Estudio técnico económico en la producción simultánea de dos arenas mediante la implementación de completaciones duales en el campo Victor Hugo Ruales

(1)

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO EN LA PRODUCCION

SIMULTÁNEA DE DOS ARENAS MEDIANTE LA

IMPLEMENTACIÓN DE COMPLETACIONES DUALES EN EL

CAMPO VICTOR HUGO RUALES

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO DE PETRÓLEOS.

DANIEL FERNANDO ORELLANA SÁENZ

DIRECTOR: ING. BENJAMIN HINCAPIE

(2)

(3)

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 1719240481

APELLIDO Y NOMBRES: ORELLANA SÁENZ DANIEL FERNANDO

DIRECCIÓN: AV. GRANADOS Y JOSÉ QUERI

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: 022458783

TELÉFONO MOVIL: 0996797200

DATOS DE LA OBRA

TITULO:

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO EN LA PRODUCCION SIMULTÁNEA DE DOS ARENAS MEDIANTE LA

IMPLEMENTACIÓN DE

COMPLETACIONES DUALES EN EL CAMPO VICTOR HUGO RUALES.

AUTOR O AUTORES: DANIEL ORELLANA

FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO

DE TITULACIÓN: 08 de Junio del 2016

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN: Ing. Benjamín Hincapié

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos

RESUMEN:

En este trabajo se brinda a la empresa petroamazonas Ep un estudio para incrementar la producción del campo sin la necesidad de perforar nuevos pozos mediante la implementación de completaciones duales.

Analizaremos los métodos existentes y las características que requerimos para poder realizar un diseño e implementación de esta tecnología. Se realiza una descripción del campo Víctor Hugo Ruales, su ubicación geográfica, facilidades de superficie, pozos, composición de cada una de

(4)

las arenas productoras, estimamos reservas y calculamos el petróleo original en sitio

Determinamos cual es el pozo idóneo para para realizar la corrida de este ensamble mediante características propias de los yacimientos, profundidades, pruebas de presión y espaciamiento entre arenas productoras del pozo.

En este trabajo se describen cada una de las herramientas que conforman una completación dual, el método de ensamble y la corrida en el pozo,

diseñamos los equipos

electrosumergibles tanto superior como inferior.

Realizamos un estudio económico comparativo donde determinamos si nuestro proyecto es rentable y si es susceptible a ser implementado en el campo.

Y finalmente de acuerdo a todos los análisis realizados se brinda conclusiones y recomendaciones en las cuales especificamos los problemas que debemos superar al realizar este proyecto y la forma adecuada de hacerlo

PALABRAS CLAVES:

Completación dual

Petróleo in situ

Bombeo Electrosumergible

ABSTRACT:

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

AGRADECIMIENTO

(10)

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN ... VI ABSTRACT ... VIII

1. INTRODUCCIÓN ... 1

1.1. PROBLEMA ... 2

1.2. JUSTIFICACIÓN ... 2

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO ... 3

1.3.1. OBJETIVO GENERAL ... 3

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 3

2. MARCO TEORICO ... 4

2.1. CAMPO VÍCTOR HUGO RUALES ... 4

2.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA ... 4

2.2. COMPLETACION DE POZOS ... 7

2.2.1. TIPOS DE COMPLETACIONES. ... 8

2.2.1.1. A hueco abierto ... 8

2.2.1.2. Con tubería ranurada. ... 8

2.2.1.3. Hueco revestido y cañoneado. ... 9

2.2.1.4. Hueco revestido y cañoneado sencilla. ... 9

2.2.1.5. Completación sencilla convencional. ... 9

2.2.1.6. Completación sencilla selectiva. ... 10

2.2.1.7. Completación revestida y cañoneada múltiple. ... 10

2.2.2. TIPOS DE COMPLETACIONES DUALES. ... 10

2.2.2.1. Completacion dual concéntrica con encapsulamiento ... 10

2.2.2.2. Completaciones duales paralelas. ... 13

2.3. HERRAMIENTAS DE COMPLETACIÓN DUAL. ... 14

2.3.1. BLAST JOINTS Y NIPPLE DE FLUJO. ... 14

2.3.2. SEALBORE, EXTENSIÓN. ... 14

2.3.3. PACKER. ... 14

2.3.4. ENSAMBLAJE DE SELLOS. ... 15

2.3.5. UNIDADES SELLANTES. ... 16

2.3.6. PATA DE MULA (MULESHOE) ... 16

2.3.7. POD ... 16

2.3.8. POD HANGUER. ... 17

2.3.9. NO-GO. ... 17

2.3.10. STANDING VALVE. ... 17

2.3.11. SPEAR. ... 17

2.3.12. PUMP SUB O DESCARGA DE LA BOMBA. ... 18

2.3.13. PUP JOINTS O TUBOS CORTOS. ... 18

2.3.14. SHEAR SUB O SAFETY JOINT. ... 18

2.3.15. CROSSOVER. ... 18

2.3.16. CAMISAS DE CIRCULACIÓN ... 19

2.3.17. CAMISA DE PRODUCCIÓN. ... 19

2.3.18. CABEZAL DE POZO. ... 19

2.4. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ... 20

2.4.1. EQUIPOS DE FONDO. ... 20

2.4.1.1. Bomba electrosumergible. ... 20

(11)

ii

2.4.1.3. Protector o sello ... 22

2.4.1.4. Separador de gas ... 23

2.4.1.5. Cable de potencia... 24

2.4.2. EQUIPOS DE SUPERFICIE. ... 24

2.4.2.1. Variador de frecuencia. ... 24

2.4.2.2. Transformadores ... 25

2.4.2.3. Caja de venteo ... 26

3. METODOLOGÍA ... 27

3.1. DISEÑO Y CORRIDA DE COMPLETACIÓN DUAL CONCENTRICA PARA EL POZO VHR-017 ... 27

3.1.1. FUNDAMENTOS DE HIDRÁULICA ... 27

3.1.2. CABEZA ESTÁTICA ... 27

3.1.3. GRADIENTE DE PRESIÓN ESTÁTICA ... 27

3.1.4. GRADIENTE DE CUALQUIER FLUIDO ... 28

3.1.5. GRAVEDAD ESPECÍFICA ... 28

3.1.6. GRAVEDAD ESPECÍFICA PROMEDIO ... 28

3.1.7. DENSIDAD DEL FLUIDO ... 29

3.1.8. PRESIÓN HIDROSTÁTICA ... 29

3.1.9. PRESIÓN ESTÁTICA ... 29

3.1.10. DRAWDAWN ... 30

3.1.11. DIMENSIONAMIENTO DE LA BOMBA. ... 30

3.2. DATOS NECESARIOS ... 30

3.2.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ... 30

3.2.2. PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN ... 30

3.2.3. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ... 30

3.2.4. PROFUNDIDAD DE LOS INTERVALOS PERFORADOS ... 31

3.2.5. GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO ... 31

3.2.6. TEMPERATURA DE FONDO DE POZO ... 31

3.2.7. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ... 31

3.2.8. PROFUNDIDAD EN LA CARA DE FORMACIÓN. ... 32

3.2.9. ALTURA DIFERENCIAL (∆H) ... 32

3.2.10. PRESIÓN DE ENTRADA A LA BOMBA PIP ... 33

3.2.11. ALTURA DINÁMICA TOTAL (TDH) ... 33

3.2.12. ALTURA NETA ... 34

3.2.13. PÉRDIDAS POR FRICCIÓN: ... 35

3.2.14. PRESIÓN DE CABEZA... 37

3.2.15. RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (RS) ... 38

3.2.16. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo). ... 38

3.2.17. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (Bg). ... 39

3.2.18. GAS TOTAL ... 39

3.2.19. GAS EN SOLUCIÓN ... 40

3.2.20. GAS LIBRE: ... 40

3.2.21. VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO ... 40

3.2.22. GAS LIBRE ... 41

3.3. SELECCIÓN DE LA BOMBA ... 41

3.3.1. NÚMERO DE ETAPAS ... 41

3.3.2. POTENCIA ... 41

3.3.3. MOTOR ... 42

3.3.4. CARGA DEL MOTOR ... 42

(12)

iii

4. DISEÑO DE LAS BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES. ... 42

4.1. ARENA NAPO M2 ... 42

4.1.1. ANÁLISIS DE PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN ÓPTIMA DE LA BOMBA SUPERIOR PARA EL ENSAMBLAJE DUAL. ... 49

4.1.1.1. Bomba D950 ... 50

4.1.1.2. Bomba DN1000 ... 53

4.1.1.3. Bomba DN1100 ... 55

4.2. ARENA NAPO UI ... 59

4.2.1. ANÁLISIS DE PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN ÓPTIMA DE LA BOMBA INFERIOR PARA EL ENSAMBLAJE DUAL. ... 64

4.2.1.1. Bomba D2150N ... 65

4.2.1.2. Bomba GN2100 ... 67

4.2.1.3. Bomba SN2600 ... 70

4.3. OBJETIVO DEL REACONDICIONAMIENTO # 9 ... 74

5. ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO ... 76

5.1. COSTOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA COMPLETACION ELECTROSUMERGIBLE CONVENCIONAL Y UNA COMPLETACION ESP DUAL CONCÉNTRICA. ... 76

5.2. ANÁLISIS DEL INGRESO POR PRODUCCIÓN DEL POZO. ... 79

5.3. BALANCE GENERAL ... 80

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 81

6.1. CONCLUSIONES ... 81

6.2. RECOMENDACIONES ... 82

(13)

iv

ÌNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Estatus de los pozos que conforman el campo VHR 21

Tabla 2. Potencial del campo VHR por pozo 21

Tabla 3. Parámetros PVT campo VHR 22

Tabla 4. Condiciones de la arena M2 57

Tabla 5. Presiones a diferentes caudales 58

Tabla 6. Presión de ingreso a la bomba 59

Tabla 7. Comparativa 72

Tabla 8. Condiciones del yacimiento Ui 73

Tabla 9. Presiones a diferentes caudales 74

Tabla 10: Comparativa 87

Tabla 11. Resultados de cálculos 87

Tabla 12. Equipo eléctrico Inferior encapsulado 88

Tabla 13: Equipo eléctrico superior 88

Tabla 14: Producción de arenas 90

Tabla 15. Formato tipo de presupuesto de reacondicionamiento 91

Tabla 16. Formato tipo de presupuesto de reacondicionamiento 92

Tabla 17. Ingresos diarios con una completación convencional 93

Tabla 18. Ingresos diarios con una completación dual 93

Tabla 19. Comparación de los ingresos por tipo de completación 94

(14)

v

ÍNDICE DE FIGURAS

PAGINA

Figura 1. Ubicación geográfica del campo VHR.... 5

Figura 2. Diagrama de completación dual con sistema de encapsulamiento 12 Figura 3. Packer dual ...13

Figura 4. Blast Joint ...14

Figura 5. Tipos de packers y packers en completación dual. ...15

Figura 6. Pata de mula y unidad de sellos. ...16

Figura 7. NO-GO ...17

Figura 8. Junta de seguridad...18

Figura 9. Camisa de producción ...19

Figura 10. Cabezales duales ...20

Figura 11. Impulsor y difusor ...21

Figura 12. Etapa de bomba electrosumergible ...21

Figura 13. Corte trasversal del motor con sus componentes ...22

Figura 14. Partes del protector o sello ...23

Figura 15. Componentes del separador de gas ...23

Figura 16. Tipos de conductor en cable de potencia ...24

Figura 17. Variador de 6 Pulsos ...25

Figura 18. Voltaje y corriente en los devanados de la bobina ...26

Figura 19. Equipos de fondo y superficie electrosumergible. ...26

Figura 20. Componentes TDH ...33

Figura 21. Altura vertical neta ...34

Figura 22. Altura vertical neta ...35

Figura 23. Pérdidas por fricción ...36

Figura 24. Pérdidas por fricción en tubería ...36

Figura 25. Presión de cabeza o presión en la tubería. ...37

Figura 26. Gráfica del IPR ...44

Figura 27. Presión de entrada de la bomba ...45

Figura 28. Curva de eficiencia de la bomba D950 ...50

Figura 29. Etapas máximas serie 400 ...51

Figura 31. Curva de eficiencia de la bomba DN1000 ...53

Figura 32. Etapas máximas y material de fabricación serie 400 ...54

Figura 36. Motor serie 456 rangos de operación ...57

Figura 37. Gráfica del IPR ...60

Figura 38. Curva de eficiencia de la bomba D2150N ...65

(15)

vi

ÌNDICE DE ANEXOS

PÁGINA Anexo #1. Gráfica para encontrar factor de compresibilidad del gas. 87

ÌNDICE DE ECUACIONES

PÁGINA

Ecuación 1. Calculo de la cabeza estática 27 Ecuación 2. Calculo de la presión hidrostática 27

Ecuación 3. Gradiente de cualquier fluido 28

Ecuación 4. Cálculo de la gravedad especifica 28

Ecuación 5. Cálculo de la gravedad especifica promedio 29

Ecuación 6. Cálculo del IP 31

Ecuación 7. Profundidad a la cara de la formación 32

Ecuación 8. Altura diferencial 32

Ecuación 9. Altura diferencial 33

Ecuación 10. Sumergencia de la bomba. 33

Ecuación 11. Altura dinámica total TDH. 33

Ecuación 12. Altura neta. 34

Ecuación 13. Altura de fluido. 35

Ecuación 14. Cálculo de las pérdidas por fricción en tubería. 37

Ecuación 15. Relación de solubilidad. 38

Ecuación 16. Cálculo del factor volumétrico del petróleo 38

Ecuación 17. Factor volumétrico del gas 39

Ecuación 18. Cálculo de la presión reducida 39

Ecuación 19. Cálculo de la temperatura reducida 39

Ecuación 20. Cálculo del gas total 39

Ecuación 21. Cálculo del gas en solución 40

Ecuación 22. Cálculo del gas libre 40

Ecuación 23. Volumen total de fluido 40

Ecuación 24. Cálculo del volumen de petróleo 40

Ecuación 25. Cálculo del volumen de agua. 40

Ecuación 26. Cálculo del volumen de gas 41

Ecuación 27. Cálculo del gas libre 41

Ecuación 28. Cálculo del número de etapas de la bomba 41

Ecuación 29. Cálculo de la potencia de la bomba 42

Ecuación 30. Carga del motor 42

Ecuación 31. Cálculo del Índice de productividad. 43

(16)

vii

RESUMEN

En este trabajo se brinda a la empresa Petroamazonas Ep un estudio para incrementar la producción del campo sin la necesidad de perforar nuevos pozos mediante la implementación de completaciones duales. Se analiza los métodos existentes y las características que requerimos para poder realizar un diseño e implementación de esta tecnología.

Se realiza una descripción del campo Víctor Hugo Ruales, su ubicación geográfica, facilidades de superficie y pozos.

Se determina cual es el pozo idóneo para para realizar la corrida de este ensamble mediante características propias de los yacimientos, profundidades, pruebas de presión y espaciamiento entre arenas productoras del pozo.

En este trabajo se describen cada una de las herramientas que conforman una completación dual, el método de ensamble y la corrida en el pozo, diseñamos los equipos electrosumergibles tanto superior como inferior.

(17)

viii

ABSTRACT

In this work the company Petroamazonas Ep is provided a study to increase

production from the field without drill new wells, by implementing dual

completions. We analyze existing methods and features that we require to

make a design and implementation of this technology.

A description of the field Victor Hugo Ruales, geographical location, surface

facilities, wells, composition of each of the producing sands reserves estimate

is performed and calculate the original oil in place

We determine which is the right to run for this assembly by own deposits,

depths, pressure testing and spacing producing sands of the well

characteristics well.

This paper describes each of the tools that make up a dual completion, the

method of assembly and run into the well, we design equipment electric both

above and below.

A comparative economic study where we determine if our project is profitable

and whether it is susceptible to being implemented in the field.

And finally, according to all the analyzes conclusions and recommendations

(18)

1

CAPÍTULO 1

1. INTRODUCCIÓN

En busca de nuevos métodos que puedan optimizar la explotación de los campos en la industria petrolera Ecuatoriana se tiene varias soluciones seguras, eficientes y rentables de acuerdo avanza la tecnología, dichas soluciones dependen principalmente de las características petrofísicas y de los fluidos que tenemos en cada uno de los yacimientos que conforman un campo petrolífero.

Este trabajo tiene como objetivo principal el obtener un incremento del aporte de los pozos que conforman un campo de los cuales según el historial de producción son aptos para producir de diferentes arenas en forma simultánea controlando cada una de las arenas productoras de forma independiente, incrementando la producción de cada pozo, cuidando que las condiciones de los yacimientos no se vean alteradas y con responsabilidad social y del medio ambiente.

Por esta razón analizaremos los pozos que son candidatos para la implementación de las completaciones duales concéntricas, dando un seguimiento exhaustivo de los historiales de producción, propiedades PVT, yacimientos productores, intervalos de disparo, aporte de los yacimientos y un análisis comparativo entre las completaciones convencionales versus completaciones duales paralelas.

Con el fin de incrementar la producción en campos los cuales tienen varias arenas productoras se han implementado tecnologías similares en varios campos de la cuenca oriente.

(19)

2 a esto las completaciones duales nos permiten tener un control de la producción de cada arena independientemente de otra, realizar reacondicionamientos de forma óptima sin perder la producción total del pozo con ayuda de la Y-tool y reducir la perforación de pozos para desarrollar un campo petrolífero. El principio de esta tecnología es una completación en la cual se produce por dos arenas simultáneamente a través de dos tuberías de producción de 5 ½ y 2 7/8 pulgadas con dos bombas eletrosumergibles separadas y con packers dobles los cuales se asientan entre dos arenas, existen variantes de este tipo de completaciones las cuales cambian la forma de aislar las dos zonas productoras de las cuales hay variantes que utilizan métodos de encapsulamiento de las bombas electrosumergibles generalmente para la producción de la arena de mayor profundidad y otras variantes las cuales la bomba electrosumergible va situada justamente frente a la cara de la formación productora.

1.1. PROBLEMA

Los métodos de recuperación artificial son los más utilizados a nivel mundial para recuperar dicha producción, su principal función es brindarle la energía necesaria al pozo para obtener los fluidos en superficie, entre estos tenemos nuestro sistema de levantamiento artificial dual paralela con bombas electrosumergibles. El problema a tratar es ¿Cómo optimizar la producción de un campo depletado o maduro para obtener una mayor producción sin la necesidad de la perforación de nuevos pozos?

1.2. JUSTIFICACIÓN

(20)

3

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO

1.3.1. OBJETIVO GENERAL

Aplicación de completaciones duales en el campo Víctor Hugo Ruales, mediante el análisis técnico económico y de las características petrofísicas e historiales de producción del campo, con el fin de optimizar la producción y reducir costos de operación.

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

 Analizar el principio y el funcionamiento de las completaciones duales.

 Realizar un análisis técnico comparativo de las completaciones convensionales versus las completaciones duales.

 Determinar las principales ventajas de aplicar completaciones dobles en campos con varias zonas de aporte.

(21)

4

2. MARCO TEORICO

2.1. CAMPO VÍCTOR HUGO RUALES

El campo Víctor Hugo Ruales antes llamado campo Cantagallo debe su nombre a un ex funcionario de la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE), La producción en VHR arrancó con la perforación del pozo cantagallo 1, ahora llamado VHR-001 en Julio de 1988 dándonos resultados positivos en la evaluación de las arenas Basal tena, M2, U y T. El campo inició su vida productiva en marzo de 1991.

2.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

(22)

5

Figura 1. Ubicación geográfica del campo VHR.

(Petroamazonas EP, 2012)

El campo VHR cuenta actualmente con 29 pozos perforados divididos en dos ramales, ramal norte y ramal sur los cuales detallamos en las siguientes tablas:

Tabla 1. Estatus de los pozos que conforman el campo VHR

Pozos Perforados 29

Pozos Activos 23

Pozos Cerrados 3

Pozos Reinyectores 3

VHR TIPISHCA

SANSAHUARI CUYABENO

(23)

6

Tabla 2. Potencial del campo VHR por pozo.

(Petroamazonas EP, 2012) Pozo Arena Estado

Producción

bfpd bopd bapd bsw % °API seco

VHR-01 M1 ON 1065 777 288 27 19.0

VHR-02 US ON 2229 201 2028 91 28.4

VHR-03 M2 ON 175 123 53 30 29.3

VHR-04 UM ON 2680 268 2412 90 28.1

VHR-05 BT ON 258 165 93 36 19.0

VHR-06 BT ON 770 339 431 56 18.9

VHR-07 UM ON 980 245 735 75 30.9

VHR-08 M2 ON 97 74 23 24 29.8

VHR-09 UI OFF 0 0 0 0

VHR-11 M2 ON 1106 321 785 71 29.9

VHR-12D UM ON 295 286 9 3 32.9

VHR-13 M2 ON 518 249 269 52 30.1

VHR-14 BT ON 630 158 473 75 19.9

VHR-15 UI ON 2395 240 2156 90 31.4

VHR-16 BT OFF 0 0 0 0

VHR-17 M2 ON 829 796 33 4 31.5

VHR-18D BT ON 443 337 106 24 16.5

VHR-19D M2 ON 800 80 720 90 31.5

VHR-20 US ON 569 102 467 82 29.3

VHR-21D UM ON 150 149 2 1 30.9

VHR-22D US ON 2484 348 2136 86 31.1

VHR-23 US ON 2180 196 1984 91 30.9

VHR-24D US ON 1470 221 1250 85 29.5

VHR-029 UI OFF 0 0 0 0

VHR-030 BT ON 496 278 218 44 19.6

(24)

7

Tabla 3. Parámetros PVT campo VHR

2.2. COMPLETACION DE POZOS

Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción.

 Tasa de producción requerida.

 Reservas de zonas a completar.

Descripción BT M-2 Us Um Ui Ts Ti

Presión inicial (Psi) 3150 3190 3250 3280 3340 3400 3400

Presión saturación (Psi) 700 480 780 850 800 280 280

Presión actual (Psi) 2450 2100 2150 2800 3000 3050 3300

Gravedad API 19.5 29.2 32 30 32 31 31

RGP (Pcn/Bln) 180 100 210 260 230 50 50

Porosidad % 15.95 15.24 16.27 15.07 16.36 14.27 15.40

Saturación de agua % 28.06 36.56 24.55 29.19 27.46 36.19 46.85

Boi (By/Bn) 1.0853 1.1805 1.1801 1.1798 1.2247 1.2480 1.2448

Factor de recobro (%) 20.6 17 37.2 34.9 20.1 23.7 24.8

Permeabilidad (mD) 899 159 700 388 718 204 340

Viscosidad petróleo

(cP) 9.33 3.55 3.57 3.58 3.14 4.56 4.56

Temperatura Formación

(F) 196 197 198 198 198 199 199

Rw @ Temp. de

formación 0.05 0.07 0.07 0.07 0.07 0.15 0.15 Salinidad cloruro de

(25)

8

 Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.

 Necesidades futuras de estimulación.

 Requerimientos para el control de arena.

 Futuras reparaciones.

 Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.

 Inversiones requeridas

 Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc.

2.2.1. TIPOS DE COMPLETACIONES.

2.2.1.1. A HUECO ABIERTO

Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena o derrumbes de la formación. Caliza o dolomita.

2.2.1.2. CON TUBERÍA RANURADA.

Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación (100 a 400 pies).

(26)

9

2.2.1.3. HUECO REVESTIDO Y CAÑONEADO.

Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo.

2.2.1.4. HUECO REVESTIDO Y CAÑONEADO SENCILLA.

Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen en forma selectiva por una misma tubería de producción.

Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de correr el equipo de completación. Además de producir selectivamente la zona petrolífera, este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona petrolífera o tenga suficiente presión como para levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de levantamiento artificial.

2.2.1.5. COMPLETACIÓN SENCILLA CONVENCIONAL.

(27)

10

2.2.1.6. COMPLETACIÓN SENCILLA SELECTIVA.

Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo a través válvulas de circulación mediante una sola tubería de producción.

2.2.1.7. COMPLETACIÓN REVESTIDA Y CAÑONEADA MÚLTIPLE.

Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de pozos a perforar. Desarrollar los yacimientos en forma acelerada a menor costo.

Estas completaciones duales en nuestro país se están aplicando en gran número gracias a los buenos resultados obtenidos en campos de la cuenca oriente, por lo que es muy importante realizar un análisis de la completación más adecuada para cada uno de los pozos.

2.2.2. TIPOS DE COMPLETACIONES DUALES.

Completación es la operación de bajar la sarta de producción, que se realiza en un pozo después de la perforación y evaluación de las posibles zonas productoras, o en la reparación mecánica, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Existen varios tipos de ensamblajes de completaciones duales concéntricas, difieren unas de otras por su forma de aislar las dos arenas productoras cada una con su bomba electrosumergible, las cuales son:

2.2.2.1. COMPLETACION DUAL CONCÉNTRICA CON

ENCAPSULAMIENTO

(28)

11 dar protección al equipo ya que se ubica encima de la empaquetadura que aísla las dos arenas a producir en la completación de fondo, mientras la bomba que producirá la arena superior se encuentra alojada entre la herramienta en Y (Y-tool) y un bloque de soporte herramienta que amortiguará el peso de la bomba electrosumergible y la mantendrá rígido y alineado mediante un sistema de engrampamiento en el by-pass de la tubería de producción, esto ya que al ensamblaje y operación de la bomba no se aflojen los accesorios.

(29)

12

Figura 2. Diagrama de completación dual con sistema de encapsulamiento

(30)

13

2.2.2.2. COMPLETACIONES DUALES PARALELAS.

La variante de completación dual paralela consta de un packer el cual aísla las dos zonas de aporte, la diferencia es que se produce cada arena por tubería de producción independiente, esto se lo hace principalmente en 2 tuberías de 2 7/8 pulgadas. Este ensamblaje se lo puede realizar en liner de producción de 7 pulgadas, aunque es preferible realizarlo en casing de 9 5/8 pulgadas gracias a que as dos tuberías no dejan mucha luz o espaciamiento para maniobrar en la bajada de la completación como también en su pulling. Las dos tuberías son unidas mediante grapas para mantenerlas rígidas y que no exista ningún rozamiento o golpe entre estas.

Figura 3. Packer dual

(31)

14

2.3. HERRAMIENTAS DE COMPLETACIÓN DUAL.

2.3.1. BLAST JOINTS Y NIPPLE DE FLUJO.

Son protectores de pared que se instalan en las tuberías de producción específicamente en tramos donde se encuentran los punzonados de las zonas de aporte del pozo, con el fin de brindar protección a la tubería de producción de los fluidos del pozo los cuales pueden ser muy abrasivos, existen de 4 a 10 pies de longitud.

Figura 4. Blast Joint

(Completition Tools Shclumberger, 2012)

2.3.2. SEALBORE, EXTENSIÓN.

Son extensiones entre sellos, tuberías pulidas para ampliar las secciones por debajo del packer que aísla nuestras zonas de pago. Las extensiones tienen longitudes de 8, 20 y 24 pies.

2.3.3. PACKER.

El packer es una herramienta mecánica la cual se acciona mediante torque generado por la sarta o hidráulicamente, con el fin de hacer sello entre el anular que generan dos tuberías.

(32)

15 anular, causado por la diferencia de presiones entre las áreas encima y debajo del punto de fijación, durante toda la vida productiva del pozo.

En completaciones múltiples los packers separan dos o más zonas productivas del mismo pozo. Salvo situaciones / necesidades particulares, normalmente se sientan sobre la zona baleada, a una distancia tal que el zapato de la cola del tubo (si hay) este alrededor de los 20 metros encima del tope de los perforados.

Figura 5. Tipos de packers y packers en completación dual.

(EniCorporate University, 2008)

2.3.4. ENSAMBLAJE DE SELLOS.

Estos ensamblajes son de tipo permanentes o recuperables, estos tienen como principal función el formar un aislamiento entre el packer y la tubería de producción de forma similar a un packer. Dicho ensamblaje puede ir recubierto de material protector resistente a los fluidos altamente corrosivos si así son las condiciones del pozo para aumentar su run life.

Este ensamblaje consta de los siguientes componentes. 1) Localizador.

2) Sellos.

(33)

16

Figura 6. Pata de mula y unidad de sellos.

2.3.5. UNIDADES SELLANTES.

El principal objetivo de esta herramienta es taponar la tubería de producción para realizar trabajos de mantenimiento y reparación superficial. Cuentan con una geometría adecuada para proporcionar un sello óptimo, ya que son sometidos a presiones y temperatura elevadas

2.3.6. PATA DE MULA (MULESHOE)

Es una herramienta que se ubica en la parte inferior del ensamblaje nos permite orientar la tubería fuera de la carcasa y nos permite ingresar el localizador en el ensamblaje intermedio o a través de la empaquetadura. Esta herramienta es altamente eficiente en pozos horizontales o duales donde hay un menor control de rotación de la tubería.

2.3.7. POD

El un sistema de encapsulamiento que se baja con el fin de aislar la bomba electrosumergible que producirá la arena inferior, la cual no permite que la bomba se ponga en contacto con los fluidos de la zona de pago superior.

Ensamblaje de sellos

(34)

17

2.3.8. POD HANGUER.

Es una herramienta que nos permite colgar el sistema de encapsulamiento del equipo electrosumergible inferior.

2.3.9. NO-GO.

Herramienta mecánica que sirve principalmente para el asentamiento de otra herramienta mecánica, generalmente sirve de asiento para una standing valve.

Figura 7. NO-GO

2.3.10. STANDING VALVE.

Es una válvula unidireccional o de un solo sentido de flujo, esta válvula actúa en forma de tapón para realizar pruebas de presión o a su vez para mantener la producción del yacimiento sin que esta regrese a la descarga de la bomba.

2.3.11. SPEAR.

(35)

18

2.3.12. PUMP SUB O DESCARGA DE LA BOMBA.

Herramienta donde se enrosca la descarga de la bomba electrosumergible superior.

2.3.13. PUP JOINTS O TUBOS CORTOS.

También llamados tubos cortos sirven para dar espaciamiento entre dos herramientas, estas existen de 2-4-6-8-10-12-15-20 pies.

2.3.14. SHEAR SUB O SAFETY JOINT.

Es una herramienta que proporciona un corte de ruptura en la completación cuando se le aplica tensión, consta de pines de rotura los cuales proporcionan según su número la cantidad de libras de tensión necesarias para el corte.

Figura 8. Junta de seguridad

2.3.15. CROSSOVER.

El crossover es una herramienta la cual nos permite conectar tuberías de diferente clase y/o diferente diámetro, pueden ser incrementales o reductores según sea a necesitad de conexión con otras herramientas de completación.

(36)

19

2.3.16. CAMISAS DE CIRCULACIÓN

La camisas de circulación son herramientas que nos permiten tener una comunicación tubing / casing, las cuales pueden permanecer en posición abierta totalmente, entre abierta y cerrada totalmente, lo que permitirá un control parcial de flujo.

2.3.17. CAMISA DE PRODUCCIÓN.

Estas camisas se las ubica frente a la zona de pago de la cual producirá el pozo, estas camisas permiten el ingreso de los fluidos del yacimiento productor hacia nuestra tubería de producción.

Figura 9. Camisa de producción

2.3.18. CABEZAL DE POZO.

(37)

20

Figura 10. Cabezales duales

(Mission petroleum, 2013)

2.4. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

El método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES) tiene como principio fundamental levantar el fluido del reservatorio hasta la superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba electrosumergible. 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 funcionamiento de dicho motor, es suministrada desde la superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el motor.

2.4.1. EQUIPOS DE FONDO.

2.4.1.1. BOMBA ELECTROSUMERGIBLE.

(38)

21 En el difusor, parte de la energía cinética es transformada en energía potencial.

Figura 11. Impulsor y difusor

(Reda Shclumberger, 2009)

Una bomba centrífuga crea presión por medio de la rotación de una serie de álabes en un impulsor. El movimiento del impulsor forma un vacío parcial a la succión del impulsor. La función del impulsor es transferir energía al rotar. El difusor entonces convierte esta energía en energía potencial elevando la presión de la descarga.

Figura 12. Etapa de bomba electrosumergible

2.4.1.2. MOTOR

El diseño del motor es de inducción, dos polos, tres fases y de jaula de ardilla. La construcción del motor es simple, fuerte y confiable. Su velocidad es prácticamente constante, a pesar de la carga, cuando se opera en el rango normal de trabajo.

(39)

22 técnicos altamente especializados. Cada estator es bobinado en tres fases para desarrollar el voltaje y amperaje apropiado de acuerdo al diseño.

Figura 13. Corte trasversal del motor con sus componentes

Resumiendo el estator toma la energía eléctrica (KVA) de la superficie y la convierte a energía magnética en las laminaciones del estator. El campo magnético del estator induce corriente (energía eléctrica) en el rotor. Esta energía eléctrica en el rotor induce un campo magnético secundario en las laminaciones del rotor. Los polos magnéticos del rotor son atraídos (y repelidos) por los polos magnéticos del estator. En la medida que el campo magnético del estator se mueve, el rotor se moverá tratando de seguirlo.

2.4.1.3. PROTECTOR O SELLO

(40)

23

Figura 14. Partes del protector o sello

2.4.1.4. SEPARADOR DE GAS

El separador de gas es un componente opcional del aparejo construido integralmente con la bomba, normalmente se coloca entre ésta y el protector. Sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre de la succión hacia el espacio anular.

Cuando el fluido entra en el separador de gas, es forazado a cambiar de dirección. Algunas de las burbujas de gas siguen subiendo en vez de entrar al separador. Otras burbujas suben dentro del separador y salen del separador por los agujeros de más arriba.

Figura 15. Componentes del separador de gas

(41)

24

2.4.1.5. CABLE DE POTENCIA.

El cable de potencia se encarga de transmitir la energía eléctrica que requiere el motor desde superficie por medio de un conductor, este cable trifásico consta de tres polos los cuales van recubiertos por un aislamiento y una coraza con el fin de que al ingresar al pozo no existan fugas de energía lo que provocaría que nuestro equipo se nos vaya a tierra. En el proceso de ensamblaje del cable hacia el motor se realizan periódicamente mediciones de los parámetros eléctricos (megada de cable), con el fin de determinar si el cable se encuentra en óptimas condiciones o si existe alguna fuga o golpe donde se pierda el aislamiento.

2. METODOLOGÍA

Figura 16. Tipos de conductor en cable de potencia

(Reda Shclumberger)

2.4.2. EQUIPOS DE SUPERFICIE.

2.4.2.1. VARIADOR DE FRECUENCIA.

El variador de frecuencia (VDF) es un controlador de motor que permite operar el sistema BES en un rango amplio de frecuencia en vez de estar limitado a la frecuencia de línea. Así el gasto de producción, la carga o ambos se pueden ajustar, dependiendo de la aplicación, al variar la velocidad de la bomba, sin modificaciones en el equipo de fondo.

(42)

25 Luego, usando semiconductores de potencia como interruptores de estado sólido, invierte la corriente directa a una salida alterna trifásica de voltaje y frecuencia variable.

Figura 17. Variador de 6 Pulsos

La sección inversora, consiste en seis interruptores de potencia a base de transistores bipolares. Hay dos transistores por cada fase. Estos transistores permiten tener una salida trifásica alterna de voltaje y frecuencia variable.

2.4.2.2. TRANSFORMADORES

Un transformador es un dispositivo electromagnético transmisor de potencia eléctrica en la modalidad de corriente alterna.

(43)

26

Figura 18. Voltaje y corriente en los devanados de la bobina

2.4.2.3. CAJA DE VENTEO

La caja de venteo se encuentra a la salida del variador de frecuencia y es donde se empalma la salida de corriente, como su nombre lo indica ventea el gas que puede salir por el cable de potencia para evitar incendios en el variador.

.

Figura 19. Equipos de fondo y superficie electrosumergible.

(44)

27

3. METODOLOGÍA

3.1. DISEÑO Y CORRIDA DE COMPLETACIÓN DUAL CONCENTRICA PARA EL POZO VHR-017

3.1.1. FUNDAMENTOS DE HIDRÁULICA

Para el fondo de pozo, nuestro interés se centra en los datos de flujo de fluidos los cuales van a mover un equipo de levantamiento artificial, debido a esto la hidráulica se la puede considerar como el comportamiento de los líquidos cuando pasan de estado estático a un estado dinámico o de movimiento.

3.1.2. CABEZA ESTÁTICA

Cuando encontramos líquidos en reposo existe una presión en cualquiera de sus puntos y es equivalente al peso del líquido en ese punto, cuando le sumamos la presión barométrica obtenemos la presión absoluta esta presión se transfiere de forma perpendicular a cualquier superficie. La cabeza estática no es nada más que esta presión expresada en pies y la conversión se la realiza con la siguiente fórmula:

Cabeza (pies) = Presión ∗ 2.31

Gravedad específica

3.1.3. GRADIENTE DE PRESIÓN ESTÁTICA

La gradiente es una medición del cambio de la presión con respecto a la profundidad, se expresa en libras por pulgada cuadrada por cada pie de profundidad vertical. Esta gradiente nos permite encontrar la presión que ejerce una columna de fluido a cualquier profundidad que esta se encuentre.

Presion = Gradiente del fluido (psi_pie) ∗ TVD

[1]

(45)

28 Dónde:

TVD= Profundidad vertical total (pies).

3.1.4. GRADIENTE DE CUALQUIER FLUIDO

Se define como el cambio de presión por cada pie de fluido, este valor de gradiente está dado por la siguiente ecuación:

𝛾 = 0.433 ∗ 𝑆𝐺

Dónde:

𝞬= Gradiente en psi/pie.

SG=Gravedad específica.

3.1.5. GRAVEDAD ESPECÍFICA

Es una comparación entre el peso que tiene un fluido con el peso que tiene el agua el cual es conocido, este valor de gravedad específica es adimensional.

𝑆𝐺 = 141.5

131.5 + 𝐴𝑃𝐼

Dónde:

SGf= Gravedad específica del fluido

SGw=Gravedad específica del agua

3.1.6. GRAVEDAD ESPECÍFICA PROMEDIO

Cuando tenemos una mezcla de varios componentes en el fluido podemos determinar la gravedad específica multiplicando la fracción de cada fluido por

[3]

(46)

29 su gravedad específica, sumamos el resultado de cada componente y obtenemos una gravedad específica promedio, también adimensional. Generalmente en un pozo de petróleo obtenemos la fracción de los componentes con el BSW.

𝑆𝐺𝑚 = (𝑓𝑤 • 𝛾𝑤) + (𝑓𝑜 • 𝛾𝑜)

Dónde:

𝒇𝒘= Fracción de agua

𝜸𝒘= Gravedad específica del agua

𝒇𝒐= Fracción de petróleo

𝜸𝒐= Gravedad específica del petróleo

3.1.7. DENSIDAD DEL FLUIDO

La densidad está definida como la masa que se encuentra presente en un volumen determinado generalmente en la industria petrolera la densidad se la expresa en libras por galón.

3.1.8. PRESIÓN HIDROSTÁTICA

Es la presión que ejerce la columna de fluido que tenemos en el pozo el cual se encuentra fluyendo a superficie.

3.1.9. PRESIÓN ESTÁTICA

Si cerramos un pozo se va a tener una columna de fluido dentro del mismo que alcanzara un nivel este nivel nos brindará un valor de presión llamado presión estática, esta presión es la presión de formación.

(47)

30

3.1.10. DRAWDAWN

Es el diferencial existente entre la presión estática o presión del yacimiento con la presión de fondo fluyente.

3.1.11. DIMENSIONAMIENTO DE LA BOMBA.

Una vez que seleccionamos los pozos candidatos para bajar una completación dual debemos revisar sus historiales de producción y la pruebas de restauración de presión (B’up) de cada una de las arenas prospectivas para la completacion dual en nuestro pozo. Con estos datos podremos diseñar de forma óptima nuestras bombas electrosumergibles superior e inferior de nuestro ensamblaje.

3.2. DATOS NECESARIOS

3.2.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN

El historial de producción del pozo, donde consten la evaluación realizada a cada una de las arenas productoras y sus pruebas de restauración de presión de cada una de ellas.

3.2.2. PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN

De los Build Up determinaremos las presiones tanto de fondo fluyente como presión estática, presión de burbuja, daño de formación, etc.

3.2.3. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

(48)

31

3.2.4. PROFUNDIDAD DE LOS INTERVALOS PERFORADOS

La profundidad de los intervalos productores son muy necesarios ya que los fluidos producidos son los que enfrían al motor por ende si estamos ubicando el equipo de fondo por debajo de las perforaciones se necesitará de una camisa de refrigeración.

3.2.5. GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO

Se necesita determinar la gravedad específica del petróleo con el dato de API, además se necesita para determinar valores de viscosidad en algunas correlaciones.

3.2.6. TEMPERATURA DE FONDO DE POZO

Este dato nos ayuda a determinar los componentes adecuados en nuestros equipos de fondo ya que existen varios materiales con los cuales se ensamblan los equipos unos son más resistentes a las altas temperaturas que otros, las altas temperaturas pueden causarnos problemas en el sensor, motor y cable de potencia principalmente.

3.2.7. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

El índice de productividad es necesario para determinar la capacidad de producción de nuestro pozo conforme se va generando una caída de presión.

(49)

32 Dónde:

IP= Índice de productividad del pozo bls/día/psi

Qo= Caudal esperado (bls/día)

Ps= Presión del reservorio (psi)

Pwf= Presión de fondo fluyente (psi)

3.2.8. PROFUNDIDAD EN LA CARA DE FORMACIÓN.

Esta es la profundidad en el medio de la arena productora y se calcula sacando la media entre el tope y la base de los punzonados.

𝑀𝑝𝑝 = ℎ𝑡𝑜𝑝𝑒 + ℎ𝑏𝑎𝑠𝑒

2

Dónde:

Mpp= Profundidad en la cara de la formacion (pies).

htope= Profundidad a la que se encuentra la primera perforación en (pies).

hbase= Profundidad a la que se encuentra la última perforación (pies).

3.2.9. ALTURA DIFERENCIAL (∆H)

Es la diferencia entre las profundidades en la cara de la formación en relación a la profundidad del intake de la bomba.

∆𝐻 = 𝑀𝑝𝑝 − 𝑃𝑟𝑜𝑓 𝑖𝑛𝑡𝑎𝑘𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎.

Dónde:

Mpp= Profundidad en la cara de la formación productora (pies).

∆H= Altura diferencial (pies).

[7]

(50)

33

3.2.10. PRESIÓN DE ENTRADA A LA BOMBA PIP

La presión de entrada a la bomba es necesaria para determinar la sumergencia de la bomba dentro del fluido producido en el pozo, esta debe ser siempre que sea posible superior a la presión de burbuja para no tener problemas de obstrucción por gas en las bombas.

𝑃𝑖𝑝 = 𝑃𝑤𝑓 − (𝐴ℎ ∗ 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒)

𝑆𝑢𝑚𝑒𝑟𝑔𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 𝑃𝑖𝑝

0.433 ∗ 𝑆𝐺𝑜

Dónde:

SGo= Gravedad específica del petróleo

Pip= Presión de entrada a la bomba (psi)

3.2.11. ALTURA DINÁMICA TOTAL (TDH)

Figura 20. Componentes TDH

[9]

(51)

34 Se define como la altura de requiero levantar los fluidos para que estos lleguen a la estación de producción con ayuda de nuestra bomba eléctrica sumergible y se la determina de la siguiente manera:

𝑇𝐷𝐻 = ℎ𝑛 + 𝑝𝑓 + 𝑝𝑐

Dónde:

hn= Altura neta (pies)

pf= Pérdidas por fricción (pies)

pc= Presión de cabeza (pies)

3.2.12. ALTURA NETA

Para encontrar la altura neta utilizamos la siguiente ecuación:

𝑁𝑉𝐿 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑e 𝑙𝑎 𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 − 𝑁𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜

Figura 21. Altura vertical neta

[11]

(52)

35 La altura vertical neta es independiente de la profundidad de asentamiento de la bomba esto quiere decir que no cambia el valor de la altura vertical neta con la profundidad de la bomba, tampoco depende de la desviación de los pozos tanto para pozos verticales como direccionales la altura dinámica total no variará, esto lo podemos ver en la siguiente gráfica.

Figura 22. Altura vertical neta

Para transformar nuestra presión en distancia utilizamos la siguiente ecuación:

𝐻𝑓 = 𝑃𝑤𝑓 ∗ 2.31

0.8752

Dónde:

Hf= Altura de fluido (pies).

Pwf= Presión de fondo fluyente (psi)

3.2.13. PÉRDIDAS POR FRICCIÓN:

Fricción es una pérdida de energía (podemos contarla como una pérdida de presión) debido al corte viscoso de los fluidos cuando fluyen.

(53)

36 En un fluido, las moléculas son libres de moverse entre ellas, sin embargo puede haber alguna resistencia. Esta resistencia es debida a los esfuerzos de corte que deben vencerse.

Figura 23. Pérdidas por fricción

(Reda Shclumberger)

Cálculo de pérdidas por fricción lo podemos encontrar mediante gráficas:

Figura 24. Pérdidas por fricción en tubería

(54)

37 Con este método podemos calcular las pérdidas por fricción en diferentes diámetros de tubería tanto extrapolando como con la siguiente ecuación:

𝐹 =2.083 (

100 𝐶 )

1.852

∗ (_34.3)𝑄 1.852

𝐼𝑑4.8655

Dónde:

F= Perdidas por fricción en pies/1000pies

C=120

Q=Caudal (bpd)

Id=Diámetro interno de la tubería en (pulgadas)

3.2.14. PRESIÓN DE CABEZA.

La presión en los cabezales o Presión de descarga de la tubería de Producción, es la presión a la que descarga la tubería de producción del pozo

.

Figura 25. Presión de cabeza o presión en la tubería.

(55)

38

3.2.15. RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (RS)

El cálculo de la relación de solubilidad a determinada presión y temperatura las cuales tomaremos las condiciones del intake de la bomba se la puede calcular con la siguiente correlación de Glasso.

𝑅𝑠 = 𝑆𝐺𝑔 (𝑃𝑏

18∗

100.0125(𝐴𝑃𝐼)

100.0009(𝑇) )

1.2048

Dónde:

SGg= Gravedad específica del gas

P= Presión (psi)

T= Temperatura (F)

Pb= Punto de burbuja (psi)

3.2.16. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo).

Es la relación entre el volumen que ocupara un barril de yacimiento a condiciones normales y se lo puede obtener con la siguiente ecuación.

𝛽𝑜 = 0.972 + 0.000147 (𝑅𝑠 (𝑆𝐺𝑔

𝑆𝐺𝑜) + 1.25𝑇)

1.175

Dónde:

𝞫o= Factor volumétrico del petróleo (bls del yacimiento / bls normales)

SGg= Gravedad específica del gas

SGo= Gravedad específica del petróleo.

T= Temperatura F

[15]

(56)

39

3.2.17. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (Bg).

Se la calcula mediante la siguiente ecuación en la cual tenemos el factor Z que es la compresibilidad del gas, para encontrar este valor ingresaremos a la gráfica de standing con la presión y temperatura pseudoreducida.

𝛽𝑔 = 0.00504 𝑍𝑇_𝑃

Dónde:

𝞫g=Factor volumétrico del gas (pcy/pcn)

Z= Factor de compresibilidad del gas (Ad).

T= Temperatura del fondo del pozo (°R)

P= Presión (psi)

Presión y temperatura reducidas.

𝑃𝑠𝑟 = 𝑃

667 + 15 ∗ 𝑆𝐺𝑔 + 37.7 ∗ 𝑆𝐺𝑔2

𝑇𝑠𝑟 = 𝑇

168 + 325 ∗ 𝑆𝐺𝑔 − 12.5 ∗ 𝑆𝐺𝑔2

Dónde:

Psr= Presión pseudoreducida (psi)

Tsr= Temperatura pseudoreducida (°F)

SGg= Gravedad específica del gas.

3.2.18. GAS TOTAL

Para el cálculo del gas total utilizamos el valor de la relación gas petróleo en la siguiente ecuación:

𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐺𝑂𝑅 ∗ 𝐵𝑂𝑃𝐷

1000 (𝑀𝑃𝐶𝐷)

[19] [18] [17]

(57)

40

3.2.19. GAS EN SOLUCIÓN

Para el cálculo del gas en solución utilizamos el valor de la relación de solubilidad en la siguiente ecuación:

𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 = 𝑅𝑠 ∗ 𝐵𝑂𝑃𝐷

1000 (𝑀𝑃𝐶𝐷)

3.2.20. GAS LIBRE:

El gas libre es una resta entre el gas total menos el gas en solución como podemos observar en la siguiente ecuación:

𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝑔𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛

3.2.21. VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO

El volumen total de fluido es la cantidad de fluidos que manejará la bomba y para encontrar el valor nos ayuda la siguiente fórmula:

𝑉𝑡 = 𝑉𝑜 + 𝑉𝑔 + 𝑉𝑤

Dónde:

Vo= Volumen de petróleo (bls)

Vw= Volumen de agua (bls)

Vg= Volumen de gas (bls)

Para encontrar estos volúmenes utilizamos las siguientes ecuaciones:

𝑉𝑜 = 𝐵𝑂𝑃D ∗ 𝛽𝑜 (𝑏𝑜𝑝𝑑)

𝑉𝑤 = 𝐵𝑊𝑃𝐷 ∗ 𝛽𝑤 (𝑏𝑤𝑝𝑑)

𝑉𝑔 = 𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 ∗ 𝛽𝑔 (𝑏𝑔𝑝𝑑) [26]

[24] [21]

[22]

[23]

(58)

41

3.2.22. GAS LIBRE

Este valor se lo expresa en porcentaje y si es mayor al 10% tendremos que hacer uso de un separador de gas en nuestro equipo de fondo, este valor lo encontramos con la siguiente ecuación:

𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 =𝑉𝑔

𝑉𝑡 ∗ 100%

Dónde:

Vg= Volumen de gas (bls) Vt= Volumen total (bls)

3.3. SELECCIÓN DE LA BOMBA

Existen varios ensamblajes de bombas que nos pueden ayudar a vencer nuestra TDH para obtener nuestro fluido en superficie pero la selección optima de la bomba nos permite optimizar tanto operativa como económicamente.

3.3.1. NÚMERO DE ETAPAS

Para el cálculo del número de etapas que requiere nuestra bomba debemos determinar cuál es nuestro levantamiento por etapa (ft/etapa).

𝑁𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 = 𝑇𝐷𝐻

𝐶𝑎𝑏𝑒𝑧𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎

3.3.2. POTENCIA

Según el desempeño de la bomba obtenemos el valor de cuanta potencia requiere la bomba por etapa (hp/etapa), de esta manera podemos calcular la potencia total requerida por la bomba:

[27]

(59)

42

𝐻𝑝 = (𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠) ∗ (𝐻𝑝 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎)

3.3.3. MOTOR

La potencia que requiere la bomba más un 20 % por seguridad ya que el variador de frecuencia variable también consume potencia, existen varios tipos de motor y dependerá de la potencia que genere, el voltaje y el amperaje para su elección.

3.3.4. CARGA DEL MOTOR

La carga del motor refiere a la potencia que ocupa la bomba la cual es transmitida por el motor.

𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟 =ℎ𝑝𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎

ℎ𝑝𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟

3.3.5. CABLE DE POTENCIA

Para seleccionar el tipo de cable debemos tener en cuenta las condiciones a las que va a estar expuesto el mismo como son temperaturas, tipo de fluido del pozo, diámetro del revestimiento y longitud de cable esta debe por seguridad ser 150 pies mayor a la profundidad de la bomba.

Para el tamaño y tipo del cable tomaremos en cuenta la profundidad y la caída de voltaje.

4. DISEÑO DE LAS BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES

SUPERIOR E INFERIOR.

4.1. ARENA NAPO M2

Una vez que analizamos los resultados de las pruebas de restauración de presión obtenemos los siguientes parámetros:

[29]

(60)

43

Tabla 4. Condiciones de la arena M2

Cálculo del índice de productividad (IP)

Para el cálculo del índice de productividad utilizamos la ecuación:

𝐼𝑃 = 𝑞𝑜

(𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓)

𝐼𝑃 = 960

(2361.8 − 1530.3)

𝐼𝑃 = 1.15 𝑏𝑙𝑠/𝑑𝑖𝑎/𝑝𝑠𝑖

Caudal Máximo

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝐼𝑃(𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓)

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 1.15(2361.8 − 0)

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 2716.07 b𝑙𝑠

Tabla 5. Presiones a diferentes caudales.

Caudal (bls) PWF (psi)

2716.07 0

2141.07 500

1566.07 1000

991.07 1500

956.22 1530.3

416.07 2000

0 2361.8

Presión de fondo fluyente (pwf) 1530.3 psi

Presión estática 2361.8 psi

API 31.5°

bsw 4%

Caudal 960 bls

(61)

44

Figura 26. Gráfica del IPR

Con la densidad API calculamos la gravedad específica del crudo.

𝑆𝐺 = 141.5

131.5 + 𝐴𝑃𝐼

𝑆𝐺 = 141.5

131.5 + 31.5

𝑆𝐺 = 0.8680

Determinamos la gravedad específica de la mezcla crudo-agua, la gravedad específica del agua de formación del reservorio M2=1.05.

𝑆𝐺𝑚 = (𝑓𝑤 ∗ 𝛾𝑤 + 𝑓𝑜 ∗ 𝛾𝑜)

𝑆𝐺𝑚 = (0.04 ∗ 1.05 + 0.96 ∗ 0.8680)

𝑆𝐺𝑚 = 0.8752

Gradiente de presión del fluido

𝐺𝑓 = 0.8752 ∗ 0.433

𝐺𝑓 = 0.3789

Profundidad en la cara de la formación

𝑀𝑃𝑃 =7748 + 7760

2

𝑀𝑃𝑃 = 7754 𝑝𝑖𝑒𝑠

Diferencial de altura

∆ℎ = 7754 𝑝𝑖𝑒𝑠 − 7216 𝑝𝑖𝑒𝑠

∆ℎ = 538 𝑝𝑖𝑒𝑠

0 500 1000 1500 2000 2500

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

(62)

45 Presión de entrada a la bomba

𝑃𝐼𝑃 = 𝑃𝑤𝑓 − (𝐴ℎ ∗ 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒)

𝑃𝐼𝑃 = 1530.3 − (203.364)

𝑃𝐼𝑃 = 1326.45 p𝑠𝑖

Tabla 6. Presión de ingreso a la bomba

PWF (psi) Caudal (bls) PIP (psi)

2361.8 0 2157.95

2000 416.07 1796.15

1500 991.07 1296.15

1530 956.22 1326.45

1000 1566.07 796.15

500 2151.07 296.15

0 2716.07 -203.85

Figura 27. Presión de entrada de la bomba

Cálculos de gas.

Relación de solubilidad (Rs)

𝑅𝑠 = 0.9 (480

18 ∗

100.0125(31.5)

100.0009(204))

1.2048

𝑅𝑠 = 0.9 (93.07)

𝑅𝑠 = 83.76 𝑃𝐶𝑆/𝐵𝐿

-500 0 500 1000 1500 2000 2500

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

(63)

46 Factor volumétrico del petróleo.

𝛽𝑜 = 0.972 + 0.000147 (83.76 ( 0.9

0.8680) + 1.25(204))

1.175

𝛽𝑜 = 0.972 + 0.000147(86.84 + 255)1.175

𝛽𝑜 = 1.11 𝐵𝑌/𝐵𝑁

Factor volumétrico del gas

𝛽𝑔 = 0.00504 (0.71)(664)

2361.8

𝛽𝑔 = 0.001 𝑃𝐶𝑌/𝑃𝐶𝑁

Presión y temperatura reducidas.

𝑃𝑠𝑟 = 2361.8

667 + 15 ∗ 0.9 + 37.7 ∗ 0.92

𝑃𝑠𝑟 = 3.32 𝑃𝑠𝑖

𝑇𝑠𝑟 = 664

168 + 325 ∗ 0.9 − 12.5 ∗ 0.92

𝑇𝑠𝑟 = 1.474 °𝑅

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑍 = 0.71

Gas total

𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 100 ∗ 922

1000 (𝑀𝑃𝐶𝐷)

𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 92.2(𝑀𝑃𝐶𝑆)

Gas en solución

𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 = 83.76 ∗ 922

1000 (𝑀𝑃𝐶𝐷)

𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 = 77.23 (𝑀𝑃𝐶𝑆)

Gas libre:

𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 92.2 − 77.23

(64)

47 Volumen total de fluido

𝑉𝑡 = 1023.42 + 38 + 14.97

𝑉𝑡 = 1076.39 𝑏𝑙𝑠

Para encontrar estos volúmenes utilizamos las siguientes ecuaciones:

𝑉𝑜 = 922 ∗ 1.11

𝑉𝑜 = 1023.42 𝑏𝑙𝑠

𝑉𝑤 = 38 ∗ 1

𝑉𝑤 = 38 𝑏𝑙𝑠

𝑉𝑔 = 14.97 ∗ 0.001

𝑉𝑞 = 14.97 𝑃𝐶𝑆

Gas libre

𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 14.97

1076.39∗ 100%

𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 1.39%

Para el caso de la arena M1 no se necesita separador de gas ya que su gas libre es menor al 10 por ciento.

Cálculo de la altura dinámica total (TDH). Altura neta.

La profundidad a la que se encuentra nuestro sensor es de 7253 pies, donde nos marca una presión de fondo de 1530.3 Psi, para determinar la altura total necesitamos saber la presión de fondo fluyente a la cara de la formación productora M2, para ello determinamos la distancia entre el sensor y la formación.

∆h = Profundidad formación − Profundidad del sensor

∆ℎ = 7754 pies − 7253 pies

(65)

48 Una vez que tenemos esta distancia la convertimos en presión con la siguiente ecuación:

𝑃 = (∆ℎ ∗ 0.433 𝑃𝑠𝑖

𝑝𝑖𝑒𝑠∗ 𝑆𝐺𝑚)

𝑃 = (501 pies ∗ 0.433 𝑃𝑠𝑖

𝑝𝑖𝑒𝑠∗ 0.8752)

𝑃 = 189.86 𝑝𝑠𝑖

La presión a profundidad de formación será la siguiente:

𝑃𝑤𝑓 = 1530.3𝑃𝑠𝑖 + 189.86𝑃𝑠𝑖

𝑃𝑤𝑓 = 1720.16 𝑝𝑠𝑖

Calculamos la altura neta con la presión de fondo fluyente

𝐿𝑓 = 𝑃𝑤𝑓 ∗ 2.31

𝑆𝐺𝑚

𝐿𝑓 = 1720.16 ∗ 2.31

0.8752

𝐿𝑓 = 4540.18 𝑝𝑖𝑒𝑠

𝑁𝑉𝐿 = 7754 𝑝𝑖𝑒𝑠 − 4540.18 𝑝𝑖𝑒𝑠

𝑁𝑉𝐿 = 3213.82 𝑝𝑖𝑒𝑠

Pérdidas por fricción en la tubería de 5 ½ pulgadas.

Para determinar las pérdidas por fricción en la tubería existen varios métodos en nuestro caso utilizaremos la ecuación de Hasen Williams.

𝑓 =2.083(

100

𝐶 )1.852(34.3)𝑄 1.852

𝐼𝐷4.8655

𝑓 =2.083(

100

120)1.852(34.3)960 1.852

(5.012)4.8655

𝑓 = 0.2792 𝑝𝑖𝑒𝑠/1000 𝑝𝑖𝑒𝑠

𝑃𝑓 =7754

1000∗ 0.2792

(66)

49 A mayor diámetro de tubería hay menos pérdidas por fricción, aunque no siempre es recomendable utilizar tubería de mayor diámetro aunque reducen las pérdidas por fricción generan problemas como suspensión de sólidos. Presión de cabeza.

En nuestro caso la presión que nos ayuda a ingresar el pozo hacia el tratamiento en la estación es de 120 Psi

Transformamos esta presión en cabeza:

𝑊𝑒𝑙𝑙ℎ𝑒𝑎𝑑 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 120 ∗ 2.31

0.8752

𝑊𝑒𝑙𝑙ℎ𝑒𝑎𝑑 𝑝𝑖𝑒𝑠 = 316.73 pies

Por último calculamos la Altura dinámica total (TDH).

𝑇𝐷𝐻 = 3213.82 𝑝𝑖𝑒𝑠 + 2.1649 𝑝𝑖𝑒𝑠 + 316.73 𝑝𝑖𝑒𝑠

𝑇𝐷𝐻 = 3532.72 𝑝𝑖𝑒𝑠

(67)

50

4.1.1.1. BOMBA D950

Figura 28. Curva de eficiencia de la bomba D950

Datos

Head = 20.5 pies/etapa Potencia= 0.23 hp/etapa Eficiencia= 61.5%

Cálculo del número de etapas

𝑁°𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 = 𝑇𝐷𝐻

𝐻𝑒𝑎𝑑

𝑁°𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =3532.72

20.5

𝑁°𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 = 172

61.5

0.23

(68)

51

Figura 29. Etapas máximas serie 400

En este caso se instalarían dos bombas en tándem una de 78 etapas ARZ carbón Steel y una de 94 etapas ARZ carbón Steel, las cuales suman las 172 etapas que necesitamos.

Potencia requerida

𝐻𝑝 = 𝑁° 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 ∗ ℎ𝑝/𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎 ∗ 𝑆𝐺𝑚

𝐻𝑝 = 172 ∗ 0.23 ∗ 0.8752