CAPACITACION SERTECPET-DISEÃ‘O DEL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL JET CLAW (1).pdf

CAPACITACION SERTECPET 2011
ECUADOR
SOLUCIONES INTEGRALES ENERGETICAS

DISEÑO Y SELECCIÓN
OPTIMIZADA DEL SISTEMA DE
OPTIMIZADA DEL SISTEMA DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
METODO
METODO:
BOMBEO HIDRAULICO CON
BOMBEO HIDRAULICO CON
BOMBA JET CLAW®

DISEÑO:
Utilizado habitualmente en el contexto de las
artes, ingeniería, arquitectura y otras disciplinas creativas
artes, ingeniería, arquitectura y otras disciplinas creativas
diseño se define como el proceso previo de configuración
mental “Pre-configuración” en la búsqueda de una solución
mental, Pre-configuración , en la búsqueda de una solución
en cualquier campo.

El levantamiento artificial es requerido cuando la
presión del reservorio no es suficiente para llegar
a la superficie.
a la superficie.
- El levantamiento artificial consiste en
transferir energía al fondo del pozo con el
objetivo de levantar la columna de fluido.
objetivo de levantar la columna de fluido.

GAS LIFT BCPSERTECPET MECANICO
BESSERTECPET
BHSERTECPET

APLICABILIDAD DE LOS METODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
CONDICION MECANICO HIDRAULICO BCP GAS LIFT BES
ESCALA DEFICIENTE REGULAR / REGULAR DEFICIENTE DEFICIENTE DEFICIENTE
ARENA DEFICIENTE MUY BUENO / DEFICIENTE BUENO MUY BUENO REGULAR
PARAFINA REGULAR BUENO BUENO REGULAR BUENO
CORROSION BUENO BUENO DEFICIENTE DEFICIENTE DEFICIENTE
GOR REGULAR REGULAR DEFICIENTE MUY BUENO REGULAR
DESVIACION REGULAR MUY BUENO BUENO MUY BUENO BUENO
CAUDAL REGULAR REGULAR DEFICIENTE MUY BUENO BUENO
PROFUNDIDAD DEFICIENTE MUY BUENO DEFICIENTE BUENO DEFICIENTE
FLEXIBILIDAD MUY BUENO MUY BUENO BUENO MUY BUENO REGULAR
TEMPERATURA MUY BUENO BUENO REGULAR BUENO DEFICIENTE

% EFICIENCIA DEL SISTEMA; INCLUYEN TODAS LAS
PERDIDAS MECANICAS
70
80
PERDIDAS MECANICAS
50
60
20
30
40
0
10
BCP BH PISTON MECANICO BES BH JET GAS LIFT
CONTINUO
GAS LIFT
INTERMIT

SELECCIÓN DEL METODO DE
- La selección involucra muchos parámetros, criterios y
requerimientos.
- Tomar decisiones en L.A. se basa en identificar el
método aplicable a las condiciones de
yacimientos, características de fluidos, facilidades de
superficie y condiciones operacionales de producción.
- En función de la estrategia para desarrollo de campos
petrolíferos, es necesario establecer a mas de las
mejores alternativas técnicas de L.A., los factores
comerciales, riesgos, entre otros.

d b l h d l
¿Que debo conocer a la hora de seleccionar un S.L.A. y comparar
distintas opciones?
R=Parámetros del reservorio, fluido, completaciones, facilidades de
superficie, operaciones, costos, riesgos entre otros
¿Cuáles son los sistemas mas apropiados para nuestro campo?
l l d d l d
R=Es necesario realizar el diseño del S.L.A. antes de tomar una
optima decisión.

PARAMETROS DEL RESERVORIO
COMPLETACIONES
COMPLETACIONES
DISEÑO DEL SISTEMA
DISEÑO DEL SISTEMA
SELECCIÓN DEL LEVANTAMIENTO
SELECCIÓN DEL LEVANTAMIENTO
FACILIDADES DE SUPERFICIE
DISEÑO DEL SISTEMA
DISEÑO DEL SISTEMA
DE LEVANTAMIENTO
DE LEVANTAMIENTO
HIDRAULICO CON
HIDRAULICO CON
BOMBA JET CLAW®
BOMBA JET CLAW®
ANALISIS DE COSTOS
ANALISIS DE COSTOS
REPORTES Y PROPUESTAS
REPORTES Y PROPUESTAS
BOMBA JET CLAW®
BOMBA JET CLAW®

Empuje o
Mecanismos de
Producción Natural
Empuje o
Desplazamiento
Hidráulico
Empuje o
Desplazamiento por
Gas Disuelto
Gas Disuelto
Empuje o
Desplazamiento por
Capa de Gas
Para diseñar apropiadamente
Presión de Burbuja
Saturados
Subsaturados
Para diseñar apropiadamente
un sistema de levantamiento
artificial, es importante
comprender el mecanismo de
levantamiento del reservorio Clasificación de los
yacimientos
Subsaturados
Estado de los
fl id
Petróleo Negro
(Black Oils)
levantamiento del reservorio.
El tipo de reservorio
puede, literalmente, influenci
ar la rata de producción
obtenida mediante ese fluidos
(Termodinámica)
Petróleo Volátil
obtenida mediante ese
sistema de levantamiento.
Variación del
volumen original de
Hidrocarburos
Volumétricos
No Volumétricos

Empuje o Desplazamiento hidráulico
El mecanismo de empuje por agua, puede ser también llamado empuje por invasión de
d d f d l l í d d
agua, empuje de agua de fondo o laterales, Las características asociadas con este tipo de
empuje son:
1.) El volumen del petróleo del reservorio no permanece constante. La invasión de agua, cambia
el volumen inicial de petróleo contenido en el reservorio
el volumen inicial de petróleo contenido en el reservorio.
2.) Existe un desplazamiento del agua por el petróleo.
3 ) Este tipo de reservorio pueden tener una fase de gas resultando una combinación de
3.) Este tipo de reservorio pueden tener una fase de gas resultando una combinación de
mecanismos de empuje, Empuje por depleción y empuje de agua (wáter depletion drive)
4.) Puede existir una optima rata de producción para este tipo de reservorio.

Empuje o Desplazamiento por Gas disuelto (Gas en solucion)
Este tipo de empuje puede también ser llamado como empuje por gas interno, empuje por
depleción o vaciamiento y/o de comportamiento volumétrico.
Al t í ti
Algunas características son:
1.) Un volumen constante, significa que no existe algún cambio en el tamaño inicial del
reservorio, no existe invasión de agua para este tipo particular de mecanismo de empuje
2.) Hay flujo de 2 fases a presiones debajo del punto de burbuja, en otras palabras, fluyen el
petróleo y el gas que se desprende de la solución.
3 ) El l d l l ió f d h i ib L
3.) El gas sale de la solución pero no se mueve para formar una capa de gas hacia arriba. Las
burbujas de gas formadas en la fase liquida permanecen en la misma, produciendo flujo
simultáneo de gas y petróleo.
4 ) La prod cción de hidrocarb ro es el res ltado de la e pansión ol métrica del gas en
4.) La producción de hidrocarburo es el resultado de la expansión volumétrica del gas en
solución y la expulsión volumétrica de petróleo.
5.) Este tipo de mecanismo de empuje del reservorio se aproxima a un proceso de liberación
instantánea del gas (flash gas liberation) por tanto la composición total del reservorio
instantánea del gas (flash gas-liberation) por tanto la composición total del reservorio
permanece constante durante el agotamiento de la presión, es decir, todos los gases liberados
de la fase liquida durante una reducción de presión permanecen en contacto intimo y en
equilibrio con la fase liquida de la que se separaron.

Empuje o Desplazamiento por Gas disuelto (Gas en solución)
Se sabe que creando un excesivo drawdown en un reservorio de empuje por gas en
solución resulta en un incremento de la fase de gas en el reservorio. Un aumento
de la permeabilidad al gas y decremento de la permeabilidad al petróleo.

Empuje o Desplazamiento por Capa de Gas
En los yacimientos cuyo contenido original de gas ha sido mayor del que
puede disolverse en el petróleo bajo las condiciones de presión y temperatura
existentes, el volumen de gas no disuelto forma una cresta o casquete encima de la
zona de petróleo y a medida que este se produce la expansión del gas ejerce un
zona de petróleo y a medida que este se produce, la expansión del gas ejerce un
efecto
de pistón de arriba hacia abajo que desplaza el petróleo.

(Gas en solución) Capa de Gas
hidráulico

RESERVORIOS SATURADOS
Yacimientos cuya presión inicial es menor
Yacimientos cuya presión inicial es menor
o igual que la presión en el punto
de burbuja. Ver punto B y C de la Fig.
1.2.a. Este yacimiento bifásico consiste
de una zona
i d lí id
gaseosa suprayaciendo una zona líquida.
Puesto que la composición del gas y el
crudo son
completamente 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
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 y podría ser retrógrada o
no
no
retrógrada (yacimiento de gas).

RESERVORIOS
SUBSATURADOS
Yacimientos cuya presión inicial es mayor
que la presión en el punto de
burbuja. El lector debería referirse al
punto A de la Inicialmente solo se
punto A de la . Inicialmente solo se
presenta
la fase líquida. Las burbujas de gas se
desprenden del crudo una vez el punto
de burbuja se
de burbuja se
alcanza. Eventualmente, el gas librado
empieza se aglutina hasta tener
condiciones de flujo
hacia al pozo en cantidades cada vez
hacia al pozo en cantidades cada vez
incrementales. Contrariamente, el flujo
de crudo
decrementa gradualmente y en la etapa
de depleción permanece mucho crudo en
de depleción permanece mucho crudo en
el
yacimiento

Petróleo Negro Black Oils
Consiste de una amplia variedad de
Petróleo Volátiles
Una pequeña reducción en presión por
Consiste de una amplia variedad de
especies químicas que incluyen
moléculas grandes, pesadas y no volátiles.
Los primeros crudos de este tipo. Los
primeros crudos analizados fueron de color
Una pequeña reducción en presión por
debajo del punto de burbuja causa una
liberación enorme de gas.
Hasta un 50 % de estos crudos puede
convertirse en gas en el yacimiento
primeros crudos analizados fueron de color
negro, de allí su nombre.
Estos crudos tienen GOR ≤ 1000
pcs/STB, el cual se incrementa por debajo
del punto de burbuja
convertirse en gas en el yacimiento
cuando la presión cae unos cientos psi
debajo del punto de burbuja.
La Ecuación de Balance de Materia (EBM)
de petróleo negro no trabaja en estos
del punto de burbuja.
Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C7+
mayor o igual a 30
Las temperaturas del yacimiento son
de petróleo negro no trabaja en estos
casos. El punto de división entre crudo
volátil y negro es arbitrario, pero se toma
como referencia la tolerancia de la EBM.
Bo > 2 1000 <GOR < 8000 scf/STB
Las temperaturas del yacimiento son
menores de 250 °F. La gravedad
decrece lentamente con el tiempo hasta
bien avanzada la vida del yacimiento donde
vuelve a incrementarse ligeramente Este
Bo > 2, 1000 <GOR < 8000 scf/STB,
45 < API < 60, C7+ mayor o igual a 12.5
%,
El GOR y La API se incrementan con la
producción a medida que la
vuelve a incrementarse ligeramente. Este
crudo es normalmente negro (compuestos
pesados)
aunque pude ser marrón o verduzco.
producción a medida que la
presión cae por debajo de la presión del
punto de burbuja. El color es usualmente
café claro a verde)

VOLUMETRICOS
Volumétricos, cuando no existe un acuífero adyacente al yacimiento (yacimiento
cerrado).
NO VOLUMETRICOS
N l ét i El l di ibl hid b d l i t ió d
No volumétricos. El volumen disponible a hidrocarburos se reduce por la intrusión de
agua procedente de un acuífero aledaño.

INFLOW PERFORMANCE (IPR)
INTRODUCCION
El inflow performance (IPR) representa la habilidad que tiene un pozo para aportar fluidos. En la
ilustración podemos notar que las formas de las curvas del comportamiento del flujo pueden
diferir.
COMPORTAMIENTO DE LA Pwf Vs LA RATA
DE FLUIDO Q
En la ilustración el Pozo A tiene un empuje
En la ilustración, el Pozo A, tiene un empuje
hidráulico o el flujo está sobre la presión de
saturación, la curva, es básicamente una línea
recta.
Puede notarse la curvatura en el pozo C que tiene
un empuje de gas en solución o que el flujo se
encuentra bajo el punto de burbuja.
El comportamiento que tiene un pozo para aportar
fluidos, es decir el inflow performance
(IPR), depende en gran medida, del mecanismo de
empuje que tiene el reservorio (energía) y otras
empuje que tiene el reservorio (energía) y otras
variables, tales como la presión del reservorio, la
permeabilidad, etc.

DE FLUIDO Q
Es común en el campo o en la práctica asumir
que, el flujo en un pozo, con condiciones
constantes, es directamente proporcional a la
presión del reservorio promedia (Pr) Note en la
presión del reservorio promedia (Pr). Note en la
ilustración, el Pozo A, el cual tiende a ser
prácticamente una línea recta. Normalmente esto
ocurre solo cuando las presiones fluyentes están
sobre el punto de burbuja (Pb)
sobre el punto de burbuja (Pb).
Para el pozo A, el IP (Índice de productividad) es
constante y es representado en la ilustración por
la inversa de la pendiente de la línea recta.
Donde;
qo Rata de flujo de petróleo
qo= Rata de flujo de petróleo
qw= Rata de flujo de agua
Pr= Presión estática promedia del reservorio
Pwf= Presión de fondo fluyente

DE FLUIDO Q
El IP o índice de productividad es definido
como la producción total, en barriles por
día, por la caída o descenso de la presión
, p p
en PSI.
Cuando el valor de esta pendiente es
constante se dice que el pozo tiene un solo
constante, se dice que el pozo tiene un solo
IP.
Sin embargo, se sabe que la línea con
curvatura existe para muchos pozos. En
p p
este caso no puede decirse que un pozo
tiene un IP lineal (línea recta), porque la
pendiente es diferente con la variación del
drawdown (Nótese las curvas B y C)
drawdown. (Nótese las curvas B y C).

l ( fl f l h ) l (Í d d d d d)
El IPR (inflow Performance Relationship) y el IP (Índice de productividad) no son
equivalentes. El IPR es la relación entre la presión de fondo fluyente (Pwf) y la rata de
flujo (Q). El IP es el primer diferencial del IPR, en el caso especial donde el IPR es una
línea recta o cuando la curva tiende a ser mas una recta, este puede omitirse.
línea recta o cuando la curva tiende a ser mas una recta, este puede omitirse.

MODELOS IPR
Generalmente se utiliza para reservorios que se encuentran
sobre el punto de burbuja con empuje hidráulico .
LINEAL
Generalmente se utiliza para interpolar datos de varios Pwf y Q, su
uso es idéntico para el modelo IPR lineal (Pruebas multiratas)
INTERPOLACION LINEAL
Generalmente se utiliza para reservorios que se encuentran bajo el punto
de burbuja, o en reservorios con empuje de gas en solución
Es un concepto en el cual se utilizan los modelos lineal y de Vogel para
VOGEL
diferentes tipos de reservorios que están sub saturados (estado inicial) y
saturados (estado Final)
Se basa en el método de las pruebas multiratas isocronas y flujo después
del flujo para pozos de gas y ha dado buenos resultados en pruebas para
VOGEL COMPUESTA
FETKOVICH
j p p g y p p
pozos de petróleo que están debajo del punto de burbuja
Esta basado en el concepto que da origen a todos los metods IPR (Ley de
Darcy), el cual utiliza las variables intrinsecas del reservorio como
K, Por, Visc, Bo,H
IDEAL
K, Por, Visc, Bo,H
Se basa en la ley de Darcy tomando en cuenta la configuración geométrica
y el área de drenaje que tiene un pozo horizontal el cual difiere de un
pozo vertical o direccional
POZOS HORIZONTALES

O O
MODELO LINEAL
O O OG
MODELO IDEAL
MODELO VOGEL
MODELO FETKOVICH
Pwf > Pb
MODELO VOGEL COMPUESTO
MODELO HORIZONTAL
Pwf > Pb
f b
Pwf<Pb

d d l d f d b
¿De que depende el tipo de reservorio y su eficiencia de recobro?
R=Del empuje natural, de las características químicas y físicas de
HC de su estructura geológica entre otros
HC, de su estructura geológica, entre otros
¿Cuáles son las herramientas comúnmente utilizadas para
evaluar los yacimientos?
R=Pruebas de producción, pruebas de restauración de presión (Buil
UP), análisis de las rocas (Nucleos), Análisis de fluidos (PVT), historiales de
producción (Oil, Gas, Water), declinación de presiones, entre otros.
p ( , , ), p ,

¿Puedo usar el mismo IP de un reservorio tomado en 2005 para una
selección de L.A. en el 2011?
R= Es común en la práctica medir uno de los IP’s en la vida temprana de un pozo, después
usar este mismo IP para estimar los diferenciales de presión (drawdowns) necesarios para
el incremento de la tasa y asumir que el mismo IP existe después en la vida productiva del
pozo Este comportamiento es más seguro y probable en yacimientos con empuje
pozo. Este comportamiento es más seguro y probable en yacimientos con empuje
hidráulico donde la presión de fondo fluyente esta sobre el punto de burbuja. Pero esto
puede ser un error para los pozos con reservorios con empuje de gas en solución o que la
presión fluyente se encuentre debajo del punto de la burbuja.
¿En que tipo de yacimientos en Ecuador seria factible utilizar el
modelo de Vogel?
d l GO l l
R=Todos los reservorios que tengan un GOR relativamente alto que se
encuentren dentro de los parámetros de pozos con empuje de gas en
solución, capa de gas, Petróleos volátiles o pozos bajo el punto de burbuja.
Ejemplo: Pozo Sacha Arena Napo U, T(Gas en solución), Basal Tena
Ejemplo: Pozo Sacha Arena Napo U, T(Gas en solución), Basal Tena

SISTEMA DE SUPERFICIE
SISTEMA DE SUPERFICIE
Para el adecuado
Para el adecuado
entendimiento del
entendimiento del SURVEY
entendimiento del
entendimiento del
comportamiento del flujo es
comportamiento del flujo es
necesario considerar, de
necesario considerar, de
una manera simultanea, los
una manera simultanea, los
SURVEY
S
diversos componentes del
diversos componentes del
sistema de producción.
sistema de producción.
Cada componente es parte
Cada componente es parte
integral del sistema por lo
integral del sistema por lo
HERRAMIENTAS
integral del sistema, por lo
integral del sistema, por lo
tanto cualquier factor que
tanto cualquier factor que
influencie su
influencie su
comportamiento, afectara
comportamiento, afectara
DISEÑO DEL BHA
también al resto del sistema
también al resto del sistema
REPORTE DE COMPLETACION
RESERVORIO
RESERVORIO
SISTEMA DE FONDO
SISTEMA DE FONDO

Survey o Registro de navegación
Esta herramienta permite corroborar la información de navegación de la Perforación
l ó d ó
Direccional. Este constituye un sistema Giroscópico de Navegación para generar
survey´s de la tasa giroscópica basada en una tecnología de orientación inercial que
no es afectada por la interferencia magnética, ya que toma como referencia al Polo
Norte verdadero, proveyendo a la industria un significado más preciso de la
orientación y prospección del pozo.
PROF MD (Measured Depth) Es la profundidad medida o longitud del Hoyo
PROF. MD (Measured Depth).- Es la profundidad medida o longitud del Hoyo
INCLINACION.- Muestra el Angulo de desviación del pozo respecto al plano vertical
AZIMUTH.- que es la desviación detectada desde la superficie con el equipo, respecto
al Polo Norte magnético en el Plano Horizontal.

Survey o Registro de navegación
Con esta data, la herramienta direccional puede calcular
á
parámetros tan importantes como:
- TVD (true vertical deepht : profundidad vertical verdadera
- DOG LEG (PATAS DE PERRO): severidad de la desviación en
angulos por cada 100 pies.
angulos por cada 100 pies.
- DESPLAZAMIENTO ESTE – OESTE (si los valores son positivos se
i li ió h i l i i h i l
muestra una inclinación hacia el oeste, si son negativos hacia el
Este).
- DESPLAZAMIENTO NORTE – SUR (si los valores son positivos se
muestra una inclinación hacia el Norte, si son negativos hacia el
Sur).
Sur).

TVD
MD
-En el levantamiento artificial el calculo del TVD es importante para calcular los parámetros de
presión de flujo en tuberías como calculo de gradientes de presión presión hidrostática etc
presión de flujo en tuberías como calculo de gradientes de presión, presión hidrostática etc.
-El MD es un parámetro que permite determinar las perdidas de presión por fricción en tuberías y
accesorios en el fondo del pozo.
-La dirección del pozo, el grado de inclinación, el dog leg, son parámetros importantes al
momento de bajar herramientas al fondo del pozo. Ejem: Op. Slick Line, asentam.
Packer, reversamiento Bomba Jet Etc.
Packer, reversamiento Bomba Jet Etc.

HERRAMIENTAS DE FONDO
HERRAMIENTAS DE FONDO
BHA
El Botton Hole Assembly para completacion de
AW
TUBERIA
pozos productores es un conjunto de
herramientas y equipos que son componentes del
sistema de levantamiento artificial en fondo
A
JET
CLA
CAMISA DE CIRCULACION
BOMBA JET CLAW® sistema de levantamiento artificial en fondo.
Es necesario al realizar un analisis previo al
diseño y selección del BHA,
ON
BOMBA
BOMBA JET CLAW®
ACCESORIOS Y CONEXIONES
Para esto es necesario comprender el flujo del
reservorio, los diámetros internos (ID) y externos
(OD) las presiones de colapso y
DE
BH
CO
SENSORES DE PRESION
NOGO
(OD), las presiones de colapso y
estallido, torques óptimos y máximos, las
longitudes de cada componente del BHA, las
SIMPLE
D
EMPACADURA
perdidas de presión para el flujo en tuberías, la
dirección del pozo y las operaciones necesarias
para llegar al objetivo.
BHA
EMPACADURA

á d d l d h d á d ó
¿De que parámetros depende el gradiente hidrostático de presión?
R=API, BSW,SGW,SWO,
¿Cuan recomendable es ubicar la profundidad de la bomba con
respecto al reservorio?
R=100 Ft a 200 Ft TVD.

Tanques
Separador
Cabezal
Bota de gas
Mechero
Motor Bomba Cabezal
FACILIDADES DE SUPERFICIE TUBERIA
IMPORTANCIA DE LAS FACILIDADES DE
SUPERFICIE
CAMISA DE CIRCULACION
BOMBA JET CLAW®
Nadie diseña un sistema de levantamiento sin tomar
en cuenta EL PROCESO que cumplen las facilidades de
BOMBA JET CLAW®
superficie, el impacto en el diseño inclusive puede
afectar directamente a la producción de fluidos.
Tubería, tanques, separadores, válvulas, bombas de
SENSORES DE PRESION
NOGO
, q , p , ,
inyección entre muchos otros se los tiene que diseñar
mediante Ingeniera de procesos e
instrumentación ingeniería de facilidades de
EMPACADURA
instrumentación, ingeniería de facilidades de
superficie e Ingeniería de construcción de Facilidades
de superficie.
EMPACADURA

-
- SERVICIOS PETROLEROS
SERVICIOS PETROLEROS -
-
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO

UNIDADES MÓVILES DE EVALUACIÓN Y PRODUCCIÓN
MTU
• Unidad específica para Prueba de pozos y
producción.
B b hid á li d i it d bi t
• Bombeo hidráulico de circuito cerrado y abierto.
• Flujo natural con choke manifold.

Unidades móviles de prueba que incluyen laboratorio, Optimizan tiempo de
instalación y espacio en locaciones inaccesibles y remotas.
y p y

EVALUACIÓN Y PRODUCCIÓN DE POZOS
SERTECPET cuenta con la tecnología necesaria para evaluar pozos con el fin
de determinar su real potencial, parámetros de operación y recomendar las
mejores estrategias para la optimización de producción de los pozos en
evaluación.

ESQUEMA DE LA UNIDAD DE BOMBEO MTU

UNIDADES DE BOMBEO MTU SERTECPET
Equipo versátil que opera en superficie compuesto por:
• Separador Horizontal de 20’ de largo y 5’ de diámetro con capacidad para 8000
p g y p p
BFPD y capacidad estática de 36 bls. Capacidad de separación de gas 1600 MSCF.
Tiempo de residencia de fluido (FRT) 6.5 minutos.
• Bomba 300Q Quintuplex National Oilwell 300 Hp. Flow 4800 B Bfpd, 400 Rpm.
Bomba Booster 150 Psi. 5000 Bfpd, incluye intake para inyección de químicos. La
energía suministrada por este equipo acciona a la bomba Jet Claw®.
VENTAJAS DE LA MTU
• No es necesario almacenamiento para fluido motriz.
• Mide la cantidad de fluido de gas y liquido.
• Puede desplazar la producción a la estación con presión del separador.
p p p p
• El fluido motriz es filtrado y no daña la formación.
• Unidad compacta para locaciones pequeñas, puede ser helitransportada.
• Panel de control incorporado, control de parada por alta y baja presión.
• La separación de fluido (petróleo, agua, gas) es optima.
• Este sistema de pruebas se ha usado en el Ecuador y el exterior.

Motor Caterpillar® (Oil Well Service Engine)
• Modelo 3406C
Modelo 3406C.
• 484 bhp @ 1800 rpm.
• El motor 3406 está equipado con un arresta llama en la entrada de aire y un
arrestador de chispa en la salida de gases de escape Además otros dispositi os
arrestador de chispa en la salida de gases de escape. Además otros dispositivos
que shutoff que reúnen la especificación BP200 (British Petroleum), la instalación
puede estar certificada para Zona II de aplicaciones en el campo Petrolero.
C j d t d 5 l id d l id d d b b últi l id
• Caja reductora de 5 velocidades para velocidades de bomba múltiplex requerida.
Bomba Quintuplex National Oilwell® 300Q-5H
Bomba Quintuplex National Oilwell® 300Q-5H
• Potencia entregada de 300 bhp @ 400 rpm.
• Máxima presión de descarga = 5000 psi Amortiguador de
pulsaciones en succión y descarga
pulsaciones en succión y descarga.
• Plunger D = 1 7/8” con 6” de carrera.
Bomba Booster incorporada en Skid de MTU
• Presión de descarga 150 PSI.
• Capacidad de descarga 5000 BFPD.
• Incluye intake para inyección de Químicos

RENTA Y PROVISION DE SEPARADORES DE PRUEBA Y
PRODUCCION CON MODULOS DE FLUIDO MOTRIZ
PRODUCCION CON MODULOS DE FLUIDO MOTRIZ
PARA BOMBEO HIDRAULICO
Estos equipos pueden ser fabricados en las
siguientes dimensiones:
• Diámetro del recipiente: desde 42” hasta
60”.
L i d d l i i h i l
• Longitud del recipiente horizontal:
desde 7 hasta 20 pies.
• Diámetro del recipiente vertical: 26”.
Alto del recipiente ertical: 6 pies
Gráfico 3D
• Alto del recipiente vertical: 6 pies.
Separador Trifásico

SEPARADOR DE PRUEBA
Separador Horizontal Trifásico
ANSI 300 Ǿ=60”; L s-s=12’
ANSI 300 Ǿ 60 ; L s s 12
• Capacidad de fluido dinámico de
10.000 bfpd.
p
• Capacidad de gas 2.5 MMSCFD.
• Tiempo de residencia de 2 a 5
minutos.
• Capacidad estática de 36 bbl.
• Disponibles presiones de trabajos de
Disponibles presiones de trabajos de
separadores MAWP= 230
psi, 330 psi ó 720 psi.

MEDICIÓN DE GAS
` El método más usual para el control de la
producción y consumo de gas es la
medición con Daniel Júnior para placas de
medición con Daniel Júnior para placas de
orificio y el Registrador de Presión Bartton.
` La operación básica consiste en intercalar en
el área de flujo una placa orificio provocando
una caída de presión en el flujo de gas y
i d ió l l d
registrar en una carta de presión los valores de
presión diferencial y presión estática.
` La presión diferencial es la diferencia de los
valores de presión medidos en ambos lados
de la placa orificio (P1 - P2) normalmente en
pulgadas de agua, y la presión estática
corresponde al valor medido aguas abajo de
la placa (P2) en psi

BOTA DESGASIFICADORA
DESCRIPCIÓN:
Este recipiente vertical recibe el petróleo luego del proceso
Este recipiente vertical recibe el petróleo luego del proceso
de separación del agua-crudo y separa el gas del petróleo
para luego enviar al acumulador de gas (opcional) y al
mechero el petróleo se dirige hacia los tanques de
mechero, el petróleo se dirige hacia los tanques de
almacenamiento.
APLICACIONES:
APLICACIONES:
Se utiliza en sistemas de pozos de exploración o de
desarrollo en costa afuera y terrestres, además en
l t d ió d ió d t ól
plantas de separación y producción de petróleo.
VENTAJAS :
Almacena una constante de contrapresión cuando está
utilizado como separador bifásico. La presión de trabajo
es relativamente baja.

RENTA Y PROVISION DE BOTAS
DESGASIFICADORAS TAMBORES DE
SCRUBBER DE GAS
DESGASIFICADORAS, TAMBORES DE
TEA, SCRUBBER DE GAS, SKIMMER
SCRUBBER DE GAS
BOTA DESGASIFICADORA
TAMBOR DE TEA
O SG S C O
SKIMMER
SKIMMER

INGENIERIA DE PROYECTOS
INGENIERIA DE PROYECTOS

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ACTUAL SERTECPET
EPF CEDROS SUR 3 KBOPD - PETROAMAZONAS
EPF PAÑAYACU PETROAMAZONAS

FPSO NAMOKU 8 KBOPD BPZ PERU
EPF PARA PRUEBAS IVANHOE ENERGY

¿Cuáles son los parámetros mas importantes de facilidades de
¿
superficie que se requieren para la selección de la Bomba Jet?
R=Qiny, Piny, Estos parámetros se los diseña en función de la
presión de entrada a la bomba
presión de entrada a la bomba
Las facilidades de superficie incluyen un separador de fluidos ¿a
que presión y temperatura del separador es eficiente un well
testing para mejor resultados?
R=teoricamente a bajas presiones y temperaturas. Separación instantánea.

INTRODUCCION
Las bombas Jet de fondo, son una
i l l d b b hid á li
Inyección
Fluido
Motriz
especial clase de bombas hidráulicas
para subsuelo. Todas las bombas
hidráulicas convencionales operan por
medio de un desplazamiento positivo de
medio de un desplazamiento positivo de
una bomba reciprocante (movimiento
alternado) manejado por un pistón
acoplado a la parte motor de la bomba.
Si b l b b J l l
Descarga
Fluido de
Descarga
Fluido de
Nozzle
throat
Sin embargo la bomba Jet no emplea el
movimiento de partes y realiza la acción
de bombeo por medio de la
transferencia de momentum (impulso)
Fluido de
retorno
Fluido de
retorno
Difusor
transferencia de momentum (impulso)
entre el fluido motriz y el fluido
producido.
Un ejemplo de una bomba Jet Claw®
i l t l fi 6 1
convencional se muestra en la figura 6.1
S ió
Succión
Fluido
Formación

INTRODUCCION
La presión Pa a la entrada a la garganta
i l í l
es siempre menor que la energía total
de succión H3 para el flujo en la succión
mayor que cero. Si Pa es reducido por
debajo de Pv (Pb), la presión de vapor
debajo de Pv (Pb), la presión de vapor
del fluido a la cual estaría bombeando
resultaría en una cavitación a la bomba
Jet, por lo que Pv (Pb) es la mínima
ió d b id l
presión que puede ser obtenida a la
entrada de la garganta, el flujo de la
succión en este punto es el máximo que
puede ser obtenido con el valor
puede ser obtenido con el valor
particular de la energía de succión H3.

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