-1 METODOS CAMPO URDANETA OESTE - Página …23:29Z-264… · José Felipe y Yolanda del Rosario,...

REPÚBLICA BOLlVARlANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULlA

FACULTAD DE INGENIER~A DIVISIÓN DE POSGRADO

ÁREA: INGENIERIA DE PETROLEO

-1 ANALISIS INTEGRAL DE LOS METODOS DE PRODUCCIÓN DEI. # - CAMPO URDANETA OESTE

r L \ TRABAJO DE GRADO PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD DEL ZULlA PARA

OPTAR EL T~TULO DE MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETRÓLEO

Autor: Ing. Ricardo José Mora Vivas

Tutcr Académico: Prof. Américo Perozo

Asesor Industrial: Mg.Sc. Juan C. Serrano

MARACAIBO, JUNIO 2002

ANALlSlS INTEGRAL DE LOS MÉTODOS DE PRODU(XIÓN DEI- CAMPO URDANETA OESTE

TRABAJO DE GRADO PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD DEL ZULlA PARA OPTAR EL T~TULO DE MAGISTER SCIENTIARUM EN INGEWIERIA DE PETRÓLEO

~ealfzado por:

Ing. Ricardo José Mora Vivas

MARACAIBO, JUNIO 2002

Este Jurado aprueba el Trabajo de Grado " ANALlSlS INTEGRAL DE LOS MÉTCIDO~S

DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO URDANETA OESTE ", que el Ingeniero Ricardo José

Mora Vivas C.I.: 10.743.029, presentó al Consejo Técnico del Posgradci de la

Universidad del Zulia, en cumplimiento requisitos de grado señalaclos en el artículo 5',

Aparte 51.6, Página 12 del Reglamento de Estudios para Graduados de la Uni\lersidad

del Zulia, para optar al título de "MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIEFI~~~ DIE

PETRÓLEO"

En fe de lo cual firmamos en Maracaibo a los cuatro días del mes de junio del dcis mil dos.

Jurado Examinador

Prof. Sara Sárichez

Prof. Carlos Rincón Director de la División de Posgrado de la Facultad de Ingeniería LUZ I

1 - . I I

AGRADECIMIENTO

A Dios por darme vida y permitirme ver la luir

que nos guía lejos de la oscuridad de la ignorancia 11

nos enseña el camino al conocimiento A mis pad-es

José Felipe y Yolanda del Rosario, por haber forjado eri

mí la voluntad de luchar y seguir adelante para lograi- lo

propuesto. A Flor, Lissette, Ana y Laura por estar

siempre pendientes. A María por su!; consejos. Al

destino por permitirme realizar este trabajo que no si lo

representó culminar una etapa de mi aprendizaje slno

un cambio total en mi vida, al cruzarme con Alejandra

Mayela, ILU.

A la Universidad del Zulia por permitirne

regresar a sus aulas y compartir momentos gratos; a los

profesor Américo Perozo, Sara Sanciez y Ricardo

Maggiolo por los conocimientos impartidos tanto en las

aulas como fuera de ellas. A PDVSA por darme esta

oportunidad y a todas aquellas persorias del equ po

Urdaneta que aportaron y compartierori parte de sus

vidas y me dieron su mano en la ejecución de este

trabajo: Ale, Juan C Serrano, Arelis Quero, Mauric:io,

Jorge, Edwin F, Edwin Tillero, Elsi, Maribel, Humbeito,

Lucy, Hector, Ischel, a todos mil gracias.

Mora Vivas Ricardo José "ANALISIS INTEGRAL DE LOS ~ ~ É T O D O S IIE

PRODUCCIÓN DEL CAMPO URDANETA OESTE", Trabajo de Grado. La

Universidad del Zulia, L.U.Z., Programa de Posgrado en Ingeniería de Petróleo.

Maracaibo, Junio de 2002.

RESUMEN:

El presente Trabajo trata el análisis de los métodos de levantamiento del campo

Urdaneta Oeste, que actualmente se explota en una proporción del cincuerita

porciento con levantamiento artificial por gas y bombeo electrosumergible, se

desarrolló una metodología que abarca el estudio de comportamiento de presión

del yacimiento, predicción de presiones e influencia en la producción, y el método

de levantamiento actual instalado, se determinó por pozo un conjurto de variables

que permitiera su simulación para determinar los índices de productividad y luego

seleccionar el método de levantamiento que mejor se adaptara a las condiciones

actuales y futuras del pozo, se realizó un análisis de costos de producción

generando costos de levantamiento para cada método, finalmente se determinó el

escenario de menor costo, mayor productividad y eficiencia de le\lantamiento en

un panorama de cinco años.

Los métodos resultantes para el escenario a cinco años asociado a determinadas

condiciones de presión y acumulado de producción del yacimiento muestran la

tendencia del campo a incrementar en el método de bombeo de cavidad

progresiva, y disminuir en bombeo electrosumergible y en levantaniento artificial

por gas.

Palabras Claves: Métodos de levantamiento, Optimización, [Ieclinación de

Yacimiento, Eficiencia de levantamiento, Pronósticos de Presión, BCP, BES, LAG,

Campo Urdaneta Oeste.

~NDICE GENERAL Pag

APROBACION DEL JURADO ................................................................

AGRADECIMIENTO.. .........................................................................

RESUMEN.. .......................................................................................

INDICE GENERAL .............................................................................

INDICE DE FIGURAS .........................................................................

~NDICE DE TABLAS ..........................................................................

~NDICE DE GRÁFICOS ........................................................................

~NDICE DE ANEXOS ..........................................................................

CAPITULO I

1 .1 Introducción ................................................................................................... 1

'7 1.2 Planteamiento del problema ........................................................................ .- 1.3 Objetivos de la investigación ......................................................................... :3

........................................................................................ . 1 .3.1 Objetivo general :3

1 .3.2. Objetivos específicos ................................................................................ :3

1.4 Hipótesis ....................................................................................................... 4

1.5 Herramientas básicas ................................................................................... 4

CAPITULO II

2.1 Bases teóricas ............................................................................................... 5

............................................................................ 2.1 .1 Métodos de producción !J

2.1.1 .1 Levantamiento artificial por gas ............................................................. 121

............... 2.1.1.2 Levantamiento artificial con bomba electrosumergible (BES) 10

................ 2.1.1.3 Levantamiento artificial con bombeo mecánico convencional 13

.................... 2.1.1.4 Levantamiento artificial con bomba de cavidad progresiva 14

..................................... 2.1.1.5 Levantamiento artificial por bombeo hidráulico 17

2.1.2 Análisis Nodal :2 1

2.1.3 Análisis Económico ................................................................................... 2 5

Horizonte Económico .......................................................................................... 25

Flujo de Caja ....................................................................................................... 26

Flujo de Caja Neto ............................................................................................... 26

Tiempo de Pago (STATIC PAY OUT - SPO) ............................................. 26

Valor Presente Neto (VPN) ................................................................................. 27

Tasa Interna de Retorno (TIR) ............................................................................ 27

2.1.4 Descripción del Campo Urdaneta Oeste .................................................. 28

CAPITULO 111

.................................................................................... 3.1 Tipo de investigación 37

3.2 Población .................................................................................................... 37

3.3 Muestra ......................................................................................................... 38

3.4 Técnica e instrumentos de recolección de información ................................ 38

3.5 Procedimiento de la investigación ................................................................. 39

CAPITULO IV

4.1 Resultados del pronóstico de presión .......................................................... 49

4.2 Resultados del sistema experto de levantamiento artificial SEDLA ............. 50

4.3 Criterios de Clasificación .............................................................................. 52

4.4 Métodos de levantamiento resultantes, análisis de costos .......................... 53

4.5 Plan de cambio de métodos ......................................................................... 59

Conclusiones ...................................................................................................... 62

Recomendaciones .............................................................................................. 64

Bibliografía .......................................................................................................... 65

Anexos ............................................................................................................... 67

~NDICE DE FIGURAS

2.1Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas

Continuo ..................................................................................... 6

2.2Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas

Intermitente .................................................................................. ;7

2.3Esquema del Sistema de LAG Intermitente con Pistóri

Metálico ...................................................................................... 8

2.4Esquema del Sistema de LAG Intermitente con Cámara de

Acumulación ................................................................................ (3

2.5 Esquema del rango recomendaclo de operacióri

BES.. ......................................................................................... '1 1

2.6Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Borriba

electrosumergible.. ........................................................................ '1 2

2.7 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Boinbeo Mecánico

.................................................................... (bomba de subsuelo). '1 3

2.8 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Bomba Caviclacl

Progresiva.. ................................................................................ '1 6

2.9 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial c o i Bombeo Jet

(bomba de subsuelo). .................................................................... '1 8

2.10 Esquema del Sistema de superficie para el Método de Levantamieitc)

artificial con Bombeo Hidráulico (bombeo Jet o bomtiec)

Pistón). ...................................................................................... '1 9

2.1 1 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Bombeo Pistóri

(bomba de subsuelo). ..................................................................... 20

2.12 Localización de los seis bloques o compartimientos individuales eri el

Yacimiento Urdaneta 01 ................................................................ 29

3.1 Muestra de Pozos Analizados por Bloque, vs po2:os

Activos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Tendencia de Presión de Yac Vs Acumulado de Pc?tróleo Para el

Yacimiento Urdaneta 01 ....... . .. . .. . .............. . .. . .. . . . . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . ... .. . .. 3.3 Distribución de Producción para el Campo Urdaneta Pesado según Base

de Recursos 2001 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1 Resultados de SEDLA, Campo Urdaneta Pesado, condiciories

actuales.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2 Resultados de SEDLA, Campo Urdaneta Pesado , condiciones Ei e anos.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4.3 Métodos actuales y métodos resultantes del análisis para las condiciories

actuales, costo del barril equivalente ..... .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . . . . .. . . . . .. . . . . 4.4 Métodos resultantes, condición 5 años ..............................................

4.5 Distribución de métodos resultantes por cada Bloque (Condiciones de

Yacimiento Predichas a 5 años) ........................................ ................ ...

4.6 Programa de Cambio de Método de Levantamiento hasta el quinto ayo,

considerando maximización de producción por año Campo Urdan 3ta

Oeste.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

~NDICE DE TABLAS

Tabla #1 Costos de Levantamiento, Método BES (actual) .......................... S5

Tabla #2 Costos de Levantamiento, Método LAG (actual) ..... .. . .. ...... . ..... .... E5

Tabla #6 Comparación de Costos.. .. . ............... ... . .. ................... .. .. . ... ... .. 5'7

Tabla #7 Resumen de Costos de Levantamiento ................. ................. .... 59

Tabla #8 variación de Costos anual para el plari

propuesto .................................................................... ................ ... 60

Tabla #9 Variables Económicas.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

~NDICE DE ANEXOS

Graficos A l

Presión de yacimiento vs acumulado de petróleo bloque 1 ......................... 67

Petróleo Neto vs Fecha. bloque 1 .......................................................... 637

......................... Presión de yacimiento vs acumulado de petróleo bloque 2 68


Presión de yacimiento vs acumulado de petróleo bloque 3 .......................... 69



Petróleo Neto vs Fecha. bloque 4 .......................................................... 7'0



......................... Presión de yacimiento vs acumulado de petróleo bloque 6 72

Petróleo Neto vs Fecha. bloque 6 .......................................................... 7'2

Gráfico A2 . Influencia del mecanismo de producción primario en la presión

del bloque y eficiencia de recobro .......................................................... 7'3

Tabla A l . Tabla de recolección de datos ................................................. 7'4

Tabla A2 . Costos de levantamiento para el método BES escenario simulado

de menor costo y condiciones actuales de Yacimiento ............................... 88

Tabla A3.Costos de levantamiento para el método BCP escenario simulado

de menor costo y condiciones actuales de Yacimiento .............................. 88

Tabla A4 . Costos de levantamiento para el método LAG escenario simulado

de menor costo y condiciones actuales de Yacimiento .............................. 89

Tabla A5 . Costos de levantamiento para el método BES escenario simulado

de menor costo y condiciones de Yacimiento a cinco años ......................... 90

Tabla A6 . Costos de levantamiento para el método BCP escenario simulado


Tabla A7 . Costos de levantamiento para el método LAG escenario simulado


Tabla A8 . Costos de levantamiento para el método BCPE escenario

simulado de menor costo y condiciones de Yacimiento a cinco años ........... 91

Tabla A9 . Programa de cambio de Métodos ............................................ 92

Capítulo A - - v m m m

El campo Urdaneta Oeste es una de las áreas de mayor desarrollo

técnico y estratégico de Petróleos de Venezuela, S.A. Está conformado por 3 13

pozos activos, asociados a una producción diaria de 11 5 000 BNPC), 7 estacion'3s

de flujo, 8 múltiples de distribución de gas y 38 plataformas (le distribucibn

eléctrica para equipos sumergibles.

Del universo de pozos existentes, el 50% aproximadamente produce por

LAG y el resto por bombeo electrosumergible.

El campo Urdaneta Oeste está dividido en seis bloques, que definen

unidades de yacimiento hidráulicamente separadas por fallas sellantes. 1-a

estructura es de aproximadamente 13 km de largo y 7.5 km de ancho, con !;u

orientación hacia el nornordeste. La producción del yacimiento procede de Iias

rocas del Oligoceno, formación lcotea y del Eoceno, formación Misoa. El análisis

de la declinación en presión, la aparente inactividad del acuífero y la presión (le

burbujeo indican que el mecanismo de producción principal es la c;ompresión (le

roca y expansión de fluido.

A pesar de que el yacimiento fue descubierto en 1946, no es sino hasta

1982 cuando se comienza su explotación de una manera sistemática y ordenada,

debido, principalmente, a que la demanda de crudo pesado ( 12" AFI) era baja y la

producción de éstos se hacía de acuerdo a los requerimientos de mercado.

Originalmente, el yacimiento fue probado con flujo natural C O I ~ bajas tasas y

luego se instalaron bombas convencionales con resultados no sstisfactorios. El

levantamiento por gas dio mejores resultados y para en ese momento llevó la

producción a niveles satisfactorios. En 1995 se inició el uso de bombas electro-

sumergibles, las cuales resultaron exitosas.

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El campo Urdaneta Oeste inició su desarrollo y explotación bajo un

esquema de producción que incluía como sistema de levantamiento el

levantamiento artificial por gas. Este esquema de producción se mantuvo hasta el

año 1995 cuando se inicia la conversión hacia sistemas de bombzo

electrosumergibles, alcanzando para el año 2001, un número de 150 pozos bajo

este esquema (50% de los pozos activos) con una producción asociada de 70

MBND (70% de la producción del campo). Entre las razones que condujeron a

realizar estos cambios se deben mencionar, la necesidad de mejorar la eficiencia

de levantamiento o producción de crudo, la cual se encontraba I mitada bajo el

esquema inicial, la baja disponibilidad de gas para mantener el desarrollo del

campo y la existencia de métodos de levantamiento por bombeo que se adaptan

perfectamente a las condiciones del crudo y del yacimiento.

Durante la historia de producción se han evaluado métodos de producción

como Levantamiento por gas, en sus modalidades continuo, interrriitente y piston,

bombeo mecánico y bombeo electrosumergible, dando éste último bueros

\ i .;j$ Ci_g Capitulo I - -- resultados. Por lo tanto es importante definir las condiciones que debe tener un

pozo para recomendar el sistema óptimo de extracción a utilizar, lo cual servirá

para optimizar la explotación del campo. Surge entonces la necesidad de realizar

un análisis integral a los métodos de producción existentes en el campo, con el

propósito de determinar el comportamiento y acciones a tomar a corto y mediario

plazo, tanto del yacimiento como de la infraestructura, métodos de producción y

manejo de fluidos, y así determinar los métodos óptimos de producción según las

condiciones actuales y futuras del yacimiento y los pozos, relacionáidolos con los

métodos existentes.

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Establecer los métodos óptimos de producción del campo. tomando en

cuenta los costos basados en actividades, infraestructura y comportamiento del

yacimiento, a corto y mediano plazo.

1.3.2 OBJETIVOS ESPEC~FICOS

Predicción del comportamiento del yacimiento a corlo y median:,

plazo

• Identificar método de producción optimo por bloque

e Analizar la infraestructura del campo para el manejo de los fluidos

e Identificar métodos de producción alternativos

e Analizar los costos por actividad

1.4 HIPOTESIS

El análisis permitirá una visión actual y a mediano plazo de la situación del

Campo Urdaneta, determinando los métodos de producción óptimos actuales por

bloque, además de definir métodos de levantamiento artificial futuros enmarcados

en predicción de comportamientos de presión y producción neta de petróleo tiel

Yacimiento.

1.5 HERRAMIENTAS BÁSICAS:

OFM (oil field manager): manejador de bases de datos de yacimiento.

WELLFLO: simulador de producción (análisis nodal)

SEDLA: sistema experto de selección de métodos de Levantamierito

Artificial.

METODOLOGIA DE COSTO BASADO EN ACTIVIDAD (ABC:).

AUTOGRAPH: simulación/diseño de pozos BES.

MAEP: análisis económicos de PDVSA.

Capítulo II

t'%jiJ Capítulo II R n

Marco Teórico

CAP~TULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 BASES TEÓRICAS

El proceso de producción de un pozo de petróleo se iriicia desde el

instante en que los fluidos comienzan a moverse desde el radio externo de drenaje

en el yacimiento y termina cuando son recolectados en la estacióri de flujo. Los

fluidos transportados pierden energía en el yacimiento, en el pozo y en la línea cle

flujo que los lleva a la estación recolectora. Cuando la energía del yacimiento c?s

suficiente para completar el proceso de prodücción, se dice que el pozo produce

por flujo natural, y cuando es necesario utilizar alguna fuente externa de energía

para el levantamiento de fluidos, desde el fondo del pozo hasta la estación, se dice

que el pozo produce mediante levantamiento artificial.

Levantamiento artificial, implica equipos y procesos que permiten

suministrar la energía necesaria para levantar los fluidos desde el fondo del po;:o

hasta la superficie. El propósito de los métodos de levantamiento artificial es

minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora ccln

el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provoc;2r

de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que se generen problemas cle

producción: arenamiento, conificación de agua, etc.

En la actualidad se conocen cinco métodos de levantamiento artifici:il,

cuyo objetivo común es disminuir la presión de fondo fluyente, para aumentar la

entrada de los fluidos del yacimiento hacia el pozo.

Bombeo mecánico.

Levantamiento Artificial por Gas.

Marco Teó*icc

Bombeo Electro-Sumergible.

Bombeo de Cavidad Progresiva.

Bombeo Hidráulico.

2.1.1.1 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG).

En este método el gas de alta presión es inyectado desde la superficie

hasta un punto de comunicación entre tubería y revestidor de Producción para

llevar el fluido de formación hasta la superficie del pozo.

Existen dos aplicaciones de LAG, Continuo e Intermitente:

LAG Continuo: en este método el gas inyectado en forma continua perrr ite

disminuir el peso de la columna de fluido y de esa manera la energía del

yacimiento haga llegar los fluidos desde el fondo hasta la superfic.ie. Existen cos

formas de realizar la inyección de gas continua, a través de la tubería de

Producción (Flujo anular) o a través del revestidor de Producción (Caso común).

Ver Fig. 2.1

Y&- LliiEA DE FLUJO

REVESTIDOR DE P R O ~ U C C I ~ N

TUBERlA DE PROOUCCIOW

EMPACADURA

Fig. 2.1 Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Continuo.

Capitulo II Marco Teó -icc

LAG Intermitente: En etapas avanzadas de agotamiento del yacimiento, la

inyección de gas se realiza en forma alternada, en cuyo caso, la energía del gas

reemplaza la del yacimiento para levantar los fluidos. Ver Fig. 2.2

Existen variantes a este método tales como:

LAG Intermitente con Pistón Metálico: Esta modalidad corisiste introd~cir

un pistón metálico que sirve de interfaz entre el tapón de liquido y el de gas de

inyección con el objeto de reducir las perdidas de crudo por resbalamiento,

además de remover cualquier depósito o sedimento que pueda obstruir la

producción del pozo (parafinas, asfáltenos).

R- Cabezal

Linea de flujo Controlador

Valvula Maestra alvula Motora

Revestidor

- Tapbn de Líquido

Valvula Operadora

u r 0 c

Fig. 2.2 Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Intermitente.

Capítulo ll Marco Teórico m. - -

Se recomienda para pozos de crudos livianos y condensados (gravedades

API entre 35 y 45), con RGP de media a alta (hasta de 400Cl pie3lbl) y la

profundidad de aplicación es hasta 6000 pies. Ver Fig. 2.3

K LUBNCADOR

LlNEA DE FLUJO

VALvULA MAESTRA

LlNEA DE GAS

RESORTE

ASIENTO DE RESORTE

VALVULA DE RETENCIÓH

TUBENA DE PRODUCCIÓN

VALVULA OPERADORA

EMPACAOURA

Fig. 2.3 Esquema del Sistema de LAG lntermitente con Pistón I\lletálico.

LAG lntermitente con Cámara de Acumulación: esta modalidad consisle

en permitir la acumulación de fluido en una cámara que permiten la afluenc a

adicional de líquidos en el fondo sin afectar la presión ejercida sobre la formacióii.

Una vez llena la cámara, la inyección de gas inicia el movimiento de fluidos desde

Marco Teó -icc

el espacio anular hacia la tubería de producción, llevando la columna de fluidos a

la superficie de manera intermitente. Se recomienda en pozos de crudos medianos

y livianos (gravedades API entre 18 y 40), baja presión estática, con índice de

productividad mayor a 3 bpdllpc, con RGP de media a alta (Iiasta de 4000

pies3/bl), la RGP disminuye la eficiencia del método debido al desalojo del gas en

la parte interna de la cámara. La profundidad de aplicación es de hasta 10000

pies. Ver Fig. 2.4

FLUJO LINEh -4 VALVULA v-q PLACA

MAESTRA jlrlrG ,ORlFIClO

LlNEA DE GAS

EMPACADURA SUPERlOR

VALVULA DE DESAHOGO

- REVESTIDOR

TUBERlA DE P R O D U C C I ~ ~ ~

TAPON DE LIQUIDO

VALVULA OPERADORA

Fig. 2.4 Esquema del Sistema de LAG Intermitente con Cámara de Acumulación.

En general estos métodos requieren de muy pocos equipos de subsuc?lc

(mandriles y válvulas) y no son afectados por'la arena presente r n el fluido (le1

pozo. Las válvulas para LAG tienen una vida de senlicio larga y pueden ser

recuperadas con guaya en caso de falla. No es afectado por la desviación y la

profundidad del pozo. Este método tiene generalmente el mayor costo de invers;ór

inicial, el cual está asociado a la instalación de la infraestructura de compresión. El

Capitulo ll m -- Marco Te6 .ice

costo asociado a instalar y operar este método donde la infraestructura existe, son

los más bajos entre todos los sistemas de levantamiento artificial.

Entre las condiciones para que el pozo produzca bajo este métoclo,

tenemos: disponibilidad de compresión (flujo y presión), presión de yacimierito

mayor de 400 Ipc, índice de productividad de moderado a alto.

2.1.1.2 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON BOMBA ELECTROSUMERGIBLE

(BES).

En el bombeo electrosumergible el fluido es inducido a travks de la bomba

centrifuga multietapas, la cual proporciona la energía necesaria para llevar el

fluido desde el fondo a la superficie, cada etapa está compuesta por un impulso- y

un difusor estacionario, en la medida que se mueve el eje a través del trabajo q Ae

le transfiere el motor, el impulsor rota causando un movimiento rotacional al fluiclo.

El difusor cambia la dirección y velocidad del flujo y lo dirige desde el impulsor 'de

una etapa hasta el impulsor de la otra. El tipo de etapa seleccionacla determina el

volumen de fluido a ser manejado. El número de etapas contenidas en la bom )a

determina la presión total o cabezal a ser generado. La potencia requerida por el

motor se determina tanto por el volumen desplazado como el cabez;al generado.

Para cualquier bomba centrifuga, los impulsores están diseñados para

operar eficientemente sobre un rango de capacidades específico, si la bomba 2s

operada a muy baja capacidad, hay un afianzamiento inferior del itnpulsor conlra

el difusor causando desgaste en los rodamientos. Por el contrario, si la bom'la

trabaja a capacidad mayor que la diseñada, ocurrirá un afianzamiento del impulsor

con la parte superior del difusor causando un desgaste similcir. Idealmen.:e,

entonces, el impulsor debería flotar libremente durante la operación, lo cual haría

en su rango de operación recomendado, que es el mismo de mayor eficiencia psra

la bomba. Ver fig. 2.5

Downthrusi O rating %ngc

Upthrusi

Marco Teórico

I I Frca Floatlng I 1 Iinpilcr 1 I

O 2 4 6 8 10 12 74 16

Rato in GPM

Fig. 2.5 Esquema del rango recomendado de operación.

Este equipo puede levantar grandes volúmenes de fluido de pozl~s

profundos, pero tiene como desventajas que la alta temperatura de -yacimiento y la

presencia de sólidos, reducen considerablemente su vida Útil. 1-a instalacikn,

servicio y reparación de estas unidades son muy costosas ya que requieren

reparación mayor de subsuelo. Adicionalmente en áreas lacustres, necesití~n

instalaciones de superficie para alojar los equipos de control.

Entre las condiciones para que el pozo produzca bajo este método,

tenemos: disponibilidad de energía eléctrica, tasa de producción mayor a 400

BBPD, sin problemas de presencia de arena, el gas libre no debe exceder el 40%

del volumen total de fluido a ser manejado por la bomba, el diámetro del revestidor

debe ser suficiente para alojar el equipo de subsuelo (motor, separador de gss,

bomba y cable). Ver Fig. 2.6

Marco Teórico

TRANSFORMADORES --- -- -- --c-

-, -/--

VARlADOR CABEZA

CAJA DE m I '

CABEZA DE DESCARGA

BOMBA

SELLO

CABLE PLANO DEL MOTOR

MOTOR

BASE DEL MOTOR REVESTIDOR

Fig. 2.6 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Bomba

electrosumergible.

Entre las ventajas de aplicación del bombeo electrosumergible esta su

amplia aplicación en pozos desde 400 hasta 15000 bpd y profunditlades de hasta

15000 pies, pocas dificultades en pozos desviados, aplicable tanto en zonas

urbanas como costa afuera, sencilla de operar, costos de levantam ento para altos

volúmenes relativamente bajo, y facilidades para aplicar tratamientos de corrosión

y escamas. Sus desventajas son la no aplicabilidad en completaciones múltipli~s,

aplicable sólo en lugares de alta disponibilidad eléctrica, costosa para recambiar

el equipo para cotejar con la declinación de productividad del pozo, problerras

para el manejo de sólidos y gas, deterioro del cable por altas temperatura:; y

presencia de ácidos.

Marco Teóricc)

medio de cabillas a las que un motor eléctrico, acoplado a una caja de engranaj3s,

imparte el movimiento de rotación en la superficie. Este método requiere muy pocci

espacio de instalación en la superficie. Por esta razón ofrece ciertas ventajas c.on

respecto al bombeo mecánico convencional en áreas pobladas y en costa afuera,

donde el espacio y el entorno son consideraciones determinantes. La bomba de

cavidad progresiva está limitada a profundidades generalmente menores de 6COCi

pies, debido a la altura dinámica que puede levantar eficientemenJ:e. Requiere un

nivel de sumergencia de aproximadamente 200 pies para bombear eficientemerte

Los elastómeros del estator pueden ser afectados por los componentes de los

fluidos del pozo.

Entre las condiciones para que el pozo produzca bajc este método

tenemos: disponibilidad de energía eléctrica, sin problemas de presencia de arena.

sólidos o fluidos con bajo contenido de aromáticos, RGP menor a 750, tasa de

producción menor a 600 BBPD, profundidades menores de 6000 pies, poz:os

verticales o inclinados hasta 60" (utilizando centralizadores). Este sistema se

adapta, en particular, a fluidos viscosos, pesados aún si estos transporlar

partículas sólidas, y10 fluidos bifásicos de gas y petróleo.

Al igual que otros métodos de levantamiento artificial, el BCP estí5

conformado por un equipo de superficie:

- Cabezal giratorio

- Prensa estopa y barra pulida

- Sistema de transmisión de energía

Equipo de subsuelo:

- Sarta de cabillas

- Tubería de producción

- Ancla de gas

- Bomba

- Niple de paro

t: 3 'o Capítulo II Marco Teórico

CABEZAL DF

Fig. 2.8 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Bomba Cavidad

Progresiva.

La bomba esta formada por el estator y rotor. El estator es un cilindro de

acero, recubierto internamente de un elastómero sintético (goma endurecida) en

forma de doble hélice. Se debe prestar mucha atención al seleccionar el

elastómero sintético, ya que su vida útil depende de la gravedad del cruclo,

temperatura, agentes corrosivos, gas, arena y otros. El rotor suspc!ndido y rotado

por las cabillas, es la Única pieza móvil en la bomba. Consiste en una hélice

externa con un área de sección transversal redondeada, torneada a precisi0n.

Tiene como función principal bombear el fluido, girando de modo excéntrico den-ro

del estator y creando cavidades que progresan en forma ascendente.

$y'-$ Capítulo II Marco Teóricci

Cuando el rotor se inserta dentro del estator, se forman dos cadenas de

cavidades progresivas bien delimitadas y aisladas. A medida que el rotor gira.

estas cavidades se desplazan a lo largo del eje de la bomba desde la admisión e r ~

el extremo inferior hasta la descarga en el extremo superior, transportando, de

este modo, el fluido del pozo hacia La tubería de producción.

El bombeo es a tasa fija, sin pulsaciones, directamente proporcional a la

velocidad de rotación. Cuando el rotor alcanza una revolucióii completa, el

volumen comprendido entre el rotor y el estator se desplaza la distancia de Lnr

etapa.

2.1.1 .S LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO HlDRAULlCO (BH)

Este método consiste en una bomba de subsuelo impulsatia por un flu do

de potencia, el cual es bombeado desde la superficie usando bomtlas

reciprocantes hasta la de subsuelo, que puede ser de pistón o tipo jet.

El BH tipo JET consiste en una tobera que transforma la presión del flu do

de potencia en velocidad, y nuevamente en presión, lo cual ocasio~ia una zona de

baja presión que favorece la admisión de los fluidos del Yacimiento y su posterior

transferencia al espacio anular. La presión en la entrada de la garganta se

disminuye, en la medida que se aumenta el caudal de fluido de potencia. Cuando

esta presión se hace más baja que la presión del fluido del pozo (circundante a la

admisión), se origina un efecto de succión que mueve los fluidos del pozo h a c i ~ 12

garganta de mezcla, una ves pasada la cámara de mezcla el fluidi:, del pozo rrlás

el de potencia son desacelerados e incrementan su presión al pasar por el difusor.

Las bombas Jet pueden ser adaptadas para trabajar en una gran variedac

de condiciones, está formada principalmente por tobera, la garganta y difusor

Estos elementos se ensamblan en una variedad de configuraciones y materiales

para ajustarse a los requerimientos de producción.

Capítulo II .II .-. -?m'--'-

Marco Tecrico

La mayor limitante de este método lo representa el gran volumen de flu dci

de potencia requerido para levantar altas tasas de fluido del yacirriento. Ademiis

tanto el fluido producido como el de potencia deben ser sumamerite limpios piara

evitar daños en la bomba de subsuelo y equipo de superficie.

Fluido de Potencia * v

Tobera

Cámara de Filezcla

Difusor

Fluido Mezclado ,--

Fluidos del Pozo

Fig. 2.9 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con

Bombeo Jet (bomba de subsuelo).

El manejo del fluido de potencia en superficie constituye un factor de

riesgo por el impacto de contaminación ambiental debido al numero de

componentes susceptibles a fallas.

Marco Teó -icc

Entre las condiciones para que el pozo produzca bajo este métotlo,

tenemos: disponibilidad de energía eléctrica y facilidades para el manejo y

procesamiento del fluido de potencia, sin problemas de presencia de arena, tasa

de producción menor a 600 BBPD.

Fig. 2.10 Esquema del Sistema de superficie para el Método de Levantamiento

artificial con Bombeo Hidráulico (bombeo Jet o bombeo Pist6n).

El Bombeo Hidráulico tipo Pistón utiliza básicamente los niismos equipos

de superficie que el método de bombeo Jet, en el subsuelo está coinpuesto por ur

conjunto bomba y motor hidráulico reciprocantes, acoplados. La uriidad se inst(3la

por debajo del nivel de trabajo en el pozo. El fluido de potencia viaja a alta pres ór

desde la superficie hasta la bomba hidráulica a través de una tubería y los fluicos~

producidos más el de potencia retornan a superficie por un m i s m ~ o adicionales

conductos. El fluido de potencia a alta presión ocasiona el movimiei~to

reciprocante de la bomba motriz, bajo el mismo principio de la:; máquinas de

vapor. La bomba propiamente, la cual es movida por la motriz, bonibea los fluic'o~~

del pozo a la superficie.

Marco Teórico

Motor hidráulico

I Bomba de fluidos

.- -__ a==-=- =-- n- . ----

Fig. 2.11 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Eiombeo Pistón

(bomba de subsuelo).

Entre las ventajas del Bombeo Hidráulico pistón están:

- Puede producir desde caudales relativamente bajos hasta tasas

altas, típicamente de 135 a 15000 Bld.

- La velocidad de la bomba se puede controlar facilmente para

adaptarse a las condiciones de fluencia del pozo.

- Con el tipo de bomba libre, se puede recuperar fácilmente cor

inyección de fluido en sentido inverso.

- Si se bombean volúmenes de gas limitados, el sisteena de bomkecl

hidráulico tiene una alta eficiencia.

Entre las desventajas de sistema se incluyen:

- Los sistemas de fluido de potencia presentan riesgos de operacióii y

ecológicos.

- La producción de sólidos trae problemas al equipo de Fondo.

- El almacenamiento requerido de fluido de potericia reduce la

factibilidad del proyecto.

- Dificultad para el tratamiento de escamas debajo del empaque.

Marco Teó .ice

2.1.2 ANÁLISIS NODAL

Construcción de la Curva IPRllP

Un paso primordial y de gran importancia en el diseño del método de

levantamiento es determinar, a través de un análisis nodal, la capacidad de

afluencia del yacimiento, a fin de identificar oportunidades de alcaiizar la máxirna

tasa de producción posible del pozo, con un sistema de levantarriiento eficiente.

Esta capacidad de producción se conoce como el desempeño del pozo, el cija1

esta determinado por la capacidad de aporte del yacimiento o afluencia (inflow), y

la capacidad de flujo de salida o efluencia (outílow), asociada al sistema de

producción.

La afluencia describe el comportamiento del yacimiento y de las fuerzas

que mueven los fluidos hacia el pozo. La efluencia describe el movimiento de os

fluidos desde el fondo del hoyo hasta la infraestructura de superíici~!.

Para predecir el comportamiento de afluencia del pozo, se conocen cos

técnicas:

Método del índice de Productividad

Método de la IPR (Inflow Performance Relationship)

Método del lndice de Productividad

lndice de Productividad se define como la cantidad de barriles de fluidcl

por día que se producen por cada Ipc de reducción de presión.

Este método es válido para yacimientos que producen par encima de 12

presión de burbujeo, P o . Cuando Pwf > Pb

Donde la tasa esperada (QL), la presión de fondo fluyente (Pwf) y Ir1

Marco Teó .ice

presión estática (Ps) son conocidos.

Para este caso el índice de productividad se muestra de manera lineal,

como se indica en la curva:

Cuando Pwf < Pb: Se debe usar la curva de IPF? (relación de

afluencia),desarrollada por Gilbert y Vogel.

Método de la IPR (Inflow Performance Relationship)

Cuando un yacimiento produce por debajo de la presión de: burbujeo, I'b ,

la relación de productividad no es lineal.

Para yacimientos con esta condición, se desarrollo una ecuaciór,

adimensional que describe la relación entre las tasas y las presiones, la cual se

conoce con el nombre de Ecuación de Vogel.

La efluencia de un pozo depende de una gran cantidad de factores, entre

los cuales destacan las propiedades de los fluidos, el diámetro y rugosidad de Ic?

tubería, contrapresión y la velocidad del fluido. Existe un gran número de

correlaciones que predicen el comportamiento de flujo para distintas presiones de

fondo fluyente a cualquier profundidad, las cuales se conocen como Curvas de

$Y$ Capitulo II

m --- " Marco Teórico

Gradiente Fluyente. La mayoría están basadas en modelos empíricos, sir

embargo, se han desarrollado correlaciones basadas en modelos mecanístic:~~,

que se adaptan a cualquier configuración del pozo.

La selección de la correlación mas apropiada dependerá de as

características del campo donde esta ubicado el pozo que se desea modelar, por

lo que es conveniente validar estas correlaciones mediante la torna de regist1.0~

fluyentes. Algunas de las correlaciones más utilizadas son: Duns & Ros,

Orkiszewski, Beggs & Brill, Ansari, Poettman & Carpenter, Hagedorn & Brov~n,

entre otras.

Estas correlaciones nos permiten determinar la presión en tubería a cada

profundida, en función principalmente de las siguientes variables:

Diámetro interno de la tubería

Porcentaje de AyS

Tasa de producción

Relación gas-líquido

La intersección entre las curvas de afluencia y efluencia de un pozo

determinan su punto de operación, es decir, establecen el equilibricl entre la ofe-ta

del yacimiento y la demanda del sistema de producción.

1 P u n t o d e o p e r a c i ó n I

M o d e l o d e D e s e m p e ñ o d e l P o z o

-1 METODOS CAMPO URDANETA OESTE - Página …23:29Z-264… · José Felipe y Yolanda del Rosario,...

Documents

Transcript of -1 METODOS CAMPO URDANETA OESTE - Página …23:29Z-264… · José Felipe y Yolanda del Rosario,...