LA MEZCLA DE HIDROCARBUROS QUE CONTIENEN
A PARTIR DE: • DIAGRAMA DE FASES-PRUEBAS PVT • INFORMACIÓN DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
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FACTORES FÍSICOS QUE CONTROLAN EL COMPORTAMIENTO DE FASES
• PRESIÓN • TEMPERATURA
• ATRACCIÓN MOLECULAR • REPULSIÓN MOLECULAR
PRESIÓN Y ATRACCIÓN MOLECULAR
Confinan las Moléculas
TEMPERATURA Y REPULSIÓN MOLECULAR
Dispersan las Moléculas
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DIAGRAMA DE FASES
Es un Diagrama de P vs T que muestra los cambios de fases (Líquido, Gas) que sufre una mezcla de hidrocarburos con Presión y Temperatura
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Diagrama de fases de una mezcla de Gas NaturalGasolina Natural
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Diagrama de fases generalizado de un Gas Condensado
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Diagrama de fases para diferentes tipos de crudos y gases ESP OIL, Technology
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Clasificación de los Yacimientos en base a los hidrocarburos que contienen YACIMIENTOS
DE GAS
1. Gas Seco
2. Gas Húmedo 3. Gas Condensado
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO
1. Petróleo Volátil (Alto Encogimiento) 2. Petróleo Negro (Bajo Encogimiento)
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a. Liviano b. Mediano c. Pesado d. Extrapesado (Bitumen)
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YACIMIENTOS DE GAS SECO
• La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie • Temperatura
del
yacimiento
muy
superior
a
la
cricondentérmica • Contenido de C1>90% y C5+<1% • Solo a temperaturas criogénicas (<-100°F) se puede obtener cierta cantidad de líquidos de estos gases
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Composición típica de mezclas provenientes de yacimientos de hidrocarburos COMPONENTE
GAS SECO
GAS HÚMEDO
GAS CONDENSADO
PETRÓLE O VOLÁTIL
PETRÓLEO NEGRO
C1
96.0
90.0
75.0
60.0
48.83
C2
2.0
3.0
7.0
8.0
2.75
C3
0.5
2.0
4.5
4.0
1.93
iC4 – nC4
0.5
2.0
3.0
4.0
1.60
iC5 – nC5
-
1.0
2.0
3.0
1.15
C6
-
0.5
2.5
4.0
1.59
C7+
-
1.5
6.0
17.0
42.15
MC7+
-
115
125
180
225
RGL, PCN/BN
-
26000
7000
2000
625
Líquido °API de Tanque Color
-
60°
55°
50°
34.3°
-
Incoloro Amar. claro
Amar. claro Amarillo
Amarillo Oscuro
Negro
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Diagrama de fases de un Gas Natural ESP OIL, Technology
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YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO
• Gas en el yacimiento • Dos fases en superficie • No presenta condensación retrógrada • RGL > 15000 PCN/BN (Regularmente: 50-100 MPC/BN)
• Contenido de Líquido < 30 BN/MMPCN • °API > 60° (Líquido proveniente del Gas) • Líquido de tanque: Incoloro
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
SUPERFICIE GAS CONDENSADO
GAS CONDENSADO
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YACIMIENTO
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0
• Gas en el yacimiento • Dos fases en superficie
• Presenta condensación retrógrada • Tc < Ty
3200 PCN/BN
• °API > 40 – 45° • % C1 > 60 • % C7+ < 12.5
• Ligeramente coloreado – Amarillo claro
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0
• Clasificación
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Riqueza
GPM
BN/MMPCN
Alta
14.6
348
> 300
Media
9.4
224
200 - 300
Baja
7.3
173
100 – 200
Pobre
4.0
97
< 100
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CONDENSADO
• Líquido del Gas Condensado que se encuentra en el
yacimiento en fase gaseosa • Gravedad API: 40 – 60°. Se han encontrado condensados con 29 – 30 °API • Color: generalmente incoloro – amarillo claro • Fuera de la Cuota OPEP
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DEFINICIÓN DE CONDENSADOS DESPUÉS DE LA REUNIÓN DE VIENA
“Definición Aprobada” “Naturally ocurring condensates are those hydrocarbons that exist in the single gaseous phase in reservoirs whose original temperature falls in the range from he critical temperature to the maximum temperature at which two phases can co-exist (cricondentherm). Those hydrocarbons must only be produced from wells completed in gas condensate reservoirs and become liquid at standard conditions of temperature and pressure”. ESP OIL, Technology
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DEFINICIÓN OPEP DE YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO
• Límite Superior • API : 50° ó mayor • RGL : 5000 PCN/BN o mayor • %C7+: 3.5 ó menor • Límite Inferior • API : 45° • RGL : 5000 PCN/BN • %C7+ : 8 • Prueba Adicional • Destilación ASTM D-86 90% cond. a T ≤ 650 °F ESP OIL, Technology
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Caracterización de fluidos del Norte de Monagas y del Área Tradicional de Anaco Norte de Monagas
Área Tradicional de Anaco
Gas Condensado
Volátil
Gas Condensado
Volátil
RGP, PCN/BN
2770 - 9200
1027 - 2905
3233 - 61000
1050 - 2865
°API
31.8 – 38.4
26 - 34
39 – 59.9
29.6 - 51
C1, %
66.6 – 77.3
49.9 – 65.8
88.4
39 - 64
C7+, %
4.9 – 13.6
13.4 – 25.9
1.2 – 12.0
13.1 – 28.7
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Efecto de la Relación Gas-Condensado sobre la Presión de Rocío Retrógrada
Efecto de la Gravedad °API sobre la Presión de Rocío Retrógrada
Efecto de la Temperatura sobre la Presión de Rocío Retrógrada ESP OIL, Technology
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Comportamiento Retrógrado de un Gas Condensado ESP OIL, Technology
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Revaporización de Condensado al presurizar con gas yacimientos agotados de Gas Condensado ESP OIL, Technology
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Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de Gas Condensado con Zona de Petróleo (Pierna) ESP OIL, Technology
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YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL
• La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase líquida en el yacimiento y en dos fases en superficie • Temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica
• El agotamiento isotérmico de presión produce alto encogimiento del crudo (hasta 45%) • El gas liberado puede ser del tipo Gas Condensado • % C7+ > 12.5 • % C1 < 60 ESP OIL, Technology
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Diferencias entre Yacimientos de Gas
Condensado y Petróleo Volátil.
Gas Condensado
Petróleo Volátil
Tc < Tyac < Tcdt Gas en el yacimiento Presenta Pto. de Rocío % C7+ < 12.5 % C1 > 60 Líquido de tanque incoloroamarillo claro RGPi > 3200 PCN/BN
Tyac ≤ Tc Líquido en el Yacimiento Presenta Pto. de Burbujeo % C7+ > 12.5 % C1 < 60 Líquido de tanque amarilloamarillo oscuro 1750 ≤ RGPi < 3200 PCN/BN
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RGP inicial de producción, PCN/BN
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GAS SECO
50,000
GAS CONDENSADO
PETRÓLEO NEGRO
PETRÓLEO VOLÁTIL
40,000
Punto de Rocío
30,000
Punto de Burbujeo 20,000
10,000 0 30
5
10
15
20
25
30
Heptano plus en el fluido de yacimiento, % molar
El Efecto de la composición sobre la RGP inicial de producción es indicada por los limites composicionales de los cinco tipos de fluidos de yacimiento ESP OIL, Technology
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YACIMIENTOS DE PETRÓLEO DE BAJA VOLATILIDAD
• Líquido en el yacimiento • Líquido y Gas en la superficie • • • •
% C7+ > 20 % C1 < 50 Ty < Tc RGP < 1750 PCN/BN
• Petróleo de tanque Color °API • Bo < 1.5 BY/BN ESP OIL, Technology
Negro Menor de 40°
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETRÓLEO
Petróleo en el Punto de Burbujeo (30-40° API)
Gas Condensado en el Punto de Rocío
Acuífero
Durante el agotamiento de presión ocurre condensación retrógrada en la capa de gas y liberación de gas en la zona de petróleo ESP OIL, Technology
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Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de Petróleo Negro con Capa de Gas
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Caracterización de fluidos de Yacimientos en base a información de pruebas de producción y análisis cromatográficos (Mc Cain) RGP
°API
C4+
C1
COLOR
GAS SECO
> 100000
--
< 0.7 %
> 90 %
----
GAS HUM.
> 15000
< 70
<4
< 90
INCOL.
GAS COND.
> 3200
> 40
< 12.5
> 60
AM CLARO
PET. VOL.
> 1750
> 40
> 12.5
< 60
AM. OSCURO
PET. NEGRO
< 1750
< 45
> 20
< 50
NEG. VER.
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EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP CON EL TIEMPO
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POZO DE GAS Consideraciones Técnicas • En la producción de pozos de gas, el condensado se acumula inhibiendo el flujo de gas, a raíz de este problema el pozo se somete a un proceso de achique
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OPERACIÓN • El método consiste en lanzar barras desde el cabezal hacia el interior del pozo. • Esta operación se realiza a través de la válvula de sondeo, teniendo en cuenta que la válvula maestra superior este cerrada. • La válvula de sondeo se abre, se desliza la barra, se cierra la válvula de sondeo y se abre la válvula maestra superior.
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EFECTOS • Las barras realizan una reacción química con el fluido producido • Rompen emulsiones • Generan agitación • Aligeran la columna • Proporcionan fuente externa de energía • Recupera presión • Objetivo Final: Arrastre de fluidos a superficie
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APLICACIONES • Este método se aplica en: – Pozos de Gas – Pozos de Gas y Condensado
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DISEÑO • • • •
Validar data del pozo Análisis de laboratorio Concluir que tipo de hidrocarburo Objetivo Final: Diseñar la barra para el tipo de hidrocarburo que producimos.
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BARRAS ESPUMANTES Precaución • El uso de barras espumantes para descargar líquidos en pozos requiere de cierto cuidado al utilizarlas, hay varios tipos de barras para seleccionar la adecuada, para cada pozo está en función de ciertas variables, la principal: El corte de condensado que presente el pozo con respecto al agua, lo cierto es que para que una barra espumante funcione es necesario al menos un 30% de agua, además de presión de fondo. ESP OIL, Technology
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APLICACIONES Y RESULTADOS • En la cuenca de Burgos México, se usan barras espumantes para descargar líquidos en pozos de gas y condensado con buenos resultados.
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SARTA DE VELOCIDADES Objetivo • El objetivo de usar sarta de velocidades es reducir el área de flujo y aumentar la velocidad del fluido.
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SARTA DE VELOCIDADES Proceso de producción
TP
TP TR
TR
TUBERÍA FLEXIBLE
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SARTA DE VELOCIDADES Instalación • La sarta de velocidades se instala en el interior de la tubería de producción • Se debe de diseñar la profundidad óptima • Las dimensiones varían de 1” hasta 3”
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SARTA DE VELOCIDADES Efectos • Reduce el área de flujo • Incrementa la velocidad del fluido • Objetivo final: arrastre de los fluidos del pozo a superficie
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SARTA DE VELOCIDADES Aplicaciones • Se usa en pozos de B. N. • Se aplica en pozos de baja recuperación • En pozos que tengan tubería de producción grande.
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DIPLOMADO EN SISTEMAS ARTIFICALES DE PRODUCCIÓN “SAP”
1
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MsC. Marto Ramírez Landivar
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TUBERÍA CAPILAR EN SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN (SAP) INTRODUCCIÓN Todos los sistemas artificiales de producción constan de un sistema de fondo y un sistema de superficie, generalmente casi todos se instalan en hueco entubado, con excepciones de algunos sistemas artificiales que se instalan a hueco abierto. Los fluidos que producen cada pozo como el agua, gas amargo, H2S, carbonatos, parafinas, asfaltenos atacan directamente o indirectamente a la tubería de revestimiento y a los materiales de los equipos de fondo de los sistemas SAP. ESP OIL, Technology
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TUBERÍA CAPILAR EN SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN (SAP) INTRODUCCIÓN Bajo esta consideración, es muy importante que existan algunas formas de protección tanto para cuidar el material de los equipos SAP como para tener un monitoreo oportuno de variables eléctricas e hidráulicas que definitivamente repercuten en la optimización del sistema SAP y en el tiempo de vida útil del componente de fondo. Una de las opciones de proteger el material y monitorear algunos parámetros importantes del sistema SAP es la tubería capilar. ESP OIL, Technology
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TUBERÍA CAPILAR • La tubería capilar que se usa en el sistema de producción de petróleo y gas es una tubería cuyo material es de acero inoxidable , de dimensiones que van desde 3/8 a una pulgada. El transporte hacia el pozo se realiza en carretes pequeños y que son de facial maniobrabilidad.
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TUBERÍA CAPILAR
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Aplicaciones de la tubería capilar en sistemas SAP 1. Tubería capilar para llevar la señal de los sensores de fondo. 2. Tubería capilar para inyección de químicas a nivel del cabezal de producción. 3. Tubería capilar para inyección de químicas a nivel del equipo de fondo del sistema SAP. 4. Tubería capilar para llevar el control de la operación en válvula de seguridad. 5. Tubería capilar para ventear gas a través de la tubería de revestimiento. ESP OIL, Technology
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1. Tubería capilar para llevar la señal de los sensores de fondo.
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2. Tubería capilar para inyección de químicas a nivel del cabezal de producción.
Puerto de Prueba
Conector Superior y Cable de Potencia Penetrador
Colgador
Tuberia de Produccion ESP OIL, Technology
Conector Inferior y Cable de Potencia
Valvula de Compuerta
Bomba de Inyeccion
Valvula Check
E X P L O R A C I O N Y P R O D U C C I O N Tanque de Inyeccion de Quimica
Filtro
Interruptor de Presion Tuberia Capilar
3. Tubería capilar para inyección de químicas a nivel del equipo de fondo del sistema SAP.
Dosificador en Fondo
Perf ESP OIL, Technology
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4. Tubería capilar usando de medio de protección mecánica el cable de potencia para el Sistema BEC
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5. Tubería capilar usada para operar la válvula de tormenta
VÁLVULA DE TORMENTA
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Inyección de química para trabajos de limpieza a través de la tubería de producción o la tubería capilar- Sistema BEC •
• •
Durante una operación hay diferentes problemas que se presentan principalmente en pozos de bajo caudal y que producen arena, ocasionando taponamientos en los impulsores taponados. Otro problema de taponamiento puede ser por consecuencia de sólidos u óxidos de la misma tubería de producción. El problema de taponamiento también puede ser causado por presencia de asfáltenos, parafinas y el problema es diferente si se trata de petróleo liviano o pesado.
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•
Para resolver todos estos casos hay alternativas de operación como son la inyección a través de la tubería de producción de diesel, aromáticos, ácidos, con la finalidad de limpiar la bomba o desbloquear los impulsores. La concentración de las químicas, especialmente de los ácidos HCL, HF debe de ser bien formulada para evitar que se malogre los componentes internos de los equipos BES, principalmente los elastómeros, bolsas de elastómeros, etc.
•
Para este tipo de trabajos es recomendable que se haga con tubería flexible y estando el equipo en operación, para ello es importante que el árbol de navidad cuente con la válvula viajera en la parte superior del árbol, ya que permitirá hacer la operación sin parar el equipo BES.
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•
Otro punto muy importante es el tiempo de deposición que se debe de dejar la química o los ácidos en la bomba cuando el equipo BES está parado y este tiempo dependerá en gran medida del tipo de concentración que se utilice principalmente con los ácidos HCL, HF. Generalmente se utiliza una concentración del 15%.Hay que tener en cuenta que los efectos químicos del HF son mas fuertes que el HCL, y por lo tanto hay que tener mucho cuidado en la formulación del porcentaje de concentración que se le aplique a cada ácido.
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Inyección de química a través del revestidor directamente o con la tubería capilar – Sistema BEC Durante una operación BEC hay diferentes alternativas para optimizar este sistema. La inyección de diversas clases de química a través del casing se usa para:
1.Control de corrosión: Inyecta inhibidores de corrosión 2.Control de incrustaciones : Inyecta inhibidores de scale (incrustaciones) 3.Mejorar el API: Inyecta diluyentes cuando el petróleo es muy pesado. 4.Desbloquear los impulsores de la bomba cuando están atascados con asfáltenos, parafinas o arena: Inyecta diesel, aromáticos, ácidos etc.
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Todas las alternativas mencionadas tienden a prevenir los problemas que puedan pasar en el sistema BEC de fondo tales como: •Prevenir la corrosión cuando el corte de agua del pozo apareció y se incrementó y no se instaló equipo BEC con acero ferrítico o de acero inoxidable y para ello es necesario inyectar inhibidores de corrosión. •La deposición de las incrustaciones sobre los motores electro sumergibles que causan problema en el adecuado enfriamiento y para ello hay que inyectar inhibidores de incrustaciones con la finalidad de minimizar esa deposición.
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•Cuando tenemos un crudo muy pesado, en algunas aplicaciones es necesario inyectar diluyentes. Para citar un ejemplo real de aplicación, en un pozo de la selva peruana de 10 grados API donde inicialmente este produjo solo crudo sin agua se inyectaba aproximadamente 1500 BOPD de petróleo liviano por el revestidor, pero el diseño de la bomba se hacía para levantar un volumen entre 3500 a 4000 BOPD, ya que su productividad real del pozo estaba entre 2000 a 2500 BOPD •Cuando tenemos problemas de atascamiento en los impulsores por parafinas, asfáltenos, arena y no hemos tenido éxito inyectando a través de la tubería de producción, la alternativa es hacerlo a través del revestidor usando diesel, aromáticos u ácidos
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Por otra parte en una operación BES no se debe de olvidar cuando se realizan todas estas alternativas de inyección de química la configuración del cable de potencia, cable de extensión y los empalmes. Debemos tener en cuenta que las químicas, especialmente los ácidos atacan la armadura del cable, las cintas que protegen a los empalmes, el material del aislamiento de los cables. Para ello debemos tener muy en cuenta la formulación de estos productos químicos de tal manera que no dañen los cables eléctricos o empalmes del sistema. Otra alternativa es que desde el diseño se tenga en cuenta la forma de proteger a las cintas de los empalmes, generalmente se está usando una capa adicional de plomo en cada fase, asimismo tener en cuenta que el monel o el acero inoxidable son materiales resistente a los ácidos y que pueden ser recomendados para la armadura del cable de potencia o el cable de extensión del motor, esto resultaría en el proyecto un estudio técnico-económico y de las condiciones del pozo donde se aplique el sistema BES. ESP OIL, Technology
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Problemas de operación durante la instalación y bajada de la tubería capilar
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Beneficios de la tubería capilar – Petroleo Pesado y Extrapesado •
En aplicaciones de explotación de petróleo pesado y extrapesado entre 9 y 12 grados API, la inyección de diluyentes a través del tubo capilar juega un papel muy importante en la produccion del pozo desde la formación hasta la superficie.
•
Hay aplicaciones en pozos de petróleo donde se instala doble tubo capilar.
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Beneficios de la tubería capilar – Sistema BEC •
Mediante la inyección de químicas a través del tubo capilar, se evita la deposición de carbonatos sobre la carcaza de los motores BEC, el beneficio de este proceso es mejorar el enfriamiento de los motores que se realiza a través de la velocidad del fluido en la parte anular: TR – Equipo BEC de fondo, repercutiendo en un mayor tiempo de vida util del equipo BEC de fondo.
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Beneficios de la tubería capilar – Tuberia de revestimiento •
La tubería de revestimiento en un pozo estan expuestas a variables muy severas de trabajo tales como : Presión, temperatura, diferentes clase de fluidos, diferentes químicas, fricciones constantes con los aparejos, trabajos de molienda; por lo que a medida de que pasa el tiempo, el material de la tr se ve afectado y debilitado.
•
Tomando en cuenta las consideraciones anteriores, el tratamiento y cuidado de la TR mediante inyección de químicas a través del tubo capilar es de suma importancia para prolongar la vida útil de la TR, evitar problemas en los pozos, inclusive en algunos casos se llega a perder el pozo.
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Beneficios de la tubería capilar – Parámetros de fondo del sensor monitoreados en superficie •
Los sensores de fondo inicialmente se instalaban con tubería capilar desde superficie adherido a la tubería de producción.
•
Sensores de fondo en el sistema BEC : La señal de todos los parámetros viajan a través del cable, pero hay un parámetro que es la presión de descarga, que necesariamente usa el tubo capilar para conectar el sensor de fondo con la herramienta que se instala despiues de la descarga de la bomba BEC.
•
El beneficio de monitorear parámetros de fondo repercuten en que constantemente estemos analizando el comportamiento del sistema SAP, para optimizar la operación y prevenir fallas prematuras.
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Beneficios de la tubería capilar – Problemas de corrosion •
En la producción de petróleo, la variación del corte de agua afecta a cualquier componente o equipo de fondo de un sistema SAP, mas aun si no se han tomado las precauciones en el diseño del sistema para la selección del tipo de material.
•
La inyección de inhibidores de corrosión en el fondo del pozo previene el ataque violento a los equipos y componentes del sistema SAP, inclusive el tratamiento oportuno previenen problemas de pesca en la operación de pozos de petróleo y gas.
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DIPLOMADO EN SISTEMAS ARTIFICALES DE PRODUCCIÓN “SAP”
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VÁLVULA MOTORA
• Las válvulas motoras son utilizadas para inyectar gas en superficie en una variedad de aplicaciones en gas y petróleo
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VÁLVULA MOTORA Operación • Pueden ser operadas con controladores de ciclo electrónico o mecánico
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Mejores instalaciones de Gas Lift convencional intermitente usando anulares como cámara de acumulación utilizando dos válvulas motoras • Trabajo presentado en el INGEPET 99 EXPL-6FP-19
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Aplicación de la válvula motora y evaluación del sistema de Pluger Lift en el lote X • Trabajo presentado en el INGEPET 99
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INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS Y GAS CONDENSADO
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CARACTERIZACIÓN TERMODINÁMICA DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS Capítulo I
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CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS EN BASE A LA MEZCLA DE HIDROCARBUROS QUE CONTIENEN
A PARTIR DE: • DIAGRAMA DE FASES-PRUEBAS PVT • INFORMACIÓN DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
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FACTORES FÍSICOS QUE CONTROLAN EL COMPORTAMIENTO DE FASES
• PRESIÓN • TEMPERATURA
• ATRACCIÓN MOLECULAR • REPULSIÓN MOLECULAR
PRESIÓN Y ATRACCIÓN MOLECULAR
Confinan las Moléculas
TEMPERATURA Y REPULSIÓN MOLECULAR
Dispersan las Moléculas
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DIAGRAMA DE FASES
Es un Diagrama de P vs T que muestra los cambios de fases (Líquido, Gas) que sufre una mezcla de hidrocarburos con Presión y Temperatura
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Diagrama de fases de una mezcla de Gas NaturalGasolina Natural
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Diagrama de fases generalizado de un Gas Condensado
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Diagrama de fases para diferentes tipos de crudos y gases ESP OIL, Technology
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Clasificación de los Yacimientos en base a los hidrocarburos que contienen YACIMIENTOS
DE GAS
1. Gas Seco
2. Gas Húmedo 3. Gas Condensado
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO
1. Petróleo Volátil (Alto Encogimiento) 2. Petróleo Negro (Bajo Encogimiento)
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a. Liviano b. Mediano c. Pesado d. Extrapesado (Bitumen)
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YACIMIENTOS DE GAS SECO
• La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie • Temperatura
del
yacimiento
muy
superior
a
la
cricondentérmica • Contenido de C1>90% y C5+<1% • Solo a temperaturas criogénicas (<-100°F) se puede obtener cierta cantidad de líquidos de estos gases
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Composición típica de mezclas provenientes de yacimientos de hidrocarburos COMPONENTE
GAS SECO
GAS HÚMEDO
GAS CONDENSADO
PETRÓLE O VOLÁTIL
PETRÓLEO NEGRO
C1
96.0
90.0
75.0
60.0
48.83
C2
2.0
3.0
7.0
8.0
2.75
C3
0.5
2.0
4.5
4.0
1.93
iC4 – nC4
0.5
2.0
3.0
4.0
1.60
iC5 – nC5
-
1.0
2.0
3.0
1.15
C6
-
0.5
2.5
4.0
1.59
C7+
-
1.5
6.0
17.0
42.15
MC7+
-
115
125
180
225
RGL, PCN/BN
-
26000
7000
2000
625
Líquido °API de Tanque Color
-
60°
55°
50°
34.3°
-
Incoloro Amar. claro
Amar. claro Amarillo
Amarillo Oscuro
Negro
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Diagrama de fases de un Gas Natural ESP OIL, Technology
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YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO
• Gas en el yacimiento • Dos fases en superficie • No presenta condensación retrógrada • RGL > 15000 PCN/BN (Regularmente: 50-100 MPC/BN)
• Contenido de Líquido < 30 BN/MMPCN • °API > 60° (Líquido proveniente del Gas) • Líquido de tanque: Incoloro
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
SUPERFICIE GAS CONDENSADO
GAS CONDENSADO
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YACIMIENTO
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0
• Gas en el yacimiento • Dos fases en superficie
• Presenta condensación retrógrada • Tc < Ty
• °API > 40 – 45° • % C1 > 60 • % C7+ < 12.5
• Ligeramente coloreado – Amarillo claro
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0
• Clasificación
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Riqueza
GPM
BN/MMPCN
Alta
14.6
348
> 300
Media
9.4
224
200 - 300
Baja
7.3
173
100 – 200
Pobre
4.0
97
< 100
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CONDENSADO
• Líquido del Gas Condensado que se encuentra en el
yacimiento en fase gaseosa • Gravedad API: 40 – 60°. Se han encontrado condensados con 29 – 30 °API • Color: generalmente incoloro – amarillo claro • Fuera de la Cuota OPEP
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DEFINICIÓN DE CONDENSADOS DESPUÉS DE LA REUNIÓN DE VIENA
“Definición Aprobada” “Naturally ocurring condensates are those hydrocarbons that exist in the single gaseous phase in reservoirs whose original temperature falls in the range from he critical temperature to the maximum temperature at which two phases can co-exist (cricondentherm). Those hydrocarbons must only be produced from wells completed in gas condensate reservoirs and become liquid at standard conditions of temperature and pressure”. ESP OIL, Technology
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DEFINICIÓN OPEP DE YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO
• Límite Superior • API : 50° ó mayor • RGL : 5000 PCN/BN o mayor • %C7+: 3.5 ó menor • Límite Inferior • API : 45° • RGL : 5000 PCN/BN • %C7+ : 8 • Prueba Adicional • Destilación ASTM D-86 90% cond. a T ≤ 650 °F ESP OIL, Technology
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Caracterización de fluidos del Norte de Monagas y del Área Tradicional de Anaco Norte de Monagas
Área Tradicional de Anaco
Gas Condensado
Volátil
Gas Condensado
Volátil
RGP, PCN/BN
2770 - 9200
1027 - 2905
3233 - 61000
1050 - 2865
°API
31.8 – 38.4
26 - 34
39 – 59.9
29.6 - 51
C1, %
66.6 – 77.3
49.9 – 65.8
88.4
39 - 64
C7+, %
4.9 – 13.6
13.4 – 25.9
1.2 – 12.0
13.1 – 28.7
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Efecto de la Relación Gas-Condensado sobre la Presión de Rocío Retrógrada
Efecto de la Gravedad °API sobre la Presión de Rocío Retrógrada
Efecto de la Temperatura sobre la Presión de Rocío Retrógrada ESP OIL, Technology
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Comportamiento Retrógrado de un Gas Condensado ESP OIL, Technology
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Revaporización de Condensado al presurizar con gas yacimientos agotados de Gas Condensado ESP OIL, Technology
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Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de Gas Condensado con Zona de Petróleo (Pierna) ESP OIL, Technology
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YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL
• La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase líquida en el yacimiento y en dos fases en superficie • Temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica
• El agotamiento isotérmico de presión produce alto encogimiento del crudo (hasta 45%) • El gas liberado puede ser del tipo Gas Condensado • % C7+ > 12.5 • % C1 < 60 ESP OIL, Technology
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Diferencias entre Yacimientos de Gas
Condensado y Petróleo Volátil.
Gas Condensado
Petróleo Volátil
Tc < Tyac < Tcdt Gas en el yacimiento Presenta Pto. de Rocío % C7+ < 12.5 % C1 > 60 Líquido de tanque incoloroamarillo claro RGPi > 3200 PCN/BN
Tyac ≤ Tc Líquido en el Yacimiento Presenta Pto. de Burbujeo % C7+ > 12.5 % C1 < 60 Líquido de tanque amarilloamarillo oscuro 1750 ≤ RGPi < 3200 PCN/BN
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RGP inicial de producción, PCN/BN
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GAS SECO
50,000
GAS CONDENSADO
PETRÓLEO NEGRO
PETRÓLEO VOLÁTIL
40,000
Punto de Rocío
30,000
Punto de Burbujeo 20,000
10,000 0 30
5
10
15
20
25
30
Heptano plus en el fluido de yacimiento, % molar
El Efecto de la composición sobre la RGP inicial de producción es indicada por los limites composicionales de los cinco tipos de fluidos de yacimiento ESP OIL, Technology
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YACIMIENTOS DE PETRÓLEO DE BAJA VOLATILIDAD
• Líquido en el yacimiento • Líquido y Gas en la superficie • • • •
% C7+ > 20 % C1 < 50 Ty < Tc RGP < 1750 PCN/BN
• Petróleo de tanque Color °API • Bo < 1.5 BY/BN ESP OIL, Technology
Negro Menor de 40°
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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETRÓLEO
Petróleo en el Punto de Burbujeo (30-40° API)
Gas Condensado en el Punto de Rocío
Acuífero
Durante el agotamiento de presión ocurre condensación retrógrada en la capa de gas y liberación de gas en la zona de petróleo ESP OIL, Technology
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Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de Petróleo Negro con Capa de Gas
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Caracterización de fluidos de Yacimientos en base a información de pruebas de producción y análisis cromatográficos (Mc Cain) RGP
°API
C4+
C1
COLOR
GAS SECO
> 100000
--
< 0.7 %
> 90 %
----
GAS HUM.
> 15000
< 70
<4
< 90
INCOL.
GAS COND.
> 3200
> 40
< 12.5
> 60
AM CLARO
PET. VOL.
> 1750
> 40
> 12.5
< 60
AM. OSCURO
PET. NEGRO
< 1750
< 45
> 20
< 50
NEG. VER.
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EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP CON EL TIEMPO
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DIPLOMADO EN SISTEMAS ARTIFICALES DE PRODUCCIÓN “SAP”
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MsC. Marto Ramírez Landivar
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POZO DE GAS Consideraciones Técnicas • En la producción de pozos de gas, el condensado se acumula inhibiendo el flujo de gas, a raíz de este problema el pozo se somete a un proceso de achique
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OPERACIÓN • El método consiste en lanzar barras desde el cabezal hacia el interior del pozo. • Esta operación se realiza a través de la válvula de sondeo, teniendo en cuenta que la válvula maestra superior este cerrada. • La válvula de sondeo se abre, se desliza la barra, se cierra la válvula de sondeo y se abre la válvula maestra superior.
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EFECTOS • Las barras realizan una reacción química con el fluido producido • Rompen emulsiones • Generan agitación • Aligeran la columna • Proporcionan fuente externa de energía • Recupera presión • Objetivo Final: Arrastre de fluidos a superficie
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APLICACIONES • Este método se aplica en: – Pozos de Gas – Pozos de Gas y Condensado
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DISEÑO • • • •
Validar data del pozo Análisis de laboratorio Concluir que tipo de hidrocarburo Objetivo Final: Diseñar la barra para el tipo de hidrocarburo que producimos.
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BARRAS ESPUMANTES Precaución • El uso de barras espumantes para descargar líquidos en pozos requiere de cierto cuidado al utilizarlas, hay varios tipos de barras para seleccionar la adecuada, para cada pozo está en función de ciertas variables, la principal: El corte de condensado que presente el pozo con respecto al agua, lo cierto es que para que una barra espumante funcione es necesario al menos un 30% de agua, además de presión de fondo. ESP OIL, Technology
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APLICACIONES Y RESULTADOS • En la cuenca de Burgos México, se usan barras espumantes para descargar líquidos en pozos de gas y condensado con buenos resultados.
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DIPLOMADO EN SISTEMAS ARTIFICALES DE PRODUCCIÓN “SAP”
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SARTA DE VELOCIDADES Objetivo • El objetivo de usar sarta de velocidades es reducir el área de flujo y aumentar la velocidad del fluido.
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SARTA DE VELOCIDADES Proceso de producción
TP
TP TR
TR
TUBERÍA FLEXIBLE
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SARTA DE VELOCIDADES Instalación • La sarta de velocidades se instala en el interior de la tubería de producción • Se debe de diseñar la profundidad óptima • Las dimensiones varían de 1” hasta 3”
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SARTA DE VELOCIDADES Efectos • Reduce el área de flujo • Incrementa la velocidad del fluido • Objetivo final: arrastre de los fluidos del pozo a superficie
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SARTA DE VELOCIDADES Aplicaciones • Se usa en pozos de B. N. • Se aplica en pozos de baja recuperación • En pozos que tengan tubería de producción grande.
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