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Categora: Marque con una X Artculo Tcnico X Tesis Pregrado Tesis PosgradoDerechos de Autor 2009, ACIPET

Este artculo tcnico fue preparado para presentacin en el XIII Congreso Colombiano del Petrleo organizado por ACIPET en Bogot D.C. Colombia, 1o - 4 de Diciembre de 2009..

Este artculo fue seleccionado para presentacin por el comit tcnico de ACIPET, basado en informacin contenida en un resumen enviado por el autor(es).

Resumen

El mejoramiento del dimetro en los ejes de los componentes del Bombeo Electrosumergible (BES), permiti aumentar la extraccinde crudo en 1000 bppd (Incremento promedio del 40%) para 5 pozos productores y mejorar la confiabilidad operativa por incrementodel 85% en la resistencia al torque de los ejes.

Introduccin

El Bombeo electrosumergible es el principal sistema de levantamiento artificial utilizado en Campo Tello, debido a los altos ndices deproductividad en los pozos productores, por la influencia de la inyeccin de agua como recobro secundario. Dichos pozos seencontraban con alto nivel de fluido y limitados en aumentos de extraccin por:

Alta carga en los ejes del conjunto BES (Sellos, Bombas, Separadores, etc), debido a los requerimientos de cabeza dinmicapor la profundidad de los pozos (7500-9000 ft).

Limitacin de equipos a serie 538 por altas desviaciones (Mayores de 60) en revestimientos de 7 y 9-5/8 (Arrastre en el enequipo que ocasiona dao en el cable de potencia).

Alto desgaste en las bombas por la tendencia al Down thrust; adems de los altos costos de energa por la baja eficiencia deextraccin.

De acuerdo a la limitante descrita anteriormente, donde el caudal dependa de la capacidad del eje del conjunto BES para soportaraltas cargas o potencia al freno (BHP por sus sigla en ingls) y el dimetro externo (OD) de los equipos no poda sobrepasar la serie538 (OD 5.38) de las bombas en los pozos completados en revestimientos de 7; fue necesario desarrollar la tecnologa de ejesrobustos que permita el uso de un eje de mayor dimetro (Aumenta de 7/8 a 1-3/16), logrando una mayor resistencia a la torsin.

Para la instalacin y prueba del equipo BES de eje robusto, se realiz una evaluacin de los pozos candidatos considerando sundice de productividad donde se tuviesen incrementos significativos de produccin. En Marzo de 2008 se instal en el pozo Tello 51y debido a los excelentes resultados se extendi a 4 pozos ms; con esta tecnologa se ha logrado:

Incremento de produccin por el aumento en la extraccin de fluidos.

Aumento en la resistencia del eje del equipo a la torsin. Reduccin en los costos de energa por presentar una mayor eficiencia de levantamiento en las etapas de la bomba. Menor desgaste en los componentes de las bombas por trabajar en punto de mxima eficiencia.

Antecedentes

El Campo Tello est ubicado al noreste de la ciudad de Neiva en el departamento del Huila, a tres kilmetros aproximadamente decasco urbano de la ciudad de Neiva, en la subcuenca del Valle Superior del Magdalena, ver Figura 1. La Subcuenca de Neiva seextiende desde el sur del arco de Natagaima hasta la poblacin de Pitalito (Huila), entre las cordilleras Central y Oriental.

ACIPET

Nueva tecnologa de Bombas Electrosumergibles para aumento de extraccin enpozos limitados por alta carga en ejes convencionales en Campo Tello.W.A. Martnez ECOPETROL; J .M. Galindo ECOPETROL; J .A. Archila ECOPETROL; R.A. Guzmn CENTRILIFT

Aso ciac in Colombi ana de Ingenieros de Petr leos

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Hace parte de la antigua Concesin Tello 1161. Esta Concesin fue adjudicada a la compaa Tennessee Colombia S.A. en el aode 1971 y pas a la compaa Hocol S.A. en el ao de 1979. En febrero 14 de 2006 reverti a la nacin a la Agencia Nacional deHidrocarburos (ANH), siendo actualmente operado por Ecopetrol S.A. por intermedio de la Superintendencia de Operaciones HuilaTolima.

Figura 1. Localizacin de Campo Tello

Fue descubierto en marzo de 1972 con la perforacin del pozo del Tello 1 que produjo 800 barriles de petrleo por da (bppd) enlas areniscas de la Formacin Monserrate. El desarrollo principal del Campo Tello se termin con la perforacin de los pozos del aode 1985, para esta fecha el campo alcanz una produccin mxima de 14.000 bppd. En septiembre de 1997 en el Campo Tello seinicia el proyecto de inyeccin de agua, el desarrollo de la zona norte del campo y la perforacin infill. Con este plan de desarrollo seincrement notablemente la produccin y se alcanz una produccin mxima de 15.551 bppd en abril de 2001, Ver Figura 2.

Figura 2. Comportamiento de produccin de Campo Tello

El mecanismo de produccin en la etapa primaria de Campo Tello, era el gas en solucin y en menor grado segregacingravitacional y empuje hidrulico moderado. Actualmente el Campo se encuentra en recobro secundario por inyeccin de agua con efin reducir la declinacin de la presin y retrasar el tiempo de llegada al punto de burbuja, as como tambin mejorar la eficiencia debarrido y de desplazamiento de los fluidos dentro del yacimiento.

La Formacin Monserrate, de edad Cretcea, es considerada el reservorio principal de campo Tello. El sello lo proporcionan losinnumerables cuerpos de arcillolitas presentes en la cuenca, las discordancias y las yuxtaposiciones de arcillolitas contra areniscasgeneradas por el desplazamiento de las fallas. La trampa est definida por anticlinales fallados, elongados en direccin Noroeste Sureste. Al norte y al sur, el lmite de la trampa est dado por el buzamiento de la estructura

De acuerdo a un estudio de Halliburton1, el modelo estructural del campo se redefini en tres lminas estructurales, separadas entres por fallas de cabalgamiento con un anticlinal asociado a cada una de ellas. Las tres lminas estructurales han sido denominadas deeste a oeste A, BC y D, ver Figura 3. La lmina estructural A, que est ubicada en el extremo oriental del campo, y donde se ubicanlos pozos de estudio para la instalacin de la tecnologa BES de Ejes Robustos, es la ms extensa, la menos deformadaestructuralmente y la de mayor impacto en la produccin de hidrocarburos.

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Figura 3. Mapa Estructural Campo Tello

Los pozos donde se instal la tecnologa de ejes robustos, fueron perforados entre los aos 1999 y 2004 en la lmina A (Lmina demayor reservas de crudo y mejores propiedades petrofsicas con un permeabilidad y porosidad promedio de 146 mD y 19.6%respectivamente) con desviaciones entre 70 y 80, que permiti encontrar un mayor espesor de los miembros B1, B2 y B3 de laformacin Monserrate y como consecuencia una mayor transmisibilidad del yacimiento al pozo.

Desarrollo.El bombeo electrosumergible es el principal sistema de levantamiento del campo con 25 pozos y el 84% de la produccin total decrudo. Por lo cual su confiabilidad es un reto grande por problemas presentados en los revestimientos por fallas de estos o desviacinmuy altas (Figura 4.).

Figura 4. Completamiento Pozo Tello 58

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Las fallas ms recurrentes en los equipos BES en Campo Tello, se presentan por desgaste en la bomba por abrasin y abolladurasen el cable de fondo en la seccin que pasa por la bomba debido a restriccin de dimetros en el revestimiento y desviacin de lospozos. Por lo cual la produccin de los pozos se limita a dimetros externos de bomba y cable no superior 5.9.

El completamiento tpico de los pozos de alta produccin, son bombas serie 538 (5.38 de dimetro externo del housing) enrevestimiento de 9-5/8 con alta desviacin (>60, y dog legs entre 1-7 / 100 ft) y en revestimiento de 7 con poca desviacin overticales, utilizando cable plano #4 en la seccin de la bomba y cable #2 en la seccin de la tubera. Para el caso del revestimiento de

9-5/8 ver figura 5, el espacio libre entre el conjunto bomba y cable con el dimetro interno del revestimiento es de 2.675, y para ecaso del revestimiento de 7 ver Figura 6, es de 0.182. Esta ltima aplicacin se ha ido cambiando por equipos serie 400 de altovolumen, y en algunos casos limitando produccin para evitar pegas del equipo de fondo o prdida del pozo.

Figura 5. Esquema del espacio libre entre equipo de fondo y casing de 9-5/8

Figura 6. Esquema del espacio libre entre equipo de fondo y casing de 7

Segn un estudio realizado por Borja y Castao2 en Campo Tello, una opcin para la optimizacin de la produccin del campo esla combinacin del Bombeo Electrosumergible con el Gas Lift, pero por requerimientos de gas se descart; otra opcin fue la nuevatecnologa en el Bombeo Electrosumergible de Ejes Robustos, que se aplicaba a las condiciones de los pozos BES por ser una serie538 y tener una mayor resistencia a la torsin por aumento del dimetro del eje de 7/8 a 1-3/16). Esta opcin segn simulacionerealizadas fue la ms viable tcnica como econmicamente y la que se escogi para la implementacin en el Campo.

Durante la etapa de factibilidad de aplicacin de esta tecnologa se tuvieron en cuenta los siguientes factores para la escogencia delos pozos:

- ndice de productividad mayor a 10 bfpd/Psi.- Produccin minina de 5000 bfpd.

- Aumento de produccin superior a 100 bppd.- Recuperacin de la inversin en un tiempo menor a 6 meses.- No aumentar el costo de energa por barril levantando.- Revestimiento de produccin de 9-5/8, y en menor prioridad pozos con revestimiento de 7.- Limitacin en la carga del eje del equipo para aumento de extraccin.- Fallas recuentes en el eje de la bomba y sellos.

En la evaluacin preliminar se obtuvieron siete pozos (3 pozos con revestimiento de 7 y los dems con revestimiento de 9-5/8),se realiza la primera corrida en un pozo de 7 donde se presenta problemas de arrastre durante la bajada del equipo, pero se logra dejar

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en servicio. Despus de los buenos resultados de produccin, se realiza la implementacin en los cuatro pozos con revestimiento de 9-5/8.

Resultados.Una vez realizada la instalacin de los equipos y evaluado los resultados, se obtiene un aumento de la produccin en 1000 bppd en loscinco pozo, superando las expectativas de ganancia de produccin debido al aumento de produccin del TL-58 con 590 bppd debido a

que se presenta disminucin del corte de agua.Para la evaluacin de resultados del TL-58 se realizo una simulacin con las condiciones antes y despus del cambio de tecnologa

los datos para la simulacin fueron los siguientes:

ITEM DESCRIPCION

Gravedad del crudo 20 APICorte de Agua 86%GOR 250 SCF/BlsPunto de Burbuja 850 psi

Temperatura 190 FPresin Esttica 1000 psiIP 11.0 bfpd/psiCHP 900 psi

THP 150 psiCasing N-80; 9-5/8 29 lbs/pie

Tubing 3-1/2; 9.3 lbs/pie

Profundidad Bomba 8500ft (MD), 7790 ft (TVD),Desviacin 71.3

Tabla 1. Condiciones Pozo Tello 58

En la Tabla 2 se puede observar la comparacin de la bomba convencional con eje de alta carga (metalurgia Inconel) con respectoa la bomba de eje robusto con metalurgia convencional de Monel, con el aumento de la produccin se evidencia una menor carga en eeje lo cual asegura una mayor vida til del equipo de fondo, de igual forma se reducen los costos de energa por bppd levantando en un6,6% debido a la mayor eficiencia de la bomba.

ITEM BOMBA

CONVENCIONAL

BOMBA EJE

ROBUSTObfpd 4200 6200Corte de Agua (%) 86 81bppd 588 1178PIP (psi) 600 410Dimetro de eje (pulg.) 7/8 1-3/16Material Inconel MonelHP Max a 60 Hz 550 800Hz 56 60HP consumo 530 660Carga Eje (%) 95 83No Etapas 225 228Eficiencia Bomba (%) 48 60KWh 466 649bfpd/KWh 9,0 9,6

Tabla 1. Comparacin Tecnologas BES

Debido a la limitante de carga en el eje en las bombas convencionales, la cantidad de etapas en el diseo de la bomba se debalimitar para obtener la mxima produccin, por lo cual la operacin del equipo siempre se presentaba con tendencia al Down-thrustcomo se puede observar en la Figura 7; lo cual aceleraba el desgaste de la bomba por la baja eficiencia inicial y la produccin dearena.

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Figura 7. Curvas bomba Convencional

En la figura 8, se puede observar las curvas de la bomba con eje robusto que en comparacin con la bomba convencional sepresenta una operacin en su mayor punto de eficiencia. Lo cual genera un desgaste menor de la bomba y asegura una produccinestable.

Figura 8. Curvas bomba con eje robusto

En la figura 9, se observa la produccin del pozo TL-58, donde se evidencia la perdida de eficiencia de la bomba convenciona

despus de cada servicio por el mismo diseo de la bomba con tendencia al Down-Thrust, acelerando el desgaste de las etapas yesfuerzos en el eje convencional a pesar de poseer etapas estabilizadas con carburo de tungsteno, en enero de 2009 despus de lainstalacin de la bomba con eje robusto se aumenta la produccin y se mantiene estable la produccin en el tiempo por la mayoreficiencia de la bomba.

2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

50

100

500

1000

5000

0000

Date

TELL0058:MONSERRATEOil.Calday( bbl )

liq.Calday( bbl )

Water.Cut(% )

Figura 9. Historia de produccin Pozo Tello 58

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Conclusiones

La tecnologa de ejes robustos es una opcin econmicamente viable para aumentar la produccin en pozos de alto ndice deproductividad manteniendo el mismo dimetro externo del housing de las bombas serie 538.

La aplicacin de esta tecnologa, logra ubicar la operacin de la bomba en el punto de mxima eficiencia, disminuyendo edesgaste por tendencia al Down-Thrust.

Para una mayor produccin, se logra una disminucin significativa en la carga del eje, que representa una mayor confiabilidadoperativa en el equipo. En un pozo de revestimiento de 7 se baj la tecnologa de eje robusto y a pesar que fue exitosa por el aumento de produccin;

no se recomienda bajar nuevamente en el pozo especifico debido a presenta alta desviacin, que ocasiona fallas en el cable. Se evidenci un incremento de produccin del 40% promedio en los pozos donde fue instalada la tecnologa de eje robusto.

ReconocimientosSe agradece al equipo de trabajo de Ecopetrol S.A. - Superintendencia de Operaciones Huila - Tolima SOH y a la Gerencia RegionaSur, que mantiene su visin de implementar nuevas tecnologas alineadas con los objetivos de la compaa. De la misma manera seagradece al continuo soporte tcnico de los profesionales de la compaa Baker Hughes Divisin Centrilift.

NomenclaturaANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos

BES: Bombeo electrosumergible.bfpd: Barriles de fluido por dabppd:Barriles de petrleo por da.CHP: Presin de AnularGOR: Relacin gas - aceiteHz: FrecuenciaIP: ndice de productividadMD: Profundidad mediaOD: Dimetro externoPIP: Presin de entrada a la bombaTHP: Presin en cabeza de pozoTVD: Profundidad vertical total

Referencias

1. Halliburton: Consultora para la revisin integral del Campo Tello de Ecopetrol S.A. con el fin de proponer oportunidades de optimizacin deproduccin, (2008) 500.

2. Borja, H.; Castao, R.: Production Optimization by Combined Artificial Lift Systems and Its Application in Two Colombian Fields SPE(1999) 7.