Universidad Nacional Experimental Politécnica De La Fuerza Armada Nacional

República Bolivariana De Venezuela

Ministerio Del Poder Popular Para La Defensa

Universidad Nacional Experimental Politécnica De La

Fuerza Armada Nacional

Núcleo Anzoátegui

San Tome

Bombeo Mecánico

Profesor:                                                                                   Integrantes:

Ing. Jose hilarraza                             Mata Bianexys C.I 25268283

                                                             Patiño Brenda C.I 26295154

                                                             Valderrama Anarmind C.I 25568138

                                                             Valero Deilymar C.I 24665228

                                                         7mo semestre D-01[pic 1]

Índice De Contenido

Introducción………………………………………………………………...Pag 4

Índice de productividad ………………………………………....…..….…Pag 5

Yacimientos Subsaturados y saturados……………………………….…..Pag 5-6

Análisis nodal ………………………………………………………….…...Pag 7

Levantamiento artificial por bombeo mecánico………………...….…….Pag 8-9

Ventajas del Sistema de Bombeo Mecánico de Petróleo………….……. Pag 10

Desventajas del Sistema de Bombeo Mecánico de Petróleo…….……….Pag 11

Nuevos diseños del equipo de superficie ……………………..….….……Pag 12

Unidad Convencional …………………………………………….….….. Pag 12

Unidades de Bombeo Churchill………………………………….……… Pag 14

Unidades Balanceadas a Aire / Air Balanced …………………….……. Pag 14

Unidades de Bombeo Rotaflex………………………….……….……… Pag 15

Unidades portátiles……………………………………………….……….Pag 16

Tipos de completación BM……………………………………………-…Pag 16

Completación Grupo I…………………………………………………-…Pag 17

Completación Grupo II……………………..………………………….-..Pag 17

La bomba de subsuelo……………………….……………………..…..- Pag 17

Función De Las Bombas De Subsuelo…………………………..……….Pag 18

Tipos De Bomba De Subsuelo…………………………….……………. Pag 19

Bomba De Tubería (T)………………………..…………………….…... Pag 19

Bomba De Cabilla O Insertable………………………….…………..… Pag 19

Ciclo De La Bomba De Subsuelo……………….…………..………….. Pag20

Carrera ascendente…………………………………………...………… Pag 20

Carrera descendente………………………………..………….………...Pag 20

Anclas de gas …………………………….…………….…………..…… Pag 21

Procedimientos de diseño ……………………..……….……….……… Pag 21

Método API RP-11L …………………………………….…….……….. Pag 22

Método API Modificado ………………………………….…………… Pag 23

Método de la ecuación de onda ………………………….……………. Pag 23

Conclusiones ………………………………………………………...…. Pag 26-29

Glosario de términos ……………………………………..……………. Pag

Índice de Figuras

Introducción

Venezuela es uno de los países que cuenta con una amplia gama de  reservas de  hidrocarburos, las cuales alcanzan una cifra cercana a los setenta millones de barriles de petróleo, sin contar con los que existen en la Faja Petrolífera del Orinoco y las inmensas reservas de gas que se encuentran en nuestra plataforma continental. Además tiene una envidiable posición geográfica y la existencia de una infraestructura de producción, la cual comenzó su formación en los inicios de la industria petrolera mundial, todo lo cual le permite competir con ventaja en los mercados internacionales de los hidrocarburos.

Antes de seleccionar un método de levantamiento para ser implementado en un campo en particular es necesario comprender los factores que afectan el paso de los fluidos desde la formación hacia el pozo así como las relaciones entre los mismos, y de esta forma conocer en primera instancia las posibles tasas de flujo que se pueden obtener de cada pozo.

 Mediante el análisis nodal se obtiene, por lo general, un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando hablamos de un pozo productor, pero cuando hablamos de un pozo nuevo, permite calcular  el diámetro óptimo de las tuberías de producción, del estrangulador y línea de descarga por la cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo y presión para diferentes condiciones de operación.

Dependiendo de  las condiciones iníciales en el yacimiento, los hidrocarburos se encuentran bien sea en estado monofásico o en estado bifásico. En la primera situación  podemos encontrar líquido, condición  en la cual todo el gas presente está disuelta en el petróleo, o puede ser gaseoso. En la segunda situación, cuando encontramos la acumulación bifásica, al estado de vapor  se le designa capa de gas y al estado líquido subyacente, zona de petróleo. Sin embargo, el petróleo crudo puede estar saturado o subsaturado.

Para un determinado paso de presión en el yacimiento se tiene que la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, es en este momento cuando se recurre al uso de un mecanismo artificial para continuar extrayendo hidrocarburos, para este caso dicho mecanismo es el bombeo mecánico técnica de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie, considerando que el yacimiento posee una determinada presión, la cual es suficiente para que el petróleo alcance un determinado nivel en el pozo.

Índice de productividad

El índice de productividad o IP es el potencial o habilidad de un pozo para producir fluido del yacimiento  dependiendo de un diferencial de presión, además de ser un parámetro exclusivo del pozo y un indicador de la capacidad productiva del mismo. La variación del IP depende de cómo fluctúa la tasa de producción y el diferencial de presión. El cual permanece constante para un rango amplio de variación de tasa de flujo, en tal forma que esta es directamente proporcional a la presión diferencial del fondo. Donde la razón de la tasa de producción, en barriles fiscales por día, a la presión diferencial (Pe-Pwf), en libras por pulgadas cuadradas, en el punto medio del intervalo productor y esto se conoce como la ecuación de índice de productividad.

El IP es medido después de un período de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor de presión de fondo para determinar la presión estática (Pe), y luego que el pozo haya producido a una tasa estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión de fondo fluyente (Pwf). La diferencia (Pe-Pwf) se denomina presión diferencial o caída de presión. La tasa de flujo se determina por medio de medidas en el tanque de almacenamiento o, en algunos casos, de medidas de los separadores o con medidores de desplazamientos positivos.

Yacimientos saturados e subsaturados

El punto de burbuja o burbujeo es una fase liquida con una cantidad infinitesimal de gas, en otros términos es cuando aparece la primera burbuja. De acuerdo a este punto se obtiene la siguiente clasificación para los yacimientos.

Yacimientos saturados

En estos yacimientos la presión inicial es menor o igual que la presión de burbuja, por ende el yacimiento es bifásico, contiene una zona líquida y otra gaseosa (figura1). Debido a que la composición del gas y el crudo son diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío (fase gaseosa con una cantidad infinitesimal de líquido) y podría ser retrógrada o no retrógrada. El comportamiento retrógrado se produce por la disminución de presión que produce condensación en parte de la mezcla.

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