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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGIA CARERA: INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

TRABAJO DE GRADO “DISEÑO DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA EL POZO SURUBI BLOQUE BAJO –112 Horizontal (SRB BB – 112H)”

MODALIDAD: Proyecto de Grado

POSTULANTE: Héctor Diego Ortiz Hurtado TUTOR: Ing. Carlos Rojas

SANTA CRUZ DE LA SIERRA-BOLIVIA 2017

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

INDICE GENERAL CAPITULO I .................................................................................................................. 6 1.1.

INTRODUCCIÓN.- ........................................................................................ 6

1.2.

ANTECEDENTES.-....................................................................................... 6

1.3.

DELIMITACIÓN.- .......................................................................................... 8

1.3.1.

Limite Geográfico.- .................................................................................. 8

1.3.2.

Límite Temporal.- .................................................................................... 8

1.3.3.

Limite sustantivo.- .................................................................................... 8

1.4.

PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA.- ........................................................... 8

1.4.1.

Formulación del Problema.- ..................................................................... 9

1.4.2.

Sistematización del Problema y Abordaje de la Solución. ........................ 9

1.4.2.1.

Desarrollo del Problema. ...................................................................... 9

Problema. .............................................................................................................. 9 Solución. .............................................................................................................. 10 Causa. ................................................................................................................. 10 Acción. ................................................................................................................. 10 Efecto. ................................................................................................................. 10 Finalidad. ............................................................................................................. 10 1.5.

OBJETIVOS.- ............................................................................................. 12

1.5.1.

Objetivo General.- ................................................................................. 12

1.5.2.

Objeticos Específicos.- .......................................................................... 12

1.6.

JUSTIFICACIÓN.-....................................................................................... 12

1.6.1.

Justificación Científica.- ......................................................................... 12

1.6.2.

Justificación Económica.- ...................................................................... 13

1.6.3.

Justificación Social.- .............................................................................. 13

1.6.4.

Justificación Ambiental.- ........................................................................ 13

1.6.5.

Justificación Personal.- .......................................................................... 13

1.7.

METODOLOGÍA. ........................................................................................ 14

1.7.1.

Tipo de Estudio.- ................................................................................... 14

1.7.2.

Método de Investigación.- ..................................................................... 14

1.7.3.

Fuentes de Información.- ....................................................................... 14

1.7.4.

Procedimientos para la Recolección y Tratamiento de Información.- ..... 14

1.7.4.1.

Tratamiento de la Información. ........................................................... 14

1.7.4.2.

Fuentes Primarias. ............................................................................. 15

1.7.4.3.

Fuentes Secundarias. ........................................................................ 15

CAPITULO II ............................................................................................................... 16

Héctor Diego Ortiz H.

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“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

MARCO TEÓRICO ..................................................................................................... 16 2.1.

MARCO TEORICO CONCEPTUAL.- .......................................................... 16

2.1.1.

Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive).- ...................................... 16

2.1.2.

Empuje de una capa de gas (gas-cap drive).-........................................ 16

2.1.3.

Empuje hidrostático (water drive).- ........................................................ 17

2.1.4.

Producción Primaria.- ............................................................................ 17

2.1.5.

Producción con Extracción Artificial.- ..................................................... 18

2.1.6.

Bombeo Mecánico.- ............................................................................... 19

2.1.6.1.

Ventajas del Sistema de Bombeo Mecánico.- .................................... 20

2.1.6.2.

Limitaciones del sistema de bombeo Mecánico.- ............................... 20

2.1.7.

Extracción con Elevación a Gas (Gas Lift).- ........................................... 20

2.1.7.1.

Ventajas del Sistema de Elevación con Gas.- .................................... 21

2.1.7.2.

Limitaciones del Sistema de Elevación con Gas.- .............................. 21

2.1.8.

Bombeo con Accionar Hidráulico.- ......................................................... 21

2.1.8.1.

Ventajas del Sistema de Bombeo Hidráulico.-.................................... 22

2.1.8.2.

Limitaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico.- .............................. 22

2.1.9.

Bomba de cavidad progresiva.- .......................................................... 22

2.1.9.1.

Ventajas del Sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva.-................ 22

2.1.9.2.

Limitaciones del Sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva.- .......... 23

2.1.10. Bomba Electro-sumergible.- .................................................................. 24 2.1.10.1.

Ventajas del Sistema de Bombeo Electro-sumergible.- ...................... 25

2.1.10.2.

Limitaciones del Sistema de Bombeo Electro-sumergible.- ................ 25

2.1.11.

Fundamentos Básicos del Bombeo Electro-sumergible.- ................... 26

2.1.12.

Partes y Funcionamiento del Bombeo Electro-sumergible.- ............... 27

2.1.13.

Equipos de Superficie.- ...................................................................... 28

2.1.13.1.

Cabezal de producción.- .................................................................... 28

2.1.13.2.

Transformador.- ................................................................................. 29

2.1.13.3.

Variador de Velocidad (VSD).- ........................................................... 29

2.1.13.4.

Cabina de Control.- ............................................................................ 29

2.1.13.5.

Caja de conexiones.- ......................................................................... 30

2.1.13.6.

Cable de Potencia.-............................................................................ 30

2.1.14.

Equipos de Sub-superficie.- ............................................................... 31

2.1.14.1.

Bombas centrifugas de fondo.-........................................................... 31

2.1.14.2.

Etapas.- ............................................................................................. 32

2.1.14.3.

Succión (Intake).- ............................................................................... 33

2.1.14.4.

Sección sellante o protector.- ............................................................. 34

Héctor Diego Ortiz H.

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“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

2.1.14.5.

Protector tipo laberinto.- ..................................................................... 35

2.1.14.6.

Protector de sello positivo.- ................................................................ 36

2.1.14.7.

Motor de fondo.- ................................................................................. 37

2.1.14.8.

Sensor de temperatura y presión de fondo.- ...................................... 38

2.1.15. Comparación de los Sistemas de Levantamiento Artificial para el pozo en Estudio.- ......................................................................................................... 39 2.1.16.

Diseño y Selección del Bombeo Electro-sumergible.- ........................ 40

2.1.16.1.

Datos de producción para el diseño.- ................................................. 40

2.1.17.

Productividad de pozos hidrocarburíferos.- ........................................ 40

2.1.17.1.

Propiedades del petróleo.- ................................................................. 42

2.1.17.2.

Flujo Semi- continuo.- ........................................................................ 43

2.1.18.

Índice de productividad.- .................................................................... 44

2.1.19. Índice de Comportamiento de Flujo (IPR Inflow Performance Relationships).- .................................................................................................... 45 2.1.19.1.

Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados.- ............................ 45

2.1.19.2.

Trabajo de Vogel.-.............................................................................. 46

2.1.19.3.

Ecuación y Curva de Vogel para Yacimientos Saturados.-................. 47

2.1.19.4.

Construcción de la IPR para Yacimientos Saturados.- ....................... 48

2.1.19.5.

Flujo de gas y petróleo en yacimientos sub-saturados.- ..................... 48

2.1.19.6.

Ecuación de Vogel para yacimientos Sub-saturados.......................... 49

2.1.20.

Calculo de flujo volumétrico de producción en pozos horizontales.- ... 51

2.1.21.

Diseño de Bombeo Electro-sumergible .............................................. 52

2.2.

MARCO TEÓRICO REFERENCIAL............................................................ 60

2.3.

MARCO TEÓRICO NORMATIVO. .............................................................. 60

2.3.1.

Leyes y Regulaciones Bolivianas........................................................... 60

2.3.2.

Decretos Supremos. .............................................................................. 60

2.4.

MARCO TEÓRICO HISTÓRICO................................................................. 61

2.5.

DIASNOSTICO DEL POZO SRB BB-112H. ................................................ 63

CAPITULO III .............................................................................................................. 66 INGENIERÍA DEL PROYECTO .................................................................................. 66 3.1.

INTRODUCCION.- ...................................................................................... 66

3.1.1.

Reservas del campo Surubí Bloque Bajo.- ............................................ 66

3.1.2.

Arreglo del pozo SRB BB-112H.- ........................................................... 68

3.1.2.1.

Tubería Seleccionada.- ...................................................................... 69

3.1.2.2.

Gradiente de presión y temperatura.- ................................................. 70

3.1.2.3.

Nivel estático.- ................................................................................... 71

3.1.3.

Productividad del Pozo SRB BB – 112H.-.............................................. 72

Héctor Diego Ortiz H.

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“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

3.1.3.1. 3.1.4.

Curva IPR del pozo SRB BB – 112H.-................................................ 73 Diseño del bombeo Electro-sumergible.- ............................................... 77

3.1.4.1.

Análisis nodal para diferentes bombas ............................................... 83

3.1.4.2.

Selección del motor.- ......................................................................... 92

3.1.4.3.

Selección del Cable ........................................................................... 92

3.1.4.4.

Selección del separador de gas.- ....................................................... 94

3.2.

ANALISIS DE RESULTADOS.- .................................................................. 95

CAPITULO IV ............................................................................................................. 96 ESTRUCTURA DE COSTOS DEL PROYECTO ......................................................... 96 4.1.

INTRODUCCIÓN.- ...................................................................................... 96

4.1.1.

Equipo superficiales.- ............................................................................ 96

4.1.2.

Equipo de Fondo.- ................................................................................. 97

4.2.

Análisis de Costo de Producción.- .............................................................. 98

4.2.1.

Costo de Producción con Gas Lift.- ....................................................... 98

4.2.2.

Costo de Producción con BES.-............................................................. 98

4.2.3.

Análisis Costo Beneficio.- ...................................................................... 98

CAPITULO V ............................................................................................................ 100 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................ 100 5.1. Conclusiones y Recomendaciones ….……………………………………………100 BIBLIOGRAFIA ......................................................................................................... 102 GLOSARIO ............................................................................................................... 103 ANEXOS................................................................................................................... 105 INDICE DE FIGURAS Figura 2.1: Producción Primaria .................................................................................. 18 Figura 2.2: Bombeo Mecánico .................................................................................... 19 Figura 2.3: Gas Lift ..................................................................................................... 20 Figura 2.4: Bomba con Cavidad Progresiva ................................................................ 23 Figura 2.5: Bomba Electrosumergible ......................................................................... 24 Figura 2.6: Equipo BES .............................................................................................. 28 Figura 2.7: Cabezal de Producción ............................................................................. 29 Figura 2.8: Cabina de Control ..................................................................................... 30 Figura 2.9: Bombas de Fondo..................................................................................... 32 Figura 2.10: Intake ...................................................................................................... 34 Figura 2.11: Protector de Sello ................................................................................... 37 Figura 2.12: Ilustración Esquemática del Trabajo de Vogel......................................... 47 Figura 2.13: Curva de Vogel para Yacimientos Saturados .......................................... 47 Héctor Diego Ortiz H.

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“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

Figura 2.14: Curva IPR para Yacimientos Saturados .................................................. 48 Figura 2.15: Curva IPR para Yacimientos Sub-Saturados .......................................... 49 Figura 2.16: Patrón de Flujo Formado Alrededor del Pozo Horizontal ......................... 51 Figura 2.17: Dimensiones de la Bomba (Nº de Etapas) .............................................. 57 Figura 2.18: Producción Campo Surubí Bloque Bajo .................................................. 61 Figura 2.19: Formación Estratigráfica ......................................................................... 62 Figura 3.1: Declinación de Producción ........................................................................ 67 Figura 3.2: Arreglo Sub-Superficial ............................................................................. 69 Figura 3.3: Perfil Lateral del Pozo SRB BB-112H ....................................................... 70 Figura 3.4: Gradiente de Presión Estática................................................................... 71 Figura 3.5: Capacidad de Producción del Pozo SRB BB-112H ................................... 77 Figura 3.6: Carga Total TDH ....................................................................................... 83 Figura 3.7: Curvas de Rendimiento de la Bomba DN610 ............................................ 84 Figura 3.8: Análisis Nodal Bomba DN610 ................................................................... 86 Figura 3.9: Curvas de Rendimiento de la Bomba FC650 ............................................ 86 Figura 3.10: Análisis Nodal Bomba FC650 ................................................................. 88 Figura 3.11: Curvas de Rendimiento de la Bomba AN1200 ........................................ 89 Figura 3.12: Análisis Nodal Bomba AN1200 ............................................................... 91 Figura 3.13: Caída de Voltaje de los Cables ............................................................... 93 INDICE DE TABLAS Tabla 2.1: Sistemas de Levantamiento Artificial .......................................................... 39 Tabla 2.2: Datos Mensuales de Producción de Gas ................................................... 63 Tabla 2.3: Datos de Prueba de Pozos ........................................................................ 64 Tabla 3.1: Declinación de la Producción ..................................................................... 68 Tabla 3.2: Gradiente de Presión y Temperatura Pozo SRB BB-112H ......................... 70 Tabla 3.3: Datos del Reservorio Petaca Campo Surubi Bloque Bajo .......................... 72 Tabla 3.4: Capacidad de Producción del Pozo SRB BB-112H .................................... 76 Tabla 3.5: Carga Total TDH ........................................................................................ 82 Tabla 3.6: Presión de Descarga de la Bomba DN610 ................................................ 85 Tabla 3.7: Presión de Descarga de la Bomba FC650 ................................................ 88 Tabla 3.8: Presión de Descarga de la Bomba AN1200 .............................................. 90 Tabla 3.9: Amperaje Máximo de los Cables ............................................................... 93 Tabla 4.1: Costo de los Equipos de Superficie ........................................................... 97 Tabla 4.2: Costo de Equipos de Sub-Superficie ......................................................... 97 Tabla 4.3: Incremento de Producción con BES .......................................................... 97 Tabla 4.4: Beneficios Obtenidos con el BES .............................................................. 99 Héctor Diego Ortiz H.

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CAPITULO I 1.1. INTRODUCCIÓN.El petróleo es una sustancia aceitosa, inflamable, de color oscuro, de olor penetrante, es más ligero o liviano que el agua, de origen bituminoso que está compuesto de hidrógenos y carbonos, generalmente se encuentra en el subsuelo a diversas profundidades, de donde se lo extrae mediante perforaciones que permiten su salida a superficie. El petróleo ha transformado la vida de las personas y la economía de las naciones. Su descubrimiento creo riquezas, modernidad, países industriales prósperos y principalmente muchos empleos, motivando el crecimiento de las industrias. Principalmente para Bolivia, cobra fundamental importancia ya que una de sus principales fuentes de divisas es la exportación del gas natural.

1.2. ANTECEDENTES.El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está influenciado por las características productivas de la roca, la presencia de flujo multifásico a través del medio poroso. La explotación convencional, incluye la recuperación natural o primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con sistemas artificiales de producción; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar los fluidos del yacimiento. Mientras que para la recuperación mejorada contempla métodos térmicos, químicos y la inyección de gases. Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida de presión natural del yacimiento. Por lo que se hace necesario instalar la infraestructura adecuada para la recuperación del petróleo, que en la mayoría de los

Héctor Diego Ortiz H.

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yacimientos representa de un 60 a 70% por recuperar, por lo cual, es conveniente un sistema artificial.1 Los fluidos de un yacimiento ingresan a los pozos impulsados por la presión con la que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultara surgente y producirá por sí mismo. En esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento, ocurre por energía propia de él. En ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar los fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario diseñar e instalar un sistema artificial de producción que permita recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar cualquier proceso de mayor costo y de tecnología sofisticada. Durante la vida productiva de los yacimientos, la presión tiende a disminuir debido a la explotación del campo, a tal grado que los pozos productores dejan de fluir de forma natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presión pueden ser originadas por daños en los pozos, ocasionados principalmente por la misma operación, generalmente este daño es removido mediante limpieza y estimulaciones. Cuando no se tiene daño en la formación y el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema artificial de producción, acorde a las características del campo. Es necesario efectuar un estudio en el que involucre los diferentes sistemas artificiales, como son: bombeo mecánico (Rod Pump), bombeo hidráulico

(Hydraulic Pump),

bombeo electro-sumergible (Electro-sumergible Pump), y extracción con elevación a gas (Gas Lift) los cuales permiten ayudar a vencer las caídas de presión y mantener el pozo fluyendo para así mantener la plataforma de producción comprometida. El campo Surubí A es uno de los 3 campos pertenecientes al campo Surubí, actualmente se encuentra produciendo de los reservorios de Petaca y Yantata, debido a la disminución de producción de gas para mantener el sistema actual de levantamiento artificial (Gas Lift) en los pozos productores y aunado al progresivo incremento del corte de agua, se ha observado que el sistema se

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Levantamiento Artificial, Autor: Edisalic Vargas, Venezuela 13/09/2008.

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está siendo cada vez más ineficiente para manejar este tipo de problemas (columna más pesada por cambio en la densidad del fluido), por otro lado el hecho de no poder profundizar los puntos de inyección que ayudarían a mejorar la producción de los pozos, es motivo para realizar una evaluación, seleccionar y diseñar el adecuado sistema BES de levantamiento artificial para el pozo (SRB BB – 12H).

1.3. DELIMITACIÓN.1.3.1.

Límite Geográfico.-

El proyecto de grado es efectuado para el “DISEÑO DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PARA EL POZO SURUBI BLOQUE BAJO –112 Horizontal (SRB BB – 112H)”, el cual se encuentra en el departamento de Cochabamba, en la provincia Carrasco a 22Km de la comunidad de Entre Ríos, siendo el tutor principal y operadora Repsol. 1.3.2.

Límite Temporal.-

El proyecto se desarrollara en un periodo entre el mes de Enero al mes de Julio del presente año, luego de haber sido perforado y puesto en producción, se completara la investigación aplicada el diseño del sistema de elevación artificial adecuado para este pozo SURUBI BLOQUE BAJO (SRB BB – 112H). 1.3.3.

Límite sustantivo.-

Este trabajo de investigación estará sustentado con los conocimientos adquiridos en la Universidad, se aplicaran las materias de Producción, Producción II y reservorios, que nos permitirán a tener un mayor conocimiento y nos ayudara con el presente proyecto.

1.4. PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA.Debido a que el petróleo es un recurso no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida de presión natural del reservorio, por este motivo se implementan los sistemas de levantamiento artificial para producir el crudo que hay en el yacimiento.

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Actualmente el método de levantamiento artificial que cuenta el pozo SRB BB112H se hace cada vez ineficiente ya que no cuenta con la provisión de energía adecuada para el potencial de producción, es por ello que se implementará este proyecto cuyo objetivo principal, es realizar el diseño apropiado de sistema de extracción con BES, con la finalidad de subsanar las falencias del sistema de levantamiento GAS LIFT, en busca de mejores oportunidades de producción del campo. 1.4.1.

Formulación del Problema.-

¿Cuál es el diseño adecuado de levantamiento artificial con bomba electrosumergible para el pozo SRB BB – 112H, para incrementar la producción del campo? 1.4.2.

Sistematización del Problema y Abordaje de la Solución.

Al tratarse de un proyecto de grado que propone la solución de un problema mediante la realización de una investigación aplicada, cuyas teorías técnicas de desarrollo y de investigación se encuentran definidas y establecidas, se procede a la sistematización del problema utilizando el modelo de la relación causaefecto y se aborda la solución con la relación acción-fin. Los proyectos de grado resultan ser una investigación aplicada, destinada exclusivamente para resolver un problema existente, utilizando conceptos, teorías y modelos totalmente probados y determinados sin que se realice alguna contribución científica nueva. 1.4.2.1.

Desarrollo del Problema.

Declinación de la producción del pozo, deficiencia en el sistema de levantamiento artificial actual, disminución en la producción de gas natural e incremento de caudal de inyección de gas a los pozos productores. Problema.  Ineficiente aprovechamiento del potencial de producción del pozo con el actual método de levantamiento artificial.  Baja producción de gas y aumento en caudales de inyección en los pozos en producción. Héctor Diego Ortiz H.

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 Aumento de producción de líquido del pozo haciendo la columna de producción más pesada, lo cual lleva a un incremento al caudal de inyección de gas.  Bajo nivel de producción del campo generando bajos ingresos. Solución.  Optimizar el sistema de levantamiento artificial del campo Surubí a través del cambio de matriz de energía.  Realizar una comparación de los sistemas de levantamiento artificial y seleccionar el más adecuado para el pozo en estudio. Causa. 

Elevada producción de agua haciendo ineficiente al método de levantamiento artificial actual.



Incremento de caudal de inyección de gas lift y baja producción de los pozos generando insuficiente gas natural. Acción.



Evaluar las reservas remanentes del campo.



Realizar un diagnóstico del pozo y el sistema de gas lift.



Diseñar el sistema de levantamiento artificial con bomba electro sumergible de acuerdo a las condiciones del pozo.



Elaborar la estructura de costo para el sistema BES. Efecto.



El campo disminuye la producción de gas el cual es necesario para abastecer el sistema de levantamiento artificial con gas lift



Incremento en la columna de líquidos haciéndose más pesada para elevar la presión. Finalidad



Analizar y aplicar el sistema de levantamiento BES para incrementar la producción del pozo y del campo Surubí generando más ingresos.

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Efecto 2

Efecto 1 Incremento en la columna de líquido

Ineficiente aprovechamiento del potencial de producción del pozo, deficiencia en el sistema de levantamiento artificial de gas lift, incremento de caudal de inyección de gas.

Elevada producción de agua haciendo más pesada la columna de líquido para poder elevar a superficie.

Analizar y aplicar el levantamiento artificial electro-sumergible, para aumentar la producción del pozo en estudio.

Bajo nivel de producción de gas de inyección

PROBLEMA.-

Causa 1

Fines

Causa 1 Alto caudal de inyección de gas y baja producción de los pozos generando bajos ingresos

Optimizar el sistema de levantamiento artificial a través del cambio de matriz de energía, realizar una comparación de los sistemas de levantamiento artificial y seleccionar el más adecuado para el pozo en estudio. SOLUCIÓN.-

Acciones 2 3) Diseño conceptual del sistema BES. 4) Elaborar estructura de costo del sistema BES.

Acciones 1 1) Evaluar las reservas remanentes del campo 2) Realizar un diagnóstico del pozo y el sistema de gas lift

5) remanentes. 6) Diagnóstico del sistema artificial.

Héctor Diego Ortiz H.

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1.5. OBJETIVOS.1.5.1.

Objetivo General.-

Elaborar el diseño conceptual del sistema de levantamiento artificial con bomba electro-sumergible para el pozo SRB BB – 112H. 1.5.2.

Objeticos Específicos.-



Analizar las reservas remanentes del yacimiento para verificar el potencial de producción del pozo SRB BB-112H



Efectuar un diagnóstico del sistema de levantamiento artificial actual del pozo SRB BB-112H.



Realizar el diseño conceptual del sistema de levantamiento con bomba electro-sumergible de acuerdo a las condiciones del pozo.



Seleccionar el equipamiento

adecuado para

el sistema de

levantamiento con bomba electro-sumergible.



Elaborar una estructura de costos en cuanto a montaje del proyecto para su aplicación.

1.6. JUSTIFICACIÓN.1.6.1.

Justificación Científica.-

Durante la vida productiva de los yacimientos, la presión tiende a disminuir debido a la explotación del campo, a tal grado que los pozos productores dejan de fluir de forma natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presión pueden ser originadas por daños en los pozos, Cuando se tiene daño en la formación y el fluido no es capaz de llegar a las instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema artificial de producción, acorde a las características del campo.

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Es necesario efectuar un estudio en el que involucre los diferentes sistemas artificiales, teniendo en cuenta las características del pozo lo cual nos permitirá realizar la selección del sistema de levantamiento artificial adecuado y poder recomendar el diseño para el cambio de sistema del pozo en estudio. 1.6.2.

Justificación Económica.-

Siendo el factor económico uno de los principales móviles que limitan a la elección del adecuado sistema de levantamiento artificial para un pozo petrolero, con la presente investigación se pretende analizar el sistema de levantamiento artificial con bomba electro-sumergible y aplicar el diseño más adecuado para este pozo. 1.6.3.

Justificación Social.-

Con la presente investigación se establecerán acciones para mejorar la producción de petróleo, que contribuirá al desarrollo económico del país generando mayores ingresos al Estado y a la misma vez a las regiones y departamentos productores. 1.6.4.

Justificación Ambiental.-

El siguiente proyecto aporta al medio ambiente porque es importante saber las ventajas y limitaciones de los diferentes sistemas de levantamiento artificial, la cual una de ellas es el cuidado y preservación del medio ambiente. 1.6.5.

Justificación Personal.-

Resulta de gran importancia el estudio y desarrollo de los diferentes sistemas de levantamiento artificial. Sobre todo este proyecto de grado que permitirá aplicar el conocimiento adquirido en la universidad y así mismo lograr la obtención del título de Licenciatura en Ingeniería de Gas y Petróleo.

Héctor Diego Ortiz H.

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1.7. METODOLOGÍA. 1.7.1.

Tipo de Estudio.-

Esta investigación tiene un tipo de estudio descriptivo, porque se representan y describen los diferentes tipos de sistemas de levantamientos artificiales y los diferentes componentes del levantamiento artificial con bomba electrosumergible para pozos petroleros. 1.7.2.

Método de Investigación.-

El método utilizado en el presente proyecto es el cualitativo analítico sistemático, porque se analizara y detallaran las necesidades de producir con el método adecuado y seleccionado, para pozos que han declinado en su producción o ahogados e informar y transmitir los procedimientos para la instalación, mantenimiento y operación del sistema de levantamiento electro-sumergible. 1.7.3.

Fuentes de Información.-

La fuente de información es semi-directa, porque la información se basa en libros, páginas en Internet, talleres y entrevistas con personas especializadas en el tema, las cuales están enfocadas a complementar la información necesaria para la elaboración de investigación. 1.7.4.

Procedimientos

para

la

Recolección

y

Tratamiento

de

Información.La recopilación de información se realizará mediante inspección de campo, se harán visitas y entrevistas, con el fin de obtener una certera información, también se harán revisiones bibliográficas. 1.7.4.1.

Tratamiento de la Información.

En el presente proyecto se recopilara información bajo el siguiente procedimiento: 

Búsqueda: se realizara la búsqueda de fuente bibliográfica en libros, documentos, revistas, internet y consultas a especialistas en el tema.

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

Recolección y Selección: Una vez que se haya recolectado la información requerida, se seleccionará la bibliografía más adecuada.



Clasificar: Toda la información seleccionada será clasificada de acuerdo al tema que corresponde.



Procesar: Toda la información una vez recolectada, seleccionada y clasificada, será procesada, es decir se modificara la información para así adecuarla en la creación del presente proyecto. 1.7.4.2.

Fuentes Primarias.



Entrevistas



Inspecciones de campo

1.7.4.3.

Fuentes Secundarias.



Libros



Monografías

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CAPITULO II MARCO TEÓRICO 2.1. MARCO TEORICO CONCEPTUAL.Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo. Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber:

2.1.1.

Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive).-

La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%. 2.1.2.

Empuje de una capa de gas (gas-cap drive).-

Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos2. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%.

2

http://www.monografias.com/trabajos11/petgas/produccion.shtml

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2.1.3.

Empuje hidrostático (water drive).-

La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%. El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo3. 2.1.4.

Producción Primaria.-

La producción primaria se define como la recuperación de hidrocarburo asociada a mecanismos naturales de empuje en un yacimiento, como expansión de la roca y el fluido, gas disuelto, acuífero activo, casquete de gas o bien drene gravitacional, en yacimientos naturalmente fracturados, adicionalmente se tiene un mecanismo adicional denominado exudación, que consiste básicamente en la acción combinada de fuerzas capilares y gravitacionales, las cuales originan la expulsión de los hidrocarburos de la matriz a la fractura. En esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento, ocurre por energía propia de él. En ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar los fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario diseñar e instalar un sistema artificial de producción que permita recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar cualquier proceso de mayor costo y de tecnología sofisticada. Durante la vida productiva de los yacimientos, la presión tiende a disminuir debido a la explotación del campo, a tal grado que los pozos productores dejan de fluir de forma natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presión pueden ser originadas por daños en los pozos, ocasionados principalmente por

3

http://www.monografias.com/trabajos11/petgas/produccion.shtml

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la misma operación, generalmente este daño es removido mediante limpieza y estimulaciones. Cuando no se tiene daño en la formación y el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema artificial de producción, acorde a las características del campo. Es necesario efectuar un estudio en el que involucre los diferentes sistemas artificiales, como son: bombeo mecánico, Hidráulico y electro-centrífugo, los cuales permiten ayudar a vencer las caídas de presión y mantener el pozo fluyendo para así mantener la plataforma de producción comprometida. Si aun así, ya con un sistema de producción implantado, existe una baja aportación de hidrocarburos del yacimiento al pozo, debe analizarse la posibilidad de aplicar un proceso de mantenimiento de presión, o bien, de desplazamiento. Figura 2.1: PRODUCCION PRIMARIA

Fuente: http://www.monografias.com/trabajos11/pega/pega.shtml

2.1.5.

Producción con Extracción Artificial.-

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento.

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Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes: 2.1.6.

Bombeo Mecánico.-

Este sistema emplea varios procedimientos según sea la perforación. Es el más antiguo y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad que consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulg. Dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. Un alto porcentajes de pozos en diversos países productores (USA, Venezuela, Rusia, etc.) que explotan campos antiguos tienen instalaciones de elevación artificial de este tipo, debido al agotamiento de la presión primaria de los yacimientos.4 Figura 2.2: BOMBEO MECANICO

Fuente: http://www.monografias.com/trabajos11/pega/pega.shtml

4

El ABC del petróleo en el mundo y la argentina – biblioteca.iapg.org.ar

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2.1.6.1.

Ventajas del Sistema de Bombeo Mecánico.-



Es de fácil estudio y fácil para su funcionamiento.



Su diseño es relativamente sencillo y practico.



Requiere baja inversión para extraer someros volúmenes de petróleo.



Se adapta a pozos con problemas de corrosión.



Por su versatilidad es usualmente el más empleado en yacimientos de menos rendimiento.

2.1.6.2. 

Limitaciones del sistema de bombeo Mecánico.-

Requiere de alta inversión para extraer altos volúmenes de petróleo de pozos de mediana a alta profundidad.



Las limitaciones del uso de varillas, limitan la profundidad para extraer apreciables volúmenes de petróleo.

 2.1.7.

Presenta problemas en pozos desviados o con ciertas irregularidades. Extracción con Elevación a Gas (Gas Lift).-

Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente5. Figura 2.3: GAS LIFT

Fuente: http://www.monografias.com/trabajos11/pega/pega.shtml 5

Ídem cita 4

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2.1.7.1.

Ventajas del Sistema de Elevación con Gas.-



Requiere baja inversión para su instalación en pozos profundos.



Costos eficientes en pozos de alto RGP o GOR.



Bajo costo de operación en pozos de s con producción de arena.



Se adapta a condiciones de cambio de flujo y caudal de pozos.



Se adapta a condiciones de operación de pozos desviados.



El equipo de control de superficie puede ser centralizado.



Permite la extracción de grandes volúmenes de petróleo sin dificultad mayor.



Las válvulas de fondo pueden ser cambiadas cuando cumplan su periodo de uso sin necesidad de sacar el equipo.

2.1.7.2.

Limitaciones del Sistema de Elevación con Gas.-



Requiere una continua provisión de gas.



Un alto costo operativo en la provisión y ajuste de caudales de gas es necesaria.

2.1.8.



Puede incrementar sus costos en caso de usar gases corrosivos.



Hay riesgos emergentes del manipuleo de gas en el fondo y superficie.



Las cañerías deben asegurar operación bajo altas presiones.

Bombeo con Accionar Hidráulico.-

Extracción por inyección de algún fluido que arrastra el hidrocarburo deseado. Es una de las variantes muy utilizada que consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite.6

6

El ABC del petróleo en el mundo y la argentina – biblioteca.iapg.org.ar

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2.1.8.1. 

Ventajas del Sistema de Bombeo Hidráulico.-

Se adapta a cambios en las condiciones de producción (Caudales y Presiones).



Permite el uso de instalaciones ya empleadas en proyectos de inyección de agua, bajando los costos operativos e inversiones.



Se adapta a la aplicación de sistemas automatizados.



Requiere baja inversión para extraer volúmenes mayores a 400 BPD de pozos profundos.



El equipo puede ser centralizado con el cabezal de producción y sistema de control superficial.

2.1.8.2.

Limitaciones del Sistema de Bombeo Hidráulico.-



Requiere un mantenimiento más laborioso y costos.



Está sujeto a riesgos emergentes del manipuleo a alta presión de fluidos en base a petróleo.



Puede generar derrames o pérdidas de petróleo en superficie por fallas de los equipos.



Es de diseño complejo y requiere un arreglo múltiple de tubería.



Requiere alta inversión para extraer apreciables volúmenes de petróleo de pozos someros o de mediana profundidad.

2.1.9.

Bomba de cavidad progresiva.-

El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semi-elástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator. 2.1.9.1. Ventajas del Sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva 

Se adapta a cambios en las condiciones de la producción de sólidos.



Tiene buena eficiencia energética.

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

Bajos costos en mantenimiento y operación.



Es de instalación sencilla a corto plazo y el equipo es de silencioso funcionamiento.

2.1.9.2.

Limitaciones

del

Sistema

de

Bombeo

de

Cavidad

Progresiva 

La tasa de producción es limitada, ya que no maneja altos caudales.



Baja tolerancia a altas temperaturas.



Tiene una difícil detección de fallas en subsuelo.



No posee válvulas internas ni trampas de gas.

Figura 2.4: BOMBA CON CAVIDAD PROGRESIVA

Fuente: http://www.monografias.com/trabajos69/bombeo-cavidades-progresivas/bombeocavidades-progresivas2.shtml

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2.1.10.

Bomba Electro-sumergible.-

Consiste en una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear casi todos los tipos de volúmenes de fluidos.7 Figura 2.5: BOMBA ELECTRO SUMERGIBLE

Fuente:http://www.monografias.com/levantamiento-artificialbombeoelectrosumergible2.shtml

7

Ídem cita 6

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2.1.10.1. Ventajas del Sistema de Bombeo Electro-sumergible.

Capacidad de producir altos volúmenes de petróleo de profundidad medias a someras.



Adaptable a la implementación automatizada.



Baja inversión para proyectos o pozos someros.



La inversión de la cañería no es limitación para la producción de altos caudales.

2.1.10.2. Limitaciones del Sistema de Bombeo Electro-sumergible.

El sistema de cable eléctrico está sujeto a riesgos de desconexión.



Requiere una fuente económica de provisión de energía eléctrica.



No se adapta a cambios de caudal o presión y al contrario puede generar un incremento de costos.



Presenta dificultades por la presencia de arena o gas.

El sistema de Bombeo Electro-sumergible (BES) es un método de levantamiento artificial altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos; sin embargo, es uno de los métodos de extracción de crudo que exige mayor requerimiento de supervisión, análisis y control, a fin de garantizar el adecuado comportamiento del sistema. El bombeo electro-centrífugo sumergido ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económica. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es ampliamente aceptado. En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones no siempre puede resultar el mejor. El método de levantamiento artificial por Bombeo Electro-sumergible (BES) tiene como principio fundamental levantar el fluido del reservorio hasta la superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba electro-sumergible. La potencia requerida por dicha bomba es suministrada por un motor eléctrico que se encuentra ubicado en el fondo del pozo; la corriente eléctrica, necesaria para el Héctor Diego Ortiz H.

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funcionamiento de dicho motor, es suministrada desde la superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el motor. El Sistema BES representa uno de los métodos de levantamiento artificial más automatizables y fácil de mejorar, y está constituido por equipos complejos y de alto costo, por lo que se requiere, para el buen funcionamiento de los mismos, de la aplicación de herramientas efectivas para su supervisión, análisis y control. Su ventaja principal es que realmente no tiene casi instalaciones de superficie a excepción de un control de velocidad del motor. La motorización es eléctrica exclusivamente y el motor se encuentra en la bomba misma al fondo del pozo. Estas se energizan con un cable eléctrico blindado que va paralelo al tubing y que conecta la toma de potencia en la superficie con la bomba. El motor mismo es la bomba. Su tecnología es la más complicada y cara pero son preferidas en caso de tener que elevar grandes caudales. La desventaja es que son difíciles de instalar y su energización no siempre es altamente confiable. En cuanto al costo de instalación, es el más alto, pero el mantenimiento de superficie es mínimo y limitado a los componentes electrónicos de los variadores de velocidad y protecciones eléctricas. Este sistema posee la capacidad de manejar grandes volúmenes de crudo, desde 150 hasta 100.000 barriles por día (BPD), desde profundidades hasta de 4572 metros. Además de esto, el sistema BES permite controlar y programar la producción dentro de los límites del pozo, a través del empleo del variador de frecuencia. Otro de los beneficios que proporciona este método, es la indicación continúa de las condiciones de presión y temperatura en el pozo, gracias a las señales transmitidas por el censor de presión y temperatura ubicado en el fondo pozo. 2.1.11.

Fundamentos Básicos del Bombeo Electro-sumergible.-

El bombeo electro-sumergible es considerado hoy en día como un sistema eficiente y versátil, que puede producir variedad de volúmenes de petróleo. La bomba electro-sumergible es comúnmente empleada para la recuperación de petróleo. Se encuentra sumergida en el interior del pozo y consiste en una bomba Héctor Diego Ortiz H.

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centrifuga multi-etapa con un motor eléctrico acoplado en el fondo, el cual es capaz de levantar el fluido desde el yacimiento hasta superficie con suficiente energía. Anteriormente, para el diseño del aparejo de bombeo electro-sumergible se consideraba como único requisito, que la bomba debía colocarse por abajo del nivel dinámico, de tal manera que estuviese garantizada la alimentación continua de líquidos en la succión de la bomba, evitando posibles variaciones en las condiciones del pozo. Además, se suponía la existencia del flujo de una sola fase (Liquida) en la tubería de producción, determinando las pérdidas de presión por la fricción. Más adelante el diseño evoluciono con la operación de métodos para determinar caídas de presión en tuberías verticales con flujo multifásico; entonces, también se utilizaron correlaciones para el cálculo de propiedades PVT de los fluidos. El sistema de bombeo electro-sumergible puede ser implementada en pozos candidatos que cumplan con ciertas características tales como: mínima producción de arena, baja RGP, ambientes pocos agresivos (son aquellos que no contienen H2S, CO2), petróleos de API 40, temperaturas desde 50ºF a 500 ºF, profundidades no mayores a 15000ft.

La bomba electro-sumergible puede producir volúmenes desde 100 BPD hasta 100000 BPD en pozos verticales como horizontales y en casing tan pequeños como 4,5”.

2.1.12.

Partes y Funcionamiento del Bombeo Electro-sumergible.-

El levantamiento artificial con bomba electro-sumergible consta básicamente de tres partes fundamentales: Superficie, Sub-superficie y Cable.

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Figura 2.6: EQUIPOS BES

Fuente: http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/bombeoelectrosumergible-bes.html

2.1.13.

Equipos de Superficie.-

Son aquellas piezas o accesorios del sistema de Levantamiento Artificial con Bomba Electro-sumergible que se encuentran por encima del cabezal de producción, como ser: 2.1.13.1. Cabezal de producción.Los cabezales de producción para las bombas electro-sumergible están diseñados para soportar presiones por encima de los 3000 Psi, además de cumplir funciones tales como, evitar la pérdida de fluidos a través de las conexiones por donde pasa el cable de potencia, además de cumplir con las funciones de cabezales estándares. Los cabezales más comúnmente ser, de tipo Hércules, por baja presión y tipo Roscado, para alta presión. Héctor Diego Ortiz H.

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Figura 2.7: CABEZAL DE PRODUCCION

Fuente: http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/bombeoelectrosumergible-bes.html

2.1.13.2. Transformador.Los transformadores son dispositivos electromagnéticos transmisores de potencia eléctrica en modalidad alterna. Son unidades sumergidas en aceite y con auto enfriamiento. Esta diseñadas para transformar el voltaje primario en la línea eléctrica al voltaje que puede requerir el motor correspondiente. Estos dispositivos pueden ser transformados de una sola fase o trifásicos. 2.1.13.3. Variador de Velocidad (VSD).La bomba Electro-sumergible generalmente es poco flexible cuando opera a una velocidad fija. El equipo está limitado a una gama fija de caudales de producción y a una altura de la columna dinámica generada que es fija para cada caso. El variador de frecuencia ha ganado rápida aceptación como un accesorio del sistema de gran valor para aliviar estas restricciones. Permitiendo que se variara la velocidad de la bomba, el gasto, la altura de las columnas dinámicas o ambas pueden ser ajustadas dependiendo de las aplicaciones, sin modificaciones al aparejo en el fondo del pozo. 2.1.13.4. Cabina de Control.La cabina de control estándar cuando no es necesario un VSD, este es sencillo y sirve para prender y apagar. También se pueden instalar luces indicadoras, relojes digitales, alarmas, apagados de emergencia.

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Figura 2.8: CABINA DE CONTROL

Fuente: http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/bombeoelectrosumergible-bes.html

2.1.13.5. Caja de conexiones.La caja de conexiones, lagunas veces llamado caja de venteo, realiza tres funciones: la primera proporciona un punto para conectar el cable proveniente del controlador al cable, segundo proporcionar un desfogue a la atmosfera para el gas que queda migrar por el cable de potencia desde el fondo y tercero proporcionar puntos de prueba fácilmente accesible para la inversión eléctricas de los equipos sub-superficiales. 2.1.13.6. Cable de Potencia.La potencia es transmitida al motor electro-sumergible por medio de un cable de potencia trifásico el cual se fija a la tubería de producción por medio de ejes o con protectores especiales. Este cable debe ser pequeño en diámetro, bien protegido del abuso mecánico y resistente al deterioro de sus características físicas y eléctricas por efecto de los ambientes calientes y agresivos de los pozos. Los cables de potencia pueden ser redondos o planos. La selección de uno u otro tipo depende del espacio disponible entre la tubería de producción y el casing del pozo. Es recomendable usar el de tipo redondo porque gracias a su forma cilíndrica es estructuralmente más resistente y sufre menos daños en la instalación. El cable de potencia está diseñado para usarse a temperaturas de menos de 180ºF y mayores a 400ºF y también a presiones de 1500 Psi.

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El conector al motor, también conocido como POTHEAD, es uno de los puntos más críticos de la instalación. Debido a las limitaciones de especio, este es el punto más caliente del sistema, especialmente en motores de alto amperaje. 2.1.14.

Equipos de Sub-superficie.-

Son aquellas piezas o componentes que se encuentran por debajo del cabezal de producción. 2.1.14.1. Bombas centrifugas de fondo.Las bombas se basan en el principio de centrifugación que obtiene gracias a las etapas que posee. Cada etapa de una bomba sumergible consta de un impulsor rotativo y un difusor estático. El impulsor da al fluido energía cinética (Velocidad) y el difusor estático cambia esta energía cinética a energía potencial (Altura). El cambio presión energía se logra cuando el líquido que esta bombeado rodea el impulsor y a medida que el impulsor gira induce un movimiento rotario en el líquido. Existen en realidad dos componente para el movimiento impartido al líquido por el impulso, un movimiento en dirección radial hacia afuera, desde el centro del impulso, este movimiento es causado por la fuerza centrífuga. El otro movimiento es en dirección tangencial al diámetro externo del impulso. El resultado de estos dos componentes es la dirección real de flujo. Las bombas electro-sumergibles se denominan por sus series es decir D=400, G=540, H=562 (cada serie corresponde a diámetros, caudales, potencias distintas). El diseño de las bombas centrifugas sumergibles cae dentro de dos categorías generales: 

Bombas de flujo pequeño que tienen un diseño radial, donde se puede observar que el impulsor descarga la mayor parte del fluido den una dirección radial.



Bombas que alcanzan flujos de grandes caudales, son de mayor diámetro y el diseño cambia a un flujo mixto. El impulsor en este tipo de diseño de

Héctor Diego Ortiz H.

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etapa le imparte una dirección al flujo que tiene una componente axial considerable, a la vez que mantienen una dirección radial. Figura 2.9: BOMBAS DE FONDO

Fuente: http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/bombeoelectrosumergible-bes.html.

2.1.14.2. Etapas.Etapa es un conjunto de unidades distintas llamadas “Etapas” cada una de ellas consta básicamente de un impulsor (Impeller) y un difusor (Diffuser). El impulsor es fijo con el eje y gira con él. El difusor permanece estático dentro de la cascara de la bomba. Dependiendo del tipo de etapa, el impulsor tiene de 7 a 9 alabes los cuales proveen un movimiento suave al fluido pasado a través del impulsor. El empuje del difusor interviene tres fuerzas:  La fuerza de gravedad (siempre hacia abajo). Un impulsor tiene una fuerza afectada que provoca una fuerza hacia abajo donde la fuerza es igual a la masa por la gravedad. 𝐹 =𝑀∗𝐺

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.1

Donde: F = Fuerza M = Masa G = Gravedad  La fuerza neta que resulta de la presión diferencial en la etapa (hacia abajo). En el impulsor existen fuerzas en ambos sentidos (Fuerza descendente y fuerza ascendentes), donde la fuerza es igual a la presión por el área. 𝐹 =𝑃∗𝐴 Héctor Diego Ortiz H.

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.2 Página 32

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Donde: F = Fuerza P = Presión A = Área  La fuerza de impulsión del fluido entrando a la etapa (hacia arriba o cero), el fluido ingresa por la parte inferior del impulsor, el cual es forzado a cambiar su dirección. Este cambio de dirección ejerce una llamada “impulsión” en el impulsor y es siempre dirigida hacia arriba, excepto cuando el caudal es cero. 2.1.14.3. Succión (Intake).En pozos que no producen gas se emplea una succión simple pero, en la actualidad los separadores de gas en pozos que tienen una alta relación gaspetróleo han comenzado a ser algo muy común. La capacidad de una bomba centrifuga para el manejo del gas sin gasificarse es limitada. En las últimas décadas ha sido posible extender la aplicación del sistema por el diseño, desarrollo y utilización de separadores de gas rotativos. Estos componentes utilizan la fuerza centrífuga para separar el gas del fluido del pozo antes de entrar a la bomba. Una vez centrifugado, el fluido con la mayor gravedad específica es llevado la pared externa de la cámara rotativa por la fuerza centrífuga, dejando al gas en la cercanía del centro. El gas es separado del fluido por medio de un divisor y es expulsado nuevamente al espacio anular del pozo donde asciende por el mismo. El fluido más pesado se dirige hacia la entrada de la bomba en donde es bombada hacia la superficie. Los intake se los puede dividir en dos grupos: 

Intake Standard. Este cumple con la función de permitir el ingreso de los fluidos del pozo a la bomba y de transmitir el movimiento del eje en el extremo del sello al eje de la bomba. Estos intake pueden ser estándar o ARZ, este último usa zirconio para dar una mejor protección contra el desgaste abrasivo y la vibración lateral. Es muy importante tomando en cuenta que esta tan cerca de un sello mecánico.

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

Separador de gas. Cumple con la función de separar el gas proveniente del pozo, este gas separado es expulsado y se lo produce por el espacio anular. El gas permanece cercano al centro del separador, en la parte superior un inversor de flujos permite al gas librarse por los orificios de venteo, mientras los líquidos ingresan a la bomba.

El sistema cuenta con dos tipos de separadores: estáticos y dinámicos. El primero trabaja forzando al flujo a dar un giro de 180º para ingresar al intake, de ahí viene el nombre de “separador de gas de flujo inverso (RF)”, este diseño trabaja en principio como un segragador de gas; el segundo provee de energía a unas paletas que centrifugan el fluido, por diferencia de densidades el gas es separado. Figura 2.10: INTAKE

Fuente: http://www.monografias.com/trabajos63/bombeo-electrosumergible/bombeoelectrosumergible2.shtml

2.1.14.4. Sección sellante o protector.La sección sellante se encuentra entre la sección de entrada del fluido a la bomba del motor. El protector maneja el empuje axial generado por la bomba, evita que el aceite del motor se contamine con el fluido del pozo y balancea la presión dentro del motor y espacio anular del pozo. El protector contienen una o más cámaras que pueden ser de sello positivo (bolsa) o tipo laberintico. En las secciones internas están también llenas con aceites de motor y aloja al que soporta el empuje descendente o ascendente. Hoy en día la tecnología más empleada es de protectores modulares que nos permite combinar múltiples secciones o cámaras, tanto de laberinto como de Héctor Diego Ortiz H.

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sello positivo, utilizando solamente pocas partes diferentes para ensamblar un protector con la combinación requerida para cada aplicación. Los protectores modulares son dispositivos en serie 400(4”), serie 540 (5,4”) y serie 562 (5,62”). El 540 y el 562 tienen la misma brida en la cabeza y base. Ambos pueden ser instados con motor serie 540 o serie 562, sin adaptadores. La serie 400 puede ser instalada en motores de serie 456 sin necesidad de adaptador. El protector serie 562 tiene una sección de empuje más larga y un cojinete más grande para aplicaciones de alto empuje descendentes, todas las demás partes son exactamente las mismas. La potencia máxima permitida para la serie 562 por ejemplo es de 1000 HP a 60Hz o de 833 HP a 50 Hz y solamente viene con el eje de alta resistencia. El protector tiene tres funciones muy básicas:  Proveer un sello para evitar que el aceite del motor sea contaminado por el fluido del pozo, acumulando también como yacimiento de aceite para el motor.  Soportar la carga axial desarrollada por la bomba.  Transmitir el torque desarrollado en el motor hacia la bomba, por medio del eje del protector. 2.1.14.5. Protector tipo laberinto.El protector tipo laberintico utiliza la diferencia entre: la gravedad especifica de los fluidos del pozo y el aceite del motor y los mantiene apartados aunque ellos están en contacto directo. La cámara del laberinto está aislada de la rotación del eje por un tubo exterior al eje, así que no ocurrirá mezcla al pretenderse la unidad. El fluido del pozo es generalmente inmiscible con el aceite del motor así que, aunque haya un contacto directo, no hay tendencia para contaminar el aceite del motor.

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Existen limitaciones y recomendaciones para la aplicación del protector laberintico: 

En caso donde el fluido del pozo es más liviano que el aceite del motor.



Al desarmar el sistema en el campo, generalmente se inspecciona el protector laberintico para determinarse si existe contaminación con fluido del pozo. Este proceso debe realizarse siempre antes que el protector sea puesto horizontalmente.



Los protectores tampoco deben ser aplicados en pozos horizontales o muy desviados. El diseño de la separación por gravedad requiere que el protector este en posición vertical o casi vertical. Mientras mayor es el ángulo menor será la capacidad de expansión del aceite. 2.1.14.6. Protector de sello positivo.-

Este protector contiene una bolsa hecha de un elastómero de alta temperatura que puede resistir el ambiente agresivo al que típicamente estará expuesto. La bolsa mantiene el fluido del pozo en el exterior y el aceite del motor limpio en interior. Cuando el aceite del motor se expande o se contrae, la bolsa simplemente se estira o contrae para adaptarse al cambio de volumen necesario. El protector de sello positivo ofrece una gran ventaja por su flexibilidad y es útil para la variedad de sus aplicaciones. Sin embargo, se debe tener cuidado en las aplicaciones de este tipo de protector en pozos con fluidos que contienen químicos o que son tratados continuamente con químicos. Como cualquier elastómero que se aplica en el área petrolera, se debe tomar en cuenta este efecto para garantizar que el elastómero no será dañado por el fluido del pozo. Si el sello positivo se rompe, el motor puede ser contaminado fácilmente con el fluido del pozo. El material comúnmente utilizado es el Neopreno, Nitrilo 250, Cabxy Nitrilo 275, HSN 300, Viton 350 y Aflas 400, habiendo otros elastómeros disponibles para aplicaciones específicas.

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Figura 2.11: PROTECTORES DE SELLO

Fuente:http://www.monografias.com/trabajos63/bombeo-electrosumergible/bombeoelectrosumergible2.shtml

2.1.14.7. Motor de fondo.Los motores eléctricos utilizados para la operación de las bombas electrosumergible son trifásicos, de dos polos y de inducción. Estos motores se llenan con un petróleo mineral altamente refinado que posee alta rigidez dieléctrica. El voltaje de operación de estos motores puede ser tan bajo como 230 voltios o tan alto como 5000 voltios. El requerimiento de amperaje puede variar de 12 a 200 amperios. La potencia requerida se logra simplemente incrementando la longitud o el diámetro del cuerpo del motor. El motor está compuesto de rotores, generalmente de unas 12 a 18 pulgadas de longitud, que están montados en una flecha y localizados en el campo eléctrico (Estator), montado dentro de la carcasa de acero. Los motores de un solo cuerpo o sección más largos aproximadamente a los 33 pies de largo y pueden estar diseñados para generar hasta 400 caballos de fuerza, mientras que los motores tándem se aproximan a los 90 pies de largo y pueden tener una potencia que alcanza los 750 caballos de fuerza. El estator está compuesto de un grupo de electroimanes individuales organizados da tal manera que forman un cilindro hueco con un polo de cada electroimán mirando hacia el centro del grupo. Ya que no hay ningún movimiento físico del estator, el movimiento eléctrico es creado por el cambio progresivo de la polaridad en los polos del estator de manera que su campo magnético combinado gira. En un motor de corriente alterna, esto se logra fácilmente ya Héctor Diego Ortiz H.

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que la inversión de la corriente cada medio ciclo automáticamente cambiara la polaridad en cada polo del estator. El rotor esta también compuesto por un grupo de electroimanes arreglados en un cilindro con los polos mirando hacia los polos del estator. El rotor gira simplemente por medio de atracción y re punción magnética tratar sus polos de seguir el campo eléctrico rotante generado por el estator. No hay conexión externa al rotor, el flujo de corriente a través de los polos eléctricos del rotor esta inducido por el campo magnético creado en el estator. La velocidad a la cual gira el campo del estator es la velocidad sincrónica. Los motores están denominados por la serie: 375, 456, 562, 738 para aplicaciones en pozos con casing de diámetro externo (OD) 4.5”, 5.5”, 6.5”, 7”, 8.6252” y mayores. Junto con el desarrollo e introducción de nuevos tipos de motores, reda ha cambiado la designación clásica de sus motores y se ha introducido una nueva nomenclatura para la aplicación del motor. El tipo de motor viene designado por dos letras: 

La primer letra es un código que da la información acerca del Rating del motor: S = 250 ºF BHT Potencia Fija, Rating Standard. M = 300ºF BHT Potencia Fija, Rating Conservativo. P = 250ºF BHT Alto Performance, Potencia Fija, Rating Conservativo.



La segunda letra indica características internas del tipo de aislamiento: K = Devanado convencional y barniz. X = Nuevo devanado patentado por Reda 2.1.14.8. Sensor de temperatura y presión de fondo.-

Se obtienen datos valiosos del comportamiento de la bomba y del yacimiento mediante el empleo de sistemas de detección de la presión y la temperatura en el fondo del pozo. Correlacionando la presión del yacimiento con la tasa de producción, un operador puede determinar cuándo es necesario cambiar el

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tamaño de la bomba, cambiar el volumen de inyección o considerar una intervención de pozo. 2.1.15.

Comparación de los Sistemas de levantamiento artificial para el pozo en estudio

Para poder elegir el sistema de levantamiento adecuado que pueda cubrir las falencias del sistema que cuenta actualmente el pozo en estudio se debe analizar las ventajas y limitaciones anteriormente descritas de los diferentes sistemas de levantamiento más ocupado en el rubro de producción. Tabla 2.1: Sistemas de Levantamiento Artificial

Sistema de Levantamiento

Bombeo Mecánico

Gas Lift

Bombeo Hidráulico

Bombeo Electrosumergible

Volumen de Líquido

Bajo

Medio

Bajo

Alto

Funcionamiento

Sencillo

Moderado

Moderado

Sencillo

Pozos Horizontales

No Aplica

Si Aplica

No Aplica

Si Aplica

Corte de Agua

Bajo

Moderado

Bajo

Alto

Costo Operativo

Bajo

Mediano

Mediano

Bajo

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a información de los sistemas de Levantamiento Artificial

Se verifica que el sistema de levantamiento artificial que mejor se adapta a las condiciones del pozo es el sistema con bomba electrosumergible, el cual no tiene mayores limitaciones con las características del pozo SRB BB-112H, como ser: no presenta complicación con un pozo horizontal, con alto volumen de líquido y un control de arenamiento alto ya que el historial de pozos adyacentes el arenamiento fue el principal problema en la producción del campo.

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2.1.16.

Diseño y Selección del Bombeo Electro-sumergible.-

En los siguientes pasos se detallan las secuencias a seguir para el cálculo y análisis de las variables de diseño: 2.1.16.1. Datos de producción para el diseño.Los datos necesarios para el diseño y análisis del sistema de bomba electrosumergible son:  Caudal Bruto Actual. [m³/d ; BPD]  Producción de Agua [%]  Profundidad [Pies]  AOF [m³/d ; BPD]  Nivel dinámico [mbbdp]  Nivel estático [mbbdp]  Presión de cabeza de pozo [Kg/cm² ; Psi]  Profundidad Promedio de los baleos [mbbdp]  Diámetro y peso del tubing  Diámetro y peso del casing  Gravedad especifica del petróleo [SGo]  Factor volumétrico del petróleo [Bbl/Stb]  Presión de burbuja pb [Psi]  Gravedad del petróleo  Temperatura del fondo del pozo [ºF]  Relación gas petróleo [pc/Bbl]  Viscosidad del petróleo [cP]  Densidad del petróleo [gr/cc] 2.1.17.

Productividad de pozos hidrocarburíferos.-

A continuación se presenta la ecuación de Darcy para flujo radial que permite estimar la tasa de producción de petróleo que será capaz de aportar un área de drenaje de forma circular hacia el pozo productor bajo condiciones de flujo continuo.

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𝑞𝑜 =

𝑃𝑤𝑠 0,00708 ∗ 𝐾 ∗ ℎ 𝐾𝑟𝑜 ∫ 𝑑𝑃 𝑟𝑒 𝐿𝑛( ⁄𝑟𝑤 ) + 𝑆 + 𝐷𝑞𝑜 𝑃𝑤𝑓𝑠 𝜇𝑜 ∗ 𝐵𝑜

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.3

Dónde: qo

= Tasa de petróleo, Bbl/d

K

= Permeabilidad absoluta promedio horizontal del área de drenaje, md

h

= Espesor de la arena neta petrolífera, pies

Pws

= Presión del yacimiento a nivel de las perforaciones, psi

Pwfs = Presión de fondo fluyente al nivel de las perforaciones, psi re

= Radio de drenaje, pies

rw

= Radio del pozo, pies

S

= Factor de daño físico, S > 0 pozo con daño, S < 0 pozo estimulado,

adim. Dqo

= Factor de turbulencia de flujo (insignificante para alta Ko y bajas qo) este término se incluye para considerar flujo no-darcy alrededor del pozo.

µo

= Viscosidad de petróleo a la presión promedio [ (Pws + Pwfs)/2)], cps

Bo

= Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, Bbl/STB.

Kro

= Permeabilidad relativa al petróleo (Kro = Ko/K), adim.

Ko

= Permeabilidad efectiva al petróleo (Ko = Kro. K), md.

La integral de la anterior ecuación puede simplificarse para yacimientos subsaturados con presiones fluyentes en el fondo del pozo, Pwfs mayores que la presión de burbuja 𝑃𝑏. Primeramente para presiones mayores a la presión de burbuja el producto µo ∗ Bo es aproximadamente constante y por lo tanto puede salir de la integral. En segundo lugar, dado que no existe gas libre en el área de drenaje, toda la capacidad de flujo del medio poroso estará disponible para el flujo de petróleo en presencia del agua irreductible Swi, es decir, el valor de Kro debe ser tomado de la curva de permeabilidades relativas agua-petróleo a la Swi, este valor es constante y también puede salir de la integral. Normalmente el término de turbulencia Dqo solo se considera en pozos de gas donde las velocidades de flujo en las cercanías de pozo son mucho mayores que las obtenidas en pozos de petróleo. Bajo estas consideraciones la ecuación 2.4 muestra la ecuación de darcy simplificada.

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𝑞𝑜 =

0,00708 ∗ 𝐾𝑜 ∗ ℎ ∗ (𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓𝑠 ) 𝑟 𝜇𝑜 ∗ 𝐵𝑜 ∗ [𝐿𝑛( 𝑒⁄𝑟𝑤 ) + 𝑆]

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.4

La misma ecuación puede obtenerse con la solución 𝑃(𝑟, 𝑡) de la ecuación de difusividad bajo ciertas condiciones iniciales y de contorno, y evaluándola para 𝑟 = 𝑟𝑤. En términos de la presión promedia en el área de drenaje 𝑃𝑤𝑠, la ecuación quedaría después de utilizar el teorema del valor medio. 2.1.17.1. Propiedades del petróleo.Las propiedades del petróleo µo y Bo se deben calcular con base al análisis PVT, en caso de no estar disponible, se deben utilizar correlaciones empíricas apropiadas que se describen a continuación: Para petróleo saturado (P < o = Pb)

Correlaciones de Standing 𝑅𝑆 = 𝛾𝑔 ∗ [(

1,2048 𝑃 + 1,4) ∗ 100,0125∗𝐴𝑃𝐼−0,00091∗𝑇 ] 18,2

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.5

1,2

𝛾𝑜 𝐵𝑜 = 0,9759 + 0,00012 ∗ (𝑅𝑆 ∗ √ + 1,25 ∗ 𝑇) 𝛾𝑔

𝜌𝑜 =

62,4 ∗ 𝛾𝑜 +

0,0764 ∗ 𝑅𝑆 ∗ 𝛾𝑔 5,615 𝐵𝑜

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.6

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.7

Correlaciones de Beggs & Robinson 3,0324−0,02023∗𝐴𝑃𝐼 )∗𝑇 −1,163

𝜇𝑜𝑑 = 10(10

𝜇𝑜 = 𝑎 ∗ (𝜇𝑜𝑑 )𝑏

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.8

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.9

𝑎 = 10,715 ∗ (𝑅𝑆 + 100)−0,515 𝑏 = 5,44 ∗ (𝑅𝑆 + 150)−0,338

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−1

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.10 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.11

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Para petróleo Sub-saturado (P > Pb) Correlaciones de Kartoatmodjo & Schmidt 𝐵𝑜 = 𝐵𝑜𝑏 ∗ 𝑒 −𝐶𝑜 ∗(𝑃−𝑃𝑏) 𝜌𝑜 = 𝜌𝑜𝑏 ∗ 𝑒 𝐶𝑜 ∗(𝑃−𝑃𝑏)

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.12 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.13

𝜇𝑜 = 1,0008 ∗ 𝜇𝑜𝑏 + 0,001127 ∗ (𝑃 − 𝑃𝑏 ) ∗ (0,038 ∗ 𝜇𝑜𝑏 1,59 − 0,006517 ∗ 𝜇𝑜𝑏 1,8148 ) 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.14

Con Bob, ρob y µob calculadas a una presión igual al punto de burbuja Donde: RS = Razón de solubilidad del gas en el petróleo [psc/STB] 𝛾𝑔 = Gravedad especifica del gas [Adimensional] P = Presión del yacimiento [Psi] API = Gravedad API del petróleo T = Temperatura del yacimiento [ºR] Bo = Factor volumétrico de la formación a la presión promedio, Bbl/STB 𝛾𝑜 = Gravedad especifica del petróleo [Adimensional] ρo = Densidad del petróleo en el yacimiento [Lbs/pie3] µod = Viscosidad del petróleo sin gas [cP] µo = Viscosidad del petróleo con gas [cP] Co = Compresibilidad del petróleo [aprox. 15*10-6 psi-1]

2.1.17.2. Flujo Semi- continuo.Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = cte) Se presenta cuando se seudo-estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento finito de tal forma que en el borde exterior de dicha área no existe flujo, bien sea porque los límites del yacimiento constituyen los bordes del área de drenaje o porque existen varios pozos drenando áreas adyacentes entre sí. Las ecuaciones homólogas a las anteriores pero bajo condiciones de flujo semicontinuo son las siguientes: Héctor Diego Ortiz H.

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0,00708 ∗ 𝐾𝑜 ∗ ℎ ∗ (𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑠𝑓𝑠 ) 𝑟 𝜇𝑜 ∗ 𝐵𝑜 ∗ [𝐿𝑛( 𝑒⁄𝑟𝑤 ) − 0,5 + 𝑆]

𝑞𝑜 =

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.15

En términos de la presión promedia en el área de drenaje Pws, la ecuación quedaría: 𝑞𝑜 =

0,00708 ∗ 𝐾𝑜 ∗ ℎ ∗ (𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑠𝑓𝑠 ) 𝑟 𝜇𝑜 ∗ 𝐵𝑜 ∗ [𝐿𝑛( 𝑒⁄𝑟𝑤 ) − 0,75 + 𝑆]

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.16

Este es el estado de flujo más utilizado para estimar la tasa de producción de un pozo que produce en condiciones estables.

2.1.18.

Índice de productividad.-

Se define índice de productividad (J) a la relación existente entre la tasa de producción, qo y el diferencial entre la presión del yacimiento y la presión fluyente en el fondo del pozo, (Pws − Pwf) Para el caso de completaciones a hoyo desnudo, la Pwf es igual a Pwfs, luego (Pws − Pwf) = (Pws − Pwfs) De las anteriores ecuaciones se puede obtener el índice de productividad, despejando la relación que define a J, es decir: Para flujo continuo: 𝑏𝑝𝑑 ⁄𝑝𝑠𝑖 ) = (𝑃

𝐽(

𝑤𝑠

𝑞𝑜 − 𝑃𝑤𝑓𝑠 )

=

0,00708 ∗ 𝐾𝑜 ∗ ℎ 𝑟 𝜇𝑜 ∗ 𝐵𝑜 ∗ [𝐿𝑛( 𝑒⁄𝑟𝑠 ) + 𝑆]

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.17

Para flujo semi-continuo 𝑏𝑝𝑑 ⁄𝑝𝑠𝑖 ) = (𝑃

𝐽(

𝑤𝑠

𝑞𝑜 − 𝑃𝑤𝑓𝑠 )

=

0,00708 ∗ 𝐾𝑜 ∗ ℎ 𝑟 𝜇𝑜 ∗ 𝐵𝑜 ∗ [𝐿𝑛( 𝑒⁄𝑟𝑠 ) − 0,75 + 𝑆]

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.18

En las relaciones anteriores la tasa es de petróleo, qo, ya que se había asumido flujo solo de petróleo, pero en general, la tasa que se debe utilizar es la de líquido, ql, conocida también como tasa bruta ya que incluye el agua producida. Héctor Diego Ortiz H.

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Escala típica de valores del índice de productividad en bpd/psi: Baja productividad:

𝐽 < 0,5

Productividad media:

0,5 < 𝐽 < 1,0

Alta Productividad:

1,0 < 𝐽 < 2,0

Excelente productividad:

2,0 < 𝐽

2.1.19.

Índice de Comportamiento de Flujo (IPR Inflow Performance Relationships).-

La curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs y las tasas de producción de líquido que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. Es decir para cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido ql, que se puede obtener de la definición del índice de productividad. Obsérvese que la representación gráfica de Pwfs en función de ql es una línea recta en papel cartesiano. La IPR representa una foto instantánea de la capacidad de aporte del yacimiento hacia el pozo en un momento dado de su vida productiva y es normal que dicha capacidad disminuya a través del tiempo por reducción de la permeabilidad en la cercanías del pozo y por el aumento de la viscosidad del crudo en la medida en que se vaporizan sus fracciones livianas.

2.1.19.1. Flujo de petróleo y gas en yacimientos saturados.En yacimientos petrolíferos donde la presión estática, Pws es menor que la presión de burbuja, Pb existe flujo de dos fases: una liquida (petróleo) y otra gaseosa (gas libre que se vaporizo del petróleo). El flujo de gas invade parte de los canales de flujo del petróleo disminuyendo la permeabilidad efectiva Ko, a continuación se describen las ecuaciones utilizadas para obtener la IPR en caso de tener flujo bifásico en el yacimiento.

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La ecuación general de Darcy establece que: 0,00708 ∗ 𝐾 ∗ ℎ 𝑃𝑤𝑠 𝐾𝑟𝑜 𝑞𝑜 = ∫ 𝑑𝑃 𝑟 𝐿𝑛( 𝑒⁄𝑟𝑤 ) + 𝑆 𝑃𝑤𝑓𝑠 𝜇𝑜 ∗ 𝐵𝑜

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.19

Asumiendo que se conoce Pws, S = 0, el límite exterior es cerrado y Pws < 𝑃𝑏, la ecuación general quedaría (Flujo semi-continuo):

𝑞𝑜 = Kro µo∗Bo

0,00708 ∗ 𝐾 ∗ ℎ 𝑃𝑤𝑠 𝐾𝑟𝑜 ∫ 𝑑𝑃 𝑟 𝐿𝑛( 𝑒⁄𝑟𝑤 ) − 0,75 𝑃𝑤𝑓𝑠 𝜇𝑜 ∗ 𝐵𝑜

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.20

: Es una función de presión y adicionalmente Kro es una función de la

saturación de gas.

2.1.19.2. Trabajo de Vogel.Dado un yacimiento con 𝐾, ℎ, 𝑟𝑒, 𝑟𝑤, curvas de permeabilidades relativas y análisis PVT conocidos, se podrían calcular para cada valor Pwfs el área bajo la curva de 𝐾𝑟𝑜/µ𝑜. 𝐵𝑜 desde 𝑃𝑤𝑓𝑠 hasta Pws y estimar la tasa de producción qo con la ecuación anterior. De esta forma en un momento de la vida productiva del yacimiento se puede calcular la IPR para yacimientos saturados. Inclusive a través del tiempo se podría estimar como varía la forma de la curva IPR a consecuencia de la disminución de la permeabilidad efectiva al petróleo por el aumento progresivo de la saturación gas, en el área de drenaje, en la medida que se agota la energía del yacimiento. Para obtener la relación entre la presión del yacimiento y el cambio de saturación de los fluidos es necesario utilizar las ecuaciones de balance de materiales. Este trabajo de estimar curvas IPR a distintos estados de agotamiento del yacimiento fue realizado por Vogel en 1967 basándose en las ecuaciones presentadas por Weller para yacimientos que producen por gas en solución, lo más importante de su trabajo fue que obtuvo una curva adimensional válida para cualquier estado de agotamiento después que el yacimiento se encontraba saturado sin usar información de la saturación de gas y 𝐾𝑟𝑔. Héctor Diego Ortiz H.

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La siguiente ilustración indica esquemáticamente el trabajo de Vogel: Figura 2.12: ILUSTRACIÓN ESQUEMÁTICA DEL TRABAJO DE VOGEL

Fuente: Gas Well Testing Handbook- (autor: Amanat U. Chaudhr)

2.1.19.3. Ecuación y Curva de Vogel para Yacimientos Saturados.Como resultado de su trabajo Vogel publicó la siguiente ecuación para considerar flujo bifásico en el yacimiento: 𝑃𝑤𝑓𝑠 𝑃𝑤𝑓𝑠 2 𝑞𝑜 ⁄𝑞𝑚𝑎𝑥 = 1 − 0,2 ∗ ( ) − 0,8 ∗ ( ) 𝑃 𝑃 𝑤𝑠

𝑤𝑠

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.21

La representación gráfica de la ecuación anterior es la curva IPR adimensional presentada por Vogel, y que se muestra a continuación: Figura2.13: CURVA DE VOGEL PARA YACIMIENTOS SATURADOS

Fuente: Gas Well Testing Handbook- (autor: Amanat U. Chaudhr)

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2.1.19.4. Construcción de la IPR para Yacimientos Saturados.Para construir la IPR para yacimientos saturados se deben calcular con la ecuación de Vogel varias qo asumiendo distintas Pwfs y luego graficar Pwfs Vs. qo. Si se desea asumir valores de qo y obtener las correspondientes Pwfs se debe utilizar el despeje de Pwfs de la ecuación de Vogel, el cual quedaría: 𝑞 𝑃𝑤𝑓𝑠 = −0,125 ∗ 𝑃𝑤𝑠 ∗ [−1 + √81 − 80( 𝑜⁄𝑞𝑚𝑎𝑥 )]

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.22

Esta curva representa la capacidad de aporte de fluidos del yacimiento hacia el pozo en un momento dado. La siguiente figura muestra un ejemplo de la curva IPR: Figura 2.14: CURVA IPR PARA YACIMIENTOS SATURADOS

Fuente: Gas Well Testing Handbook- (autor: Amanat U. Chaudhr)

2.1.19.5. Flujo de gas y petróleo en yacimientos sub-saturados.En yacimientos sub-saturados existirá flujo de una fase liquida (petróleo) para Pwfs > 𝑃𝑏 y flujo bifásico para Pwfs < 𝑃𝑏. En estos casos la IPR tendrá un comportamiento lineal para Pwfs mayores o iguales a Pb y un comportamiento tipo Vogel para Pwfs menores a Pb tal como se muestra en la figura 2.15.

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Figura 2.15: CURVA IPR PARA YACIMIENTOS SUB-SATURADO

Fuente: Gas Well Testing Handbook- (autor: Amanat U. Chaudhr)

Nótese que la tasa a 𝑃𝑤𝑓𝑠 = 𝑃𝑏 se denomina 𝑞𝑏 Dado que la IPR consta de dos secciones, para cada una de ellas existen ecuaciones particulares:

2.1.19.6. Ecuación de Vogel para yacimientos Sub-saturados En la parte recta de la IPR, 𝑞 ≤ 𝑞𝑏 ó 𝑃𝑤𝑓𝑠 ≥ 𝑃𝑏 se cumple: 𝑞 = 𝐽 ∗ (𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓𝑠)

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.23

De donde, 𝐽 se puede determinar de dos maneras: 1) Sí se conoce una prueba de flujo (𝑃𝑤𝑓𝑠, 𝑞1) donde la (𝑃𝑤𝑓𝑠 > 𝑃𝑏) 𝐽=

𝑞 (𝑝𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎) 𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓𝑠 (𝑝𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎)

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.24

2) Si se dispone de suficiente información se puede utilizar la ecuación de Darcy: 𝐽=

0,00708 ∗ 𝐾𝑜 ∗ ℎ 𝜇𝑜 ∗ 𝐵𝑜 ∗ [𝐿𝑛(𝑟𝑒⁄𝑟𝑤 ) − 0,75 + 𝑆]

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.25

En la sección curva de la IPR, 𝑞 < 𝑞𝑏 ó 𝑃𝑤𝑓𝑠 > 𝑃𝑏 se cumple: 𝑃𝑤𝑓𝑠 𝑃𝑤𝑓𝑠 2 𝑞 = 𝑞𝑏 + (𝑞𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏 ) ∗ [1 − 0,2 ∗ ( ) − 0,8 ∗ ( ) ] 𝑃𝑤𝑠 𝑃𝑤𝑠

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𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.26

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𝑞𝑏 = 𝐽 ∗ (𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑏) 𝑞𝑚𝑎𝑥 − 𝑞𝑏 =

𝐽 ∗ 𝑃𝑏 1,8

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.27 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.28

La primera de las ecuaciones es la de Vogel trasladada en el eje X una distancia qb, la segunda es la ecuación de la recta evaluada en el último punto de la misma, y la tercera se obtiene igualando el índice de productividad al valor absoluto del inverso de la derivada de la ecuación de Vogel, en el punto (qb, Pb). Las tres ecuaciones anteriores constituyen el sistema de ecuaciones a resolver para obtener las incógnitas 𝐽, 𝑞𝑏 𝑦 𝑞𝑚𝑎𝑥 . Introduciendo las dos últimas ecuaciones en la primera y despejando J se obtiene: 𝑞 𝐽= 𝑃𝑤𝑓𝑠 𝑃𝑤𝑓𝑠 2 𝑃𝑏 𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑏 + 1,8 ∗ [1 − 0,2 ∗ ( 𝑃 ) − 0,8 ∗ ( 𝑃 ) ] 𝑤𝑠

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.29

𝑤𝑠

El valor de 𝐽, se obtiene con una prueba de flujo donde la 𝑃𝑤𝑓𝑠 esté por debajo de la presión de burbuja, una vez conocido 𝐽, se puede determinar q b y q max quedando completamente definida la ecuación de 𝑞 la cual permitirá construir la curva IPR completa. Otra manera de calcular el índice de productividad es con la ecuación de Darcy cuando se dispone de suficiente información del área de drenaje del yacimiento. Para cada presión fluyente en el fondo del pozo (en la cara de la arena) el área de drenaje del yacimiento quedará sometida a un diferencial de presión que dependerá de la energía del yacimiento (𝑃𝑤𝑠 − 𝑃𝑤𝑓𝑠 ), este diferencial provocará el flujo de fluidos del yacimiento hacia el pozo y la mayor o menor tasa de producción aportada dependerá fundamentalmente del índice de productividad del pozo. La IPR se considerará en lo sucesivo como una curva de oferta de energía o afluencia de fluidos que el yacimiento entrega al pozo (𝑃𝑤𝑓𝑠 𝑣𝑠. 𝑞).

Héctor Diego Ortiz H.

Página 50

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2.1.20.

Calculo

de

flujo

volumétrico

de

producción

en

pozos

horizontales.Los cálculos serán realizados considerando el flujo de producción para un pozo horizontal. En este tipo de pozos existe una longitud 𝐿 que penetra el reservorio con permeabilidad horizontal 𝐾𝐻 y la permeabilidad vertical 𝐾𝑉 , ambas crean un modelo de drenaje con una mayor área de flujo y una menor presión diferencial. La forma de drenaje en los pozos horizontales es forma elipsoidal, tiene el eje a la mitad del drenaje del elipsoide, relativa a la longitud horizontal del pozo. Otra característica de los pozos horizontales es la anisotropía de la permeabilidad vertical, mientras más grande ser la permeabilidad vertical, más alto será el índice de productividad de un pozo horizontal. Figura 2.16: PATRÓN DE FLUJO FORMADO ALREDEDOR DEL POZO HORIZONTAL

Fuente: Explotación del gas y Optimización de la producción mediante Análisis Nodal

Relación donde mezcla el pseudo-estado de un plano horizontal y pseudoestado estabilizado en un plano vertical. 𝑘𝐻 ∗ ℎ ∗ 𝛥𝑝

𝑞= 𝑎+

141.2 ∗ 𝛽 ∗ 𝜇 ∗ 𝑙𝑛 [

Héctor Diego Ortiz H.

(

2 − (𝐿⁄2) 𝐿⁄ 2

√𝑎2

+( )

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.30

𝐼𝑎𝑛𝑖𝑙𝑙𝑜 ∗ ℎ 𝐼𝑎𝑛𝑖𝑙𝑙𝑜 ∗ ℎ ) ∗ 𝑙𝑛 ( ) 𝐿 [𝑟𝑤 (𝐼𝑎𝑛𝑖𝑙𝑙𝑜 + 1)] ]

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El Ianillo, es una medida de la anisotropía de la permeabilidad vertical y la permeabilidad horizontal dada por.

𝐼𝑎𝑛𝑖𝑙𝑙𝑜 = √

𝑘𝐻 𝑘𝑉

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.31

La letra a es el medio eje grande del elipsoide de drenaje formado por un pozo horizontal de longitud. 4

L re H a = {0.5 + [0.25 + ( ) ] L⁄ 2 2

0.5 0.5

}

para

L < 0.9 ∗ re H 2

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.32

La relación entre el índice de productividad de un pozo horizontal y un pozo vertical en un reservorio puede ser muy grande. La razón del índice de productividad puede ser manifestada por un incremento en el caudal de producción, o un decremento en la caída de presión o ambos. Entonces, los pozos horizontales pueden ser excelentemente manejados donde los problemas de agua y de cono de gas y arena están presentes. 2.1.21.

Diseño de Bombeo Electro-sumergible

1. Se calcula la IPR (curva de oferta) con la información de la última prueba válida. 2. Se calcula el nivel dinámico del fluido (NF), no sin antes obtener la gravedad específica del petróleo y mezcla. 𝛾𝑚 = 𝛾𝑜 ∗ (%𝑝𝑒𝑡) + 𝛾𝑤 ∗ (%𝑎𝑔𝑢𝑎) 𝛾𝑜 =

141,5 131,5 + º𝐴𝑃𝐼

ℎ=

𝑃𝑤𝑓 0,433 ∗ 𝛾𝑚

𝑁𝐹 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑝𝑒𝑟𝑓 − ℎ

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.33

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.34

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.35 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.36

Donde: γm: gravedad específica de la mezcla [adm] Héctor Diego Ortiz H.

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γo: gravedad específica del petróleo [adm] γw: gravedad específica del agua [adm] °API: gravedad API [adm] Pwf: presión de fondo fluyente [psia] h: espesor [pies] 3. Se estima una profundidad de asentamiento de la bomba (100’ por encima del colgador) que garantice la sugerencia de la bomba. 4. Utilizando las correlaciones de Standing, se calcula RS y βo a las condiciones imperantes en la entrada de la bomba (PIP y Tf). Conociendo la Pwf, se calcula la PIP. 𝑃𝐼𝑃 = 𝑃𝑤𝑓 − (𝐷𝑝 − 𝐷𝑏 ) ∗ 𝛾𝑚 ∗ 0,433

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.37

Donde: PIP: presión de entrada a la bomba (pump intake pressure) [psia] Dp: profundidad media de los perforados [pies] Db: profundidad de la bomba [pies] Entonces con la PIP y el resto de los datos se calcula el RS y βo. 5. Se calcula el factor volumétrico del gas (βg) 𝛽𝑔 = 5,04 ∗

𝑍∗𝑇 𝑃

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.38

Donde: βg: factor volumétrico del gas [Bbl/Mpcs] Z: factor de compresibilidad de gases [adm] P: presión de yacimiento [psia] 6. Determinación del volumen de gas que manejará la bomba. Volumen total de gas diario (Tg) 𝑇𝑔 = 𝑞𝑜 ∗ 𝑅𝐺𝑃

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𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.39

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Donde: Tg: volumen total de gas diario [pcsd] qo: tasa de producción de petróleo [BPD] RGP: relación gas-petróleo [pcs/BF]

Volumen de gas en solución diario (Sg) 𝑆𝑔 = 𝑞𝑜 ∗ 𝑅𝑆

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.40

Donde: Sg: volumen de gas en solución diario [pcsd]

Volumen de gas libre diario (Fg) 𝐹𝑔 = 𝑇𝑔 − 𝑆𝑔

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.41

Donde: Fg: volumen de gas libre diario [pcsd]

Volumen de petróleo diario (Vo) 𝑉𝑜 = 𝑞𝑜 ∗ 𝛽𝑜

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.42

Donde: Vo: volumen de petróleo diario en yacimiento [BPD] Volumen de agua diario (Vw) 𝑉𝑤 = 𝑞𝑙 ∗ (%𝑎𝑔𝑢𝑎) ∗ 𝛽𝑤

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.43

Donde: Vw: volumen de agua diario [BPD] ql: caudal total de líquido [BPD] βw: factor volumétrico del agua [Bbl/BF] Héctor Diego Ortiz H.

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Volumen de gas diario (Vg) 𝑉𝑔 = 𝐹𝑔 ∗ 𝛽𝑔

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.44

Donde: Vg: volumen de gas diario [BPD] Porcentaje de gas libre diario (%GL) 𝑉𝑔 𝑉𝑔 %𝐺𝐿 = [ ] ∗ 100 = [ ] ∗ 100 𝑉𝑡 𝑉𝑜 + 𝑉𝑤 + 𝑉𝑔

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.45

Donde: %GL: porcentaje de gas libre [%] Vt: volumen total de fluido diario [BPD] Cuando se excede el 10% de gas libre (condición operacional normal), se requerirá la utilización de un separador de gas. Una vez instalado el separador de gas, se sabe que el mismo se retirará (en teoría) el 80% de gas libre, por lo tanto se plantean nuevamente los cálculos para verificar los nuevos valores que manejará la bomba. 7. Cálculo de la carga dinámica total (TDH) 𝑇𝐷𝐻 = 𝐻𝑑 + 𝐹𝑡 + 𝑃𝑑

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.46

Donde: TDH: carga dinámica total [pies] Hd: altura dinámica [pies] Ft: pérdidas por fricción en la tubería [pies] Pd: pérdidas por fricción en la línea de flujo [pies] Altura dinámica (Hd) 𝐻𝑑 = 𝐷𝑏 − [

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𝑃𝐼𝑃 ] 0,433 ∗ 𝛾𝑚

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.47

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Pérdidas por fricción en las líneas de flujo (Pd) 𝑃𝑑 =

𝑃𝑤𝑓 0,433 ∗ 𝛾𝑚

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.48

Pérdidas por fricción en tubería (Ft)

𝐹𝑡 =

𝐹 𝐷𝑏 ∗ (1000) 1000

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.49

Nota: el factor (F/1000’) se obtiene gráficamente o por correlación. Se debe conocer la ql (BPD o GPM) y el diámetro de la tubería o revestidor (pulg.) Entonces Se utiliza la correlación conociendo la tasa de líquido (GPM) y el diámetro de la tubería en pulgadas. 𝐹 100 1,85 𝑞𝑙 1,85 = 2,083 ∗ ( ) ∗ ( 4,8655 ) 1000 𝐶 𝐼𝐷

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.50

Donde: C: 120 (tubería nueva) ó 94 (tubería vieja) ql: tasa de líquido [GPM] ID: diámetro interno de la tubería [pulg] 8. Selección de la Bomba considerando: Tasa deseada Profundidad de asentamiento de la bomba Diámetro de revestidor Viscosidad del fluido Se utilizan las tablas y gráficos proporcionados por los fabricantes

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La selección de la bomba está basada en el caudal que podrá aportar el pozo para una determinada carga y según las restricciones del tamaño del casing. La opción más económica normalmente se da eligiendo equipos de series grande (diámetros grandes) las cuales serán restringidas por el diámetro del casing. La bomba seleccionada deberá ser aquella en que el caudal teórico a extraer se encentre entre los limites óptimos de trabajo de la misma y cerca de la máxima eficiencia. En caso de tener dos o más bombas cerca de la máxima eficiencia, la selección final se basara en comparación de precios y potencia requerida. La curva de performance de la bomba se puede observar tres curvas de distintos colores y características: Roja: HML = Potencia consumida por cada etapa [HP/etapa] Azul: HC = Capacidad de elevación [pies/etapa] Verde: % POE = Eficiencia de bombeo [%]

Figura 2.17: DIMENSIONES DE LA BOMBA (Nº DE ETAPAS)

Fuente: http://monografias.com/trabajos63/bombeo-electrosumergible2.shtml

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9. Determinación del número de etapas de la bomba. 𝑁º𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =

𝑇𝐷𝐻 𝐻𝐶

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.51

10. Determinación de la potencia del motor 𝐻𝑃 = 𝑁º 𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 ∗ 𝐻𝑀𝐿 ∗ 𝛾𝑚

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.52

Donde: HP: caballos de potencia [HP] Entonces es posible seleccionar el motor adecuado considerando la recomendación del fabricante. 11. Selección del Cable La tabla general de recomendaciones para diseño, proporciona el tipo de cable acorde a las condiciones dadas. No obstante, los fabricantes recomiendan verificar la caída de voltaje en el mismo no sobrepase los 30 voltios/1000 pies. Por ende: ∆𝑉𝑜𝑙𝑡 =

∆𝑉𝑜𝑙𝑡 68º𝐹 ∗ 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 ∗ (𝐷𝑏 + 𝐿𝑜𝑛𝑔 𝑠𝑢𝑝) 1000

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.53

Donde: ΔVolt: caída de voltaje [volt] Primero se obtiene la caída de voltaje a 68°F conocido el amperaje del motor y el número del cable a través del gráfico. Luego para calcular el factor de caída de voltaje, es importante tener la temperatura en el fondo del pozo, aunada al amperaje del motor, de tal forma que se pueda obtener la temperatura de operación del cable por medio de la gráfica.

Héctor Diego Ortiz H.

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Finalmente se calcula la caída del voltaje a la temperatura de operación y considerando 200 pies de cable en superficie. Pero antes se debe verificar que cumpla las condiciones teóricas. (

∆𝑉𝑜𝑙𝑡 ) = ∆𝑉𝑜𝑙𝑡 68º𝐹 ∗ 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 1000

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.54

Donde: (ΔVolt/1000): caída de voltaje cada 1000 pies [volt/1000] 12. Calculo de los KVA necesarios para la selección del transformador 𝐾𝑉𝐴 =

𝑉𝑠 ∗ 𝐴𝑚𝑝 ∗ 1,73 1000

𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2.55

Donde: KVA: kilovatios (KVA) Amp: amperios (A) Vs: Voltaje en el motor + ΔVolt [volt]

Para efectos de diseño, la capacidad de carga de los transformadores se calcula con capacidad de carga de potencia aparente (KVA), debido a la amplia flexibilidad de los transformadores y los diferentes voltajes y condiciones en que funciona, además de la inexactitud del factor de potencia que se aplica (potencial real en kilovatio). Las cartas de amperaje es la técnica más utilizada para evaluar este tipo de instalaciones, con las cartas o discos del amperímetro se reflejan todos los cambios ocurridos durante la operación de bombeo, la interpretación apropiada de estas cartas puede generar la solución del problema presente en la instalación, como por ejemplo el bombeo normal, entrampamiento del gas, ciclaje excesivo y sobrecarga de amperaje. Bajo condiciones normales de operación, el registro de amperaje deberá delinear suavemente una carta circular o simétrica con un valor de amperaje cercano al amperaje del motor, lo cual demuestra la condición ideal de operación que deberá tener un equipo de bombeo electro-sumergible. Héctor Diego Ortiz H.

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2.2. MARCO TEÓRICO REFERENCIAL. API: Instituto Americano del Petróleo API 5 CT G 80-110. NFPA: Normativa Referente a la Seguridad Industrial y Equipos RNTS: Reglamentos de Normas Técnicas y de Seguridad para la actividad de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

2.3. MARCO TEÓRICO NORMATIVO. El presente proyecto de la aplicación de un sistema de levantamiento artificial con bomba electro-sumergible para el pozo SRB BB – 112H. Toma como base jurídica lo siguiente: 2.3.1.

Leyes y Regulaciones Bolivianas.

Este proyecto se enmarca en la Constitución Política del Estado. Ley de Hidrocarburos 3058, Título III – Capitulo II Exploración y Explotación Ley de Hidrocarburos 3058, Titulo VII – Capítulo I Producción General. Ley del Medio Ambiente 1333, Art. 73 “Normas de Protección y Conservación del Medio Ambiente”. 2.3.2.

Decretos Supremos.

DS 28397 (RNTS), Articulo 181º Recuperación Secundaria realizado por el Titular deberá tener un sistema de inyección. DS 28397 (RNTS), Articulo 184º Las normas de seguridad que se deben adoptar para los trabajos de intervención de pozos, deben ser como mínimo las normas API y NFPA. DS 28397 (RNTS), Articulo 190º Aplicación buenas prácticas técnicas de la industria recomendadas por el API en las actividades de estimulación de pozos. DS 29397 (RTNS), Capítulo III. Informes de producción. Héctor Diego Ortiz H.

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2.4. MARCO TEÓRICO HISTÓRICO. El campo Surubí BB es uno de los 3 campo pertenecientes al campo Surubí, actualmente se encuentra produciendo de los reservorios de Petaca y Yantata, de acuerdo a la figura mostrada8.

Figura 2.18: PRODUCCIÓN CAMPO SURUBI BLOQUE BAJO

Fuente: Repsol E&P Bolivia S.A./Reserva/BloqueMMR/SRB

La secuencia estratigráfica de interés correspondiente al área de Surubí Noroeste comprende sedimentos depositados en el período comprendido entre el Jurásico - Cretácico Superior hasta el Terciario en el Mioceno Inferior y se encuentra conformada cronológicamente de lo más antiguo a lo más joven por: Formación Ichoa, Formación Yantata, Formación Naranjillo, Formación Petaca y supra yacente sobre ellas la Formación Yecua y Formación Chaco. La Formación Petaca está dividida en 2 unidades principales: Upper Petaca y Lower Petaca El Miembro Lower Petaca está conformado por cuerpos de arena de espesor variable ( 15 a 2 m) intercalados con sedimentos pelíticos (limolitas y arcilitas). El 8

Fig. REPSOL E&P BOLIVIA S.A./ Estratigrafias/Bloque MMR/SRB

Héctor Diego Ortiz H.

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ambiente de depositación es Fluvio- Continental, siendo el rumbo de su flujo sedimentario Noroeste- Sureste. La formación Yantata (Cretácico) se subdivide hacia el tope en lo que se identifica como Yantata Duro, cuyas porosidad original está casi totalmente obturada por la precipitación de cemento silíceo, mientras que la parte inferior denominada Yantata Res, se constituye en la roca reservorio y está constituida por arenas depositadas en un ambiente fluvio-eólicos.

Figura 2.19: FORMACIÓN ESTRATIGRÁFICA

Fuente: REPSOL E&P BOLIVIA S.A./ Estratigrafias/Bloque MMR/SRB

Héctor Diego Ortiz H.

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2.5. DIAGNÓSTICO DEL POZO SRB BB-112H El campo Surubí-A cuenta con 5 pozos en producción, de los cuales tiene una producción promedio de 1842MPCD de gas y se inyecta a todos los pozo 1466MPCD con una producción de petróleo de 610Bbbl/Día. Actualmente el pozo está en producción con sistema de levantamiento artificial de Gas Lift, donde se inyecta un caudal de 650MPCD de gas para surgencia. Tabla 2.2: Datos mensuales de producción de Gas Planta SRB – A Well Head SRB - A BB 112-H Gas Prod .

Gas Lift Iny.

Gas Comb.

Gas de Venta

FTP

CSG

MSCFD

01/01/2016

1541

1290

665

355

308

312

570

02/01/2016

1283

877

598

196

322

321

0

03/01/2016

1676

1304

672

546

97

654

581

04/01/2016

1957

1635

770

638

96

415

929

05/01/2016

2049

1700

773

734

99

333

1000

06/01/2016

1794

1633

744

521

90

370

933

07/01/2016

1787

1458

754

494

84

362

758

08/01/2016

1769

1425

722

503

350

366

725

09/01/2016

1638

876

710

400

705

559

176

10/01/2016

2092

1459

760

791

91

518

759

11/01/2016

1928

1460

747

738

102

513

760

12/01/2016

2029

1470

774

754

105

557

770

13/01/2016

2079

1470

762

763

95

517

770

14/01/2016

2008

1470

750

702

95

511

770

15/01/2016

2012

1470

763

698

92

508

770

16/01/2016

2028

1468

750

723

93

505

765

17/01/2016

1453

1458

709

218

91

503

758

18/01/2016

1497

1450

678

382

93

502

756

19/01/2016

1883

1484

713

721

93

499

784

20/01/2016

1899

1477

786

648

93

498

789

21/01/2016

1798

1520

748

558

93

498

778

22/01/2016

1663

1580

760

422

93

497

780

23/01/2016

1879

1591

797

598

93

497

791

24/01/2016

1793

1556

782

535

93

497

756

25/01/2016

1877

1550

792

551

91

497

750

26/01/2016

1872

1526

743

606

99

495

726

27/01/2016

2000

1550

774

763

98

490

750

28/01/2016

1979

1550

788

716

98

488

750

29/01/2016

1875

1550

789

730

91

484

750

30/01/2016

1979

1565

791

672

92

483

750

31/01/2016

1975

1563

790

971

91

484

750

Fuente: REPSOL E&P BOLIVIA S.A./DatosMensuales/Bloque MMR/SRB

Héctor Diego Ortiz H.

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Según las pruebas mensuales que se le realizan al pozo se tiene los siguientes datos: Tabla 2.3: Datos de prueba de pozos Producción Date WELL

FORM.

30-1-16 STATUS

NAME BB-112

PETACA

PROD

TUBING

CASING

Psi

Psi

92

483

CHOKE

60

GTY

OIL

WATER

GAS

°API

BPD

BPD

MPCD

41,3

45

40

380

GOR

720

DATE

30-0616

HRS.

BS&W

G.L.

PROD.

%

MPCD

24,00

45,65

750

Fuente: REPSOL E&P BOLIVIA S.A./DatospruebadePozos/Bloque MMR/SRB-BB112H 2500

2000

Gas Prod. Gas Lift Iny.

1500

Gas Comb. 1000

Gas de Venta Well Head SRB A BB 112-H

500

30/01/2016

29/01/2016

28/01/2016

27/01/2016

26/01/2016

25/01/2016

24/01/2016

23/01/2016

22/01/2016

21/01/2016

20/01/2016

19/01/2016

18/01/2016

17/01/2016

16/01/2016

15/01/2016

14/01/2016

13/01/2016

12/01/2016

11/01/2016

10/01/2016

09/01/2016

08/01/2016

07/01/2016

06/01/2016

05/01/2016

04/01/2016

03/01/2016

02/01/2016

01/01/2016

0

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a información de Repsol

Héctor Diego Ortiz H.

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En la gráfica se puede observar claramente las proporciones de gas producido del campo, el gas inyectado a todos los pozos, el gas que se envía a la venta y el gas que se utiliza para el combustible. De tal manera, de todo el gas producido en el campo un 80% es utilizado como gas de inyección para todos los pozos de la planta Surubí A, donde se encuentra nuestro pozo en estudio, también un porcentaje es utilizado como gas combustible para los generadores y los compresores para luego el excedente enviar a la venta del producto.9 Según la prueba del pozo se verifica una gran cantidad de líquido, tanto petróleo como agua, de lo cual se necesita un gran caudal de gas de inyección para levantar la columna hidrostática que se genera, es por tal motivo que su inyección de gas viene siendo de gran necesidad y a la vez se vuelve escasa cuando se incrementa la columna de líquido que debe levantar, también un problema común en todos los campos es el mantenimiento a los equipos de compresión de gas y las fallas de los mismos, lo cual hace que baje la inyección a los pozos o en algunos casos cuando el problema es mayor y perdurara por mucho tiempo se debe cerrar los pozos, esto genera una gran caída en la producción. Si bien se quiere incrementar la producción del campo y por ende aumentar los ingresos económico, con el estudio de este proyecto se pretende bajar el porcentaje de inyección de gas lift, al dejar de inyectar al pozo en estudio y cambiar de sistema de levantamiento artificial y de esa manera incrementar el porcentaje de gas de venta y aumentar los ingreso para el campo.

9

Elaboración propia para el proyecto en base a fuentes de Repsol.

Héctor Diego Ortiz H.

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CAPITULO III INGENIERÍA DEL PROYECTO 3.1. INTRODUCCION.El campo Surubí BB es uno de los 3 campos pertenecientes al campo Surubí, actualmente se encuentra produciendo de los reservorios de Petaca y Yantata. Es necesario perforar el pozo SRB BB-112H para recuperar las reservas remanentes que dejo de producir el pozo SRB BB-111H el cual dejó de producir por arenamiento. Con la perforación también se pretende drenar otra zona que actualmente no está siendo drenada por ningún otro pozo en la zona. Una vez completado el pozo y este en producción, se implementará este proyecto cuyo objetivo principal, es realizar un cambio de sistema de extracción, con la finalidad de subsanar las falencias del sistema de levantamiento GAS LIFT, en busca de mejores oportunidades de producción en el bloque. Debido a la disminución de producción de gas para mantener el sistema actual de levantamiento artificial (Gas Lift) en los pozos productores y aunado al progresivo incremento del corte de agua, se ha observado que el sistema se está siendo cada vez más ineficiente para manejar este tipo de problemas (columna más pesada, por cambio en la densidad del fluido), por otro lado el hecho de no poder profundizar los puntos de inyección que ayudarían a mejorar la producción de los pozos, es motivo para realizar una evaluación, seleccionar y diseñar el adecuado sistema de levantamiento artificial para el pozo que se quiere realizar (SRB BB – 112H). 3.1.1.

Reservas del campo Surubí Bloque Bajo.-

Las reservas del campo Surubí están clasificadas como reservas probadas desarrolladas y probadas no desarrolladas de acuerdo a la definición de reservas de la SPE generalmente aceptada en la industria petrolera. Las reservas probadas desarrolladas son aquellas reservas que se producirán económicamente rentables bajo las prácticas operacionales corrientes del campo, las cuales incluyen programas de mantenimiento de pozos, Limpieza de Héctor Diego Ortiz H.

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casing, instalación de equipos de levantamiento artificial de mayor capacidad y la perforación de pozos de reemplazo. Las reservas probadas no desarrolladas son atribuidas a volúmenes adicionales de hidrocarburos que pueden ser recuperados a través de nuevas inversiones, por medio de las cuales existe una alta certeza que el proyecto será exitoso anticipadamente, Eje. Perforación de pozos de relleno, reparaciones de desarrollo de pozos, sistemas de levantamiento artificial. La Figura 3.1 muestra la curva de declinación de producción del campo a nivel de la Formación Petaca, de donde se determina una declinación de producción actual del 25% anual10, con unas reservas probadas remanentes de 949,2 Kbbls (miles de barriles) de petróleo. Adicionalmente, se realizó una comparación de los resultados del análisis de declinación realizado para el campo con los obtenidos para cada uno de los pozos actualmente en producción y los resultados se muestran en la Tabla 3.1. Se observan pequeñas diferencias en los resultados obtenidos al determinar la declinación promedio de los pozos activos, debido al efecto de tres (3) pozos que producen a bajas tasas y presentan altas declinaciones (Pozos SRB-BB-103, SRB-BB-104 y SRB-BB109). Figura 3.1: Declinación de la Producción

Campo Surubí Bloque Bajo Formación Petaca RESERVORIO: PETACA/

CAMPO: BLOQUE_BAJO RESERVOIR: PETACA(14) 10000

DECLINACION : 5000

25 25

NP (31(31-0303-2009): Qact: Qact:

3997,7 753,8

RESERVAS (31(31-0808-2026)

1000

Oil.CalDay Qo,, Bbl/d Qo Oil.Calday , bbl/d

Working Forecast Case Name b Di qi ti te Final Rate Cum. Prod. Cum. Date Reserv es Reserv es Date EUR Forecast Ended By

RECOBRO FINAL:

949,2

4946,9

: : : : : : : : : : : : :

Parameters SECCA 0 0.250348 A.e. 753.828 03/31/2009 08/31/2026 4.98375 3997.67 Mbbl 03/31/2009 949.226 Mbbl 08/31/2026 4946.89 Mbbl Rate

% %

KBbl

Bbl/d Kbbl

Kbbl

500

100 50

10 5

Wells with Production CAMPO: BLOQUE_BAJO

RESERVOIR: PETACA(14)

1 1997

99

01

03

05

07

09

11

13

15

17

19

21

23

25

DATE

Fuente: Repsol E&P Bolivia S.A./Reserva/BloqueMMR/Petaca

10

El porcentaje fue calculado por la empresa operadora Repsol de acuerdo a sus tendencias de producción de los pozos que cuentan fluyendo.

Héctor Diego Ortiz H.

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Campo/Pozo Surubí BB PTC

Tabla 3.1: Declinación de la Producción Tasa de Petróleo Declinación Np a Marzo-09 Reservas bbl/d % /año Kbbl Kbbl 754 25 3998 949

SRB-BB-X101 SRB-BB-103 SRB-BB-104 SRB-BB-105 SRB-BB-109 SRB-BB-110

121 10 41 113 22 447 754

23 51 33 35 30 19 32

1439 294 68 714 41 925 3481

166 2 33 91 27 718 1037

Recobro Final Activo Hasta Kbbl 4947 31/08/2026 1605 296 101 805 68 1643 4518

30/09/2021 28/02/2010 31/07/2014 31/05/2016 31/07/2013 30/11/2026 30/11/2026

Fuente: Repsol E&P Bolivia S.A./Producción/BloqueMMR/SRB-BB



Potencial de producción del pozo SRB BB-112H.-

La producción actual del campo en el reservorio Petaca es de 754 BPD con tres pozos es producción, haciendo un promedio de 251 BPD por cada pozo. Teniendo en cuenta las reservas del yacimiento y la producción promedio de los pozos que se encuentran en producción se puede estimar un potencial de producción del pozo de 900 BPD11, lo cual nos demuestra que existe gran cantidad de petróleo que se puede recuperar con el pozo. 3.1.2.

Arreglo del pozo SRB BB-112H.-

El arreglo de producción del pozo SRB BB-112H está dividido en Superficial y sub superficial. 

Estado Superficial.- Cuenta con un arbolito simple que consta de bridas, porta choque, válvulas, tapones, manómetros, todos estos con el fin de controlar el flujo de la producción.



Estado Sub Superficial.- Tendrá una profundidad final de 3610 m, a una temperatura de 190ºF con un arreglo de terminación simple convencional, con un casing de 7”, un tubing de producción de 3 ½”, Bomba electro-sumergible, separadores de gas, motor, protector, sensor de Presión y Temperatura de fondo, cable eléctrico, camisa de refrigeración, cabeza de descarga, etc.

11

Dato estimado del área de ingeniería de producción de la empresa operadora Repsol según sus gradientes de presión y temperatura

Héctor Diego Ortiz H.

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3.1.2.1.

Tubería Seleccionada.-

En vista de la producción esperada de la formación Petaca se realizaron simulaciones con diferentes diámetros de tubería evaluando el volumen óptimo de producción de crudo. De acuerdo a la simulación realizada se ha seleccionado tubería de 3 ½” de acero al carbón para la completación cubrirá el volumen esperado durante la vida productiva. Figura 3.2: ARREGLO SUB-SUPERFICIAL

GAS LIFT

ELECTRO SUMERGIBLE

ESQUEMA

Cañeria 13-3/8"; Zapato 300mts

Linea de Control Válvula TRSSV

Cañeria 9-5/8"; Zapato 3177mts

SRB BB-112H GL + BES

PETACA

BL 3025mts

3/8" Csg. 72#, N-80,8rd @ 95 m-MD(RT). 1313 3/8" Csg.

Liner 7”; Boca Liner 3025mts; Zapato 3760mts

Gas Lift Mandrel

7" Csg. 29#, P-110, ).

YANTATA

2501 m-RT(MD). 9 5/8" Csg. 40#,

B B A I P M B

BES

AR. PETACA

7" Csg. 26#, ).

Fuente: Repsol E&P Bolivia S.A./PDDP SRB BB-112H (versión 3)

Héctor Diego Ortiz H.

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Terminación propuesta consiste en un sistema nuevo y combinado, tubería de 3.1/2” con mandriles espaciados de acuerdo a diseño y bombas electrosumergible, por punta de tubería. Esto con la finalidad que en caso que la BES fallara el pozo puede continuar produciendo haciendo un cambio ha levantamiento artificial por gas lift sin tener que cerrar o parar la producción. Figura 3.3: PERFIL LATERAL DEL POZO SRB BB – 112H

Fuente: Repsol E&P Bolivia S.A./PDDP SRB BB-112H (versión 3)

3.1.2.2.

Gradiente de presión y temperatura.-

Para el pozo SRB BB-112H, se le realizo registro de presiones y temperaturas a cargo de la empresa COMPROPET con un equipo de Slickline bajando herramientas para determinar lo siguiente: Tabla 3.2: GRADIENTE DE PRESIÓN Y TEMPERATURA POZO SRB BB – 112 H Compañía:

REPSOL YPF

Número del Instr. :

Pedido por:

Ing. Fausto Negrete

Ejecutado Por:

Ing. Luis Eguez

Nombre de campo SURUBI

Preparado Por:

Ing. Luis Eguez

Numero de Pozo : BB-112H

Tipo de Instrumento:

QMS-2200

Presión Max. Oper :

16000 PSI

Temp. Max. Oper :

350 F

Fecha de Operación: 14-jun-15

Tamaño de tubería : 3,5 Formación : PETACA

ESTACION

PROFUNDIDAD MD (FT-TH)

PROFUNDIDAD TVD (MT-RT)

PROFUNDIDAD TVD (FT-RT)

PRESION PSI

TEMP. ( ºF)

TEMP. (ºC)

GRADIENTE PRESION (PSI/FT)

GRADIENTE TEMP. (ºF/FT)

1

0

0

0,00

536

79

26,26

0,000

0,000

2

1641

510

1674,15

566

89

31,51

0,018

0,006

3

3281

1010

3313,98

596

107

41,65

0,019

0,011

4

4921

1510

4953,77

628

128

53,20

0,019

0,013

Héctor Diego Ortiz H.

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6562

1995

6544,77

659

148

64,61

0,020

0,013

6

8203

2438

7999,35

709

166

74,23

0,034

0,012

7

9843

2876

9435,23

1317

183

83,82

0,424

0,012

8

11115

3224

10576,02

1799

198

92,37

0,422

0,013

9

11976

3392

11128,40

2030,79

207,26

97,37

0,420

0,016

Fuente: Repsol E&P Bolivia S.A/Compropet.

Se puede establecer gradientes promedios con los datos obtenidos en las nueve estaciones: gradiente de presión promedio de 0,1523 psi/pie y un gradiente de temperatura de 0,011ºF/pie.

3.1.2.3.

Nivel estático.-

Como se observa en la gráfica anterior, obtenida del trabajo mencionado por la empresa COMPROPET, la cual realizo su actividad en pozo cerrado estableciendo el nivel estático del pozo SRB BB-112H que se encuentra a 8000 pies.

Figura 3.4: GRADIENTE DE PRESIÓN ESTÁTICA ESTATICA PRESION (PSI)

0,00 1000,00 2000,00

DATOS

3000,00

GAS

PROFUNDIDAD ( FT)

4000,00 5000,00

PETROL EO AGUA

6000,00

BALEOS

7000,00

CONTAC TO Pres. Baleos

8000,00 9000,00

10000,00 11000,00 400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

12000,00

Fuente: Repsol E&P Bolivia S.A/Compropet.

Héctor Diego Ortiz H.

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3.1.3.

Productividad del Pozo SRB BB – 112H.-

Obtenidos los datos necesarios del pozo SRB BB -112 H, con los cuales se quiere representar una gráfica IPR y así determinar una producción estimada y el diseño del sistema de levantamiento artificial BES, se obtuvo lo siguiente: Tabla 3.3: Datos del reservorio Petaca campo Surubí Bloque Bajo Presión del yacimiento [Pws]

2600

psi

Temperatura del yacimiento [Tyac]

207

ºF

Permeabilidad horizontal [Kh]

35

mD

Permeabilidad vertical [Kv]

16

mD

Permeabilidad relativa al petróleo [Kro]

0,15

Permeabilidad relativa al agua [Krw]

0,12

Espesor neto [h]

13

pies

Radio de drenaje horizontal [reH]

780

pies

Radio de pozo [rw]

0,36

pies

Gravedad especifica del gas [Ƴg]

0,65

Densidad del petróleo [API]

42

Longitud del tramo horizontal [L]

283

Razón de solubilidad inicial [RSi]

1216

Profundidad

11128

Presión en cabeza [Pwh]

270

psi

viscosidad del agua [µw]

0,45

cP

Factor volumétrico del agua [Bw]

1

Bbl/BF

Relación Gas Petróleo [RGP]

2000

pcs/BF

Presión de burbuja [Pb]

4331

psi

Gravedad especifica del petróleo [Ƴo]

0,816

pies pcs/BF pies

Fuente: YPFB – Repsol E&P/datosreserv/BBPetaca PRUEBAS DE PRODUCCION DEL POZO SRB BB – 112H Fecha

ck

Qo

Qg

RGP

Qw

efectiva

(n/64")

(bpd)

(Mpcsd)

(bbl/pcs)

(bpd)

06/09/2015

40

56

373

664,88

68

05/10/2015

36

70

314

446,02

75

06/11/2015

64

66

449

677,22

73

06/12/2015

64

62

527

848,63

81

05/01/2016

64

48

436

895,27

53

01/02/2016

64

42

333

792,85

57

01/03/2016

64

50

278

551,58

54

01/04/2016

64

37

275

731,38

49

02/05/2016

64

31

215

678,23

46

Fuente: Repsol E&P Bolivia S.A./Pbas de pozos//SRB BB-112H

Héctor Diego Ortiz H.

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HISTORIAL DE PRODUCCION DEL POZO SRB BB – 112 H

Historial de Producción 90 80 70

BPD

60 50

Qo (bpd)

40

Qw (bpd)

30 20 10 0

Meses

Fuente: Elaboración propia en base a información de Repsol.

3.1.3.1.

Curva IPR del pozo SRB BB – 112H.-

Para construir la curva IPR del pozo, es necesario calcular el caudal de producción a diferentes presiones de fondo fluyente, para este caso se considera un intervalo de 200 psi empezando desde la presión del yacimiento hasta la presión atmosférica. Primero se debe calcular las propiedades del petróleo a la presión promedio entre la presión del yacimiento (2600 psi) y la presión de fondo fluyente (2400 psi) que es 2500 psi. Utilizando la ecuación 2.5 correlación de Standing se calcula la razón de solubilidad: 𝑅𝑆 = 𝛾𝑔 ∗ [(

1,2048 𝑃 + 1,4) ∗ 100,0125∗𝐴𝑃𝐼−0,00091∗𝑇 ] 18,2

1,2048 2500 0,0125∗42−0,00091∗207 𝑅𝑆 = 0,65 ∗ [( + 1,4) ∗ 10 ] 18,2

Héctor Diego Ortiz H.

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𝑅𝑆 = 630

𝑝𝑐𝑠 𝐵𝐹

Con la ecuación 2.6 correlación de Standing se calcula el factor volumétrico del petróleo: 1,2

𝐵𝑜 = 0,9759 + 0,00012 ∗ (𝑅𝑆 ∗ √

𝛾𝑜 + 1,25 ∗ 𝑇) 𝛾𝑔 1,2

0,816 𝐵𝑜 = 0,9759 + 0,00012 ∗ (630 ∗ √ + 1,25 ∗ 207) 0,65

𝐵𝑜 = 1,353

𝐵𝑏𝑙 𝐵𝐹

Con las ecuaciones 2.8, 2.9, 2.10 y 2.11 correlaciones de Beggs & Robinson se calcula la viscosidad del petróleo: 3,0324−0,02023∗𝐴𝑃𝐼 )∗𝑇 −1,163

−1

3,0324−0,02023∗42 )∗207−1,163

−1

𝜇𝑜𝑑 = 10(10 𝜇𝑜𝑑 = 10(10

𝜇𝑜𝑑 = 1,035 𝑐𝑃 𝑎 = 10,715 ∗ (𝑅𝑆 + 100)−0,515 𝑎 = 10,715 ∗ (630 + 100)−0,515 𝑎 = 0,36 𝑏 = 5,44 ∗ (𝑅𝑆 + 150)−0,338 𝑏 = 5,44 ∗ (630 + 150)−0,338 𝑏 = 0,57 𝜇𝑜 = 𝑎 ∗ (𝜇𝑜𝑑 )𝑏 𝜇𝑜 = 0,36 ∗ (1,035)0,57 𝜇𝑜 = 0,37 𝑐𝑃

Héctor Diego Ortiz H.

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Como se trata de un pozo horizontal, se utilizarán las ecuaciones 2.30, 2.31 y 2.32 de Joshi para calcular el caudal, tanto de petróleo como de agua, considerando sus respectivas permeabilidades efectivas: 𝑘𝐻 𝐼𝑎𝑛𝑖𝑙𝑙𝑜 = √ 𝑘𝑉 35 𝐼𝑎𝑛𝑖𝑙𝑙𝑜 = √ = 2,19 16 4

a=

L re H {0.5 + [0.25 + ( ) ] L⁄ 2 2 4

𝑎=

𝑞=

0.5 0.5

}

0.5 0.5

283 780 {0.5 + [0.25 + ( ) ] 283⁄ 2 2

}

= 786,44

𝑘𝐻 ∗ ℎ ∗ 𝛥𝑝 2 𝑎 + √𝑎2 − (𝐿⁄2) 𝐼 ∗ℎ 𝐼𝑎𝑛𝑖𝑙𝑙𝑜 ∗ ℎ 141.2 ∗ 𝛽 ∗ 𝜇 ∗ 𝑙𝑛 + ( 𝑎𝑛𝑖𝑙𝑙𝑜 ) ∗ 𝑙𝑛 ( ) 𝐿⁄ 𝐿 [𝑟𝑤 ∗ (𝐼𝑎𝑛𝑖𝑙𝑙𝑜 + 1)] 2 [ ( ] )

35 ∗ 0,15 ∗ 13 ∗ (2600 − 2400)

𝑞𝑜 =

786,44 + √786,442 − (283⁄2)

141.2 ∗ 1,353 ∗ 0,37 ∗ 𝑙𝑛 [

(

2

283⁄ 2

+( )

2,19 ∗ 13 2,19 ∗ 13 ) ∗ 𝑙𝑛 ( ) 283 [0,36 ∗ (2,19 + 1)] ]

𝑞𝑜 = 72 𝐵𝑃𝐷 35 ∗ 0,12 ∗ 13 ∗ (2600 − 2400)

𝑞𝑤 =

786,44 + √786,442 − (283⁄2)

141.2 ∗ 1 ∗ 0,45 ∗ 𝑙𝑛 [

(

2

283⁄ 2

+( )

2,19 ∗ 13 2,19 ∗ 13 ) ∗ 𝑙𝑛 ( ) 283 [0,36 ∗ (2,19 + 1)] ]

𝑞𝑤 = 63 𝐵𝑃𝐷

Entonces el caudal total es: 𝑞𝑡 = 𝑞𝑜 + 𝑞𝑤 𝑞𝑡 = 72 + 63 = 135 𝐵𝑃𝐷 Héctor Diego Ortiz H.

Página 75

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Por lo que el corte de agua es: %𝑎𝑔𝑢𝑎 =

%𝑎𝑔𝑢𝑎 =

𝑞𝑤 𝑞𝑡

63 ∗ 100 = 46,67% 135

De la misma forma, se repite el procedimiento para cada valor de P wf, como el cálculo es repetitivo, se elaboró la siguiente tabla en una hoja de Excel:

Tabla 3.4: Capacidad de Producción del pozo SRB BB – 112H Pwfs

Pprom

RS

µo

βo

qo

qw

qt

corte de agua

[psia]

[psia]

[pcs/BF]

[cP]

[Bbl/BF]

[BPD]

[BPD]

[BPD]

[%]

2600

2600

660

0,36

1,368

0

0

0

0

2400

2500

630

0,37

1,353

72

63

135

46,67%

2200

2400

600

0,37

1,338

142

127

269

47,11%

1800

2200

571

0,38

1,324

211

190

401

47,40%

1600

2100

541

0,39

1,310

278

254

531

47,72%

1400

2000

512

0,40

1,296

343

317

660

48,06%

1200

1900

483

0,41

1,282

405

380

786

48,42%

1000

1800

455

0,42

1,268

465

444

909

48,81%

800

1700

426

0,43

1,255

523

507

1030

49,23%

600

1600

398

0,45

1,242

578

571

1148

49,68%

400

1500

343

0,48

1,217

678

697

1376

50,69%

200

1400

316

0,49

1,205

724

761

1484

51,25%

14,7

1307

292

0,51

1,193

762

819

1581

51,82%

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a información de Repsol y Correlaciones empíricas

Graficando la Pwf Vs los caudales:

Héctor Diego Ortiz H.

Página 76

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

Figura 3.5: Capacidad de Producción del pozo SRB BB – 112H

Curva IPR del pozo SRB BB -112H 3000

Presión [psia]

2500 2000 1500

IPR petróleo IPR agua

1000

IPR total

500 0 0

500

1000

1500

2000

Caudal [BPD]

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a la tabla 3.5

3.1.4.

Diseño del bombeo Electro-sumergible.-

Con la ecuación 2.35 y 2.36 se calcula el nivel dinámico del fluido (NF) para la Pwf de 2400 psia, no sin antes obtener la gravedad específica de la mezcla con la ecuación 2.33. 𝛾𝑚 = 𝛾𝑜 ∗ (%𝑝𝑒𝑡) + 𝛾𝑤 ∗ (%𝑎𝑔𝑢𝑎) 𝛾𝑚 = 0,816 ∗ (1 − 0,4667) + 1 ∗ (0,4667) 𝛾𝑚 = 0,902

ℎ=

ℎ=

Héctor Diego Ortiz H.

𝑃𝑤𝑓 0,433 ∗ 𝛾𝑚

2400 = 6144,93 𝑝𝑖𝑒𝑠 0,433 ∗ 0,902

Página 77

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

𝑁𝐹 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑝𝑒𝑟𝑓 − ℎ 𝑁𝐹 = 11128 − 6144,93 = 4983,07 𝑝𝑖𝑒𝑠 Se estima una profundidad de asentamiento de la bomba (100’ por encima del colgador) que garantice la sumergencia. Utilizando las correlaciones de Standing, se calcula RS y βo a las condiciones imperantes en la entrada de la bomba (PIP y T f). Conociendo la Pwf, se calcula la PIP con la ecuación 2.37. PIP = Pwf − (Dp − Db ) ∗ γm ∗ 0,433 PIP = 2400 − 100 ∗ 0,902 ∗ 0,433 𝑃𝐼𝑃 = 2361 𝑝𝑠𝑖𝑎 Entonces con la PIP y el resto de los datos se calcula el RS y βo. 1,2048 P 0,0125∗API−0,00091∗T R S = γg ∗ [( + 1,4) ∗ 10 ] 18,2 1,2048 2361 0,0125∗42−0,00091∗207 R S = 0,65 ∗ [( + 1,4) ∗ 10 ] 18,2

𝑅𝑆 = 589

𝑝𝑐𝑠 𝐵𝐹

1,2

γo Bo = 0,9759 + 0,00012 ∗ (R S ∗ √ + 1,25 ∗ T) γg 1,2

0,816 Bo = 0,9759 + 0,00012 ∗ (589 ∗ √ + 1,25 ∗ 207) 0,65

𝐵𝑜 = 1,333

Héctor Diego Ortiz H.

𝐵𝑏𝑙 𝐵𝐹

Página 78

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Con la ecuación 2.38 se calcula el factor volumétrico del gas (βg), pero antes se debe calcular el factor de compresibilidad “Z” utilizando el método de la Asociación de Gas Natural de California: Z=

Z=

1 P ∗ 344400 ∗ 101,785∗γg [1 + ] T 3,825

1 = 0,84 2361 ∗ 344400 ∗ 101,785∗0,65 [1 + ] (207 + 460)3,825

βg = 5,04 ∗

βg = 5,04 ∗

Z∗T P

0,84 ∗ (207 + 460) = 1,201 𝐵𝑏𝑙⁄𝑀𝑝𝑐𝑠 2361

Determinación del volumen de gas que manejará la bomba. Con la ecuación 2.39 se calcula el volumen total de gas diario (Tg) 𝑇𝑔 = 𝑞𝑜 ∗ 𝑅𝐺𝑃 𝑇𝑔 = 72 ∗ 2000 = 144000

𝑝𝑐𝑠 ⁄𝑑í𝑎

Con la ecuación 2.40 se calcula el volumen de gas en solución diario (Sg) 𝑆𝑔 = 𝑞𝑜 ∗ 𝑅𝑆 𝑆𝑔 = 72 ∗ 589 = 42408

𝑝𝑐𝑠 ⁄𝑑í𝑎

Con la ecuación 2.41 se calcula el volumen de gas libre diario (Fg) 𝐹𝑔 = 𝑇𝑔 − 𝑆𝑔 𝐹𝑔 = 144000 − 42408 = 101592

Héctor Diego Ortiz H.

𝑝𝑐𝑠 ⁄𝑑í𝑎

Página 79

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

Con la ecuación 2.42 se calcula el volumen de petróleo diario en el pozo (Vo) 𝑉𝑜 = 𝑞𝑜 ∗ 𝛽𝑜 𝑉𝑜 = 72 ∗ 1,333 = 96 𝐵𝑏𝑙⁄𝑑í𝑎 Con la ecuación 2.44 se calcula el volumen de gas diario (Vg) 𝑉𝑔 = 𝐹𝑔 ∗ 𝛽𝑔 𝑉𝑔 = 101592 ∗ 1,201⁄1000 = 122 𝐵𝑏𝑙⁄𝑑í𝑎 Con la ecuación 2.45 se calcula el porcentaje de gas libre diario (%GL) 𝑉𝑔 𝑉𝑔 %𝐺𝐿 = [ ] ∗ 100 = [ ] ∗ 100 𝑉𝑡 𝑉𝑜 + 𝑉𝑤 + 𝑉𝑔 %𝐺𝐿 = [

122 ] ∗ 100 = 43,42% 96 + 63 + 122

Cuando se excede el 10% de gas libre (condición operacional normal), se requerirá la utilización de un separador de gas. Una vez instalado el separador de gas, se sabe que el mismo se retirará (en teoría) el 80% de gas libre, por lo tanto se plantean nuevamente los cálculos para verificar los nuevos valores que manejará la bomba. Para calcular la carga dinámica total (TDH) se utiliza la ecuación 2.46, pero antes se calcula la altura dinámica (Hd) con la ecuación 2.47, las pérdidas por fricción en las líneas de flujo (Pd) con la ecuación 2.48 y las pérdidas por fricción en tubería (Ft) con la ecuación 2.49: 𝐻𝑑 = 𝐷𝑏 − [

𝐻𝑑 = 11128 − 100 − [

Héctor Diego Ortiz H.

𝑃𝐼𝑃 ] 0,433 ∗ 𝛾𝑚

2361 ] = 4983 𝑝𝑖𝑒𝑠 0,433 ∗ 0,902

Página 80

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

𝑃𝑑 =

𝑃𝑑 =

𝑃𝑤𝑓 0,433 ∗ 𝛾𝑚

2400 = 6145 𝑝𝑖𝑒𝑠 0,433 ∗ 0,902

Nota: el factor (F/1000’) se obtiene por correlación con la ecuación 2.50 𝐹 100 1,85 𝑞𝑙 1,85 = 2,083 ∗ ( ) ∗ ( 4,8655 ) 1000 𝐶 𝐼𝐷 (72 + 63) ∗ 42 1,85 ( ) 1440

1,85

𝐹 100 = 2,083 ∗ ( ) 1000 120

∗ [

𝐹𝑡 =

= 0,091

2,9924,8655 ]

(11128 − 100) ∗ 0,091 = 1 𝑝𝑖𝑒 1000

𝑇𝐷𝐻 = 𝐻𝑑 + 𝐹𝑡 + 𝑃𝑑 𝑇𝐷𝐻 = 4983 + 1 + 6145 = 11129 𝑝𝑖𝑒𝑠 Convirtiendo este valor en presión: 𝑇𝐷𝐻 = 11129 ∗ 0,902 ∗ 0,433 = 4346 𝑝𝑠𝑖 Como los cálculos deben repetirse para cada valor de presión de fondo fluyente, entonces se elabora los mismos en una hoja de Excel y se presentan los datos a continuación en la tabla 3.6:

Héctor Diego Ortiz H.

Página 81

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

Tabla 3.5: Carga Total TDH ϒm

0,816 0,902 0,902 0,903 0,904 0,904 0,905 0,906 0,906 0,907 0,908 0,909 0,910

NF

PIP

Rs

βo

[pies]

[psi]

[pcs/BF]

[Bbl/BF]

3765 4983 5498 6013 6527 7041 7555 8068 8580 9091 9602 10112 10620

2565 2361 2161 1961 1761 1561 1361 1161 961 761 561 361 161

650 589 530 472 415 360 306 254 203 154 108 66 27

1,363 1,333 1,304 1,277 1,250 1,224 1,200 1,176 1,154 1,133 1,114 1,096 1,081

Z

0,83 0,84 0,85 0,87 0,88 0,89 0,90 0,92 0,93 0,94 0,96 0,97 0,99

βg

Tg

Sg

Fg

Vo

Vg

[Bbl/Mpcs]

[pcs/día]

[pcs/día]

[pcs/día]

[Bbl/día]

1,091 1,201 1,330 1,486 1,677 1,919 2,232 2,654 3,254 4,170 5,743 9,065 20,672

0 143887 284652 422003 555634 685217 810406 930833 1046107 1155814 1259515 1356746 1447013

0 42350 75395 99573 115367 123306 123975 118023 106180 89278 68302 44494 19693

0 101537 209257 322430 440267 561911 686431 812809 939926 1066535 1191214 1312252 1427320

0 97 190 279 364 444 519 590 657 718 774 825 872

%GL

Hd

Pd

[Bbl/día]

[pies]

[pies]

0 122 278 479 738 1078 1532 2157 3058 4447 6841 11895 29506

3765 4983 5498 6013 6527 7041 7555 8068 8580 9091 9602 10112 10620

7363 6145 5630 5115 4601 4087 3573 3060 2548 2037 1526 1016 508

43,14% 46,73% 50,50% 54,46% 58,62% 63,00% 67,60% 72,44% 77,54% 82,93% 88,65% 94,76%

F/1000

0 0,091 0,325 0,680 1,144 1,706 2,358 3,090 3,894 4,760 5,682 6,648 7,651

Ft

TDH

TDH

[pies]

[pies]

[psi]

0 1 4 8 13 19 26 34 43 52 63 73 84

11128 11129 11132 11136 11141 11147 11154 11162 11171 11180 11191 11201 11212

3930 4346 4350 4354 4359 4364 4370 4377 4384 4392 4400 4409 4418

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a la información de Repsol para el pozo SRB BB – 112H

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Página 82

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

Graficando la TDH y la curva IPR total del pozo: Figura 3.6: Carga total TDH

Curva IPR total y TDH 5000 4500

Presión [psia]

4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Caudal [BPD] IPR total

TDH

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a la tabla 3.6

Como se puede observar, la línea de carga está muy por encima de la línea de la curva de IPR, lo que significa que la bomba que se elija deberá adicionar presión a la curva IPR hasta alcanzar a la línea de carga.

3.1.4.1.

Análisis nodal para diferentes bombas

Para seleccionar la bomba adecuada, se analizarán diferentes bombas a partir de su curva de comportamiento las cuales son proporcionadas por los fabricantes, en este caso se tomaron bombas que manejen rangos de caudales óptimos distintos.

Bomba 1: DN610 (serie REDA 400) 50 Hz 2875 rpm rango óptimo de operación de 44 a 100 m3/día (277 a 629 BPD)

Héctor Diego Ortiz H.

Página 83

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

Figura 3.7: Curva de rendimiento de la bomba DN610

Fuente: Cía. Schlumberger

De la gráfica, se obtienen los siguientes datos: Para un qt = 44 m3/día = 277 BPD HC = 6,2 m/etapa = 20,3 pies/etapa POE = 46% HML = 0,090 HP/etapa De la misma forma de la gráfica de la curva IPR total y TDH, para el mismo caudal se tiene: Pwf = 2196 psi TDH= 4259 psi Con la ecuación 2.51 se determina el número de etapas de la bomba. 𝑁º𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =

𝑁º𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =

𝑇𝐷𝐻 𝐻𝐶

4259 = 209 𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 20,3

Con la ecuación 2.52 se determina la potencia del motor. 𝐻𝑃 = 𝑁º 𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 ∗ 𝐻𝑀𝐿 ∗ 𝛾𝑚

Héctor Diego Ortiz H.

Página 84

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

𝐻𝑃 = 209 ∗ 0,09 ∗ 0,903 = 17 𝐻𝑃

Convirtiendo la potencia de la bomba en presión de descarga: 𝑃𝑑𝑒𝑠𝑐 =

58776 ∗ 𝐻𝑃 𝑞𝑡

58776 ∗ 17 = 3612 𝑝𝑠𝑖 277

𝑃𝑑𝑒𝑠𝑐 = La presión total del sistema es:

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑃𝑤𝑓 + 𝑃𝑑𝑒𝑠𝑐

𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 2196 + 3612 = 5808 𝑝𝑠𝑖 Haciendo lo mismo para todo el intervalo de caudal óptimo de esta bomba cada 4 m3 y usando una hoja de Excel se tiene: Tabla 3.6: Presión de descarga de la bomba DN610 qt [m3/día]

qt [BPD]

HC [m]

HC [pies]

POE

HML [HP/etapa]

Pwf [psi]

TDH [psi]

Nº Etapas

HP

Pdesc [psi]

Ptotal [psi]

44

277

6,20

20,3

46,00%

0,090

2196

4259

209

17

3612

5808

48

302

6,13

20,1

48,50%

0,092

2159

4270

212

18

3420

5579

52

327

6,06

19,9

51,00%

0,093

2122

4280

215

18

3259

5381

56

352

6,00

19,7

53,00%

0,095

2084

4290

218

19

3119

5203

60

377

5,90

19,4

54,50%

0,097

2047

4299

222

19

3019

5066

64

403

5,80

19,0

56,00%

0,098

2009

4308

226

20

2935

4945

68

428

5,70

18,7

57,00%

0,100

1972

4317

231

21

2865

4837

72

453

5,60

18,4

58,00%

0,102

1934

4325

235

22

2806

4740

76

478

5,40

17,7

58,30%

0,103

1896

4333

245

23

2807

4703

80

503

5,20

17,1

58,50%

0,105

1858

4341

254

24

2819

4677

84

528

5,00

16,4

58,20%

0,107

1820

4348

265

26

2842

4662

88

553

4,80

15,7

58,00%

0,108

1782

4355

277

27

2874

4656

92

579

4,60

15,1

56,50%

0,110

1744

4361

289

29

2918

4661

96

604

4,30

14,1

55,00%

0,112

1705

4368

310

31

3041

4746

100

629

4,00

13,1

53,50%

0,115

1666

4373

333

35

3237

4904

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a la curva de rendimiento de la bomba DN610

Graficando el qt Vs la presión total en el gráfico de la curva IPR total y la TDH:

Héctor Diego Ortiz H.

Página 85

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

Figura 3.8: Análisis nodal bomba DN610 7000

Presión [psia]

6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0

500

1000

1500

2000

Caudal [BPD] IPR total

TDH

P desc. bomba

Fuente: Elaboración propia en base a la tabla 3.7

Como se puede observar, la Pdesc de la bomba supera la TDH para el rango de operación, lo que significa que se puede optimizar restando P desc y aumentando el caudal.

Bomba 2: FC650 (serie CLIFT 400) 50 Hz 2875 rpm rango óptimo de operación de 60 a 112 m3/día (377 a 704 BPD) Figura 3.9: Curva de rendimiento de la bomba FC650

Fuente: Cía. Schlumberger/Curva BBA FC650

Héctor Diego Ortiz H.

Página 86

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

De la gráfica, se obtienen los siguientes datos: Para un qt = 60 m3/día = 377 BPD HC = 6,4 m/etapa = 21,0 pies/etapa POE = 51,7% HML = 0,110 HP/etapa De la misma forma de la gráfica de la curva IPR total y TDH, para el mismo caudal se tiene: Pwf = 2047 psi TDH= 4299 psi Con la ecuación 2.51 se determina el número de etapas de la bomba. 𝑁º𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =

𝑁º𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =

𝑇𝐷𝐻 𝐻𝐶

4299 = 205 𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 21,0

Con la ecuación 2.52 se determina la potencia del motor. 𝐻𝑃 = 𝑁º 𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 ∗ 𝐻𝑀𝐿 ∗ 𝛾𝑚 𝐻𝑃 = 205 ∗ 0,110 ∗ 0,903 = 20 𝐻𝑃 Convirtiendo la potencia de la bomba en presión de descarga: 𝑃𝑑𝑒𝑠𝑐 =

𝑃𝑑𝑒𝑠𝑐 =

58776 ∗ 𝐻𝑃 𝑞𝑡

58776 ∗ 20 = 3167 𝑝𝑠𝑖 377

La presión total del sistema es: 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑃𝑤𝑓 + 𝑃𝑑𝑒𝑠𝑐 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 2047 + 3167 = 5214 𝑝𝑠𝑖

Héctor Diego Ortiz H.

Página 87

“DISEÑO PARA EL CAMBIO DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO SRB BB – 112H DEL CAMPO SURUBI”

Haciendo lo mismo para todo el intervalo de caudal óptimo de esta bomba cada 4 m3 y usando una hoja de Excel se tiene: Tabla 3.7: Presión de descarga de la bomba FC650 qt [m3/día]

qt [BPD]

HC [m]

HC [pies]

POE

HML [HP/etapa]

Pwf [psi]

TDH [psi]

Nº Etapas

HP

Pdesc [psi]

Ptotal [psi]

60

377

6,40

21,0

46,00%

0,110

2047

4299

205

20

3167

5214

64

403

6,20

20,3

48,50%

0,112

2009

4308

212

21

3128

5137

68

428

6,10

20,0

51,00%

0,116

1972

4317

216

23

3105

5077

72

453

5,90

19,4

53,00%

0,118

1934

4325

223

24

3091

5025

76

478

5,70

18,7

54,50%

0,118

1896

4333

232

25

3037

4933

80

503

5,40

17,7

56,00%

0,118

1858

4341

245

26

3051

4909

84

528

5,20

17,1

57,00%

0,120

1820

4348

255

28

3074

4894

88

553

4,90

16,1

58,00%

0,117

1782

4355

271

29

3041

4823

92

579

4,60

15,1

58,30%

0,114

1744

4361

289

30

3024

4768

96

604

4,20

13,8

58,50%

0,112

1705

4368

317

32

3123

4828

100

629

3,80

12,5

58,20%

0,110

1666

4373

351

35

3259

4926

104

654

3,40

11,2

58,00%

0,109

1628

4379

393

39

3476

5103

108

679

2,80

9,2

56,50%

0,107

1589

4383

477

46

3994

5583

112

704

2,40

7,9

55,00%

0,106

1550

4388

557

53

4457

6007

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a la curva de rendimiento de la bomba FC650

Graficando el qt Vs la presión total en el gráfico de la curva IPR total y la TDH: Figura 3.10: Análisis nodal bomba FC650 7000

Presión [psia]

6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0

500

1000

1500

2000

Caudal [BPD] IPR total

TDH

P desc. bomba

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a la tabla 3.8

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Como se puede observar, la Pdesc de la bomba supera la TDH para el rango de operación, lo que significa que todavía se puede optimizar restando P desc y aumentando el caudal. Bomba 3: AN1200 (serie REDA *ESP) 60 Hz 3500 rpm rango óptimo de operación de 800 a 1650 BPD Figura 3.11: Curva de rendimiento de la bomba AN1200

Fuente: Cía. Schlumberger/Curva BBA-AN1200

De la gráfica, se obtienen los siguientes datos: Para un qt = 800 BPD HC = 16,0 pies/etapa POE = 50,0% HML = 0,180 HP/etapa De la misma forma de la gráfica de la curva IPR total y TDH, para el mismo caudal se tiene: Pwf = 1400 psi TDH= 4402 psi

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Con la ecuación 2.51 se determina el número de etapas de la bomba. 𝑁º𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =

𝑁º𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =

𝑇𝐷𝐻 𝐻𝐶

4402 = 275 𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 16,0

Con la ecuación 2.52 se determina la potencia del motor. 𝐻𝑃 = 𝑁º 𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 ∗ 𝐻𝑀𝐿 ∗ 𝛾𝑚 𝐻𝑃 = 275 ∗ 0,180 ∗ 0,905 = 45 𝐻𝑃 Convirtiendo la potencia de la bomba en presión de descarga: 𝑃𝑑𝑒𝑠𝑐 =

𝑃𝑑𝑒𝑠𝑐 =

58776 ∗ 𝐻𝑃 𝑞𝑡

58776 ∗ 45 = 3292 𝑝𝑠𝑖 800

La presión total del sistema es: 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑃𝑤𝑓 + 𝑃𝑑𝑒𝑠𝑐 𝑃𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1400 + 3292 = 4692 𝑝𝑠𝑖 Haciendo lo mismo para todo el intervalo de caudal óptimo de esta bomba cada 50 BPD y usando una hoja de Excel se tiene: Tabla 3.8: Presión de descarga de la bomba AN1200 qt [BPD]

HC [pies]

POE

HML [HP/etapa]

Pwf [psi]

TDH [psi]

Nº Etapas

HP

Pdesc [psi]

Ptotal [psi]

800

16,0

50,00%

0,180

1400

4402

275

45

3292

4692

850

15,7

51,00%

0,182

1322

4407

281

46

3204

4525

900

15,3

51,50%

0,185

1242

4410

288

48

3148

4391

950

15,0

52,00%

0,187

1162

4413

294

50

3084

4246

1000

14,7

52,50%

0,189

1082

4413

300

52

3028

4110

1050

14,3

53,00%

0,192

1001

4412

309

54

3002

4003

1100

14,0

53,20%

0,194

920

4410

315

55

2962

3882

1150

13,5

53,50%

0,196

838

4406

326

58

2973

3811

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1200

13,0

53,20%

0,199

756

4400

338

61

2991

3747

1250

12,5

53,00%

0,201

673

4393

351

64

3019

3691

1300

12,0

52,00%

0,204

590

4385

365

68

3054

3644

1350

11,3

51,50%

0,206

506

4375

387

72

3154

3660

1400

10,7

50,20%

0,208

421

4364

408

77

3242

3663

1450

10,0

49,50%

0,211

336

4351

435

83

3378

3715

1500

9,3

48,00%

0,213

251

4336

466

90

3541

3792

1550

8,7

46,00%

0,215

165

4320

497

97

3692

3857

1600

8,0

44,00%

0,218

79

4303

538

107

3918

3997

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a la curva de rendimiento de la bomba AN1200

Graficando el qt Vs la presión total en el gráfico de la curva IPR total y la TDH: Figura 3.12: Análisis nodal bomba AN1200 5000 4500 4000

Presión [psia]

3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0

500

1000

1500

2000

Caudal [BPD] IPR total

TDH

P desc. bomba

Fuente: Elaboración propia para el proyecto en base a la tabla 3.9

Como se puede observar, la Pdesc de la bomba alcanza la TDH para el rango de operación. Obteniéndose un caudal óptimo de 900 BPD, que de acuerdo con la tabla 3.5, el corte de agua seria de 48,8% obteniendo así un caudal de petróleo de 461 BPD y un caudal de agua de 439 BPD, con los siguientes requerimientos para el BES: 48 HP y 288 etapas.

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3.1.4.2.

Selección del motor.-

De acuerdo con el diámetro de la cañería de producción que es de 7 pulg, según la Tabla I del anexo, por disposición de información de equipos para este proyecto de Centrilift de la Cía. Baker Hughes se obtiene la siguiente información:  Serie del motor: 450 ó 544 ó 562.  Serie de la sección de sello: 400 ó 513.  Serie de la bomba: 400 ó 513 ó 562. De acuerdo con la Tabla III de los anexos, para el motor serie 450 de 50 HP (mayor a los 48 HP requeridos), se dispone de motores de amperaje desde 23 hasta 47 Amp. Debido a que al disminuir el amperaje aumenta el voltaje del motor, se toma un intermedio entre ambos y se elige el motor de 39 Amp. y 815 Voltios. De acuerdo con la Tabla II de los anexos, para el caudal óptimo de 900 BPD, se tiene un tipo de bomba que pudiese emplearse:  Para la serie 400: FC925. 3.1.4.3.

Selección del Cable

La selección adecuada del cable y los conductores depende de:  El amperaje se espera que fluya a través del cable al motor.  La caída de tensión calculada en la línea de la superficie a la bomba.  El espacio que existe entre el collar tubería y la carcasa (a pesar de que el cable está en bandas a la tubería en puntos seleccionados, debe haber suficiente espacio para instalar y tire de la bomba sin dañar el cable o colgando en el pozo).  El entorno operativo de equipos - tales como la presión de funcionamiento y la temperatura en la profundidad de la bomba.

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La primera consideración en la selección de los cables es el amperaje. Los límites de amperaje para cables que contienen conductores de cobre son como sigue: Tabla 3.9: Amperaje máximo de los cables

Fuente: Centrilift – Baker Hughes/Amp-cables

Tenga en cuenta que el cable con el número más pequeño tiene el diámetro más grande. Por lo tanto, un cable número 1 puede transportar un máximo de 115 amperios. La tabla general de recomendaciones para diseño, proporciona el tipo de cable acorde a las condiciones dadas. No obstante, los fabricantes recomiendan verificar la caída de voltaje en el mismo no sobrepase los 30 voltios/1000 pies. Primero se obtiene la caída de voltaje a 68°F conocido el amperaje del motor y el número del cable a través del gráfico. Luego para calcular el factor de caída de voltaje, es importante tener la temperatura en el fondo del pozo, aunada al amperaje del motor, de tal forma que se pueda obtener la temperatura de operación del cable por medio de la gráfica. Figura 3.13: Caída de voltaje de los cables

Fuente: Centrilift – Baker Hughes/volt/cables/bombas

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Como se puede observar, para un motor de 39 Amp., los cables indicados podrían ser el #4 CU (número 4 en cobre) o #2 AL (número 2 en aluminio), puesto que tienen una caída de voltaje de 20, que es menor a los 30 voltios/1000 pies. Con la ecuación 2.53, se calcula la caída del voltaje

a la temperatura de

operación y considerando 200 pies de cable en superficie. Pero antes se debe verificar que cumpla las condiciones teóricas. De la Tabla IV de los anexos, el factor para 190ºF es de 1,267 ∆𝑉𝑜𝑙𝑡 =

∆𝑉𝑜𝑙𝑡 68º𝐹 ∗ 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 ∗ (𝐷𝑏 + 𝐿𝑜𝑛𝑔 𝑠𝑢𝑝) 1000

∆𝑉𝑜𝑙𝑡 =

20 ∗ 1,267 ∗ (11128 + 200) = 287 𝑣𝑜𝑙𝑡 1000

Finalmente con la ecuación 2.55 se calcula los KVA necesarios para la selección del transformador 𝐾𝑉𝐴 =

𝐾𝑉𝐴 = 3.1.4.4.

𝑉𝑠 ∗ 𝐴𝑚𝑝 ∗ 1,73 1000

(815 + 287) ∗ 39 ∗ 1,73 = 74,36 𝐾𝑉𝐴 1000

Selección del separador de gas.-

Conociendo que el pozo produce gas y este gas puede incrementarse. Los separadores de gas tales como el AGH o el Poseidón han sido diseñados para permitir a las bombas centrifugas manejar altos porcentajes de gas libre. Los AGH están limitados a 45% de gas libre y el Poseidón a manejar un 75%, por tal motivo se recomienda colocar el separador P400, con el fin de manejar mayor cantidad de gas por el espacio anular para evitar problemas de cavitamiento en la bomba.

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3.2. ANALISIS DE RESULTADOS Luego de haber analizado y comparado los diferentes sistemas de levantamiento artificial se determinó que según las características del pozo en estudio el más adecuado es el sistema con bombeo electrosumergible, del cual se realizó el diseño del sistema BES adecuado y comparando diferentes bombas de variadas capacidades se selecciona la más adecuada para el caudal óptimo de producción del pozo. De esta manera de acuerdo a los resultados obtenidos en el diseño y selección en base a las características del pozo y del yacimiento se verifica la conveniencia y factibilidad del cambio de matriz de energía para optimizar la producción del pozo en estudio. En el pozo SRB BB-112H existen características dentro de los rangos para implementar el sistema con bomba electro-sumergible, como ser: está dentro de los parámetros de la densidad del petróleo, una profundidad dentro de los márgenes del sistema, un caudal óptimo para el buen desempeño de la bomba, aprovisionamiento de energía eléctrica cercana al pozo y cuenta con filtros de arena en el arreglo sub-superficial para el control de arenamiento. También se determinó que el sistema de levantamiento artificial con bomba electro-sumergible incrementa la producción de 251 BPD (caudal promedio por pozo con sistema de levantamiento artificial por gas Lift, ver tabla 3.1) a 461 BPD de crudo, dando un incremento en la producción de 210 BPD adicionales, de esta manera se puede verificar que con el cambio del sistema de levantamiento artificial el resultado es favorable haciendo que ese pozo sea más productor y genere mayores ingresos.

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CAPITULO IV ESTRUCTURA DE COSTOS DEL PROYECTO

4.1. INTRODUCCIÓN.El análisis económico se lograra en base a la productividad estimada del pozo, tanto con la producción que se obtuvo del pozo adyacente, como con la producción que se obtendrá implementando el sistema y tomando en cuenta los costos de inversión del mismo. De esta manera teniendo los resultados de la bomba sumergible, los cables de potencia, las dimensiones del motor, el separador de gas y los voltajes necesarios para energizar las diferentes unidades. Se pretende buscar en el mercado las diferentes opciones y se requerirán los equipos de acuerdo a las características obtenidas del proyecto. Las inversiones de los equipos y materiales del sistema propuesto están en función al diseño y las podemos dividir en dos partes: Inversión de equipos superficiales. Inversión de equipos de fondo. Por lo tanto, teniendo en cuenta la operación de Workover con equipos viene a ser el cambio de arreglo actual con el arreglo propuesto y la instalación de todos los componentes seleccionados, se estima el coso de 350000$ hasta ponerlo en producción el pozo.

4.1.1.

Equipo superficiales.-

Para los equipos necesarios en superficie se tiene lo siguiente:

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Tabla 4.1: Costo de los Equipos de superficie EQUIPOS

VALOR ($)

Transformador

35.000

Cabina de control

18.000

Caja de Venteo

8.000

Cabezal de Producción

22.000

Cableado hasta el Pozo

12.000

Cable eléctrico

20.000

TOTAL

115.000

Fuente: Centrilift – Baker Hughes/datos obtenidos para el proyecto

4.1.2.

Equipo de Fondo.-

Para los equipos necesarios en Sub-superficie se tiene lo siguiente: Tabla 4.2: Costo de Equipos de Sub-superficie EQUIPOS

VALOR ($)

Motor Eléctrico

56.000

Sección Sellante

12.000

Separador de Gas

18.000

Una Bomba

44.000

Válvula de Contra Presión

4.500

Conectores del cable

3.500

TOTAL

138.000

Fuente: Centrilift – Baker Hughes/datos obtenidos para el proyecto

Este sistema fue ofertado por la empresa Baker Hughes, la cual cuenta con las unidades requeridas para implementar en el pozo según los datos del proyecto, dando como precio total dos opciones, dependiendo el fabricante y tomando en cuenta el transporte de la mercadería al país, también se suma la mano de obra, instalación y puesta en marcha

.

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4.2. ANALISIS DE COSTO DE PRODUCCION. El análisis del costo de producción se realiza comparando el costo de producción actual por barril de petróleo con el sistema de levantamiento con gas lift y el costo con el sistema con bomba electro-sumergible. 4.2.1.

Costo de producción con Gas Lift.

El costo de producción actual por barril de petróleo con el sistema de levantamiento de Gas Lift es: 14 $us por Barril de Petróleo12. 4.2.2.

Costo de producción con sistema BES.

El costo de KWH es de 0,15 $us/Kwh teniendo un consumo de 74,36 Kwh, de esta manera el costo de producción por barril de petróleo con el sistema de levantamiento artificial con bomba electro-sumergible es: 11,15 $us por Barril de Petróleo. 4.2.3.

Análisis Costo Beneficio

Para el análisis costo beneficio se realizó una tabla comparativa de la producción de petróleo para los próximos cinco años de los dos sistemas de levantamiento artificial considerando la tasa de declinación actual del campo de 25% anual. Tabla 4.3: Incremento de producción con BES AÑO 2016 2017 2018 2019 2020

Gas Lift [BPD] 251 188 141 106 79

BES [BPD] 461 346 259 194 146

Diferencia [BPD] 210 158 118 88 67

Fuente: Elaboración propia para el proyecto

Tomando en cuenta el precio del barril de petróleo actual de 27,11 $us/Bbl, se tiene la siguiente tabla en Barril de petróleo por año:

12

Fuente: Departamento de Ingeniería Cia. Repsol.

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Tabla 4.4: Beneficios obtenidos con el BES AÑO

Diferencia Diferencia Ingresos [BPD] [Bbl/año] [$us] 0 210 76.650 2.077.981,50 1 158 57.670 1.563.433,70 2 118 43.070 1.167.627,70 3 88 32.120 870.773,20 4 67 24.455 662.975,05 TOTAL 233.965 6.342.791,15 Fuente: Elaboración propia para el proyecto

Como se puede observar en la tabla anterior de acuerdo a los caudales de producción se tiene ganancia desde el primer año del cambio de sistema de levantamiento artificial, aparte del costo de inversión que costaría el cambio de energía puede ser cubierto con el primer año de producción.

BPD

Comparación de Producción 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

Gas Lift [BPD] BES [BPD]

2016

2017

2018

2019

2020

Años

Fuente: Elaboración propia para el proyecto

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CAPITULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. Conclusiones y Recoendaciones 

El diseño del sistema de bombeo electro-sumergible tal como fue demostrado en este proyecto, es aplicable para incrementar la producción de petróleo al campo y del pozo en estudio.



Analizando las reservas remanentes del yacimiento se verifica que la producción actual del campo en el reservorio Petaca es de 754 BPD con tres pozos en producción, haciendo un promedio de 251 BPD por cada pozo, debido al crecimiento del corte de agua y a la disminución en la producción de gas, el sistema de gas Lift es cada vez más ineficiente.



El diagnóstico realizado al pozo SRB BB 112H, determinó que se puede producir con el sistema BES un caudal de 900 BPD con un corte de agua de aproximadamente de 48,8% lo que sería un caudal de petróleo de 461 BPD y un caudal de agua de 439 BPD.



Según las condiciones del pozo los equipos más importantes que se seleccionaron fueron en base a datos de Centrilift de la Cia. Baker Hughes, por disponer solo de esta información en el momento del desarrollo del proyecto, pero se pueden utilizar equivalentes de otras compañías, y estos son:  Motor serie 450, de 50 HP, 39 Amperes y 815 Voltios.  Bomba serie 400 FC925 de 288 Etapas.  Cable #4 sí es de cobre o #2 sí es de aluminio.



Se realizó una comparación económica del sistema BES con el sistema Gas Lift y se demostró un considerable incremento en el caudal en los próximos cinco años, que se reflejan en un incremento económico de aproximadamente de 6.342.000 $us con una inversión de apenas 138.000 $ que sería recuperada en muy poco tiempo.



No se requiere una inversión adicional para el aprovisionamiento de energía eléctrica excepto por el cableado del generador al pozo, ya que la planta Surubí cuenta con dos generadores a 300 m. del pozo. Un

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generador es a gas combustible proporcionado por la misma planta y el otro a diésel.



RECOMENDACIONES 

Se recomienda elaborar pruebas de laboratorio PVT para el pozo, con el fin de mejorar la confiabilidad de los datos.



Instalar un sensor de fondo de presión y temperatura con el fin de monitorear las condiciones del pozo.



Es necesario capacitar, entrenar y actualizar en la operación y funcionamiento del sistema de bombeo electro-sumergible a los ingenieros, técnicos y operadores de la planta.

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GLOSARIO Yacimientos.- Es un depósito o reservorio petrolífero, es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas. BPD.- representan la cantidad de crudo que una refinería puede destilar bajo condiciones normales de operación. Esta cantidad se expresa en términos de capacidad durante un periodo de tiempo. API.- American Petroleum Institute. La gravedad API del petróleo es una medida de densidad que, en comparación con el agua, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo. DENSIDAD.- Relación entre la masa y el volumen de una sustancia, o entre la masa de una sustancia y la masa de un volumen igual de otra sustancia tomada como patrón. VISCOSIDAD.- Es la oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales, es debida a las fuerzas de cohesión moleculares. COMPRESIBILIDAD.- Es una propiedad de la materia a la cual se debe que todos los cuerpos disminuyan de volumen al someterlos a una presión o compresión determinada manteniendo constantes otros parámetros SOLUBILIDAD.- Es la capacidad de una sustancia o un cuerpo para disolverse al mezclarse con un líquido. CAVITAMIENTO.- Es la gasificación en las tuberías o en las bombas centrifugas cuando están en funcionamiento y evita que aumente la presión para poder realizar un trabajo adecuado. IDH.- Impuesto Directo a los Hidrocarburos. YPFB.- Empresa estatal que regula y fiscaliza los hidrocarburos, las siglas significan: Yacimientos Fiscales Bolivianos CO2.- Anhídrido Carbónico. DISOLVE GAS DRIVE.- Empuje por gas disuelto GAS CAP DRIVE.- Empuje del casquete de Gas. WATER DRIVE.- Empuje Acuífero. ARTIFICIAL LIFT.- Levantamiento Artificial. RGP.- Relación Gas Petróleo. Héctor Diego Ortiz H.

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PVT.- Presión volumen Temperatura CASING.- Revestimiento. IMPELLER.- Impulsor. HP.- Unidad de medida de potencia, Horse Power. PSI.- Libras sobre pulgada cuadrada VSD.- Variador de Velocidad. SPE.- Sociedad de Instituto Petrolero (Society of Petroleum Engeenering). MSCF.- Miles de Pies Cúbicos. Stb.- Barriles Standard. EA.- Espacio Anular. AOF. - Absolute Open Flow, SLICKLINE. - Línea de Alambre WORKOVER. - Trabajo de Intervención de Pozo OD.- Diámetro Externo de la tubería. ID.- Diámetro Interno de la tubería. Amp.- Amperaje de un equipo o cables que lleva energía eléctrica. Adm.- Adimensional, sin unidad de medida asociada. NFPA.- Normativa Referencial a la Seguridad Industrial y Equipos.

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ANEXOS TABLA I

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TABLA II

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TABLA III

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TABLA IV

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