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Exposicion gr. 6 nuevas tecnologias
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Exposicion gr. 6 nuevas tecnologias

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  • 1. NUEVAS TECNOLOGIAS DELEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Iván Fernando Berrio Aguilera Carlos Fernando Rubiano Ramírez Estephanie Ruiz Jaimes
  • 2. 1. BORS (BALANCED OIL RECOVERY SYSTEM) El BORS, es un sistema de extracción alternativo de petróleo, no usa sistemas de levantamiento artificial convencionales, ya que su instalación se realiza sobre la superficie y directamente al casing. Proporciona un sistema de extracción de menor costo operativo y portátil.
  • 3. Es considerado una buena alternativa de extracción parautilizar en pozo someros y de muy bajos caudales a uncosto operativo menor que los sistemas de extracciónconvencionales, dentro de las condiciones de usos serequieren: Bajos caudales de producción (entre 3 y 4 BPD). Bajas profundidades (2500 y 3000 pies). Baja relación gas petróleo. Altos costos operativos.
  • 4. FUNCIONAMIENTOLa extracción se realiza por medio de una manguera quees transportada dentro del casing por medio de una cintahasta la columna de fluido del pozo.Luego de un cierto tiempo de espera, la manguera eslevantada para descargar el fluido dentro del tanque dealmacenamiento y enviado a las baterías por medio de unabomba de transferencia.Todas las funciones están controladas por medio de uncontrolador con la cual se ingresan las profundidades ytiempos de trabajo.
  • 5. PARTES DEL EQUIPO Tanque de almacenamiento de aproximadamente 2,5 bbls (250 l) de acero inoxidable. Carretel enrollador de cinta y cinta de 3200 ft de longitud, de 2 pulg de ancho y 1.2 mm de espesor. Manguera de 36 ft con diámetro de 2.5” y 2.25” más pesa de 27 lbs (12 Kg) aproximadamente. Sensores de nivel en el tanque. Motor reductor de 4 Hp. Resistencia de frenado. Bomba de transferencia de tornillo con motor de 1 Hp. Unidad de Control Computarizada (PLC) Unidad de Control Computarizada de mano (MAGELIS). Tubo de descarga con sensor de proximidad. Tubo de conexión PVC de 30 ft (9 m). Cabezal de acero inoxidable.
  • 6. SELECCIÓN DEL POZO Capacidad de extracción máxima de 10 bpd. Profundidad de trabajo máxima de 3000 ft. Diámetro del Casing mínimo de 4 1/2” el cual no debe tener problemas mecánicos. Ideal para pozo con problemas de intervenciones repetitivas de varilleo, con la finalidad de reducir los costos operativos que tienen con el sistema de bombeo mecánico, más aún si son de muy bajas producciones. Evitar que el pozo esté ubicado cerca de centros poblados o muy alejados del centro operativo como prevención a los robos. Mínima o nula producción de gas, ya que el equipo no capta el gas.
  • 7. VENTAJAS Bajo riesgo de accidentes e incidentes ambientales, ya que no usa ni altas presiones, ni equipos con partes móviles. Fácil para modificar las condiciones de operación según la profundidad y producción del pozo (velocidades de bajada y subida de la manguera y número de ciclos por día). Buena alternativa de extracción para pozos someros de bajo aporte productivo. Menor inversión inicial por equipamiento con respecto a los otros sistemas de levantamiento. Factible de ser controlado y supervisado a distancia, en vista que cuenta con un PLC como parte del panel de control. No requiere intervenciones de varilleo ni fluidos a presión para el levantamiento No usa tubing, ni varillas, que requieran limpieza o reemplazo debido a problemas de parafina, corrosión. No usa bombas, ni válvulas.
  • 8. DESVENTAJAS Profundidad de trabajo limitada, menor que los otros sistemas de extracción. Equipamiento es susceptible de ser robado en forma sistemática, debido, a sus pequeñas dimensiones y a que pueden tener aplicación domestica (válvulas, motores, bombas de transferencia, PLC, mangueras, cintas,etc.). No ha sido probado en pozos con casing de diámetro variable con la profundidad. Equipos electrónicos del Panel de Control requieren adecuadas protecciones.
  • 9. 2. BOMBAS TWIN-SCREW Tecnología de doble tornillo o de tornillos gemelosEs la interacción entre dos tornillos sincronizados quese alojan dentro de un compartimento cerrado, elflujo dentro de la bomba mantienen un balancehidráulico que permite alcanzar alta eficienciavolumétrica y general.
  • 10. PARÁMETROS DE FUNCIONAMIENTO Capacidad: De 1 a 500 m3/hr , 150 a 56.000 bpd Cabeza: 50 kg/cm2 (711 psi) Temperatura: Hasta 300ºC Viscosidad: Hasta 500.000 cst
  • 11. TIPOS DE BOMBAS TWIN-SCREW • Electric Submersible Twin ScrewElectrosumergible Pumps (ESTSP) • No requiere ningún equipo adicional • TopDrive Twin Screw Pumps TDTSP • Coiled tubing • Rigless TopDrive Twin Screw Rigless topdrive Pumps (R-TDTSP) • Slick line, varillas de bombeo.
  • 12. RESULTADOS EN CAMPO Debido a que es una bomba de desplazamiento positivo, las presiones siguen siendo las mismas con velocidad variable. La velocidad es el único parámetro a ser ajustado de esta bomba, y se puede cambiar para alterar la velocidad de la bomba mientras se mantiene una presión constante. La bomba no hace distinción entre el gas y líquidos
  • 13. 3. BOMBEO HIDRAULICO3.1 Bomba jet ”jj tech”:
  • 14. BOMBA JET ”JJ TECH”: • Permite la fácil recuperación de la bomba de los pozos desviados y horizontales. • Produce grandes volúmenes de fluidos de la formación con inclusiones de moderado a alto contenido de sólidos. • Alta resistencia a la corrosión y erosión • No tiene partes móviles. • Se usa unidad Wire Line, no se requiere unidad de Workover o Taladro. • Puede ser usado en pozos direccionales, con altos contenidos de solidos , en crudo pesado, en pozos estrechos, revestimientos con problemas de integridad.
  • 15. JJ Tech 1.6 JJ Tech 2.3/2.8 JJ Tech 3.5 HSP-Instalación en huecos - Producción 2.3 - - Producción - Hasta delgados. Hasta 3.500 barriles 4.500 barriles por día por día. -Producción - Hasta -- Proceso de 600 barriles por día - Producción de 2,8 - endurecimiento de la Hasta 4.500 barriles erosión y control de - Se utiliza en laextracción de agua de por día la corrosión los pozos de gas - Produce pozos con contenido de sólidos extremadamente alta
  • 16. INSTALACION
  • 17. 3.2 Coiled Tubing dual + Jet Pump para la limpieza de pozos• Combinación de dos tecnologías Jet pump (JetPack) y Coiled Tubing (Flatpack).• Remueve los sólidos y líquidos de fondo del pozo.• La función primaria de esta tecnología es crear un ambiente de baja presión enel pozo para bombear el líquido y/o sólidos a la superficie.• El sistema Flac Pack es usado como tuberia dual encapsulada, el cual seinyecta el fluido motriz por una y se produce por la otra.• La versatilidad del sistema, hace que sea la solución ideal de bajo costo parauna amplia gama de operaciones. Si bien puede ser modificado para encapsularcualquier diámetro de tubería flexible o conducto eléctrico, puede serdesplegada por cualquier unidad de tubería flexible.• Puede ser usado a profundidades de 1500 ft a 8000 ft.http://www.youtube.com/watch?v=vwiIZ_p5ix4&feature=player_embedded
  • 18. Aplicaciones. • Limpiezas de pozos Horizontales o desviados. • Producción o limpiezas de arena. • La recuperación del fluido de perforación. • Pruebas de Producción / evaluación.
  • 19. BENEFICIOS • Este es un excelente sistema para evaluar los pozos que están en un régimen de flujo de dos fases. • Debido a la baja presión de los embalses, frac de arena limpiezas son una técnica común que se utiliza durante el proceso de completamiento. • Una de las características únicas del JETpak que ofrece es la capacidad de chorro a través de una boquilla de alta presión en la parte inferior de la bomba para romper o licuar arena. • La tecnología mejora drásticamente JETpak y limpieza siendo más eficiente; con un conjunto de bomba, siendo capaz de limpiar múltiples pozos en un día sin el desmontaje de la bomba de la tubería de la bobina. • Reduce el número de intervenciones. Cuando se utiliza el JETpak, el número de limpiezas realizadas en el pozo se reducirá. Dado que el pozo está en un estado bajo balance durante la limpieza, y elimina el líquido que se ha acumulado en la zona cerca del pozo.
  • 20. 4. LEVANTAMIENTO POR GAS4.1 VÁLVULA NOVA (SLB)• Utiliza una boquilla tipo vénturi, que es una apertura convergente-divergente.• Diseñada para controlar el flujo de gas a través de la válvula.• La boquilla tipo vénturi hace que el flujo de gas critico tenga lugar unavez que la presión aguas abajo se reduce hasta alcanzar un valor entre90-95% de la presión aguas arriba.• Previene las inestabilidades del flujo, sin las perdidas de producciónasociadas con las válvulas convencionales.• Su aplicación es importante en pozos con terminaciones duales,donde dos sistemas independientes operan en el espacio anular de unsolo pozo.
  • 21. 4.2 GAS LIFT CON VÁLVULA NOVA • Posee una boquilla tipo venturi. Se muestra la grafica de desempeño. • Flujo critico (azul). Se logra de la apertura convergente-divergente por la valvula de boquilla tipo venturi. • Posee un 10% de caida de presion. • Valvula orificios cuadrados convencional (flujo rojo), requiere de un 40-60% caida de presion para lograr flujo critico.
  • 22. 4.3 GAS LIFT ORIFICIO CONVENCIONAL• El gas ingresa en la válvula por los orificios de entrada y fluye a travésde un orificio cuadrado.• Provee una tasa de flujo de gas controlada.• La curva de desempeño de flujo es modelado por medio de la ecuaciónde Thornhill-Craver.• Utiliza la Pcsg up aguas arriba de la válvula (Pup).• Ptub producción aguas debajo de la válvula (Pdown).
  • 23. 4.4 Gas lift de alta presión (xlift)• Incrementa la capacidad de los sistemas existentes. Extiende rango de lapresión de operación de 2000 lpc a 5000 lpc.• Utiliza un sistema de válvula de retención de sello positivo para reemplazar lossistemas de válvulas de retención de velocidad (empleados hoy en dia).• Operan con presiones de inyección mas altas y puntos de inyección masprofundos, mejoran el desempeño del pozo.• Los pozos pueden ser terminados con menos mandriles y válvulas (presión deoperación mas alta).•Instalación de Gas Lift alta presión en aguas profundas e instalacionessubmarinas.• Permite la instalación de la primera válvula por debajo de la línea de lodo.• Mandril del sistema permite un mayor diámetro interior de la cavidad de laválvula, optimiza trayectoria de flujo del fluido.
  • 24. • Tiene incorporado un sistema de fuelles con soldadura en el borde, parasoportar presiones de operación más altas.• Ensamblaje de fuelle es resistente a la corrosión y reduce la carga internade gas incrementando al mismo tiempo la presión de inyección.• En operaciones marinas se inyecta gas a alta presión por debajo de lalínea del lodo esto aumenta la profundidad de inyección para maximizarcaída de presión (aumento de producción).•Instalación de válvula por debajo de la línea del lodo, el pozo produce conGas Lift sin mandriles, ni válvulas en el tubo ascendente.• La válvula Xlift se controla desde el subsuelo, no tiene conexión física ensuperficie.• Posee configuración de flujo vénturi para una capacidad de flujo maseficiente y estable.• Posee válvula de retención positiva que elimina las trayectorias deperdidas potenciales hacia el espacio anular entre casing y tub. Deproducción.
  • 25. 5. SISTEMAS COMBINADOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Es una combinación de dos formas de levantamiento artificial Usado en muy pocos casos, solo en caso que las condiciones lo ameriten Casi siempre consta de un levantamiento combinado con gas y otro tipo de levantamiento
  • 26. BENEFICIOS Incremento de la eficiencia volumétrica. Disminuye las tasas de inyección de gas respecto al levantamiento convencional por gas lift Aumenta el diferencial de presión y la producción Incrementa la profundidad de instalación de la bomba Reducción en la potencia de la bomba y el motor y bajo consumo eléctrico.
  • 27. 5.1 ESPCP-BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLEPOR CAVIDADES PROGRESIVASOpera de manera muy similar al bombeo electrosumergible, pero con algunas diferencias, tales como: La bomba es de cavidades progresivas y no centrífuga. Se requiere una caja de velocidades con reductor para acomodar la velocidad del motor a los requerimientos de menor velocidad de la bomba de cavidades progresivas. Una junta o eje flexible es requerida debido a la excentricidad de la bomba de cavidades progresivas.
  • 28. Debido a que la aplicación principal para el ESPCP es laproducción de crudos pesados, en general, el manejo degas no será un problema, debido a las bajas cantidades degas asociadas a estos tipos de crudos; de cualquier forma,el ESPCP pueden manejar cantidades limitadas de gaslibre sin dificultad, aunque se pueden instalar separadoresde gas en fondo, si lo que se desea es maximizar laeficiencia del sistema.
  • 29. VENTAJAS Buena tolerancia a la arena. Alta eficiencia (mayor al 70 %). No esta afectado por la desviación. Buena recolección de datos relacionados con el sistema. Buen manejo de crudos pesados. Es un sistema fácil de operar.
  • 30. DESVENTAJAS Tiene un menor tiempo de espera entre fallas que el bombeo electro submergible. Riesgo de fallas en el cable eléctrico. Se requiere de taladro o estructura en caso de falla del sistema. Rata limitada (hasta 2500 en casing de 4 ½ pulgadas)
  • 31. 5.2 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE CON GAS LIFTLas principales áreas de aplicación incluyen camposmaduros y desarrollados, campos con bajo suministro degas, bajo índice de productividad y pozos profundos.La combinación de sistemas como Gas Lift y ESP permitemejorar la utilización de las metodologías de levantamientoconocidas.
  • 32. INSTALACIÓNEl completamiento requerido para su instalación se realizainstalando una bomba centrifuga cerca de los intervalos deperforaciones, mientras que los mandriles de Gas Lift soninstalados encima de la bomba, a unos 1000 a 3000 ft.
  • 33. PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTOSe inyecta gas por encima de las bombaelectromumergible para disminuir la densidad del fluido yasí mejorar la eficiencia de la bomba.La combinación de estas prácticas puede aumentar el ciclode vida del equipo, que de por sí es bastante costoso.
  • 34. Los caudales se ven afectados bien sea por: por variación de la velocidad del motor de la bomba centrifuga cambiando la cantidad de inyección de Gas Lift.
  • 35. VENTAJAS. Operación de los dispositivos en subsuelo. Bajo requerimiento de gas para levantamiento y menor tamaño de unidad de bombeo electrosumergible. Largos ciclos de vida, bajos costos de operación. El levantamiento artificial combinado puede ayudar a minimizar la energía total requerida en un orden de 15 a 20%.
  • 36. DESVENTAJAS Se requiere compresión de gas para realizar este procedimiento. Es necesario el suministro de energía eléctrica. Tolerancia limitada a las arenas
  • 37. 6. PRODUCCIÓN BAJO EL MAR Por medio del sistema eléctrico sumergible de bombeo (ESP) de Centrilift. Tienen un desempeño probado de operación en condiciones de altas temperaturas y presiones, Producción de altos volúmenes de Fluido (hasta 150.000 bpd) Rango operativo amplio y suministro de empuje necesario de mas de 5000psi
  • 38. Centrilift ofrece sistemas duales eléctricos sumergibles debombeo (ESP) en pozo, sistemas de levantamiento enlecho marino y sistemas de levantamiento instalados enmontante. Cada opción brinda distintas ventajas,dependiendo de las necesidades generales de producciónde los campos submarinos.
  • 39.  Quizás la opción con el menor costo total para elevación (boosting) desde el lecho marino es el sistema de bombeo en montante. Esta configuración instala un sistema ESP tradicional en la tubería de producción dentro del montante de la línea de flujo (donde el espacio lo permita, mínimo de 5 ½ pulg. de D.I.). Algunas alteraciones simples al cabezal del montante permiten ensartar el cable de potencia y colgarlo de la tubería de producción.
  • 40. GRACIAS!