ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA

OPTIMIZACIÓN DE OPERACIÓN DE POZOS CON BOMBEO

ELECTRO SUMERGIBLE EN EL CAMPO SHUSHUFINDI MEDIANTE

CURVAS DE LA BOMBA VS CURVA DEL SISTEMA Y ANÁLISIS

NODAL

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL GRADO DE MAGÍSTER EN SISTEMAS DE TRANSPORTE DE PETRÓLEO Y DERIVADOS

Ing. MAURO GEOVANNY SARANGO SÁNCHEZ, MSc [email protected]

DIRECTOR: Ing. RAÚL ARMANDO VALENCIA TAPIA, MSc [email protected]

DECLARACIÓN

Yo Mauro Geovanny Sarango Sánchez, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el Ing. Mauro Geovanny Sarango Sánchez, bajo mi supervisión.

Ing. Raúl Armando Valencia Tapia, MSc. DIRECTOR DE TESIS

AGRADECIMIENTOS

Expreso mis más sinceros agradecimientos, al Ingeniero Raúl Valencia, director de tesis.

A la Facultad de Ingeniería Mecánica, en especial a todos sus ingenieros que la conforman, gracias por compartir sus conocimientos.

DEDICATORIA

A DIOS, por hacer de esto una realidad y a mi familia que siempre está conmigo, en especial a mis hermanos, hermanas y sobrinas.

CONTENIDO

ÍNDICE DE TABLAS……….. XIV

GLOSARIO DE TÉRMINOS UTILIZADOS……… XVII

RESUMEN………... XX

PRESENTACIÓN……… XXII

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI 1

1.1.- EVOLUCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI………... 1

1.2.- UBICACIÓN……….. 2

1.3.- ESTRUCTURA DEL CAMPO……… 3

1.4.- LITOLOGÍA DE ARENAS PRODUCTORAS……….. 4

1.4.1.- ARENISCA “U”………..………. 4

1.4.2.- ARENISCA “T”……….…,………. 4

1.5.- CARACTERÍSTICAS DE LOS CRUDOS………..………… 5

1.6.- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS……… 5

1.7.- PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS……….… 6

1.8.- TIPOS DE EMPUJE EN EL CAMPO SHUSHUFINDI………. 7

1.8.1.- RESERVORIO “BASAL TENA”………..………… 7

1.8.2.- RESERVORIO “U SUPERIOR”……….. 7

1.8.3.- RESERVORIO “U”………..……….. 7

1.9.- PRODUCCIÓN DEL CAMPO……….... 8

CAPÍTULO 2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE Y MODELOS MATEMÁTICOS UTILIZADOS EN UN ANÁLISIS NODAL……… 9

2.1.- ELEMENTOS DE SUPERFICIE……… 10 2.1.1.- VARIADOR DE FRECUENCIA………….………. 10 2.1.2.- TRANSFORMADOR………. 11 2.1.3.- CAJA DE VENTEO……….……….. 11 2.2.- ELEMENTOS DE FONDO……….………. 12 2.2.1.- CABLE DE POTENCIA……….………... 12 2.2.2.- POTHEAD………..………. 12 2.2.3.- BOMBA……….……….. 13 2.2.3.1.- FUNCIONAMIENTO……….. 14

2.2.3.2.- TIPOS DE BOMBAS DE ACUERDO AL EMPUJE………...…… 16

2.2.4.- SECCIÓN DE ENTRADA O INTAKE………. 17

2.2.4.1.- APLICACIÓN DE LAS ENTRADAS DE LA BOMBA O INTAKES Y SEPARADORES DE GAS………,,,. 18

2.2.5.- PROTECTOR………..………... 20

2.2.5.1.- CÁMARA TIPO LABERINTO……… 20

2.2.5.2.- SELLO POSITIVO O BOLSA DE GOMA...……… 21

2.2.6.- MOTOR………..………. 22

2.2.7.- SENSOR DE FONDO………..………. 24

2.3.- VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA BES……….. 25

2.3.1.- VENTAJAS……….……… 25

2.3.2.- DESVENTAJAS………..………... 25

2.4.- MÉTODOS MATEMÁTICOS PARA ANÁLISIS NODAL……….... 26

2.4.1.- PROCESO DE PRODUCCIÓN………... 26

2.4.1.1.- RECORRIDO DE LOS FLUIDOS EN EL SISTEMA……….… 27

2.4.1.1.1.-YACIMIENTO………...……… 27

2.4.1.1.3.-POZO………..………... 28

2.4.1.1.4.-LÍNEA DE FLUJO SUPERFICIAL………. 29

2.4.2.- ANÁLISIS NODAL………... 30

2.4.2.1.- CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA……… 30

2.4.2.1.1.- IPR (INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIPS)...……… 31

2.4.2.1.2.- FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS………...………… 32

2.4.2.1.2.1.- FLUJO DE FLUIDOS EN EL POZO Y EN LA LÍNEA DE FLUJO 32 2.4.2.1.2.2.-ALGORITMO PARA CALCULAR LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN DEL FLUIDO………... 32

2.4.2.1.2.3.- CURVAS DE GRADIENTE DE PRESIÓN……...………... 34

2.4.3.- PROCEDIMIENTO PARA CÁLCULO DE CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE BOMBA……….. 36

CAPÍTULO 3 ANÁLISIS DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS CON BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE……… 44

3.1.- ANÁLISIS DE TENDENCIAS DE VARIABLES DE OPERACIÓN…….... 44

3.1.1.- POZO SHUSHUFINDI 35……….……... 46 3.1.2.- POZO SHUSHUFINDI 36………..………... 47 3.1.3.- POZO SHUSHUFINDI 46………..………... 48 3.1.4.- POZO SHUSHUFINDI 56………..………... 49 3.1.5.- POZO SHUSHUFINDI 67………..………... 50 3.1.6.- POZO SHUSHUFINDI 128D……….………... 51 3.1.7.- POZO SHUSHUFINDI 132D……….………... 52 3.1.8.- POZO AGUARICO 12D………..………... 53

3.2.- ANÁLISIS DE TENDENCIAS DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN.… 54 3.2.1.- POZO SHUSHUFINDI 35………..……... 54

3.2.2.- POZO SHUSHUFINDI 36………..……... 55

3.2.3.- POZO SHUSHUFINDI 46………... 56

3.2.5.- POZO SHUSHUFINDI 67………..…………... 58

3.2.6.- POZO SHUSHUFINDI 128D……….…... 59

3.2.7.- POZO SHUSHUFINDI 132D………....…... 60

3.2.8.- POZO AGUARICO 12D……….…... 61

CAPÍTULO 4 PROPUESTA TÉCNICA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE MEDIANTE CURVA DE LA BOMBA VS CURVA DEL SISTEMA Y ANÁLISIS NODAL……….. 63 4.1.- ANÁLISIS DE CURVAS DE BOMBA Y CURVA DEL SISTEMA……….. 63

4.1.1.- POZO SHUSHUFINDI 35…….………... 64 4.1.2.- POZO SHUSHUFINDI 36……….………... 66 4.1.3.- POZO SHUSHUFINDI 46……….………... 68 4.1.4.- POZO SHUSHUFINDI 56……….………... 69 4.1.5.- POZO SHUSHUFINDI 67……….………... 71 4.1.6.- POZO SHUSHUFINDI 128D………..………... 72 4.1.7.- POZO SHUSHUFINDI 132D………..………... 73 4.1.8.- POZO AGUARICO 12D………..………... 76 4.2.- ANÁLISIS NODAL……….………... 78 4.2.1.- POZO SHUSHUFINDI 35………,………... 78 4.2.2.- POZO SHUSHUFINDI 36……….………... 79 4.2.3.- POZO SHUSHUFINDI 46……….………... 80 4.2.4.- POZO SHUSHUFINDI 56……….………... 81 4.2.5.- POZO SHUSHUFINDI 67……….………... 82 4.2.6.- POZO SHUSHUFINDI 128D………... 83 4.2.7.- POZO SHUSHUFINDI 132D………... 84 4.2.8.- POZO AGUARICO 12D………..………... 85 4.3.- ANÁLISIS ECONÓMICO……….……… 86

4.3.1.- COSTO PARA MANTENER PRODUCCIÓN………..……… 87

4.3.3.- EGRESOS…………..……… 88

4.3.4.- VALOR ACTUAL NETO………..………. 89

4.3.5.- TASA INTERNA DE RETORNO……….……….………... 90

4.3.6.- TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN………….…….…. 91

4.3.6.1.- TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN POZO SSF 35 91 4.3.6.2.- TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN POZO SSF 132D………. 92 CAPITULO 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……… 93 5.1.- CONCLUSIONES GENERALES……… 93 5.1.1.- CONCLUSIONES DE POZOS………..……….. 94 5.2.- RECOMENDACIONES………..……….. 96 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……… 98 ANEXOS……….. 101

ANEXO 1.- CÁLCULO DE ANÁLISIS NODAL CON SOTFWARE PIPE SIM.. 102

ANEXO 2.- CÁLCULO CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE LA BOMBA.. 108

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA1.1.- UBICACIÓN………...……….. 2

FIGURA1.2.- ESTRUCTURA DEL CAMPO………..………. 3

FIGURA 2.1.- COMPONENTES DEL SISTEMA BES….………..………... 10

FIGURA 2.2.- DIAGRAMA DE BLOQUES DE VSD……….…. 11

FIGURA 2.3.- POTHEAD………...……… 13

FIGURA 2.4.- BOMBA ELECTRO SUMERGIBLE,,,,,……...……… 14

FIGURA 2.5.- ETAPA DE BOMBA………... 15

FIGURA 2.6.- CURVA DE LA BOMBA……… 15

FIGURA 2.7.- TIPOS DE BOMBAS DE ACUERDO AL EMPUJE……..……… 16

FIGURA 2.8.- ENTRADA A LA BOMBA O INTAKE SIMPLE……….. 17

FIGURA 2.9.- SEPARADOR DE GAS………...….. 18

FIGURA 2.10.- SEPARADOR DINÁMICO……….………...……. 19

FIGURA 2.11.- CÁMARA TIPO LABERINTO………....……… 21

FIGURA 2.12.- SELLO DE BOLSA DE GOMA…………..……… 22

FIGURA 2.13.- MOTOR………...……….. 23

FIGURA 2.14.- SENSOR DE FONDO………...……….. 24

FIGURA 2.15.- UNIDAD DE MONITOREO………..……….. 24

FIGURA 2.16.- NODOS DEL SISTEMA………..…………... 27

FIGURA 2.17.- MOVIMIENTO DE FLUIDOS EN EL YACIMIENTO………….. 28

FIGURA 2.18.- PERFIL DE PRESIÓN DEL SISTEMA……….… 29

FIGURA 2.19.- CURVA DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA…….….…. 30

FIGURA 2.20.- CURVAS DE GRADIENTE DE PRESIÓN……..……… 35

FIGURA 3.1.- INCREMENTO DE NIVEL DE FLUIDO POR ORIFICIO EN TUBERIA DE PRODUCCIÓN………..………. 45

FIGURA 3.2.- PARÁMETROS POZO SSF 35……… 46

FIGURA 3.3.- PARÁMETROS POZO SSF 36………..……. 47

FIGURA 3.5.- PARÁMETROS POZO SSF 56………..………. 49

FIGURA 3.6.- PARÁMETROS POZO SSF 67………..………. 50

FIGURA 3.7.- PARÁMETROS POZO SSF 128D………. 51

FIGURA 3.8.- PARÁMETROS POZO SSF 132D……….………. 52

FIGURA 3.9.- PARÁMETROS POZO AGU 12D……….………….. 53

FIGURA 3.10.- PRUEBAS DE PRODUCCION POZO SSF 35……….... 54

FIGURA 3.11.- PRUEBAS DE PRODUCCION POZO SSF 36……….. 55

FIGURA 3.12.- PRUEBAS DE PRODUCCION POZO SSF 46………. 56

FIGURA 3.13.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO SSF 56……….. 57

FIGURA 3.14.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO SSF 67……….. 58

FIGURA 3.15.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO SSF 128D……… 59

FIGURA 3.16.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO SSF 132D……… 60

FIGURA 3.17.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO AGU 12D……… 61

FIGURA 4.1.- CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE LA BOMBA SSF 35…. 66 FIGURA 4.2.- CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE LA BOMBA SSF 36…. 67 FIGURA 4.3.- CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE LA BOMBA SSF 46.... 69

FIGURA 4.4.- CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE LA BOMBA SSF 56…. 70 FIGURA 4.5.- CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE LA BOMBA SSF 67…. 72 FIGURA 4.6.- CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE LA BOMBA SSF 128D 73 FIGURA 4.7.- CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE LA BOMBA SSF 132D 76 FIGURA 4.8.- CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE LA BOMBA AGU 12D. 77 FIGURA 4.9.- ANÁLISIS NODAL SSF 35………...……… 79

FIGURA 4.10.- ANÁLISIS NODAL SSF36……..………... 80

FIGURA 4.11.- ANÁLISIS NODAL SSF 46………..……….. 81

FIGURA 4.12.- ANÁLISIS NODAL SSF 56………..……….. 82

FIGURA 4.13.- ANÁLISIS NODAL SSF 67………..……….. 83

FIGURA 4.14.- ANÁLISIS NODAL SSF 128D………..………. 84

FIGURA 4.15.- ANÁLISIS NODAL SSF 132D………..………. 85

FIGURA 4.17.- TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE INVERSIÓN POZO SSF

35……… 92

FIGURA 4.18.- TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN DEL POZO SSF-132D……….……… 92

FIGURA A1.1.- MODELO ESP DESIGN………. 102

FIGURA A1.2.- INGRESO DE DATOS EN BLACK OIL PROPERTIES……… 103

FIGURA A1.3.- INGRESO DE DATOS PVT………... 103

FIGURA A1.4.- INGRESO DE DATOS RESERVORIO……… 104

FIGURA A1.5.- CONFIGURACIÓN DE POZO……….. 104

FIGURA A1.6.- DATOS GEOTERMALES……….. 105

FIGURA A1.7.- CONFIGURACION DE ESTADO MECÁNICO DE POZO…… 105

FIGURA A1.8.- EQUIPO DE FONDO……….. 106

FIGURA A1.9.- DETALLE DE EQUIPO DE FONDO……… 106

FIGURA A1.10.- SIMULACIÓN DE CONDICIONES DE OPERACIÓN………. 107

FIGURA A1.11.- ANÁLISIS NODAL………. 107

FIGURA A2.1.- CÁLCULO DE CURVAS INFLOW Y OUTFLOW SIN BES….. 108

FIGURA A2.2.- CURVAS INFLOW Y OUTFLOW………. 108

FIGURA A2.3.- CURVAS INFLOW Y OUTFLOW CON LINEAS DE TENDENCIA……….... 109

FIGURA A2.4.- CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE LA BOMBA………... 112

FIGURA A3.1.- POZO SSF 35……….. 113

FIGURA A3.2.- POZO SSF 36………..………… 114

FIGURA A3.3.- POZO SSF 46………..………… 115

FIGURA A3.4.- POZO SSF 56………..……… 116

FIGURA A3.5.- POZO SSF 67………..……… 117

FIGURA A3.6.- POZO SSF 128D……….…………... 118

FIGURA A3.7.- POZO SSF 132D……….………... 119

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1.1.- CARACTERÍSTICAS DE LOS CRUDOS………..……. 5

TABLA 1.2.- PARÁMETROS PETROFÍSICOS……….………….. 6

TABLA 1.3.- MÉTODOS DE PRODUCCIÓN……….……….. 9

TABLA 3.1.- PARÁMETROS DE OPERACIÓN POZO SSF 35………. 46

TABLA 3.2.- PARÁMETROS DE OPERACIÓN POZO SSF 36……… 47

TABLA 3.3.- PARÁMETROS DE OPERACIÓN POZO SSF 46………. 48

TABLA 3.4.- PARÁMETROS DE OPERACIÓN POZO SSF 56………. 49

TABLA 3.5.- PARÁMETROS DE OPERACIÓN POZO SSF 67……… 50

TABLA 3.6.- PARÁMETROS DE OPERACIÓN POZO 128D………..….. 51

TABLA 3.7.- PARÁMETROS DE OPERACIÓN POZO 132D………..….. 52

TABLA 3.8.- PARÁMETROS DE OPERACIÓN POZO AGU 12D………….... 53

TABLA 3.9.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO SSF 35……….. 54

TABLA 3.10.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO SSF 36……… 55

TABLA 3.11.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO SSF 46……… 56

TABLA 3.12.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO SSF 56……… 57

TABLA 3.13.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO SSF 67……… 58

TABLA 3.14.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO 128D……… 59

TABLA 3.15.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO SSF 132D……….. 60

TABLA 3.16.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POZO AGU 12D……… 61

TABLA 4.1.- PROPIEDADES DE YACIMIENTO, FLUIDO Y COMPLETACIÓN SSF 35………... 64

TABLA 4.2.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO SSF 35………..……….. 64

TABLA 4.3.- PROPIEDADES DE YACIMIENTO, FLUIDO Y COMPLETACIÓN SSF 36………... 66

TABLA 4.4.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO SSF 36………..……….. 67

TABLA 4.5.- PROPIEDADES DE YACIMIENTO, FLUIDO Y

COMPLETACIÓN SSF 46………... 68

TABLA 4.6.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

SSF 46……….... 68

TABLA 4.7.- PROPIEDADES DE YACIMIENTO, FLUIDO Y

COMPLETACIÓN SSF 56………... 69

TABLA 4.8.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

SSF 56………..….. 70

TABLA 4.9.- PROPIEDADES DE YACIMIENTO, FLUIDO Y

COMPLETACIÓN SSF 67………... 71

TABLA 4.10.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

POZO SSF 67……….……….. 71

TABLA 4.11.- PROPIEDADES DE YACIMIENTO, FLUIDO Y

COMPLETACIÓN SSF 128D……….. 72

TABLA 4.12.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

SSF 128D……….………... 73

TABLA 4.13.- PROPIEDADES DE YACIMIENTO, FLUIDO Y

COMPLETACIÓN SSF 132D……….. 74

TABLA 4.14.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

SSF 132D……….………... 74

TABLA 4.15.- PROPIEDADES DE YACIMIENTO, FLUIDO Y

COMPLETACIÓN AGU 12D………... 76

TABLA 4.16.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

AGU 12D……….………... 77

TABLA 4.17.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

SSF 35……… 78

TABLA 4.18.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

SSF 36…………...………. 79

TABLA 4.19.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

TABLA 4.20.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

SSF 56……… 81

TABLA 4.21.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

SSF 67……… 82

TABLA 4.22.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

SSF 128D………... 83

TABLA 4.23.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

SSF 132D………... 84

TABLA 4.24.- PROPUESTA OPERATIVA DE OPTIMIZACIÓN DE POZO

AGU 12D……… 85

TABLA 4.25.- COSTO DE LIMPIEZA BES CON CTU………...………… 87

TABLA 4.26.- COSTO DE BOMBEO JP1………..………….. 87

TABLA 4.27.- CÁLCULO DE INGRESOS Y EGRESOS POZO SSF-35……. 88

TABLA 4.28.- CÁLCULO DE INGRESOS Y EGRESOS POZO SSF-132D… 89

TABLA 4.29.- V.A.N Y T.I.R POZO SSF-35……….…………... 90

TABLA 4.30.- V.A.N Y T.I.R POZO SSF-132D………..……… 91

TABLA A2.1.- TABLA DE LAS CURVAS INFLOW Y OUTFLOW….……..….. 109

TABLA A2.2.- CURVA DEL SISTEMA PARA CAUDALES ESTIMADOS….. 111

TABLA A2.3.- CURVA DE LA BOMBA, RANGO DE LA BOMBA Y

GLOSARIO DE TÉRMINOS UTILIZADOS

° API Grado API del petróleo

AGH Separador de gas

AGU Aguarico

AMP Amperios

BAPD Barriles de agua por día

BES Bombeo electro sumergible

BF Barriles fiscales

Bls Barriles

B´UP Prueba de restauración de presión

BFPD Barriles de fluido por día

BPPD Barriles de petróleo por día

BSW Corte de agua

BY Barriles a condiciones de yacimiento

CTU Unidad de Coiled Tubing

E Este

F Frecuencia

°F Grados Fahrenheit

FMT Flujo multifásico en tubería

Ft Pies

GEg Gravedad específica del gas

GEw Gravedad específica del agua

GOR Relación gas petróleo

H Altura

Hz Hertz

HP Horse Power

H2S Ácido sulfúrico

I Corriente

IPR Inflow performance reservoir

JP1 Solvente

Km Kilómetros

KVA Kilo voltio amperio

M Millón

md milidarcies

N Norte

O Oeste

PC Presión de cabeza

P INTK Presión de intake

PM Presión de manifold

PS Presión de separador

Ppm Partes por millón

PSC Pies cúbicos estándar

Psi Libras por pulgada cuadrada

Pwfs Presión de fondo estática

QL Caudal del fluido

RGL Relación gas liquido

RPG Relación gas petróleo

re Radio de drenaje

rw Radio del pozo

S Sur

SCF Pies cúbicos fiscales

SSF Shushufindi

STB Barriles estándar

T Arena T

TF Temperatura de formación

Ti Arena T inferior

TIR Tasa interna de retorno

U Arena U

Us Arena “U” superior

USD United State Dollar

VAN Valor actual neto

V Voltio

RESUMEN

El presente estudio analiza los parámetros de monitoreo de equipo de subsuelo y parámetros de producción con el fin de obtener las curvas del sistema y curvas de la bomba, para diagnosticar los problemas existentes y optimizar la operación en los pozos con bombeo electro sumergible del Campo Shushufindi. El estudio en mención es aplicado a pozos que están en producción con problemas de caída de fluido producido, caída de presión de cabeza, incremento de la presión de entrada a la bomba (intake) y con bajo aislamiento.

Para lo cual se consideró el comportamiento de los pozos seleccionados analizando pruebas de producción y parámetros de monitoreo y el forecast del mes de febrero del 2013. Resultado de esto los pozos Shushufindi: 35, 36, 46, 56, 67, 128D, 132D y Aguarico 12D fueron tomados en consideración para optimizar su operación, mediante las curvas del sistema vs curva de la bomba y análisis nodal.

El campo Shushufindi está conformado por las estructuras Shushufindi, Aguarico y Drago. Estas estructuras tienen por arenas productoras: “U”, “T”, “BT” y “Hs”; yacimientos que están sustentados por mecanismo de empuje volumétrico e hidráulico lateral, que ocasiona la alta producción de agua que es corrosiva e incrustante, situación que ocasiona problemas de orificios en tubería, restricciones en la tubería de producción, taponamiento de la entrada de la bomba (intake), situaciones que repercuten en problemas operativos tales como: Incremento de presión, baja en presión de cabeza, incremento en las temperaturas de entrada a la bomba (intake) y motor.

Con el fin de reducir los problemas operativos y las pérdidas de producción se diagnostica los problemas existentes en los pozos del campo Shushufindi, mediante el análisis de las curvas del sistema y curva de la bomba, tendencias de los parámetros

de producción, monitoreo, datos de pruebas de restauración de presión B’UP, propiedades PVT, condiciones mecánicas y de yacimiento, que permiten optimizar la operación.

Por medio de los análisis realizados de los parámetros de producción, monitoreo de fondo, curva del sistema vs curva de la bomba, análisis nodal, se determina los problemas operacionales que existen en los pozos y por tanto las acciones a tomar. De estos análisis los pozos SSF-46 y SSF-67; presentaron hueco en tubería, SSF-36 presenta problema de obstrucción por escala, y los pozos; 35, 56 y SSF-132D, operan en Down thrust y están sobre dimensionados, en cambio el pozo AGU-12D opera en Up thrust y esta sub dimensionado, y el SSF-128D está operando con normalidad.

El análisis económico evalúa la rentabilidad de optimizar la operación de los pozos de bombeo electro sumergible, para lo cual se incrementa la frecuencia en los pozos SSF-35 y SSF-132D, con los que se obtuvo una rentabilidad económica favorable después del incremento realizado.

Finalmente se establecen conclusiones y recomendaciones que permitirán optimizar las condiciones de operación en pozos que cumplen con parámetros estables de fondo y producción.

El estudio se realizó en unidades inglesas porque la información que se encuentra en el campo y la bibliografía se encuentra en este tipo de unidades.

PRESENTACIÓN

La mayoría de los pozos productores de petróleo de sistema de bombeo electro sumergible, no cuentan con un estudio que optimice las condiciones de operación, que permita evitar problemas en la operación como: altas temperatura de intake, alta temperatura de motor, incrementos en la presión de intake, factores que causan perdida de producción. Teniendo en cuenta este precedente se plantea la realización del análisis de la operación de los pozos mediante la tendencia de parámetros de monitoreo, con el fin de diagnosticar los problemas existentes en la operación con el objetivo de establecer acciones a realizar para solucionar las falencias detectadas. Puntos de operación de curvas de la bomba y curva del sistema y análisis nodal, analiza las condiciones de operación desde el fondo hasta el cabezal del pozo. Para controlar esta problemática se realiza el estudio “Optimización de operación de pozos con bombeo electro sumergible en el campo Shushufindi mediante curva de la bomba vs curva del sistema y análisis nodal“, que consta de cinco capítulos que se describen a continuación:

El primer capítulo consta de la ubicación y estructura del campo Shushufindi, detallando las características de los yacimientos, litología, tipos de empuje de las arenas productoras. Así también la producción de petróleo y agua, propiedades de los fluidos.

La descripción del sistema de bombeo electro sumergible, fundamentos teóricos de la curva de inflow y outflow, modelos matemáticos para calcular la construcción de la curva de la bomba vs la curva del sistema y análisis nodal, se trata en el capítulo dos.

En el capítulo tres se analizan las condiciones de operación de los pozos seleccionados para el estudio, realizando tendencias de pruebas de producción vs tiempo. Parámetros de monitoreo de pozo vs tiempo, con las cuales se establece el estado del pozo.

El Capítulo cuatro consta del análisis completo de las curvas del sistema vs la curva de la bomba, análisis nodal, condiciones actuales de operación de los pozos, identificando los problemas existentes en los pozos y las acciones correctivas a tomar para optimizar la operación, además se realiza el análisis económico a los pozos que cumplan condiciones para incrementar la producción .

Las conclusiones y recomendaciones más importantes para optimizar la operación mediante la curva del sistema y análisis nodal para los pozos que son objeto del estudio se presentan en el capítulo cinco.

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO

SHUSHUFINDI

El campo Shushufindi está conformado por las estructuras Shushufindi-Aguarico y Drago. En el campo Shushufindi se encuentran ubicados los pozos Shushufindi 35, Shushufindi 36, Shushufindi 46, Shushufindi 56, Shushufindi 67, Shushufindi 128D, Shushufindi 132D y Aguarico 12D, pozos que tienen instalado el sistema de levantamiento artificial por bombeo electro sumergible y presentan problemas de operación particulares, que permiten analizar los parámetros de monitoreo, parámetros de producción con el fin de conocer el comportamiento de los pozos con la finalidad de diagnosticar la causa de estos y por ende tomar acciones correctivas resultados del diagnóstico.

1.1.- EVOLUCIÓN DEL CAMPO SHUSHUFINDI

El campo fue descubierto en 1969 con el pozo Shushufindi 1, cuya perforación arranco el 4 de Diciembre de 1968 y alcanzo una profundidad de 9772 pies. Las pruebas efectuadas a partir del 10 de Enero de 1969, resultaron con 2621 BPPD de 32.5° API y 2496 BPPD de 26.6 °API de los reservorios “T” y ”U” respectivamente.

Presentando reservas probadas de 1590 millones de barriles, que representan el 21.5% de total reservas de la cuenca oriente, su producción total equivale al 35% del

total producido en el país, entrado en su etapa de madurez, tras producir sobre los 100 mil barriles diarios hasta Abril del año 1994, cuando inicia un descenso sostenido. En la actualidad el campo Shushufindi se encuentra con una producción diaria de alrededor de 60000 BPPD.

1.2.- UBICACIÓN

El campo Shushufindi, se encuentra ubicado en las provincias de Orellana y Sucumbíos al Nororiente de la Región Amazónica, entre los meridianos 76 y 77 y entre la línea equinoccial y el paralelo Sur 1; aproximadamente a 250 Km en dirección sureste de la ciudad de Quito; al Sur del Campo Atacapi, suroeste del Área Libertador y al Noreste del Área Sacha como se ve en la figura 1.1.

1.3.- ESTRUCTURA DEL CAMPO

La estructura del Área Shushufindi corresponde a la Cuenca Cretácica Napo Media a Superior, estructuralmente es un anticlinal asimétrico fallado de bajo relieve de 30 Km de largo en dirección Norte-Sur y un eje secundario en dirección Este - Oeste de 7 Km de ancho con un área estimada de 43200 acres y con un cierre vertical de 370 pies. Su flanco occidental está limitado por un sistema de fallas transcurrentes.

Las mayores pendientes estructurales están asociadas con el flanco oriental de la estructura, mientras que los límites Norte y Sur, y el flanco Oeste posee menos de un grado de inclinación.

El anticlinal del campo tiene una orientación N-S y tres culminaciones principales: dos dentro de lo que se conoce como anticlinal Shushufindi y una tercera denominada Aguarico, dispuesta en dirección NO-SE, su flanco oriental está limitado por un sistema de fallas, las mismas que son parte de una gran estructura en flor indicada en la figura 1.2, de raíz muy profunda. A la base de la caliza “A”, tiene una longitud aproximada de 33 Km y un ancho de entre 6 y 7 Km.

Su máximo cierre estructural se ubica en el alto Shushufindi Sur con 371 pies, le sigue el alto Shushufindi Norte con 341 pies.

1.4.- LITOLOGÍA DE ARENAS PRODUCTORAS

Las principales arenas productoras de las que se produce son las areniscas “U”, “T” y “G-2” o “Us”, pertenecientes a la formación Napo, siendo las de mayor importancia las areniscas “Ui” y “Ti”, las cuales se caracterizan por su alta porosidad y permeabilidad, especialmente en el sector central de la estructura. Entre los yacimientos secundarios incluyen las areniscas “Us” (antes denominada “G-2”), “Ts” y “Basal Tena” que se presenta en forma lenticular en determinados sectores del área.

1.4.1.- ARENISCA “U”21

Es una arenisca cuarzosa, con presencia ocasional de feldespatos y fragmentos líticos. Entre los minerales accesorios se describen circon, muscovita y glauconita. La caolinita es la arcilla predominante.

La porosidad descrita es intergranular y ocasionalmente intragranular por disolución de los feldespatos. Tiene una porosidad promedio de alrededor del 19%.

1.4.2.- ARENISCA “T” 21

Es de grano medio a grueso con ocasionales finos, similar a “U”, con idénticos minerales accesorios. La matriz es caolinita y en menor proporción clorítica. La porosidad igual que en “U” es intergranular y esporádicamente intragranular con un valor promedio del 18%.

La zona con mejores valores de permeabilidad y porosidad se ubica generalmente a la base de la arenisca.

1.5.- CARACTERÍSTICAS DE LOS CRUDOS

En la tabla 1.1 se indica el grado API y el porcentaje de azufre del crudo que contienen los reservorios “U” y “T”, pertenecientes al campo Shushufindi.

Tabla 1.1.- Características de los crudos21

RESERVORIO “U” “T”

° API 24 – 31 26 – 32

% Azufre 1.10 – 1.22 0.52 – 0.64

En resumen, el crudo del yacimiento “T” es de mejor calidad que el de “U”, y a su vez, el crudo de “U” superior tiene mejores característica con menor contenido de Níquel y Vanadio, que el de “U” principal.

1.6.- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Las características y propiedades principales de los fluidos de las formaciones productoras están descritas en la tabla 1.2, donde se indica presión inicial de burbuja, temperatura de formación, GOR, factor volumétrico del petróleo, salinidad del agua de formación y gravedad especifica del gas mediante las presiones se identifica que los yacimientos son del tipo sub saturados.

Tabla 1.2.- Parámetros petrofísicos 9

PARÁMETRO

YACIMIENTO

“G-2” “U” “T”

Presión inicial, Pi (psi) 3860 3867 4050 Presión de burbuja, Pb (psi) 1264 1264 1058 Temperatura de formación Tf(°F) 195 198 200 Relación gas petróleo, GOR (PCS/BF) 320 233 383 Factor volumétrico inicial de petróleo, Boi (BY/BF) 1.227 1.68 1.22 Saturación de agua inicial, Swi (%) 24.8 15 15 Salinidad NaCl (ppm) 107000 99000 23000 Salinidad Cl- (ppm) 65000 60000 14000 Gravedad especifica del gas 0,65

1.7.- PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS

La presión inicial para la formación “U” calculada en 3867 psi y para la formación “T” en 4050 psi, presiones que han disminuido de acuerdo a la producción de los fluidos. No se tiene el valor de la presión promedio inicial para la formación “G-2” por presentarse en pocos pozos.

Las presiones promedias de las formaciones al año 2011 están en 2219 psi para “U”, 2295 psi para “G-2” y 2562 psi para “T”

1.8.- TIPOS DE EMPUJE EN EL CAMPO SHUSHUFINDI

La característica del yacimiento para las arenas “G-2” y “Basal Tena”, tienen empuje volumétrico, en cambio las arenas “U” y “T” presentan empujes volumétricos e hidráulicos, predominando el empuje volumétrico hacia la parte este del reservorio y el empuje hidráulico lateral desde la zona Norte y zona Sur hacia el centro del reservorio, siendo mejor el empuje para “T”, donde el flujo de agua encuentra menos barreras horizontales a su desplazamiento, debido a que en “T” se presentan características sísmicas homogéneas

1.8.1.- RESERVORIO “BASAL TENA”

Pertenece al grupo de reservorios estratificados, que se encuentra en ciertas áreas de la cuenca. Los mecanismos principales de producción son expansión roca-fluidos y con contribución menor de gas en solución. Esto se corrobora a través del comportamiento de la presión, donde se puede apreciar una caída de presión, con una disminución de 25 psi/MBls, el comportamiento de la relación gas petróleo permanece baja y constante

1.8.2.- RESERVORIO “U SUPERIOR”

Su mecanismo de producción es el de expansión roca-fluido, debido a que la relación gas-petróleo (RGP) permanece baja. El mecanismo de gas en solución se presenta en menor manera.

1.8.3.- RESERVORIO “U”

Muestra un mecanismo de producción combinado de empuje hidráulico y expansión roca-fluido. La relación gas petróleo (RGP) permanece baja.

1.8.4.- RESERVORIO “T”

Muestra un mecanismo de producción combinado de empuje hidráulico y expansión roca fluido. La presión disminuye a razón de 2,02 psi/MMbls, la relación gas petróleo (RGP) permanece baja y constante.

1.9.- PRODUCCIÓN DEL CAMPO

La tabla 1.3 indica los métodos de producción utilizados en el campo, así 116 pozos están con bombeo electro sumergible, 11 con hidráulico, 2 mecánico y uno con gas lift, dando un total de 130 pozo productores con 62116 BPPD, hasta la fecha de cierre de toma de información de Enero del 2013.

Tabla 1.3.- Métodos de producción 10

MÉTODO No. POZOS PRODUCCIÓN

(BPPD)

Neumático (gas lift) 1 919

Mecánico 2 129

Hidráulico 11 2912

Electro sumergible 116 58156

TOTAL 130 62116

El campo Shushufindi - Aguarico hasta el 31 de Enero del 2013 tiene en producción 130 pozos de los cuales 20 pozos son del campo Drago, 11 pozos de Aguarico, 1 pozo de Cobra, 1 Condorazo y 97 de Shushufindi de un total de 219 pozos perforados; actualmente el campo maneja un promedio de producción de petróleo de 62116 BPPD. El sistema de producción inicial del campo fue por flujo natural, luego se implementó gas lift hasta llegar a bombeo electro sumergible.

CAPÍTULO 2

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTRO

SUMERGIBLE Y MODELOS MATEMÁTICOS UTILIZADOS

EN UN ANÁLISIS NODAL

El bombeo electro sumergible (BES) actualmente es el sistema de mayor aplicación en pozos con baja energía de reservorio, Es un método de levantamiento artificial utilizado para levantar el fluido desde el yacimiento hacia la superficie, que es aplicado en pozos con bajo contenido gas, crudos livianos y disposición de energía eléctrica de manera continua.

El equipo de bombeo electro sumergible está conformado por elementos, los cuales son de operación eléctrica, teniendo por elementos de superficie (Transformador de energía elevador/reductor, variador de frecuencia y caja de venteo), y los elementos de subsuelo son: (Cable de alimentación de energía, bomba centrifuga multi etapas, entrada a la bomba o intake, motor y sensores de fondo). Entre los elementos adicionales del sistema está el separador de gas. Ver figura 2.1. Algunos de los accesorios comúnmente usados son: válvulas check, centralizadores, protectores de cable, “Y” tool o herramienta de by pass, empacaduras, conectores eléctricos y sistemas de inyección de químicos.

La aplicación de este sistema se realiza mediante el análisis nodal, que consiste en graficar la curva de declinación de producción vs la demanda energía del sistema.

Figura 2.1.- Componentes del sistema BES 3

2.1.- ELEMENTOS DE SUPERFICIE

Los elementos que se encuentran en superficie en un sistema de bombeo electro sumergible son: Variador de frecuencia, transformador y caja de venteo, a continuación se detallan los mismos.

2.1.1.- VARIADOR DE FRECUENCIA

El variador es un dispositivo eléctrico utilizado para controlar la velocidad de rotación del motor de corriente alterna, más conocido como: VSD (Variable Speed Drive) o

VSC (Variable Speed Control), VFC (Variable Frequency Control) o VFD (Variable Frequency Drive).

Para lograr este cambio en la velocidad del variador presenta tres etapas las cuales son: Conversora, filtrado e inversora, la estructura se indica en la figura 2.2.

Figura 2.2.- Diagrama de bloques de VSD 12

2.1.2.- TRANSFORMADOR

El transformador es un dispositivo eléctrico que convierte el suministro de voltaje disponible al voltaje requerido por el sistema. Además debe de ser capaz de suministrar los KVA que al menos iguale el KVA del sistema requerido del pozo

2.1.3.- CAJA DE VENTEO

Su nombre es dado por que en esta caja se ventea el gas proveniente del pozo a través del cable de suministro de energía, caja que está localizada entre el transformador elevador y el cabezal del pozo, el cual se indica en la figura 2.1.

2.2.- ELEMENTOS DE FONDO

Los elementos de fondo que conforman un sistema de bombeo electro sumergible son: cable potencia, motor, protector, entrada a la bomba (intake) o separador de gas, bomba. A continuación se detallan cada uno de ellos.

2.2.1.- CABLE DE POTENCIA

Su función es alimentar de energía eléctrica desde la superficie hacia el motor, y transmitir las señales de presión, temperatura, etc. desde el sensor hacia la superficie.

En pozos profundos se requieren cables especiales, siendo el componente más costoso del sistema. Los cables modulares están disponibles en configuración redonda, plana y los conductores a su vez son sólidos, trenzados o compactados. La selección del cable de potencia se determina bajo las siguientes consideraciones:

· Selección del tamaño de cable · Voltaje requerido en superficie

· Temperatura del conductor a las condiciones de operación · Temperatura de superficie

· Condiciones especiales de operación, tipo de fluido, tratamientos químicos, gas, nivel de fluido, etc.

2.2.2.- POTHEAD 3

El pothead es el terminal del cable en donde se realiza la conexión para el suministro de energía de corriente alterna trifásica con el motor, estos son de 2 tipos: de enchufe y de empalme, estos se indican en la figura 2.3.

1 Se conecta con el motor terminal que se adaptan a las fases del cable guía, para luego con cintas eléctricas aislantes envolverlas y fijarlas.

2 Simplemente se exponen las fases del cable y se enchufa a la conexión, tipo hembra del motor.

Figura 2.3.- Pothead3

2.2.3.- BOMBA

La bomba centrifuga es un elemento mecánico donde los fluidos son impulsados de forma centrifuga para ser levantados hasta la superficie.

La bomba es de tipo centrífugo multi etapas, conformando una etapa dos elementos que consisten en un impulsor rotativo y un difusor fijo. Ver figura 2.4. El número de etapas está en función del volumen de fluido a ser levantado, determinando la capacidad de levantamiento y la potencia requerida por etapa.

Figura 2.4.- Bomba electro sumergible26

2.2.3.1.- Funcionamiento

El giro rotativo del impulsor imparte un movimiento tangencial al fluido que pasa a través de la bomba, creando la fuerza centrífuga que impulsa al fluido en forma radial.

Su función básica es imprimir a los fluidos del pozo, el incremento de presión necesario para hacer llegar a la superficie. Una bomba centrífuga está conformada de múltiples etapas y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un difusor estacionario.

El impulsor da al fluido la energía cinética y el difusor cambia esta energía cinética en energía potencial, estos elementos se muestran en la figura 2.5

Figura 2.5.- Etapa de bomba1,23

Para tener un funcionamiento adecuado de la bomba hay que tener en consideración el rango de operación optima de la bomba que se indica en las curvas de rendimiento, porque si la bomba opera a un caudal menor bajo el rango de operación, la bomba presentara el desgaste por empuje descendente llamado Down thrust. Si la bomba opera un caudal mayor sobre el rango de operación, la bomba presentara el desgaste por empuje ascendente llamado Up thrust. Ver figura 2.6

2.2.3.2.- Tipos de bombas de acuerdo al empuje22

Con respecto a la forma en que se maneja el empuje generado en la bomba, hay tres tipos básicos de construcción de bombas los cuales se identifican en la figura 2.7.

Figura 2.7.- Tipos de bombas de acuerdo al empuje 22

Construcción tipo compresión22_{.- Cada impulsor está fijo al eje de forma rígida de}

modo que no puede moverse sin movimiento del eje. Todos los impulsores son comprimidos en conjunto conformando un solo cuerpo rígido, de tal manera que si un impulsor trata de moverse hacia arriba o hacia abajo, este tratará de mover también al eje y al conjunto de todos los impulsores con él.

Tipo "BFL" construcción con los impulsores inferiores tipo flotante22_{.- Los impulsores}

superiores son del tipo compresión mientras los inferiores son del tipo flotante. Este es un diseño especial para eliminar todo el empuje descendente transmitido al protector.

Construcción flotante “FL”22_{.- Cada impulsor tiene libertad para moverse hacia arriba}

o abajo en el eje, se puede decir que “flota” en el eje.

2.2.4.- SECCIÓN DE ENTRADA O INTAKE

Una de las razones que degradan el rendimiento del sistema es la cantidad de gas libre a la entrada de la bomba. Dependiendo del volumen de gas en la sección de entrada se determina el uso de una sección de entrada a la bomba (intake simple), ver figura 2.8, o un separador de gas.

El beneficio puede entenderse fácilmente si se considera que el intake está ubicado inmediatamente por encima del protector en el ensamble del equipo.

2.2.4.1.- Aplicación de las entradas de la bomba o intakes y separadores de gas22

El diseño original de los separadores de gas estáticos se basaba en el incremento de la separación por medio de la inversión de la dirección del flujo en la sección de entrada a la bomba electro sumergible. Cuando el fluido entra al separador de gas la dirección del flujo se invierte, disminuyendo la cantidad de gas arrastrada por el líquido que entra al separador.

Algunas de las burbujas de gas siguen su camino por el espacio anular, otras entran al separador pero se separan en el espacio anular entre la carcasa del separador o housing y la camisa interna del separador de gas, y finalmente el gas que no se logra separar pasa con el líquido al interior de la bomba como se muestran en las figuras 2.9 y 2.10.

Figura 2.9.- Separador de gas22

A diferencia de los separadores estáticos, los separadores de gas “Dinámicos o Rotativos” ejercen un trabajo en el fluido para lograr mayor separación de gas dentro

del separador. El proceso de separación en un separador dinámico, se divide en tres secciones: Cámara de incremento de presión, cámara de separación y by-pass.

En la primera sección el inductor aumenta la presión de la mezcla. En la cámara de separación las fases se separan por medio de centrifugación. Puesto que la fase líquida es más pesada, ésta es expulsada hacia afuera (contra la pared interna del carcasa del separador o housing) y la fase gaseosa se concentra en el centro por ser más liviana. En la parte superior del separador se produce los fluidos que son re direccionados, el gas que venía por la parte central es direccionado al espacio anular y la fase líquida desde el exterior es dirigida hacia la bomba por la parte interior del by-pass.

Figura 2.10.- Separador dinámico20

La eficiencia de separación no es un número fácil de predecir debido a la cantidad de variables que intervienen como tamaño de la tubería de revestimiento o casing, características del fluido, velocidades, caudal, tipo de flujo, dimensiones de los equipos, velocidad de rotación, etc.

2.2.5.- PROTECTOR

El Protector está ubicado entre la entrada de la bomba (intake) y el motor, es un componente del ensamblaje que presenta las siguientes funciones básicas.

· Igualar la presión entre el motor y el espacio anular · Evitar el ingreso de fluidos del pozo hacia el motor

· Transmitir el torque desde el motor hacia la bomba centrifuga

· Suministrar aceite para los procesos de arranque y parada del motor · Absorber la carga axial

Los sellos son seleccionados dependiendo del tipo de pozo así este elemento combina diferentes tipos de cámaras, cojinetes y materiales. Existen dos tipos de cámaras, de laberinto y de sello positivo o bolsa de goma

2.2.5.1.- Cámara tipo laberinto22

Está compuesto por una serie de tubos, en forma de laberinto para evitar que los fluidos del pozo fluyan hacia el motor, este tipo de sello es aplicado en pozos que presentan un fluido de alta densidad superior a la del aceite del motor y en pozos con alto corte de agua.

En las cámaras de laberinto se utiliza la diferencia entre la gravedad específica del fluido del pozo y el aceite del motor para mantenerlos separados, aunque están en contacto directo porque el protector está abierto a la entrada de la bomba (intake) en su parte superior. El fluido del pozo por lo general es inmiscible con el aceite del motor, por tanto aunque haya un contacto directo no hay tendencia para contaminar el aceite del motor. Esquema que se ve en la figura 2.11.

Figura 2.11.- Cámara tipo laberinto20

2.2.5.2.- Sello positivo o bolsa de goma22

Se utiliza donde las gravedades específicas del fluido del pozo y del aceite de motor son similares o en pozos bastante desviados, en estos casos el protector de sello positivo o bolsa mantiene separados físicamente los fluidos del pozo y del aceite del motor.

El funcionamiento consiste en la expansión del elastómero producto de la expansión del aceite del motor, debido al incremento de temperatura por la operación del motor. Una vez expandido el elastómero el fluido del pozo se queda en el exterior del protector, y el aceite limpio del motor permanece en el interior del elastómero.

Los componentes principales para este tipo son los sellos mecánicos, cojinetes de empuje, cámara laberíntica y bolsa elastómerica. Los elementos que conforman este sello se presenta en la figura 2.12.

Figura 2.12.- Sello de bolsa de goma20

2.2.6.- MOTOR20,22

Son del tipo de inducción, trifásicos, jaula de ardilla, con dos polos. Los motores son llenados completamente con un aceite mineral altamente refinado o con aceite sintético el cual lubrica los cojinetes y provee resistencia dieléctrica y conductividad térmica para disipar el calor generado hacia la carcasa o housing del motor. El calor es luego transferido al fluido que pasa por la superficie externa del motor.

El motor mostrado en la figura 2.13 es utilizado con corriente alterna de 60 Hz o 50 Hz. Físicamente no hay diferencia entre un motor para operación a 50 Hz y uno de 60 Hz, con excepción de la placa de datos del motor. El comportamiento de los motores cambia de acuerdo a la carga a que están sometidos. Cada tipo de motor tiene sus

curvas de rendimiento de velocidad, factor de potencia, eficiencia y amperaje en función del porcentaje de carga

Figura 2.13.- Motor22

El rango de potencia de los motores cubre desde 7.5 HP hasta 1170 HP en tubería de revestimiento de 7 pulgadas, considerando todas las condiciones de operación, es así que el motor que se instala en el pozo debe incluir la potencia requerida por la bomba, separador de gas, protector, etc.

En condiciones normales de operación existen algunos factores que pueden causar que la temperatura interna del motor exceda el límite de temperatura de operación para el cual fue fabricado, condición que debe ser evitada porque esto puede llevar a una falla prematura en el motor. Los factores que pueden incrementar la temperatura son: Operación de la bomba hasta que produce todo el aporte del pozo y se queda sin nivel de fluido, bombas atascadas, pérdida de la capacidad de transferencia de calor

por depósitos de escala en la pared externa del motor, fugas de fluido por la tubería de producción (recirculación de fluido), pérdida de flujo por dejar una válvula de superficie cerrada, y en general sobrecargas del motor.

2.2.7.- SENSOR DE FONDO

El sensor es un dispositivo electrónico de adquisición de datos ubicado en la parte inferior del motor de subsuelo, este dispositivo envía información hacia el variador de frecuencia que está ubicado en superficie, presentando gran confiabilidad para la obtención de datos. Los principales parámetros a monitorear en un pozo son: presión, temperatura y vibraciones que se generan en el motor. El sensor de fondo se muestra en la figura 2.14 y la unidad de monitoreo en la figura 2.15.

Figura 2.14.- Sensor de Fondo22

2.3.- VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA BES

A continuación se detallan las ventajas y desventajas relevantes de un sistema de bombeo electro sumergible (BES)

2.3.1.- VENTAJAS

· Fácil diseño y aplicable a cualquier pozo.

· Levanta grandes volúmenes con altos cortes de agua.

· No dispone de partes móviles en superficie, siendo muy conveniente utilizar en áreas urbanas.

· La ausencia de goteras en los equipos de superficie, disminuye el impacto medioambiental.

· Se puede controlar mediante sistemas automatizados. · Manejo de gas.

· El mantenimiento es rápido y limpio.

La inversión inicial se recupera en un período de tiempo más corto que con otro tipo de levantamiento. Las bombas electro sumergible tienen una ventaja sobre otros equipos en medios corrosivos. Con el uso de una bomba electro sumergible, el equipo de superficie puede ser cubierto exteriormente y la tubería de producción puede ser cubierta interiormente, con el fluido que se produce. Además no hay fatiga en una bomba electro sumergible y la acción corrosiva del H2S no es un problema

2.3.2.- DESVENTAJAS

· Su aplicación se limita a las profundidades medias, principalmente por la degradación del aislamiento del cable y limitaciones de temperatura motor/sello.

· Impregnación de gas en el cable.

· El funcionamiento de la bomba se ve afectado significativamente por el gas libre, no siendo conveniente para pozos con relaciones gas petróleo altas. · El consumo de energía eléctrica es elevado y requiere que esta sea estable. · A pesar que existen algunos equipos especiales, la vida útil del sistema se ve

afectada por la producción de fluidos con arena.

· Para reparar componentes del equipo de subsuelo se requiere sacar todo el sistema usando una torre de reacondicionamiento.

· Es necesario contar con personal especializado para el control de la operación del equipo.

2.4.- MÉTODOS MATEMÁTICOS PARA ANÁLISIS NODAL

La tasa de producción de un pozo es una de las variables de mayor importancia en la selección del sistema de levantamiento, la cual no puede ser asignada arbitrariamente, dado que depende fundamentalmente de la capacidad de flujo de la formación de interés más que del sistema de levantamiento artificial instalado

2.4.1.- PROCESO DE PRODUCCIÓN19

El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción.

En la figura 2.16 se muestra el sistema con los componentes: yacimiento, completación, pozo, y línea de flujo superficial. La presión de partida de los fluidos en

dicho proceso es la presión estática del yacimiento (Pws), y presión final es la presión del separador (Psep).

Figura 2.16.- Nodos del sistema19

2.4.1.1.- Recorrido de los fluidos en el sistema19

El recorrido de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador de producción se describe a continuación:

2.4.1.1.1.-Yacimiento19

El movimiento de los fluidos comienza en el yacimiento a una distancia re oradio del yacimiento del pozo donde la presión se transmite a través del medio poroso (Ko, h, Bo, µo, siendo permeabilidad, espesor de formación, factor volumétrico y viscosidad, respectivamente) hasta llegar a la cara de la formación o radio del pozo rw, donde la presión es Pwfs (Presión de fondo estática). En este transcurso el fluido pierde

energía, por la presencia de restricciones en la cercanía del hoyo (daño S). En la figura 2.17 se indica en el movimiento de los fluidos en el yacimiento.

Figura 2.17.- Movimiento de fluidos en el yacimiento19

2.4.1.1.2.-Perforaciones19

Los fluidos aportados por el yacimiento atraviesan la completación que puede ser un revestidor de producción cementado y perforado, normalmente utilizado en formaciones consolidadas, o un empaque con grava, utilizado en yacimientos poco consolidados para el control de arena. En el primer caso la pérdida de energía se debe a la sobre compactación o trituración de la zona alrededor de la cara de la formación y la longitud de penetración de los punzonados; en el segundo caso la perdida de energía se debe a la poca área expuesta a flujo, al atravesar los fluidos entran al fondo del pozo con una presión Pwf (Presión de fondo fluyente).

2.4.1.1.3.-Pozo19

Dentro del pozo los fluidos ascienden a través de la tubería de producción venciendo la fuerza de gravedad y la fricción con las paredes internas de la tubería, llegando al cabezal del pozo con una presión Pwh (Presión en cabeza del pozo).

2.4.1.1.4.-Línea de flujo superficial19

Al salir del pozo si existe un reductor de flujo en el cabezal ocurre una caída brusca de presión que dependerá fuertemente del diámetro del orificio del reductor, a la descarga del reductor la presión de la línea de flujo (Plf), luego atraviesa la tubería de flujo superficial llegando al separador en la estación de flujo, con una presión igual a la presión del separador (Psep).

En la figura 2.18 se presenta el perfil de presión del sistema desde el yacimiento hasta el tanque de almacenamiento.

Figura 2.18.- Perfil de presión del sistema19

La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, entre la presión de partida Pws y la presión final Psep.

Pl Pp Pc Py Psep Pws- =D +D +D +D (Ec.2.1)

Donde. ) (IPR yacimiento el en presiòn de Caida Pwfs Pws Py= -D (Ec.2.2) ) & ,

(Jones Blount Glaze òn completaci la en Caida Pwf Pwfs Pc= -D (Ec.2.3) ) (FMTvertical pozo el en presiòn de Caida Pwh Pwf Pp= -D (Ec.2.4) ) (FMThorizontal lìnea la en presiòn de Caida Psep Pwh Pl= -D (Ec.2.5) 2.4.2.- ANÁLISIS NODAL

La técnica más utilizada para optimizar sistemas de producción, dada su comprobada efectividad y confiabilidad es el análisis nodal, con esta técnica se une la infraestructura tanto de superficie como de subsuelo y yacimiento, para reflejar el verdadero potencial de producción del pozo, el análisis nodal consiste en detectar restricciones al flujo y cuantificar su impacto sobre la capacidad de producción total del sistema.

2.4.2.1. Curvas de oferta y demanda de energía19

La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina curva de oferta de energía del yacimiento (Curva de Inflow), y la representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina curva de demanda de energía de la instalación (Curva de Outflow). Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR (Inflow Performance Relationships) y la de demanda es la VLP (Vertical Lift Performance)

2.4.2.1.1.- IPR (Inflow Performance Relationships)19

La curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes (Pwfs), y las tasas de producción de líquido que el yacimiento aporta al pozo para cada una de dichas presiones, así para cada Pwfs existe una tasa de producción de líquido (ql), que se obtiene de la definición del índice de productividad (J) de la ecuación 2.6.

J ql Pws

Pwfs= - (Ec.2.6)

En yacimientos con presión estática (Pws) donde esta 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).

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 tiene 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 ecuación 2.7.

2 8 . 0 2 . 0 1 ÷ ø ö ç è æ -÷ ø ö ç è æ -= Pws Pwfs Pws Pwfs q q máx o _(Ec.2.7)

2.4.2.1.2.- Flujo Multifásico en Tuberías19

El estudio del flujo multifásico en tuberías permite estimar la presión requerida en el fondo del pozo para transportar un determinado caudal de producción hasta la estación de flujo en la superficie, mediante correlaciones de flujo multifásico en tuberías

2.4.2.1.2.1- Flujo de fluidos en el pozo y en la línea de flujo19

En el transporte de los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador en la estación, existen pérdidas de energía tanto en el pozo como en la línea de flujo en la superficie. Estas pérdidas de energía provienen de los efectos de fricción y cambios de energía cinética.

2.4.2.1.2.2.- Algoritmo para calcular las pérdidas de presión del fluido19

El presente algoritmo detalla desde una perspectiva teórica el proceso que se debería seguir para calcular las pérdidas de presión en la línea de flujo como en la tubería del pozo. (Ec.2.8)

å

å

Donde “n” representa el número de secciones de la línea de flujo y “m” representa el número de secciones de la tubería en el pozo. Una vez conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en la línea de flujo, D Pl, se obtiene la presión requerida en el cabezal Pwh, de la ecuación 2.10.

Pl Psep

Pwh= +D (Ec.2.10)

Similarmente, una vez conocida para una determinada tasa de producción las pérdidas de energía en el pozo (D Pp), se obtiene la presión requerida en el fondo Pwf, con la ecuación 2.11.

Pp Pwh

Pwf = +D (Ec.2.11)

El punto de partida de las diferentes correlaciones de flujo multifásico en tuberías (FMT), es la ecuación general del gradiente de presión la cual puede escribirse de la siguiente manera. ÷÷ ø ö çç è æ D D + + -D D = Z gc V d g V fm gc sen g Z P pie psi total Grad c 2. . . . . 2 . . . . 144 1 ) / ( . 2 2

r

r

q

r

r

n aceleració ó cinética energia de cambio por presión de Gradiente Z gc V Z P acel ; . . 2 . 144 1 2 ÷÷ ø ö çç è æ D D = ÷ ø ö ç è æ D D

r

( ª para flujo horizontal ª vertical

horizontal la con flujo de dirección la forma que Ángulo =

q

Entre las correlaciones para flujo multifásico que cubren amplio rango de tasa de producción y todos los tamaños típicos de tuberías se encuentran, para flujo horizontal: Beegs & Brill, Duckler y colaboradores, Eaton y colaboradores, etc. y para flujo vertical: Hagedorn & Brown, Duns & Ros, Orkiszewski, Beggs & Brill, Ansari, etc

2.4.2.1.2.3.- Curvas de gradiente de presión19

Cuando no se dispone de simuladores de flujo multifásico en tuberías para calcular las pérdidas de presión, se utiliza las curvas de gradiente de presión publicadas en la literatura que representen aceptablemente el flujo multifásico en tuberías.

Tal es el caso de las presentadas por Kermit Brown en la serie “The Technology of Artificial Lift Methods”. En la figura 2.20 se ilustra el cálculo de la Pwh y Pwf a partir de

la Psep.

Figura 2.20.- Curvas de gradiente de presión19

El sentido de las flechas indica la secuencia en la determinación de la Pwh y la Pwf. “L” representa la longitud de la línea de flujo y” Dw” la profundidad del pozo (Profundidad del punto medio de las perforaciones)

2.4.3.- PROCEDIMIENTO PARA CÁLCULO DE CURVA DEL SISTEMA VS CURVA DE BOMBA30

El análisis del presente estudio se realiza en base a datos de B’UP y datos de completación de pozo; el cual sirve para analizar el estado del sistema de bombeo BES.

El procedimiento descrito se toma del capítulo 6 del libro de Gabor Takacs30_{. A} continuación se detallan la secuencia de cálculos a seguir:

a.- Cálculo de Pwf

Los datos en mención se obtienen de la prueba de restauración de presión o B’UP

ܲ௪௙ ൌ ܲோ െ_ூ௉ொ (Ec.2.13)

ܲ௪௙ ൌ ܲݎ݁ݏ݅݋݂݊݀݁݋݊݀݋݂݈ݑݕ݁݊ݐ݁ሺ݌ݏ݅ሻ

ܲ௥ ൌ ܲݎ݁ݏ݅݋݊݀݁ݎ݁ݏ݁ݎݒ݋ݎ݅݋ሺ݌ݏ݅ሻ

ܳ ൌ ܥܽݑ݈݀ܽሺܤܨܲܦሻ

ܫܲ ൌ ܫ݊݀݅ܿ݁݀݁݌ݎ݋݀ݑܿݐ݅ݒ݅݀ܽ݀

b.- Cálculo de la caída de presión entre las perforaciones y la profundidad de la bomba.

Este dato se puede obtener de realizar cálculos de flujo multifásico, de gráficos o software existentes para este fin. En el presente estudio se utilizó el software Pipe Sim.

c.- Cálculo de presión de entrada a la bomba.

ܲܫܲ ൌ ܲݓ݂ െ οܲ௖ (Ec.2.14)

ܲܫܲ ൌ ܲݎ݁ݏ݅݋݊݀݁݁݊ݐݎ݈ܾܽ݀ܽܽܽ݋ܾ݉ܽሺ݌݅݁ݏሻ

d.- Cálculo de la rata volumétrica in situ que entra a la bomba.

Para esto debemos conocer la relación gas petróleo en solución y el factor volumétrico a la temperatura a la entrada de la bomba.

ܶ௣௨௠௣ ൌ ܹܪܶ ൅ ܮ௕௢௠௕௔כ ሺܤܪܶ െ ܹܪܶሻȀܮ௙௢௥௠௔௖௜௢௡ (Ec.2.15) ܶ௣௨௠௣ ൌ ܶ݁݉݌݁ݎܽݐݑݎ݈ܽܽܽ݁݊ݐݎ݈ܾܽ݀ܽ݀݁ܽ݋ܾ݉ܽ (°F) ܹܪܶ ൌ ܶ݁݉݌݁ݎܽݐݑݎܽ݀݁ݏݑ݌݁ݎ݂݅ܿ݅݁ሺιܨሻ ܮ௕௢௠௕௔ ൌ ܲݎ݋݂ݑ݊݀݅݀ܽ݀݀݁ܽݏ݁݊ݐܽ݉݅݁݉ݐ݋݈ܾ݀݁ܽ݋ܾ݉ܽሺ݌݅݁ݏሻ ܤܪܶ ൌ ܶ݁݉݌݁ݎܽݐݑݎ݂ܽ݀݁݋݊݀݋ (ιF) ܮ௙௢௥௠௔௖௜௢௡ ൌ ܲݎ݋݂ݑ݈݂݊݀݅݀ܽ݀݀݁ܽ݋ݎ݉ܽܿ݅݋݊ሺ݌݅݁ݏሻ

e.- Cálculo de la relación gas petróleo a la entrada de la bomba.

ܴݏ ൌ ߛ௚כ ቀ_{ଵ଼כଵ଴}௉ூ௉ംቁ ଵǡଶ଴ହ

(Ec.2.16)

ܴݏ ൌ ܴ݈݁ܽܿ݅×݊݃ܽݏ݌݁ݐݎ×݈݁݋݈ܽܽ݁݊ݐݎ݈ܾܽ݀ܽ݀݁ܽ݋ܾ݉ܽሺ݌݅݁ݏ_{ܾ݈ݏ ሻ}ଷ

ߛ ൌ ͲǡͲͲͲͻͳ כ ܶ െ Ͳǡͳʹͷ כ°_{ܣܲܫ (Ec.2.17)}

T = Temperatura a la entrada de la bomba (°F) ߛ௚ = gravedad especifica del gas

°API = grado API

f.- Cálculo del Bo a las condiciones de la entrada de la bomba.

ܤ݋ ൌ Ͳǡͻ͹ʹ ൅ ͳǡͶ͹ כͳͲିସ_{כ ܨ}ଵǡଵ଻ହ _(Ec.2.18) ܨ ൌ ܴݏ כ ቀఊ೒ ఊ೚ቁ ଴ǡଶହ ൅ ͳǡʹͷ כ ܶ (Ec.2.19) ܤ௢ ൌ ܨܽܿݐ݋ݎݒ݋݈ݑ݉±ݐݎ݅ܿ݋ (bbl/STB) ߛ௚ǡ ߛ௢ ൌ ݃ݎܽݒ݁݀ܽ݀݁ݏ݌݁ܿÀ݂݈݅ܿܽ݀݁݃ܽݏݕ݌݁ݐݎ×݈݁݋

g.- La rata de líquido volumétrico controlada por la bomba es encontrada por.

ݍ௟ǡ ൌ ݍ௢כ ܤ݋ ൅ݍ௪כ ܤݓ (Ec.2.20)

ݍ_௟ǡ ൌ ݎܽݐ݈ܽ݀݁݅ݍݑ݅݀݋ݒ݋݈ݑ݉±ݐݎ݅ܿ݋݈ܽܽ݁݊ݐݎ݈ܾܽ݀ܽ݀݁ܽ݋ܾ݉ܽ ݍ଴ = rata volumétrica de petróleo, STB/D

ݍ௪ = rata volumétrica de agua, STB/D

Bo = Factor volumétrico de petróleo a la entrada de la bomba Bw = factor volumétrico de agua a la entrada de la bomba

h.- Cálculo del volumén de gas in situ.

Para el cálculo del volumen in situ se deben calcular los siguientes parámetros

h.1.- Cálculo de la presión pseudo crítica.