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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS DE LA DEMANDA ENERGÉTICA ACTUAL Y OPTIMIZACIÓN
EN LOS DISEÑOS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO
HIDRÁULICO A TRAVÉS DE UN SISTEMA CENTRALIZADO DE INYECCIÓN DE
AGUA COMO FLUIDO MOTRIZ
Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Jorge Luis Proaño Suárez
TUTOR:
Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
Mayo, 2018
QUITO – ECUADOR
ii
DEDICATORIA
Jorge Luis Proaño Suárez
A mis padres, Sonia y Rodrigo,
A mi hermana, Carolina,
A mi familia,
Todo lo que soy, todo lo que tengo,
se resume en ustedes.
iii
AGRADECIMIENTO
A mis padres, hermana y familia, quienes siempre han sido un pilar fundamental en
mi vida, y que, con su ejemplo, me han impartido los más altos valores morales.
A la Universidad Central del Ecuador, por haberme brindado los conocimientos
teórico-prácticos que de seguro serán la base de mi carrera profesional.
A la empresa Andes Petroleum Ecuador Ltd., quien me ha brindado una parte de su
capital humano y físico para la elaboración de este trabajo.
A Alexander Albuja, mi supervisor en Andes Petroleum Ecuador Ltd., quien además
de ser un excelente profesional, me ha brindado su amistad y apoyo desde el primer momento.
A Roberto Guamán de Andes Petroleum Ecuador Ltd. y Juan Carlos Córdova de Baker
Hughes a GE Company, quienes más de una vez me brindaron su ayuda, consejos y amistad
durante mi estancia en la empresa.
A mis docentes, Ing. Atahualpa Mantilla, mi tutor de tesis, Dr. José Cóndor e Ing.
Marcelo Benítez, mis revisores, quienes con sus consejos y recomendaciones me han
permitido desarrollar un trabajo de calidad del que me siento agradecido y orgulloso.
Jorge Luis Proaño Suárez
iv
DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, JORGE LUIS PROAÑO SUÁREZ, en calidad de autor del Estudio Técnico
denominado “ANÁLISIS DE LA DEMANDA ENERGÉTICA ACTUAL Y
OPTIMIZACIÓN EN LOS DISEÑOS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN POR
BOMBEO HIDRÁULICO A TRAVÉS DE UN SISTEMA CENTRALIZADO DE
INYECCIÓN DE AGUA COMO FLUIDO MOTRIZ por la presente autorizo a la
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR”, hacer uso de todos los contenidos que me
pertenecen o de parte de los que contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o
de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente
autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos
5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.
En la ciudad de Quito a los 07 días del mes de mayo de 2018.
Jorge Luis Proaño Suárez
C.I. 1003760004
v
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TUTOR Y REVISORES
Por la presente dejamos constancia que hemos supervisado la realización del Trabajo
de Titulación cuyo tema es: “ANÁLISIS DE LA DEMANDA ENERGÉTICA ACTUAL Y
OPTIMIZACIÓN EN LOS DISEÑOS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN POR
BOMBEO HIDRÁULICO A TRAVÉS DE UN SISTEMA CENTRALIZADO DE
INYECCIÓN DE AGUA COMO FLUIDO MOTRIZ”, presentado por el señor JORGE
LUIS PROAÑO SUÁREZ para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, consideramos que
reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación
pública por parte del Tribunal que se designe.
Adjunto reporte de similitudes.
En la ciudad de Quito a los 07 días del mes de mayo de 2018.
Atahualpa Mantilla Rivadeneira
C.I. 1712337474
TUTOR
José Cóndor Tarco Marcelo Benítez Guerra
C.I. 1711454668 C.I. 1719343061
REVISOR REVISOR
vi
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al
título de Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental de la Universidad Central del Ecuador denominado “ANÁLISIS DE LA
DEMANDA ENERGÉTICA ACTUAL Y OPTIMIZACIÓN EN LOS DISEÑOS DE LOS
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO HIDRÁULICO A TRAVÉS DE UN
SISTEMA CENTRALIZADO DE INYECCIÓN DE AGUA COMO FLUIDO MOTRIZ” es
original y no ha sido realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de
calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado
de las investigaciones del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información
consultadas.
Jorge Luis Proaño Suárez Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
C.I. 1003760004 C.I. 1712337474
vii
ABREVIATURAS Y SIGLAS
AOF = flujo máximo absoluto [stb/d]
C = volumen muerto entre el pistón en su
carrera superior y válvulas
D = desplazamiento volumétrico del
pistón [plg3]
EffM = eficiencia de motor trifásico [%]
EffV = Eficiencia volumétrica bomba
pistón [%]
GLR = relación gas-líquido [mscf/stb]
HP = potencia [hp, kW]
HPS = bombas centrífugas horizontales
I = intensidad de corriente [Amp]
MD = profundidad medida [ft]
MTU = unidad móvil de prueba
NPSHR = carga neta positiva de succión
[ft, psia]
PF = factor de potencia del motor [frac.]
PIP = presión de entrada a la bomba
[psia]
PWH = presión de cabeza de pozo [psia]
S = desplazamiento de la válvula
expresada en valor decimal
SCR = sistema centralizado de
reinyección
TVD = profundidad vertical verdadera
[ft]
V = voltaje [V]
VRF = válvula reductora de flujo
WC = corte de agua [frac., %]
Βf = factor volumétrico del fluido
[stb/bbl, m3/m3]
ΔP = diferencial de presión [psia]
μo = viscosidad del petróleo [cP]
viii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
AGRADECIMIENTO ............................................................................................... iii
DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL ............................................... iv
APROBACIÓN DEL TUTOR Y REVISORES ......................................................... v
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ................................................................ vi
ABREVIATURAS Y SIGLAS ................................................................................. vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS ................................................................................... viii
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................ xii
ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. xv
RESUMEN ............................................................................................................. xvii
1 GENERALIDADES............................................................................................. 1
1.1 Planteamiento del problema .......................................................................... 1
1.2 Objetivos ....................................................................................................... 2
1.2.1 Objetivo general ........................................................................................ 2
1.2.2 Objetivos específicos................................................................................. 2
1.3 Justificación e importancia ........................................................................... 2
1.4 Entorno del estudio ....................................................................................... 3
1.4.1 Marco institucional de la Carrera de Ingeniería de Petróleos ................... 3
1.4.2 Marco institucional de las empresas Andes Petroleum Ecuador Ltd. y
PetroOriental S.A. ................................................................................................ 3
1.4.3 Marco ético ................................................................................................ 3
1.4.4 Marco legal ................................................................................................ 4
2 MARCO TEÓRICO ............................................................................................. 5
2.1 Aspectos generales ........................................................................................ 5
ix
2.2 Ubicación geográfica de los Bloques 14 y 17 ............................................... 5
2.3 Geología estructural, Estratigrafía y Petrofísica de los Bloques 14 y 17 ..... 6
2.3.1 Geología del Corredor Oriental (Sistema Capirón-Tiputini) .................... 6
2.3.2 Estratigrafía y Petrofísica .......................................................................... 6
2.4 Características PVT de los fluidos producidos ............................................. 8
2.5 Bombeo hidráulico ...................................................................................... 11
2.5.1 Generalidades .......................................................................................... 11
2.5.2 Sistema de fluido motriz abierto y cerrado ............................................. 11
2.5.3 Bombeo hidráulico tipo pistón ................................................................ 11
2.5.4 Bombeo hidráulico tipo jet ...................................................................... 12
2.6 Facilidades de producción .......................................................................... 23
2.6.1 Múltiple de producción (Manifold) ......................................................... 24
2.6.2 Separador de agua libre (Free-water Knockout) ..................................... 24
2.6.3 Separador trifásico................................................................................... 25
2.6.4 Tratador térmico (Heater-treater) ............................................................ 26
2.6.5 Tanques de almacenamiento (Storage tanks) .......................................... 27
2.6.6 Bota de gas .............................................................................................. 27
2.6.7 Bombas booster ....................................................................................... 28
2.6.8 Bombas centrífugas horizontales (HPS) ................................................. 28
2.6.9 Bombas rotatorias de tornillo .................................................................. 30
2.6.10 Generadores eléctricos ........................................................................... 31
2.6.11 Líneas de flujo ........................................................................................ 31
2.6.12 Válvulas de control de flujo (VRF) ........................................................ 32
3 DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................................ 35
3.1 Tipo de Estudio ........................................................................................... 35
x
3.2 Universo y Muestra ..................................................................................... 35
3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos ................................ 35
4 DESCRIPCIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LOS SISTEMAS DE
PRODUCCIÓN Y FACILIDADES DE SUPERFICIE............................................ 37
4.1 Estado actual de los pozos productores ...................................................... 37
4.1.1 Pozo A1 ................................................................................................... 37
4.1.2 Pozo B1 ................................................................................................... 42
4.2 Estado actual de las facilidades de superficie ............................................. 49
4.2.1 Plataforma Alpha 1.................................................................................. 49
4.2.2 Plataforma Beta 1 .................................................................................... 51
4.3 Sistema de centralizado de reinyección ...................................................... 54
4.3.1 Plataforma Alpha 1.................................................................................. 54
4.3.2 Plataforma Beta 1 .................................................................................... 55
4.4 Generación eléctrica.................................................................................... 56
4.4.1 Plataforma Alpha 1.................................................................................. 56
4.4.2 Plataforma Beta 1 .................................................................................... 57
5 ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y FACILIDADES DE
SUPERFICIE ............................................................................................................ 58
5.1 Plataforma Alpha 1 ..................................................................................... 58
5.1.1 Modelo actual del sistema de producción del pozo A1 ........................... 58
5.1.2 Consideraciones para el cambio al sistema centralizado ........................ 59
5.1.3 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo
A1 manteniendo la tasa de producción .............................................................. 61
5.1.4 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo
A1 aumentando la tasa de producción ............................................................... 63
xi
5.1.5 Arreglos en las facilidades de superficie necesarios para implementar el
SCR…………………………………………………………………………….65
5.1.6 Comparación entre los sistemas de producción actual y propuestos ...... 69
5.2 Plataforma Beta 1 ........................................................................................ 74
5.2.1 Modelo actual del sistema de producción del pozo B1 ........................... 74
5.2.2 Consideraciones para el cambio al sistema centralizado ........................ 75
5.2.3 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo
B1 manteniendo la última tasa de producción de T inferior .............................. 78
5.2.4 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo
B1 aumentando la tasa de producción ................................................................ 81
5.2.5 Arreglos en las facilidades de superficie necesarios para implementar el
SCR…………………………………………………………………………….82
5.2.6 Comparación entre los sistemas de producción actual y propuestos ...... 86
6 METODOLOGÍA DE CÁLCULO COMPARATIVA ENTRE EL SISTEMA
MTU Y SISTEMA CENTRALIZADO DE REINYECCIÓN ................................. 91
7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................. 96
7.1 Conclusiones ............................................................................................... 96
7.2 Recomendaciones ....................................................................................... 99
REFERENCIAS...................................................................................................... 100
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Ilustración 1 Ubicación de los Bloques 14 y 17 ................................................................... 5
Ilustración 2 Columna estratigráfica generalizada de la sección cretácica de la Cuenca
Oriente .................................................................................................................................... 6
Ilustración 3 Bomba pistón de doble acción ....................................................................... 12
Ilustración 4 Bomba tipo jet, circulación reversa ............................................................... 13
Ilustración 5 Unidad MTU. Equipos de superficie de un sistema de bombeo hidráulico tipo
jet .......................................................................................................................................... 14
Ilustración 6 Principio de Venturi en la bomba jet ............................................................. 18
Ilustración 7 Ensamblaje de fondo de una bomba jet en circulación directa y reversa ...... 22
Ilustración 8 Sistemas de inyección standard o directa y sistema de inyección reversa de
fluido motriz ......................................................................................................................... 23
Ilustración 9 Representación esquemática de un FWKO horizontal .................................. 24
Ilustración 10 Separador Trifásico con componentes internos ........................................... 25
Ilustración 11 Vista tridimensional de un heater-treater horizontal .................................... 27
Ilustración 12 Componentes del Sistema REDA HPS G3 de Schlumberger ...................... 30
Ilustración 13 Vista superior y tridimensional de una bomba de tornillo IMO 323F ......... 31
Ilustración 14 Válvula de control de flujo no compensada en presión. (a) Totalmente cerrada;
(b) parcialmente abierta; (c) totalmente abierta .................................................................... 33
Ilustración 15 Corte en sección de una válvula de control de flujo compensada en presión
.............................................................................................................................................. 34
Ilustración 16 Fases de elaboración del estudio técnico ..................................................... 36
Ilustración 17 Diagrama de la configuración mecánica y completación del pozo A1 ........ 39
Ilustración 18 Histórico de producción del pozo A1 del yacimiento U media ................... 40
Ilustración 19 Curva IPR del yacimiento U media en el pozo A1 ...................................... 41
Ilustración 20 Pronóstico de producción del pozo A1 en el yacimiento U media .............. 42
Ilustración 21 Diagrama de la configuración mecánica y completación del pozo B1 ........ 44
Ilustración 22 Histórico de producción del pozo B1 del yacimiento T inferior ................. 45
Ilustración 23 Histórico de producción del pozo B1 del yacimiento U inferior ................. 46
Ilustración 24 Curva IPR del yacimiento U inferior en el pozo B1 .................................... 47
xiii
Ilustración 25 Pronóstico de producción del pozo B1 en el yacimiento T inferior ............ 48
Ilustración 26 Pronóstico de producción del pozo B1 en el yacimiento U inferior ............ 48
Ilustración 27 Estación de proceso Alpha 1 ........................................................................ 50
Ilustración 28 Estación de proceso Beta 1 .......................................................................... 52
Ilustración 29 Esquema resumen del sistema de producción del pozo A1 en WellFlo ...... 58
Ilustración 30 Resumen de las condiciones de operación del pozo A1 en WellFlo ........... 59
Ilustración 31 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo
A1 manteniendo la tasa actual de producción ...................................................................... 61
Ilustración 32 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo A1 manteniendo la
tasa actual de producción ...................................................................................................... 62
Ilustración 33 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo
A1 con tasa incrementada ..................................................................................................... 63
Ilustración 34 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo A1 incrementando la
tasa actual de producción ...................................................................................................... 64
Ilustración 35 Modelo de simulación en PIPESIM del SCR en la plataforma Alpha 1 ..... 66
Ilustración 36 Velocidades del líquido en las tuberías de inyección de agua y fluido motriz
del SCR de la plataforma Alpha 1 ........................................................................................ 67
Ilustración 37 Línea de flujo propuesta para la inyección del fluido motriz en el pozo A167
Ilustración 38 Comparación de costos de producción por barril de petróleo con MTU y SCR
en el pozo A1 ........................................................................................................................ 73
Ilustración 39 Esquema resumen del sistema de producción del pozo B1 en WellFlo ...... 74
Ilustración 40 Resumen de las condiciones de operación del pozo B1 en WellFlo............ 75
Ilustración 41 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo
B1 manteniendo la tasa actual de producción proveniente de U inferior ............................. 76
Ilustración 42 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo
B1 manteniendo la última tasa de producción de T inferior ................................................ 79
Ilustración 43 Análisis de sensibilidad de la presión de inyección para el pozo B1
manteniendo la última tasa de producción de T inferior ...................................................... 80
Ilustración 44 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo B1 manteniendo la
última tasa de producción de T inferior ................................................................................ 81
xiv
Ilustración 45 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo
B1 con tasa incrementada ..................................................................................................... 82
Ilustración 46 Modelo de simulación en PIPESIM del SCR en la plataforma Beta 1 ........ 83
Ilustración 47 Velocidades del líquido en las tuberías de inyección de agua y fluido motriz
del SCR de la plataforma Beta 1 .......................................................................................... 84
Ilustración 48 Línea de flujo propuesta para la inyección del fluido motriz en el pozo B1 85
Ilustración 49 Comparación de costos de producción por barril de petróleo con MTU y SCR
en el pozo B1 ........................................................................................................................ 90
Ilustración 50 Flujo de trabajo principal para la comparación entre el sistema MTU y SCR
.............................................................................................................................................. 92
Ilustración 51 Subproceso "Pozo" perteneciente al flujo de trabajo principal .................... 93
Ilustración 52 Subproceso "MTU" perteneciente al flujo de trabajo principal ................... 94
Ilustración 53 Subproceso "SCR" perteneciente al flujo de trabajo principal .................... 95
xv
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 Análisis PVT del yacimiento M1 en la plataforma Alpha 1..................................... 8
Tabla 2 Análisis PVT del yacimiento U inferior en la plataforma Alpha 1 .......................... 9
Tabla 3 Análisis PVT del yacimiento T inferior en la plataforma Beta 1 ............................ 9
Tabla 4 Análisis PVT del yacimiento U superior en la plataforma Beta 1......................... 10
Tabla 5 Análisis PVT del yacimiento U inferior en la plataforma Beta 1 .......................... 10
Tabla 6 Geometría de bombas jet de diferentes fabricantes en el mercado......................... 19
Tabla 7 Detalle de configuración de tubería del pozo A1 ................................................... 37
Tabla 8 Detalle de string de completación del pozo A1 ...................................................... 38
Tabla 9 Detalle de configuración de tubería del pozo B1 ................................................... 43
Tabla 10 Detalle de string de completación del pozo B1 .................................................... 43
Tabla 11 Equipos presentes en la estación de tratamiento Alpha 1 ..................................... 49
Tabla 12 Descripción de la Unidad MTU utilizada en el pozo A1 ..................................... 50
Tabla 13 Equipos presentes en la estación de tratamiento Beta 1 ....................................... 52
Tabla 14 Descripción de la Unidad móvil de prueba utilizada para el pozo B1 ................. 53
Tabla 15 Motor y Bomba Horizontal utilizadas en Alpha 1 ................................................ 54
Tabla 16 Volúmenes y reservorios de inyección del agua disponible en la plataforma Alpha
1 ............................................................................................................................................ 55
Tabla 17 Motor y Bomba Horizontal utilizadas en Beta 1 .................................................. 56
Tabla 18 Generadores presentes en la plataforma Alpha 1 ................................................. 57
Tabla 19 Generadores presentes en la plataforma Beta 1 .................................................... 57
Tabla 20 Resumen de arreglos necesarios en las facilidades de superficie de la plataforma
Alpha 1 ................................................................................................................................. 65
Tabla 21 Pérdidas de presión en las diferentes líneas de flujo del SCR de Alpha 1 ........... 66
Tabla 22 Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción con MTU y
SCR del pozo A1 .................................................................................................................. 69
Tabla 23 Resumen del OPEX actual, CAPEX demandado y ahorro estimado en el pozo A1
.............................................................................................................................................. 73
Tabla 24 Resumen de arreglos necesarios en las facilidades de superficie de la plataforma
Beta 1 .................................................................................................................................... 83
Tabla 25 Pérdidas de presión en las diferentes líneas de flujo del SCR de Beta 1 .............. 84
xvi
Tabla 26 Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción con MTU y
SCR del pozo B1 .................................................................................................................. 86
Tabla 27 Resumen del OPEX actual, CAPEX demandado y ahorro estimado en el pozo B1
.............................................................................................................................................. 90
xvii
Tema: Análisis de la demanda energética actual y optimización en los diseños de los sistemas
de producción por bombeo hidráulico a través de un sistema centralizado de inyección de
agua como fluido motriz.
Autor: Jorge Luis Proaño Suárez
Tutor: Atahualpa Mantilla Rivadeneira
RESUMEN
Las innovaciones y optimizaciones se han convertido en una herramienta fundamental
para mantener o incrementar los volúmenes de producción. En este caso, la suspensión del
uso de unidades MTU e implementación de un sistema centralizado de reinyección (SCR),
con facilidades de superficie existentes, permitirán mantener e incrementar las tasas de
producción en los pozos A1 (plataforma Alpha 1) y B1 (plataforma Beta 1), los cuales poseen
bombeo hidráulico tipo jet y, a la vez, disminuir los costos operativos de producción de cada
barril de petróleo.
La evaluación de los diseños del sistema de levantamiento artificial hidráulico y de
los equipos existentes en las facilidades de producción se han desarrollado en base a varias
consideraciones técnicas, las cuales han permitido analizar la factibilidad técnica y el
beneficio económico que conlleva reemplazar las unidades MTU por un SCR, logrando así,
optimizar el sistema de producción en cada uno de los pozos mencionados.
Aunque las unidades MTU son propias de la empresa, los actuales y futuros costos
operativos promedio con una MTU se sitúan en 8.80 USD/barril para el pozo A1, y 8.59
USD/barril para el pozo B1; mientras que producir un barril de petróleo utilizando el sistema
centralizado de reinyección para los pozos A1 y B1, costará 0.52 USD/barril y 0.01
USD/barril, respectivamente. Además, la metodología de cálculo comparativa propuesta
permitirá evaluar técnica y económicamente la implementación del sistema centralizado de
reinyección en futuros pozos candidatos.
Palabras clave: <MTU> <BOMBEO HIDRÁULICO> <SISTEMA CENTRALIZADO DE
REINYECCIÓN> <BOMBAS CENTRÍFUGAS HORIZONTALES> <COSTO
OPERATIVO> <METODOLOGÍA COMPARATIVA>
xviii
Topic: Analysis of the current energy demand and hydraulic pumping production system
optimization using water as power fluid through a centralized injection system.
Author: Jorge Luis Proaño Suárez
Tutor: Atahualpa Mantilla Rivadeneira
ABSTRACT
Innovation and optimization have become two essential tools to maintain and increase
production volumes in the oil industry. In this case, the suspension of using MTU units and
the implementation of a centralized injection system (CIS), with existing surface facilities,
will allow to maintain and increase the production rates in wells A1 (platform Alpha 1) and
B1 (platform Beta 1) with hydraulic pumping systems, and decrease the operative cost to
produce a barrel of oil.
The design evaluation of the hydraulic artificial lift system and surface production
facilities equipment have been performed based on several technical considerations, which
have allowed to analyze the technical feasibility and the economic profit what it entails to
replace MTU units for a CIS system, achieving thus, optimizing the production system in
each mentioned well.
Although the company is the owner of the MTU units, current and future average
operative costs are 8.80 USD/barrel for well A1, and 8.59 USD/barrel for well B1. Whereas
to produce a barrel of oil using a centralized injection system will cost 0.52 USD/barrel and
0.01 USD/barrel in the same wells. Furthermore, the proposed comparative calculation
methodology will allow performing a technical and economic evaluation in future candidate
wells.
Keywords: <MTU> <HYDRAULIC PUMPING> <CENTRALIZED INJECTION
SYSTEM> <HORIZONTAL PUMPING SYSTEM> <OPERATIVE COST>
<COMPARATIVE METHODOLOGY>
1
CAPÍTULO I
1 GENERALIDADES
1.1 Planteamiento del problema
La problemática radica en que, actualmente, la producción en los pozos con bombeo
hidráulico tipo jet en las plataformas Alpha 1 y Beta 1 se realiza mediante Unidades móviles
de prueba (MTU), las cuales demandan una carga energética adicional a la utilizada por los
equipos de inyección de agua y deshidratación de petróleo. Estas unidades emplean diésel
para la generación de energía eléctrica, incrementando los costos operativos propios del
sistema de levantamiento, y sumándose a los costos de mantenimiento de las unidades,
remuneraciones de trabajadores y químicos utilizados para resolver problemas comunes de
producción como es la presencia de escala, parafinas, emulsiones, etc. El presente estudio se
enfocará en el pozo A1 en la plataforma Alpha 1 y en el pozo B1 en la plataforma Beta 1.
Los pozos productores mediante un sistema de levantamiento artificial hidráulico tipo
jet poseen un consumo energético menor que pozos productores por bombeo
electrosumergible, además, estos últimos son más difíciles de optimizar mediante una
reducción de la carga energética necesaria para levantar la columna de fluido. En dicho
contexto, se opta por aminorar la demanda energética de los pozos que producen por bombeo
hidráulico.
El problema se traduce en altos costos de operación y producción que actualmente
afronta la empresa PetroOriental S.A., los cuales pueden ser optimizados a través del uso de
sistemas de inyección instalados y en operación, suspendiendo la operación de equipos
adicionales como bombas, motor, líneas de flujo, recipientes a presión, etc., que conforman
una Unidad de bombeo hidráulico.
2
1.2 Objetivos
1.2.1 Objetivo general
Analizar la demanda energética actual y optimizar los diseños de los sistemas de
producción por bombeo hidráulico a través de un sistema centralizado de inyección de agua
como fluido motriz.
1.2.2 Objetivos específicos
• Evaluar el sistema actual de producción por bombeo hidráulico y optimizar los
diseños actuales de subsuelo y superficie de los pozos A1 y B1 por medio de
WellFlo® Design and Analysis Software y PIPESIM©.
• Realizar un análisis de costo-beneficio que demandará realizar los arreglos en los
diseños de subsuelo y superficie al cambiar al sistema centralizado de inyección en
los pozos A1 y B1.
• Desarrollar una metodología de cálculo comparativa de la demanda energética actual
y futura, y el costo por barril producido al optimizar la producción mediante el sistema
centralizado de inyección de agua como fluido motriz.
1.3 Justificación e importancia
Ante una industria petrolera dinámica y evolutiva como la de hoy en día, las
innovaciones y optimizaciones se han convertido en una herramienta fundamental para
mantener o incrementar los volúmenes de producción de un determinado campo, y así,
generar mayores ingresos económicos a los actores directos de dicha intervención.
Las metodologías de optimización varían ampliamente dependiendo del problema a
resolver. Para este caso, la optimización del sistema de producción por bombeo hidráulico
mediante el cálculo exacto de la demanda energética actual y la creación de una metodología
ajustada a la realidad de producción, permitirán determinar el nuevo costo por barril
producido en los pozos A1 y B1 al cambiar la inyección del fluido motriz con las Unidades
móviles de prueba por un sistema centralizado, utilizando el agua de reinyección disponible
en las instalaciones de superficie pertenecientes a cada pozo productor.
3
El cambio de la modalidad de inyección del fluido motriz origina un estudio completo
del sistema de producción, partiendo de la capacidad de producción del reservorio con la
geometría actual que utilizan las bombas jet, los volúmenes de los fluidos en las facilidades
de superficie, las limitaciones de espacio en la plataforma, llegando hasta el rediseño de la
geometría de las bombas jet de subsuelo y los arreglos en las líneas de flujo de cada pozo.
La optimización de recursos es una consideración técnico-económica que siempre se
tiene presente, más aún cuando los precios por barril en el mercado mundial son bajos. Por
las razones antes expuestas, y un precio de $50-60/barril, se ha considerado pertinente
optimizar el sistema de producción por bombeo hidráulico presente en los pozos antes
mencionados.
1.4 Entorno del estudio
1.4.1 Marco institucional de la Carrera de Ingeniería de Petróleos
Dentro de las normativas, funciones y lineamientos existentes en la Universidad
Central del Ecuador, y, por lo tanto, de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, este trabajo es
pertinente realizar para optar por el título de Ingeniero de Petróleos que las leyes de la
República del Ecuador le permiten otorgar.
1.4.2 Marco institucional de las empresas Andes Petroleum Ecuador Ltd. y
PetroOriental S.A.
La misión y visión de las empresas Andes Petroleum Ecuador Ltd. y PetroOriental
S.A. se enmarcan en los principios éticos, ambientales y sociales que permiten la explotación
de hidrocarburos. Además, permiten el crecimiento profesional y de los profesionales
existentes en el país anfitrión, siendo la razón principal de auspiciar la realización de este
trabajo.
1.4.3 Marco ético
El presente proyecto de titulación tiene como finalidad brindar apoyo técnico y de
desarrollo a la empresa operadora PetroOriental S.A. mediante la optimización del sistema
de producción actual. Esta investigación es netamente técnica-académica, y no atenta a los
4
principios éticos y morales de las partes involucradas en su desarrollo, encontrándose así,
dentro de las políticas de responsabilidad social de PetroOriental S.A., Andes Petroleum
Ecuador Ltd. y del Código de Ética de la Universidad Central del Ecuador.
1.4.4 Marco legal
El estudio técnico a realizarse se encuentra respaldado por el contrato de realización
de trabajos de tesis y carta de confidencialidad y manejo de las informaciones exigidas por
Andes Petroleum Ecuador Ltd. y PetroOriental S.A. al investigador.
Además, el mismo está amparado por la normativa del CES, Constitución de la
República del Ecuador, Ley Orgánica de Educación Superior, Reglamento de Régimen
Académico, Estatutos de la Universidad Central del Ecuador y la Guía de Procedimientos de
la Carrera de Ingeniería de Petróleos.
5
CAPÍTULO II
2 MARCO TEÓRICO
2.1 Aspectos generales
Los Bloques 14 y 17, operados por PetroOriental S.A. se ubican en la zona Este de la
Cuenca Oriente, siendo denominados Bloque Sur en conjunto. Su producción promedio es
de 9200 BPPD, con crudos desde los 15º a 23º API, es obtenida de la formación Napo, de los
yacimientos U y M1, principalmente.
El Bloque 14 se encuentra conformado por 5 campos con un área de 2.204 km2, y, el
Bloque 17 está conformado por 3 campos con una extensión areal de 1.195 km2.
2.2 Ubicación geográfica de los Bloques 14 y 17
El Bloque Sur, conformado por los Bloques 14 y 17, se encuentran en las provincias
de Orellana y Pastaza, en la zona Este de la Cuenca Oriente. Los hidrocarburos explotados
se localizan a lo largo de la Cuenca Oriente Ecuatoriana que guarda la compleja historia de
la evolución geológica del Ecuador, en trampas estratigráficas y estructurales situadas en las
formaciones Tena, Napo y Hollín (Andes Petroleum Ecuador Ltd.; PetroOriental S.A., 2009).
Ilustración 1 Ubicación de los Bloques 14 y 17
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
6
2.3 Geología estructural, Estratigrafía y Petrofísica de los Bloques 14 y 17
2.3.1 Geología del Corredor Oriental (Sistema Capirón-Tiputini)
Las zonas de interés en los Bloques 14 y 17 se localizan en las formaciones Hollín,
Napo y en la base de la formación Tena (ver Ilustración 2), las cuales datan de edad Cretácica.
Por su parte, el Corredor Oriental acumula al menos 10.000 millones de barriles,
equivalentes a un 30% del petróleo original en sitio de toda la Cuenca Oriente. La calidad
del petróleo difiere según una distribución areal en el sistema, donde los crudos medianos
predominan en el NNO y, los crudos pesados en dirección E y SSE.
El principal reservorio es la arenisca M1, siendo U el segundo en importancia.
Acumulaciones menores se encuentran en Basal Tena, T, M2 y muy marginalmente en Hollín
Inferior (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014).
Ilustración 2 Columna estratigráfica generalizada de la sección cretácica de la Cuenca Oriente
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
2.3.2 Estratigrafía y Petrofísica
La estratigrafía y propiedades petrofísicas (porosidad, permeabilidad, espesores y
saturaciones) de los principales horizontes productores se detallan a continuación:
7
a) Arenisca T
La arenisca T se desarrolla sobre una superficie erosiva, producto de una
nueva caída del nivel del mar. Su depocentro se ubica en el extremo SE de la Cuenca
Oriente y es de orientación SE - NO (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014):
Los geólogos del petróleo le dividen en dos cuerpos denominados T inferior
y T superior. Petrocanadá (1987) y White et al., (1997), diferencian un tercer
miembro al que White et al., denomina arenisca T Basal, la misma que según
él representa los depósitos clásticos iniciales que siguen el paquete de lutitas
del Napo Basal. Los remanentes de T Basal según el mismo autor están
constituidos por una variedad de facies apiladas que incluyen lutitas marinas
laminadas, lodos de “lagoon”, lodos y areniscas mareales, sedimentos
deltaicos y fluviales de planicie costera.
Las características petrofísicas de T inferior determinadas a partir del registro
de densidad tomado del pozo A2 en la plataforma Alpha 1, permiten estimar una
porosidad del 20% con un espesor neto de 12 pies.
Al no considerarse un reservorio potencial en la plataforma Alpha 1, no se
posee información petrofísica del mismo. En cambio, en la plataforma Beta 1 sí es un
reservorio económicamente explotable, teniendo porosidades entre 14 y 22%,
saturaciones de agua ente 17 y 43% y espesores netos de 3 a 40 pies tanto T superior
como T inferior.
b) Arenisca U
En el centro de la cuenca, la arenisca U ha sido divida en tres miembros, como:
U inferior, U media y U superior, que a su vez corresponden a facies de relleno de
canal, en donde se desarrollan facies transgresivas de areniscas cuarzosas y cuarzo-
glauconíticas, culminando hacia el miembro superior con areniscas glauconíticas con
cemento calcáreo y lutitas de plataforma, así lo define Baby et al., 2014.
La interpretación de registros eléctricos tomados en el pozo A2 indican la
presencia del contacto agua-petróleo a -9,055 pies SSTVD, con una porosidad
8
promedio del campo de 17% y saturación del 25% de agua en U inferior. Asimismo,
el espesor neto promedio es de 25.6 pies, saturado con un petróleo de 17.5º API de
promedio. Los miembros U media y superior no son representativos en el campo,
pues presentan características petrofísicas pobres.
Con porosidades promedio de 14%, saturaciones promedio de agua de 25% y
espesores de 7 a 46.5 pies, U inferior ha sido considerado un excelente prospecto de
explotación en Beta 1. Por su parte, el yacimiento U superior posee características
petrofísicas similares, aunque su presencia se encuentra limitada a 5 pozos.
2.4 Características PVT de los fluidos producidos
Los fluidos producidos en la plataforma Alpha 1 provienen de los yacimientos M1
(ver Tabla 1) y U inferior (ver Tabla 2), los cuales se han descrito mediante el análisis PVT
realizado a dos pozos del campo en mención.
Tabla 1 Análisis PVT del yacimiento M1 en la plataforma Alpha 1
Caracterización de fluidos
Presión estática inicial (Pi) 3.014 psia
Temperatura de fondo (Tf) 204 F
Presión de burbuja (Pb) 268 psia
Compresibilidad a Pi (Ct) 2,70E-06 1/psia
Factor volumétrico a Pi (Boi) 1.088 bbl/STB
Factor volumétrico a Pb (Bob) 1.098 bbl/STB
Relación de gas en solución a Pi (Rsi) 61 SCF/STB
Relación de gas en solución a Pb (Rsb) 61 SCF/STB
Viscosidad del petróleo a Pi (μoi) 15.28 cP
Viscosidad del petróleo a Pb (μob) 10.48 cP
Densidad relativa del petróleo (γ) 0.926
Gravedad API 21.4
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
9
Tabla 2 Análisis PVT del yacimiento U inferior en la plataforma Alpha 1
Caracterización de fluidos
Presión estática inicial (Pi) 3420 psia
Temperatura de fondo (Tf) 219 F
Presión de burbuja (Pb) 800 psia
Compresibilidad a Pi (Ct) 6.30E-06 1/psia
Factor volumétrico a Pb (Bob) 1.102 bbl/STB
Relación de gas en solución a Pb (Rsb) 109 SCF/STB
Viscosidad del petróleo a Pi (μoi) 18.655 cP
Viscosidad del petróleo a Pb (μob) 12.625 cP
Densidad relativa del petróleo (γ) 0.9544
Gravedad API 16.6
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
En cambio, los análisis PVT de la plataforma Beta 1 corresponden a los yacimientos
T inferior, U superior y U inferior, tal como se muestran en la Tabla 3, Tabla 4 y Tabla 5,
respectivamente
Tabla 3 Análisis PVT del yacimiento T inferior en la plataforma Beta 1
Caracterización de fluidos
Temperatura de fondo (Tf) 230 F
Presión de burbuja (Pb) 946 psia
Factor volumétrico a Pb (Bob) 1.176 bbl/STB
Relación de gas en solución a Pb (Rsb) 193 SCF/STB
Viscosidad del petróleo a Pi (μoi) 12.849 cP
Viscosidad del petróleo a Pb (μob) 9.318 cP
Densidad relativa del petróleo (γ) 0.93
Gravedad API 20.5
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
10
Tabla 4 Análisis PVT del yacimiento U superior en la plataforma Beta 1
Caracterización de fluidos
Temperatura de fondo (Tf) 220 F
Presión de burbuja (Pb) 915 psia
Factor volumétrico a Pb (Bob) 1.177 bbl/STB
Relación de gas en solución a Pb (Rsb) 200 SCF/STB
Viscosidad del petróleo a Pi (μoi) 11.63 cP
Viscosidad del petróleo a Pb (μob) 8.332 cP
Densidad relativa del petróleo (γ) 0.93
Gravedad API 20
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Tabla 5 Análisis PVT del yacimiento U inferior en la plataforma Beta 1
Caracterización de fluidos
Temperatura de fondo (Tf) 23 F
Presión de burbuja (Pb) 909 psia
Factor volumétrico a Pb (Bob) 1.157 bbl/STB
Relación de gas en solución a Pb (Rsb) 143 SCF/STB
Viscosidad del petróleo a Pi (μoi) 10.206 cP
Viscosidad del petróleo a Pb (μob) 8.093 cP
Densidad relativa del petróleo (γ) 0.949
Gravedad API 17.5
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
11
2.5 Bombeo hidráulico
2.5.1 Generalidades
Un sistema de levantamiento artificial hidráulico puede poseer bombas tipo jet o
bombas tipo pistón como bomba de subsuelo, y el Petroleum Engineering Handbook, en su
Volumen IV, lo define como:
Un método de levantamiento artificial usado desde los inicios de 1930, el cual ha sido
probado en diferentes condiciones de profundidad (500 a 19,000 pies) y tasas de
producción (menos de 100 a 20,000 BFPD). La flexibilidad del sistema de
levantamiento se debe al control de la tasa de producción mediante los diferentes
fluidos que son inyectados desde superficie adicionales al fluido motriz; mientras que,
el bombeo de agua fresca ayuda a disolver los depósitos de sal. En la producción de
crudos pesados, el fluido motriz se convierte en diluyente para reducir la viscosidad
de los fluidos producidos (Fretwell, 2007).
2.5.2 Sistema de fluido motriz abierto y cerrado
Cuando el fluido motriz se mezcla con el fluido del yacimiento, el sistema es abierto
(OPF, open power-fluid system); mientras que, si el fluido motriz no se mezcla con el fluido
de producción, se denomina como sistema cerrado (CPF, closed power-fluid system).
Las bombas jet son inherentemente bombas OPF, debido a que la transferencia de
energía depende de la mezcla del fluido motriz con el fluido producido. Las bombas
reciprocantes tipo pistón mantienen los fluidos separados durante el proceso de transferencia
de energía. Si el ensamblaje de fondo (BHA) tiene los sellos apropiados para mantener los
dos fluidos separados, el sistema se denomina CPF (Fretwell, 2007).
2.5.3 Bombeo hidráulico tipo pistón
En el bombeo hidráulico tipo pistón, la bomba de fondo es similar a una bomba pistón
de bombeo mecánico, debido a que usa un émbolo con varilla y dos o más válvulas check.
La configuración de la bomba de subsuelo puede ser de acción simple o acción doble (ver
Ilustración 3), siendo que, en las bombas de acción simple, el fluido de producción es enviado
12
a superficie en un recorrido; mientras que, en bombas de doble acción, el fluido es enviado
tanto en carrera ascendente del émbolo como en carrera descendente.
A diferencia del bombeo mecánico, en el cual el pistón está conectado con una varilla
hasta el cabezal del pozo, la energía necesaria es enviada a través del fluido motriz. Para esto,
la bomba de fondo posee una válvula que permite el paso del fluido motriz según la posición
en la que se encuentre el émbolo en una carrera, permitiendo el movimiento reciprocante de
la misma.
Ilustración 3 Bomba pistón de doble acción
Fuente: (Fretwell, 2007)
2.5.4 Bombeo hidráulico tipo jet
El bombeo jet es un método de levantamiento artificial en donde un fluido de baja
presión (del yacimiento) es impulsado por la mezcla de este con un fluido bombeado a alta
presión hacia el fondo del pozo desde la superficie.
La bomba jet puede ser asentada en la tubería de producción mediante wireline o
coiled tubing, y su recuperación puede realizarse invirtiendo el sentido de circulación del
fluido motriz. La bomba se encuentra a la misma profundidad de la camisa de circulación
(sliding sleeve), la cual permite la comunicación entre la tubería de producción y el espacio
13
anular casing-tubing, con lo cual el fluido motriz entra en la bomba ya sea por circulación
directa o reversa (De Ghetto, Riva, & Giunta, 1994)
Al no poseer partes móviles, la bomba jet es muy resistente a la abrasión y corrosión
que puedan generar los fluidos del yacimiento. Tanto la garganta (throat) como la boquilla
(nozzle), se fabrican generalmente de carburo de tungsteno o materiales cerámicos de alta
duración. La Ilustración 4 exhibe los principales componentes de una bomba tipo jet.
Ilustración 4 Bomba tipo jet, circulación reversa
Fuente: (Pugh, Ben Khelifa, & Fraser, 2015)
Debido a la variada configuración de gargantas y boquillas que puede llegar a tener
una bomba jet, éstas poseen un amplio rango de producción, con tasas que van desde menos
de 100 BFPD hasta más de 15,000 BFPD. Sin embargo, conseguir las altas tasas de
producción, también dependerá del caudal de fluido motriz inyectado, completación de fondo
y la capacidad de producción del sistema como tal.
Otra ventaja de utilizar una bomba jet es su capacidad para manejar altos volúmenes
de gas asociados al fluido producido, pues al no tener partes móviles, no existen problemas
14
de golpe o desgaste excesivo asociados a las bombas reciprocantes, y es menos sensible a
problemas de cavitación comparado con bombas centrífugas.
a) Equipos de superficie
El sistema de bombeo hidráulico tipo jet, al ser un sistema de fluido motriz
abierto, necesita de varios equipos en superficie que permitan acondicionar este fluido
antes de enviarlo nuevamente hacia la bomba en subsuelo.
Es una práctica común utilizar unidades móviles de prueba (MTU), como la
que se puede observar en la Ilustración 5, la cual permite movilizar hacia diferentes
pozos los siguientes equipos de superficie:
Ilustración 5 Unidad MTU. Equipos de superficie de un sistema de bombeo hidráulico tipo jet
Fuente: (Sertecpet, 2017)
Válvulas de cuatro vías
Estas válvulas permiten revertir el flujo de los fluidos al introducir o retirar
la bomba de subsuelo, las mismas que se accionan mediante un brazo de acción
positiva tipo carreta. En la conexión de la línea de fluido motriz se encuentra
instalada una válvula de bola para altas presiones (5,000 psi), mientras que para
las líneas de flujo y de retorno del pozo, están presentes válvulas de bola de
presiones medias (1,500 psi).
15
Recipiente de acumulación y amortiguamiento
Este recipiente es un separador vertical que permite almacenar en primera
instancia el fluido proveniente del pozo, el cual posee dos funciones principales.
La primera es evitar que un flujo excesivo de gas ingrese al filtro ciclónico de
arena, y la segunda, es servir como una cámara de compensación en caso de existir
una corriente con sobrepresión proveniente del pozo, evitando así que esta se
transmita al filtro ciclónico y recipiente de acondicionamiento.
Desarenador ciclónico
El filtro ciclónico para arena es uno de los equipos más importantes en
superficie, pues de la retención de sólidos que realice dependerá el
acondicionamiento que tenga el fluido motriz. Un diseño apropiado del
desarenador indica que no debe dejar que más de un 5% del total de sólidos en
suspensión en el fluido motriz pase hasta la siguiente fase de separación, y que,
ninguna de estas partículas debe tener más de 25 micras de diámetro.
Separador de acondicionamiento
El tiempo de retención del fluido motriz en este recipiente no permite que
los sólidos en suspensión se asienten hasta el fondo, por lo que el diseño del filtro
ciclónico debe ser el adecuado. Éste, es un separador trifásico, y la descarga de
los fluidos se controla mediante diferenciales de presión entre el recipiente y la
línea de flujo.
En este recipiente se definirá el fluido motriz para la bomba de subsuelo,
pues posee una salida alta para descargar petróleo y una salida baja para descargar
agua; por lo que es necesario mantener un nivel lo suficientemente alto para
abastecer a la bomba múltiplex.
Tanques de almacenamiento de fluido motriz
El volumen de fluido motriz que se inyectará hacia la bomba jet debe ser
el adecuado para evitar posteriores problemas operacionales. Los tanques de
16
almacenamiento son utilizados en caso de que el volumen de fluido motriz
saliente del separador de acondicionamiento no abastezca directamente el
requerimiento del sistema de bombeo.
Bombas múltiplex
Las bombas múltiplex son las encargadas de enviar el fluido motriz hasta
la entrada de la bomba jet en subsuelo, y usualmente, poseen un recorrido de 2 a
7 pulgadas, con diámetros del pistón entre 1 y 2.5 pulgadas. Pistones de mayor
diámetro, en este tipo de bombas, proveen tasas de flujo mayores, pero
generalmente se encuentran limitados por las máximas cargas que pueda soportar
el cigüeñal.
En un sistema de levantamiento artificial hidráulico nuevo, la selección de
la bomba múltiplex dependerá de los requerimientos de presión y caudal de la
bomba jet; mientras que, para un rediseño por optimización, la bomba jet deberá
seleccionarse en base a la capacidad y presión de la bomba múltiplex en superficie.
En ambos casos, es necesario que el caudal a bombear se mantenga fijo, pues no
toleran grandes variaciones del mismo, pero sí son capaces de manejar diferencias
de presión en un determinado rango.
Las bombas triplex y quíntuplex son las más utilizadas, y esto se debe al
ángulo de desplazamiento que forman los codos del cigüeñal, de 120º y 72º,
respectivamente; los cuales disminuyen las cargas por aceleración propias de la
acción reciprocante de los pistones, evitando así problemas de cavitación al
momento de la succión.
La cavitación es un problema frecuente en estas bombas. Son varios los
factores que causan cavitación en el equipo, aunque generalmente se encuentra
asociado a la carga neta positiva de succión (NPSHR) insuficiente. Las burbujas
en el líquido se producen cuando la NPSHR es menor a la presión de vapor del
líquido, por lo que los recipientes a presión que componen el sistema deben
proveer la presión de succión necesaria para evitar lo antes mencionado.
17
La eficiencia volumétrica de la bomba se calcula en base a las dimensiones
del cilindro, el recorrido del pistón y diferencial de presión que maneja la bomba.
La siguiente fórmula puede ser empleada para bombas triplex o quíntuplex:
𝐸𝑓𝑓𝑉 =1 − ∆𝑃𝛽𝑓 (1 +
𝐶𝐷)
1 − 𝑃𝛽𝑓− 𝑆
Motor
El motor que impulsa la bomba múltiplex puede ser eléctrico, a diésel o a
gas. La bomba se encuentra conectada al motor mediante un reductor de velocidad,
el cual se compone de un conjunto de engranajes y bandas que permiten disminuir
las RPM del motor. Esto, debido a que la acción reciprocante de la bomba se vería
afectada moviéndose a altas velocidades.
La eficiencia del motor depende de la potencia que esté generando, el
voltaje, la intensidad de corriente y el factor de potencia que sea capaz de entregar
el equipo. Ésta, puede ser determinada por la siguiente fórmula:
𝐸𝑓𝑓𝑀 =𝐻𝑃 ∗ 746
√3 ∗ 𝑉 ∗ 𝐼 ∗ 𝑃𝐹
Líneas de alta presión
Se componen de tuberías que transportan el fluido motriz desde la
descarga de las bombas múltiplex hasta el cabezal del pozo. Dichas tuberías
soportan presiones de hasta 5,000 psi y se encuentran diseñas bajo
especificaciones de la norma API 5L.
Líneas de baja presión
Son tuberías utilizadas para transportar los fluidos desde el cabezal del
pozo hasta los separadores y posteriormente, el fluido motriz hasta los tanques de
almacenamiento y bombas. Al igual que las líneas de alta presión, su construcción
se encuentra bajo especificaciones de la norma API 5L.
18
Juntas giratorias
Son conexiones con pivotes de rodamiento de bola que permiten unir las
líneas de flujo en diferentes configuraciones de acuerdo con el espacio disponible.
Estas juntas son esenciales en la configuración de las líneas de flujo de alta y baja
presión.
b) Equipos de subsuelo: Bomba jet
El principal equipo del bombeo hidráulico tipo jet en subsuelo es la bomba jet,
de la cual se pueden enumerar los siguientes literales:
Principio de funcionamiento
Las bombas jet operan bajo el principio de Venturi. El fluido motriz
enviado a alta presión desde superficie ingresa en la boquilla de la bomba, en
donde debido a la reducción del área pierde presión, pero aumenta su velocidad,
con lo cual, permite que se introduzca en la cámara de mezclado con el fluido
producido.
El fluido mezclado pasa hacia el difusor, en donde el aumento del área en
esta sección provoca que la alta velocidad de la mezcla se convierta en alta presión,
y así se genere la energía necesaria para llevar el flujo hacia superficie. En la
Ilustración 6 se observa claramente los perfiles de velocidad y presión a través de
los tres componentes principales de una bomba jet
Ilustración 6 Principio de Venturi en la bomba jet
Fuente: (Tech-Flo, 2014)
19
Relación boquilla – garganta
La relación de áreas entre la boquilla y garganta de la bomba jet determina
la tasa de producción en función de la cantidad de fluido motriz transferido. Tanto
boquillas como gargantas siguen una progresión de diámetro y orificios (ver
Tabla 6) que permite establecer la relación antes mencionada.
La relación de áreas comúnmente se encuentra entre 0.235 y 0.400. Esta
variable permitirá determinar la geometría de la boquilla y garganta para el diseño
de la bomba, la cual, a su vez, dependerá del fabricante.
Relaciones de áreas mayores a 0.400 son usadas normalmente en pozos
profundos o cuando se dispone de baja presión en la inyección del fluido motriz.
Mientras menor es la relación, más facilidad de cavitación existe.
Tabla 6 Geometría de bombas jet de diferentes fabricantes en el mercado
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
20
Cavitación en bombas jet
Las altas velocidades necesarias para que los fluidos puedan entrar hasta
la garganta de la bomba, provocan que existan problemas de cavitación. Mientras
más pequeña es la diferencia de áreas entre garganta y boquilla, mayor es la
velocidad con la que el fluido de producción pasará a través de la misma. Este
aumento en la velocidad y, por consiguiente, reducción de presión, provoca que
el fluido entre en la zona de dos fases y se forme una cierta cantidad de vapor, el
cual es el principal causante de erosión en los componentes internos de la bomba.
El diseño de la bomba jet exige un área anular de flujo mínima para que el
caudal de diseño, con una determinada presión de entrada a la bomba, posea una
velocidad lo suficientemente baja para evitar cavitación, pero óptima para
producción.
c) Accesorios de subsuelo
Varios accesorios adicionales a la bomba jet componen el ensamblaje de
fondo de un sistema de levantamiento artificial hidráulico tipo jet. Los arreglos del
ensamblaje para circulación directa y reversa pueden observarse en la Ilustración 7.
Camisa de recirculación (Sliding Sleeve)
Este tipo de camisas permiten la comunicación entre la tubería de
producción y el espacio anular en el pozo, usándose para circulación de fluidos,
producción de una determinada zona o inyección. La apertura o cierre de la camisa
se realiza mediante slickline o coiled-tubing.
Además, la camisa permite el alojamiento de la bomba jet, debido a que
posee un perfil especial y un sello pulido tanto en la parte superior como inferior
del mismo.
Niple de asentamiento con restricción interior (No-go seating nipple)
La restricción que ejerce este tipo de niple, debido a su reducción en el
diámetro interno del mismo, evita que las demás herramientas de la completación
21
caigan hacia el fondo del pozo. Generalmente el niple se coloca en la parte más
baja de la tubería de completación.
Válvula de pie (Standing valve)
La válvula de pie permite que el fluido que se encuentre sobre la misma
no fluya hacia el fondo del pozo. Así se evita que el fluido fluya de nuevo hacia
la cara del reservorio. Cuando la bomba se encuentra operando, la válvula
permanece abierta, permitiendo el flujo, no así, cuando la bomba está apagada.
La recuperación de esta válvula requiere de una operación con wireline, e
incluye un mecanismo de drenaje de la tubería de producción antes de ser extraída.
Ocasionalmente, en instalaciones de bombeo jet, esta válvula puede actuar como
un niple de asentamiento y sello de fondo.
Empacadura hidráulica (Hydraulic Packer)
Para aislar la comunicación entre dos zonas productoras, se utiliza una
empacadura hidráulica, las cuales son ideales para pozos direccionales, donde
empacaduras mecánicas no muestran la confiabilidad necesaria.
Al aplicar presión hidráulica sobre la tubería de producción, la
empacadura se asentará a la profundidad establecida una vez que se haya
alcanzado el diferencial de presión predeterminado. El diferencial de presión es
logrado con un tapón temporal en al final de la tubería de producción bajo la
empacadura.
Tubería de producción (Tubing)
Es el conducto por el cual se transporta la producción hacia superficie, o
se inyecta determinados fluidos que ayudan en operaciones de producción y
control de pozo.
En sistemas de levantamiento artificial hidráulico, la tubería de
producción permite el retorno del fluido motriz a superficie una vez que se haya
mezclado con la producción, o genera el ducto necesario para inyectar este fluido
hasta la bomba jet en subsuelo.
22
Ilustración 7 Ensamblaje de fondo de una bomba jet en circulación directa y reversa
Fuente: (J&J Technical Services LLC, 2014)
d) Sistemas de inyección del fluido motriz en bombas jet
Sistema de inyección directa
En la Ilustración 8 (a), el fluido motriz (en rojo) es bombeado hacia la
bomba jet por la tubería de producción y, el retorno (en violeta) del fluido motriz
y producción se realiza a través del espacio anular casing-tubing.
Para retornar la bomba hacia superficie, invierte el sentido de inyección,
recuperando la bomba jet por la tubería de producción.
Sistema de inyección reversa
En la Ilustración 8 (b), la inyección del fluido motriz (en rojo) se realiza a
través del espacio anular casing-tubing, y junto con el fluido producido desde el
yacimiento (en celeste), fluyen hacia superficie por la tubería de producción.
23
La recuperación de la bomba jet en este tipo de inyección requiere de una
operación de pesca con wireline.
Ilustración 8 Sistemas de inyección standard o directa y sistema de inyección reversa de fluido
motriz
Fuente: (Oilwell Services de México S.A., 2016)
2.6 Facilidades de producción
Los fluidos producidos e inyectados deben ser acondicionados en superficie para su
transporte y/o reutilización, según sea el caso. La separación del agua del petróleo no es 100%
eficiente, por lo que se ha establecido que el contenido de agua en el petróleo se encuentre
en menos del 1% en volumen. La eficiencia de separación dependerá del diseño de los
equipos disponibles (dimensiones, presión, temperatura) y propiedades del petróleo como
gravedad API y viscosidad.
El agua obtenida del proceso de separación debe contener mínimos niveles de
petróleo. En casos donde el agua de producción es utilizada como fluido motriz para bombas
jet, debe ser acondicionada a especificaciones que aseguren el cuidado necesario tanto en
equipos de superficie como de fondo, para lo cual, se suele incluir aditivos químicos
reductores de fricción, anti-emulsionantes, anti-escala, entre otros.
24
El gas obtenido de separadores trifásicos, botas de gas, tratadores térmicos,
deshidratadores electrostáticos, o cualquier otro equipo, es dirigido a un mechero para su
combustión cuando éste no es aprovechado para generación eléctrica o en intercambiadores
de calor.
2.6.1 Múltiple de producción (Manifold)
Por lo general, más de un pozo se encuentra en producción en un campo, y cada uno
de estos posee diferentes presiones en el cabezal. Para controlar el flujo y presión de cada
uno de los pozos, es necesario un arreglo de válvulas y tuberías que permitan ecualizar el
flujo a una sola presión y consecuentemente entre a un recipiente a presión (i.e. FWKO,
separador, tanque, etc.) o sea redirigido a una línea diferente. Un manifold de producción
cumple con este objetivo.
2.6.2 Separador de agua libre (Free-water Knockout)
El término “free-water knockout” (FWKO) es usado para describir al recipiente que
el agua libre contenida en la producción. Este tipo de separador se diferencia de un separador
trifásico debido a que solo posee dos salidas, una para el petróleo y gas y otra para el agua
(ver Ilustración 9). Usualmente opera con niveles llenos, y la salida del agua es controlada
por un controlador de nivel de interface. El diseño de un FWKO es similar a un separador
trifásico.
Ilustración 9 Representación esquemática de un FWKO horizontal
Fuente: (Stewart & Arnold, 2008)
25
2.6.3 Separador trifásico
El recipiente a presión empleado para separar el flujo multifásico proveniente del
pozo, es llamado separador trifásico (ver Ilustración 10). El mismo permite separar las
corrientes de agua, petróleo y gas y enviarlos por salidas diferentes hacia otros equipos. Los
principales factores para generar una buena separación son la presión del recipiente y el
tiempo de retención del fluido. Una placa desviadora frente a la entrada del flujo ayuda a
romper la emulsión agua-petróleo y separar la mayor cantidad de gas en solución presente en
la fase líquida.
Otros componentes presentes en este recipiente son el extractor de neblina, el cual se
encarga de retener las partículas líquidas presentes en el gas antes de que este salga del
separador, y el rompedor de espuma, que permite un flujo más uniforme del fluido dentro del
separador.
Las salidas del agua y petróleo son accionadas por válvulas de control de nivel,
mientras que la salida del gas es accionada por una válvula de control de presión. Este
separador puede ser ubicado en posición vertical u horizontal.
Ilustración 10 Separador Trifásico con componentes internos
Fuente: (Piping Engineering, 2018)
26
2.6.4 Tratador térmico (Heater-treater)
Los heater-treaters son equipos similares a los tanques de lavado (gunbarrels),
diferenciándose de estos últimos por el uso de calor para lograr una separación más eficiente.
Comparados con un tanque de lavado, los tratadores térmicos son menos costosos
inicialmente, sus costos de instalación también son menores, proveen buena eficiencia
calorífica y son más flexibles ante el cambio en las diferentes corrientes que maneja. Aunque
al poseer dimensiones reducidas, no permiten altos volúmenes de sedimentación y son más
sensibles a los químicos. Los tiempos de retención son menores que en comparación con un
tanque de lavado, oscilando entre 10 a 30 minutos.
La Ilustración 11 hace referencia a las tres secciones principales que posee un tratador
térmico horizontal: frente (calentamiento y separación de agua libre), cámara de surgencia
de petróleo y la sección de coalescencia.
La entrada de la corriente con la mezcla de los tres fluidos se realiza por la parte
sección frontal del recipiente, donde se encuentra la sección de separación del gas, la cual
puede poseer una sección bastante pequeña si el heater-treater se encuentra aguas abajo de
un separador. Además, esta sección posee un extractor de neblina.
Dentro de la misma sección, mediante un arreglo de placas deflectoras se separa el
agua libre, mientras que la emulsión presente es calentada junto con el petróleo para luego
pasar hacia la zona de surgencia. Una tubería caliente (fire tube) es usado para calentar esta
sección.
Cuando el petróleo y la emulsión se encuentran calientes, estos entran en la sección
de coalescencia, la cual se encuentra diseñada con el tiempo de retención óptimo para que
las gotas de agua en la fase continua de petróleo desciendan y se sedimenten en el fondo. La
salida del petróleo y agua, se encuentran controladas por controladores de nivel.
27
Ilustración 11 Vista tridimensional de un heater-treater horizontal
Fuente: (Stewart & Arnold, 2008)
2.6.5 Tanques de almacenamiento (Storage tanks)
Una vez que se ha separado el petróleo del agua, se lo almacena en tanques para
posteriormente ser fiscalizado y luego bombeado. En ocasiones, cuando las emulsiones han
sido muy difíciles de separar, y quedan proporciones remantes de agua en el petróleo, se
utiliza un tanque de almacenamiento para que el agua se deposite en la parte inferior del
tanque. Esta práctica es poco recomendable, aunque se aplica con frecuencia cuando existen
pequeñas emulsiones, bajos volúmenes en pozos marginales o, en situaciones técnicas y
económicas adversas.
Tanto petróleo como agua pueden ser almacenados en este tipo de tanques, según sea
el propósito del mismo. En caso de almacenar agua, ésta comúnmente es usada para
inyección. El agua separada en los FWKO, separadores trifásicos y heater-treaters,
usualmente es almacenada en un tanque para luego disponer de ella.
2.6.6 Bota de gas
El gas remanente de los separadores es separado mediante una bota de gas, la cual
tiene es similar a un separador trifásico vertical. La entrada de la corriente de petróleo se
realiza por la parte superior de la bota, con una entrada tangencial de manera que se genere
turbulencia en la misma y choque con las paredes y placas de orificio. En la salida del gas,
28
se encuentra un extractor de niebla que impide que las partículas de líquido remanentes en el
gas salgan con este flujo.
2.6.7 Bombas booster
Las bombas booster son equipos utilizados para aumentar la presión de un
determinado fluido, pudiendo ser agua, gas o petróleo. Este tipo de bombas son de tipo pistón,
y pueden ser de etapa simple o múltiple.
El movimiento reciprocante del pistón en el cilindro proporciona la presión al fluido,
por lo que el diseño de este tipo de bombas incluye válvulas anti-retorno a la entrada y salida
de las mismas.
Usualmente, las bombas tipo booster son utilizadas para brindar la suficiente presión
de entrada a bombas centrífugas horizontales.
2.6.8 Bombas centrífugas horizontales (HPS)
Para manejar grandes volúmenes de un fluido, sea en el transporte de petróleo o en
inyección de agua para recuperación secundaria o water disposal, una de las opciones es
emplear bombas centrífugas horizontales. La Ilustración 12 permite observar los
componentes de un equipo HPS.
El principio de funcionamiento de una bomba centrífuga horizontal es semejante al
de una bomba electrosumergible, pues está compuesta por múltiples etapas de estator y
difusor que impulsan el fluido, y al igual que una bomba electrosumergible, el número de
etapas definirá la presión y capacidad finales que la bomba pueda entregar.
El sistema de sellos presente en la bomba evita que el fluido bombeado entre en
contacto con el motor, y así pueda generar fallas. Además, el conjunto de cojinetes
horizontales de empuje evita que los esfuerzos axiales generados por la propia operación
averíen los demás componentes de la bomba.
29
El motor que impulsa el eje de la bomba puede ser de combustión interna (a diésel o
gas combustible) y/o eléctrico. Su selección dependerá de las facilidades de combustible o
electricidad presentes en el campo.
a) Consideraciones para la selección de una bomba centrífuga horizontal
La selección de la bomba adecuada para mover un determinado fluido, en este
caso inyectar agua, dependerá de los requerimientos de caudal y presión, los cuales
parten del análisis al sistema de producción, y aunque, estos valores pueden variar
durante la operación, el diseño de la bomba se basa en tasas diferenciales que evitan
problemas operacionales en la misma, es decir, este tipo de bombas son flexibles para
manejar diferentes capacidades, pero no grandes diferenciales de presión.
Como se había mencionado, los principales componentes de una bomba
centrífuga horizontal son los estatores y difusores. Los primeros se encargan de
incrementar la velocidad del líquido mediante un movimiento radial y axial
combinado, y los segundos, de convertir la energía de velocidad del líquido en energía
de presión y equilibrar hidráulicamente la carga radial del rotor.
El número de etapas que compongan la bomba, dependerán de la carga y el
caudal que manejará la misma, siendo estas dependientes de la velocidad específica
de la bomba (variable matemática que permite su diseño). Todos los impulsores y
difusores se encuentran instalados sobre un eje común, por lo que este diseño permite
reducir los elevados empujes axiales que, de otra forma, recaerían netamente sobre
los impulsores.
Otra consideración importante para tomar en cuenta es la carga positiva neta
de succión (NPSH) de la cual dispondrá la bomba para comenzar a trabajar, con el fin
de evitar la cavitación al interior del equipo. En las bombas horizontales de superficie,
la cavitación es producida cuando la presión del líquido es menor a la presión de vapor
del mismo, generando burbujas que se arrastran con el flujo líquido y ocasionando
graves daños en los componentes internos de la bomba. La boquilla de succión debe
poseer el diseño adecuado para evitar la cavitación.
30
Ilustración 12 Componentes del Sistema REDA HPS G3 de Schlumberger
Fuente: (Schlumberger, 2014)
2.6.9 Bombas rotatorias de tornillo
Las bombas rotatorias se caracterizan por poseer un tornillo sin fin dentro de la
carcasa el cual impulsa el líquido a través de la bomba (ver Ilustración 13). Su apariencia es
similar a una bomba centrífuga, pues su desplazamiento positivo comprime el fluido
continuamente hasta que este alcance alta presión, pero sin brindar una alta energía cinética
antes.
El funcionamiento a bajas velocidades ocasiona que la cavitación incremente, lo cual
genera que su eficiencia se reduzca. Por lo tanto, es recomendable que la cantidad de gas que
se encuentre disuelto en el fluido sea mínima, y así, evitar problemas operativos. Al contrario
de las bombas centrífugas y reciprocantes, este tipo de bombas generan mínimos esfuerzos
de corte y turbulencia en el líquido. Sin embargo, el fluido no puede ser corrosivo ni contener
sólidos.
Actualmente, las bombas rotatorias poseen uno, dos o tres tornillos en su interior,
generando mayores presiones de descarga y manteniendo las características antes expuestas.
Entre sus aplicaciones más importantes se encuentran la transferencia de petróleo, inyección
de agua y bombeo de residuos de refinería.
31
Ilustración 13 Vista superior y tridimensional de una bomba de tornillo IMO 323F
Fuente: (CIRCOR, IMO, 2017)
2.6.10 Generadores eléctricos
La energía eléctrica demandada por los equipos e instalaciones en campo
generalmente es suplida aprovechando los recursos existentes en el sitio, así el uso de
generadores eléctricos a gas, diésel e incluso petróleo, es común en las locaciones.
La eficiencia en la generación de energía eléctrica se encuentra determinada por la
pureza del combustible utilizado, es así como, en el caso de utilizar el gas asociado a la
producción, la cantidad de energía que el generador pueda entregar dependerá de las
impurezas existentes en el gas (i.e. azufre, CO2, NOx, etc.) Lo mismo sucede cuando el
combustible es diésel o petróleo.
2.6.11 Líneas de flujo
Las líneas de flujo son un componente integral de una estación de proceso en una
plataforma, mediante éstas se transporta todos los fluidos producidos de un recipiente hacia
otro, o incluso, hasta otra locación. Los aditivos químicos por inyectarse en los pozos
productores, el agua de producción utilizada en recuperación secundaria, el gas que se quema
o ventea, fluye a través de las tuberías que conforman la línea de flujo.
La construcción de líneas de flujo se encuentra normada por la API 5L, ASME B31.4
y ASME B31.8. Todos los parámetros de diseño de la tubería, accesorios, uniones, soldadura,
inspección, pruebas y mantenimiento se encuentran especificadas en ellas. La selección de
32
un determinado tipo de acero, principalmente, depende de la presión a la cual va a operar la
línea y el tipo de fluido que va a ser transportado.
El diseño de una línea de flujo debe realizarse en base a la operación para la cual será
utilizada, es así, que en caso de transportar un fluido multifásico, se deberá tomar en cuenta
los caudales y velocidades de las dos fases fluyentes, así como también el régimen y el patrón
de flujo. Esto con el objetivo de determinar el diámetro óptimo para el flujo y las pérdidas de
presión en la tubería.
Cuando el fluido a transportar es de una sola fase (gas o líquido), su diseño se facilita,
pues no existe el fenómeno de colgamiento en la tubería ni patrones de flujo. Una vez más,
es importante determinar el diámetro óptimo para el flujo, la capacidad de llenado de la
tubería, la máxima presión de trabajo, la velocidad del fluido y las pérdidas de presión. Todos
los parámetros antes mencionados, permiten seleccionar la tubería en base a las
especificaciones de las normas API y ASME.
2.6.12 Válvulas de control de flujo (VRF)
Las válvulas de control de flujo permiten limitar a un determinado caudal de fluido el
flujo que está circulando por una tubería. Este tipo de válvulas son utilizadas generalmente
cuando existe un flujo fijo recorriendo una red de tuberías, y existe la necesidad de alimentar
a un proceso adjunto con una cierta cantidad del fluido del sistema.
Tres funciones principales poseen las válvulas VRF:
• Regular la velocidad de los actuadores lineales o rotatorios.
• Regular la potencia disponible de sub-sistema controlando el flujo hacia ellos.
• Regular o dividir proporcionalmente el flujo de una bomba a varios ramales
de un sistema.
Las válvulas de control de flujo pueden ser de dos tipos: válvulas de control de flujo
no compensadas en presión, y válvulas de control de flujo compensadas en presión.
33
a) Válvulas de control de flujo no compensadas en presión
Este tipo de válvulas son empleadas en sistemas donde la presión es
relativamente constante. El principio de operación se basa en que el flujo a través del
orificio se mantiene constante si la caída de presión a través del mismo también lo es.
La desventaja de este tipo de válvulas es que, para mantener la caída de presión
constante, la presión de salida del orificio debe mantenerse constante, lo cual en un
sistema hidráulico no es común debido a que la presión de salida del orificio es
dependiente de la carga, y la carga varía constantemente.
El tamaño del orificio puede ser regulado mediante un actuador manual de
tornillo. En los catálogos del fabricante se encuentra especificado el tamaño del
orificio dependiendo de la posición del actuador. La Ilustración 14 ofrece una vista
lateral de este tipo de válvulas.
Ilustración 14 Válvula de control de flujo no compensada en presión. (a) Totalmente
cerrada; (b) parcialmente abierta; (c) totalmente abierta
Fuente: (National Programme on Technology Enhanced Learning, 2013)
b) Válvulas de control de flujo compensadas en presión
Este tipo de válvulas resuelven el problema de las válvulas no compensadas
en presión mediante un sistema interno de cambio en el tamaño del orificio
dependiente de los cambios de presión en el sistema. Para lograr un flujo constante,
la válvula posee una compuerta de compensación con resorte que reduce el tamaño
del orificio cuando la caída de presión aumenta, y viceversa.
34
Este mecanismo de retroalimentación ante las variaciones de carga, y por ende
de presión en el sistema, permite que el flujo a la salida del orificio se mantenga lo
más cercano posible al que se fijó cuando se instaló la válvula. La Ilustración 15
muestra un corte en sección de una válvula compensada en presión.
Ilustración 15 Corte en sección de una válvula de control de flujo compensada en presión
Fuente: (National Programme on Technology Enhanced Learning, 2013)
35
CAPÍTULO III
3 DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de Estudio
El presente estudio técnico es de tipo prospectivo-comparativo puesto que a partir de
la recolección de datos de las variables relacionadas se compararán los sistemas de
producción actual y propuesto, y se generarán las soluciones pertinentes para resolver el
problema en discusión, y así, poder optimizar los sistemas de producción hidráulico y
energético del Bloque Sur.
3.2 Universo y Muestra
El universo está conformado por los 11 pozos con bombeo hidráulico tipo jet
existentes en los Bloques 14 y 17, de los cuales 4 se encuentra en el Bloque 14 1 y 7 en la
plataforma Beta 1.
La muestra del presente estudio involucra los pozos: A1 de la plataforma Alpha 1 y
B1 de la plataforma Beta 1.
3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos
Los instrumentos utilizados para la recopilación de información y datos serán el
software de hojas de cálculo Microsoft Excel, WellFlo® Design and Analysis Software y
PIPESIM©. La data recopilada se compondrá de los diagramas de completación de pozos,
propiedades de los fluidos producidos, tazas de producción e inyección, modelos de
simulación del sistema de levantamiento artificial de los pozos, modelos de simulación de
los sistemas de reinyección, diseños y planos de las facilidades de superficie y costos de
consumo de diésel y gas para la generación de energía eléctrica requerida por los equipos.
El siguiente mapa de procesos, Ilustración 16, se indica las 3 fases en las cuales se
elaboró el estudio técnico en mención.
36
Ilustración 16 Fases de elaboración del estudio técnico
Fases de elaboración del estudio técnico
Fase 1
Revisión Bibliográfica
Recopilación de Información PetroOriental S.A.
Fase 2
Evaluación del estado actual de los sistemas de producción
Análisis del cambio de los sistemas de producción con MTU por sistema centralizado
Definición de los cambios en los diseños de facilidades de superficie y subsuelo
Fase 3
Cálculo de costos de los arreglos en diseños
Metología de cálculo de demanda energética
37
CAPÍTULO IV
4 DESCRIPCIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LOS SISTEMAS DE
PRODUCCIÓN Y FACILIDADES DE SUPERFICIE
Los pozos de estudio son A1, el cual se encuentra en la plataforma Alpha 1 y, B1, el
cual forma parte de la plataforma Beta 1. De estos pozos y plataformas se detalla la siguiente
información:
4.1 Estado actual de los pozos productores
4.1.1 Pozo A1
El pozo A1 posee un perfil tipo “J” y fue perforado desde la plataforma Alpha 1.
Su perforación empezó el 1 de septiembre y finalizó el 10 de septiembre de 2017.
Inició sus operaciones el 11 de septiembre de 2017.
El horizonte productor actual es U media. U inferior se encuentra aislada mediante un
packer hidráulico asentado a la profundidad de 11,540 ft MD / 9,963 ft TVD y Hollín superior
está aislada mediante un CIBP a 11,980 ft MD.
a) Configuración mecánica del pozo
La profundidad total del pozo A1 es 12,188 ft MD / 10,579 ft TVD. La
configuración de la tubería con la cual se construyó el pozo se encuentra detallada en
la Tabla 7.
Tabla 7 Detalle de configuración de tubería del pozo A1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Elaboración: PetroOriental
38
b) String de completación
Los equipos y tubería que conforman la tubería de completación se detallan
en la Tabla 8, asimismo, estos pueden ser observados en el diagrama de completación
del pozo (ver Ilustración 17).
Tabla 8 Detalle de string de completación del pozo A1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Elaboración: PetroOriental
39
Ilustración 17 Diagrama de la configuración mecánica y completación del pozo A1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
40
c) Sistema de levantamiento artificial e histórico de producción
El pozo A1 fue completado el 11 de septiembre de 2017 con el sistema de
levantamiento hidráulico tipo jet, y empezó a producir de la Arena U media. La
bomba jet inicial para evaluación fue una Jet Claw® con geometría 13M.
En la corta vida productiva del pozo, el presente historial de producción,
Ilustración 18, permite evidenciar 3 eventos distintivos en el mismo. Estos eventos
pertenecen a:
A: Incremento de producción debido al cambio de bomba jet 13L a 11J.
B: Mantenimiento de bomba jet 11J y cierre de pozo por evaluación build-up.
C: Incremento del corte de agua debido al aumento en la inyección de FM.
Ilustración 18 Histórico de producción del pozo A1 del yacimiento U media
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
41
d) Índice de productividad del pozo
La curva de productividad del pozo (Ilustración 19); ésta, refleja la capacidad
actual de producción de U media en este pozo. El flujo máximo (AOF) es 667.1
STB/D.
Ilustración 19 Curva IPR del yacimiento U media en el pozo A1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
e) Pronóstico de producción
De acuerdo con la prognosis de producción realizada por el área de Desarrollo
Bloque Sur, se espera recuperar 218.62 MBls de petróleo hasta el año 2025. En la
Ilustración 20 se puede observar la curva de declinación de la producción del pozo
con el pronóstico realizado:
42
Ilustración 20 Pronóstico de producción del pozo A1 en el yacimiento U media
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
4.1.2 Pozo B1
El pozo posee un perfil tipo “J” y fue perforado desde la plataforma Beta 1.
Su perforación culminó el 28 de septiembre de 2012, para finalmente iniciar su
producción el 12 de diciembre de 2012.
Los horizontes productores de este pozo a través del tiempo han sido U inferior y T
inferior. Al inicio de sus operaciones la producción provino de la arena U inferior. Desde el
07 de octubre de 2017 el pozo se encuentra cerrado por “hueco en la tubería de producción”;
hasta ese momento, su producción provenía de la arena U inferior.
a) Configuración mecánica del pozo
La profundidad total del pozo son 12,664 ft MD / 10,320 ft TVD. El detalle
mecánico del mismo es descrito en la Tabla 9.
43
Tabla 9 Detalle de configuración de tubería del pozo B1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Elaboración: PetroOriental
b) String de completación
Los equipos y tubería que conforman la tubería de completación se detallan
en la Tabla 10, asimismo, estos pueden ser observados en el diagrama de
completación en la Ilustración 21.
Tabla 10 Detalle de string de completación del pozo B1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Elaboración: PetroOriental
44
Ilustración 21 Diagrama de la configuración mecánica y completación del pozo B1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
45
c) Sistema de levantamiento artificial e histórico de producción
El pozo B1 inició sus operaciones el 12 de diciembre de 2012 produciendo
125 BFPD con un BSW del 100% de la arena U inferior con una unidad MTU, por lo
que para el 14 de diciembre del mismo año se realiza el cambio a la arena T inferior
con una bomba Jet Claw de geometría 10J, la cual, dos días después, fue cambiada
por una geometría 11K.
Al momento, el pozo se encuentra cerrado por “hueco en tubería”; hasta antes
del cierre, el pozo poseía instalada una bomba jet 12J y trabajaba con una eficiencia
del 16.5%.
Los historiales de producción y eventos más representativos del yacimiento T
inferior pueden observarse en la Ilustración 22 y del yacimiento U inferior en la
Ilustración 23.
Ilustración 22 Histórico de producción del pozo B1 del yacimiento T inferior
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
46
A: Inicio de producción con bomba jet 10J y cambio a bomba 11K.
B: Cierre por evaluación build-up y posterior cambio de zona (U inferior).
C: Cambio de zona productora. Se produce aproximadamente un mes de U inferior.
D: Cambio de zona productora. Inicio de producción con alto corte de agua.
E: Cambio de bomba jet a 10J.
F: Pozo OFF, recuperación de bomba y cambio por geometría 12L.
G: Cambio de zona productora a U inferior con bomba jet de geometría 12L.
Ilustración 23 Histórico de producción del pozo B1 del yacimiento U inferior
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
A: Inicio de producción de la zona productora con bomba jet 12L.
47
B: Reinicio de operaciones luego de paro por daño en standing valve.
C: Aumento del corte de agua y declinación de la producción por depletación natural
del reservorio.
d) Índice de productividad del pozo
La capacidad actual de producción de U inferior se muestra en la Ilustración
24, donde se puede observar que su flujo máximo (AOF) es 458 STB/D.
Ilustración 24 Curva IPR del yacimiento U inferior en el pozo B1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
e) Pronóstico de producción
De acuerdo con la prognosis de producción realizada por el área de Desarrollo
Bloque Sur, se espera recuperar 326.342 MBls de petróleo hasta el año 2025 del
yacimiento T inferior, y, 181.334 Mbls del yacimiento U inferior hasta el año 2019.
En la Ilustración 25 se observa la curva de declinación de la producción para el
yacimiento T inferior, y para el yacimiento U inferior en la Ilustración 26.
48
Ilustración 25 Pronóstico de producción del pozo B1 en el yacimiento T inferior
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Ilustración 26 Pronóstico de producción del pozo B1 en el yacimiento U inferior
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
49
4.2 Estado actual de las facilidades de superficie
4.2.1 Plataforma Alpha 1
La separación del agua, petróleo y gas provenientes de los 5 pozos que conforman la
plataforma Alpha 1 se realiza mediante la estación de proceso existente en la misma locación.
El agua, producto de la deshidratación del petróleo, es utilizada para inyección en 3 pozos.
El gas es empleado para generar energía eléctrica.
Los equipos que conforman la estación de tratamiento de Alpha 1 (ver Tabla 11)
poseen una capacidad de procesamiento instalada de 17,400 BFPD, actualmente procesa
11,638 BFPD. Éstos se describen a continuación:
Tabla 11 Equipos presentes en la estación de tratamiento Alpha 1
Equipo Cantidad Capacidad (c/u)
Separador de agua libre (FWKO) 1 12,000 BFPD
Deshidratador electrostático 1 10,000 BOPD
Tanques de almacenamiento de petróleo 2 1,340 BLS
Tanques de almacenamiento de agua 2 1,340 BLS
Bombas booster para inyección de agua 3 10,000 BWPD
Bombas centrífugas horizontales para
inyección de agua 4 15,000 BWPD
Bombas booster para transferencia de petróleo 3 3,000 BOPD
Bombas rotatorias de tornillo para
transferencia de petróleo 3 4,500 BOPD
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
El diagrama PFD de la estación de proceso en la plataforma Alpha 1 se puede apreciar
en la Ilustración 27, en el cual, en color azul se observa parte del sistema centralizado de
reinyección instalado
50
Ilustración 27 Estación de proceso Alpha 1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
a) Unidad móvil de prueba (MTU)
La inyección del fluido motriz que alimenta la bomba jet en subsuelo en el
pozo A1 se realiza mediante una MTU de las siguientes características (ver Tabla 12),
esta unidad es propia de la empresa.
Tabla 12 Descripción de la Unidad MTU utilizada en el pozo A1
PA
D
Pozo
Moto
r
Bomba Módulo
Marc
a
Tip
o
P. M
ax.
Diá
m.
Pis
tón
Tasa
Marc
a
Ver
tica
l
Hori
zon
tal
Alpha
1 A1
CAT-
3406
Oil
Well
300Q-
5H
5,000
psi. @
100 °F
1.875” 4,099
BPD Odesa
600
psi
@
180
ºF
600
psi
@
180
ºF
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
51
El fluido motriz que emplea la bomba jet es el agua de producción obtenida
en el separador de acondicionamiento de la MTU. Este fluido, en promedio, posee 35
ppm de aceite en agua y una salinidad de 76,313 ppm de NaCl.
b) Inyección de químicos
Con el propósito de aumentar la vida útil de los equipos en subsuelo, se ha
optado por inyectar aditivos químicos que permiten resolver problemas propios de las
operaciones de producción. Actualmente, se inyectan los siguientes aditivos químicos:
• Inhibidor de corrosión: 2 gal/día,
• Demulsificante: 2 gal/día,
• Biocidas: bache quincenal de 20 gal.
4.2.2 Plataforma Beta 1
Las facilidades de superficie existentes en la plataforma permiten deshidratar el
petróleo proveniente de los 14 pozos productores e inyectar agua a través del único pozo
inyector existente en la misma. Al igual que en la plataforma Alpha 1, el gas es utilizado para
generación eléctrica.
El petróleo tratado es enviado mediante un oleoducto secundario de 6 pulgadas de
diámetro y 1.7 km de longitud hasta conectarse con el oleoducto de Cononaco – Auca
perteneciente a la empresa Petroamazonas EP.
La estación de procesamiento actualmente acondiciona 2,168 BFPD, su capacidad
nominal es de 12,500 BFPD, y lo realiza mediante los equipos descritos en la Tabla 13. De
igual manera, el diagrama PFD (ver Ilustración 28) permite observar la disposición de los
equipos presentes en la plataforma.
52
Tabla 13 Equipos presentes en la estación de tratamiento Beta 1
Equipo Cantidad Capacidad
Separador trifásico de producción 1 12,500 BFPD
Deshidratador térmico 1 12,500 BFPD
Bota de gas 1 10,000 BFPD
Tanques de almacenamiento de petróleo 2 900 BLS
Tanques de almacenamiento de agua 3 1,200 BLS
Bombas booster para inyección de agua 3 10,000 BWPD
Bombas centrífugas horizontales para
inyección de agua 4 14,000 BWPD
Bombas booster para transferencia de petróleo 3 24,000 BOPD
Bombas rotatorias de tornillo para
transferencia de petróleo 3 24,000 BOPD
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Elaboración: Autor
Ilustración 28 Estación de proceso Beta 1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
53
a) Unidad móvil de prueba (MTU)
El fluido motriz inyectado a la bomba de subsuelo en el pozo B1 se realiza por
medio de una MTU, la cual es propia de la empresa y posee las características
enunciadas en la Tabla 14.
Tabla 14 Descripción de la Unidad móvil de prueba utilizada para el pozo B1
PA
D
Pozo
Moto
r
Bomba Módulo M
arc
a
Tip
o
P. M
ax.
Diá
m.
Pis
tón
Tasa
Marc
a
Ver
tica
l
Hori
zon
tal
Beta
1 B1
CAT-
3406
Oil
Well
300Q-
5H
5,000
psi. @
100 °F
1.875” 4,099
BPD Odesa
600
psi @
180
ºF
600
psi @
180
ºF
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Elaboración: Autor
De igual forma que en Alpha 1, el fluido motriz utilizado en el pozo B1 es el
agua de producción obtenida del separador de acondicionamiento, la cual posee, en
promedio, 15 ppm de aceite en agua y una salinidad de 52,553 ppm de NaCl.
b) Inyección de químicos
Con el propósito de aumentar la vida útil de los equipos en subsuelo, se opta
por inyectar aditivos químicos que permiten resolver ciertos problemas propios de las
operaciones de producción. Hasta la fecha de cierre del pozo, se realizaba la inyección
de los siguientes aditivos químicos:
• Inhibidor de corrosión: 1.2 gal/día,
• Demulsificante: 2 gal/día,
• Biocidas: bache quincenal de 20 gal.
54
4.3 Sistema de centralizado de reinyección
4.3.1 Plataforma Alpha 1
La inyección del agua producida en las plataformas Alpha 1 y Gamma 1 se realiza
mediante 3 pozos inyectores/reinyectores (A5, A25, A19), utilizando 4 bombas centrífugas
horizontales existentes en Alpha 1.
De la plataforma Gamma 1 provienen 15,626 BWPD mediante una línea de flujo de
6 pulgadas de 500 metros, y se suman a los 10,453 BWPD que se producen en la plataforma
Alpha 1; esto, debido a los programas de mantenimiento de presión existentes en las arenas
M1 y U inferior en la plataforma. Los equipos, pozos y agua empleados en el sistema se
detallan a continuación:
a) Bombas centrífugas horizontales (HPS)
Las 4 bombas centrífugas horizontales (HPS) de similares características son
accionadas por motores eléctricos, de ellas 3 son operativas y 1 se encuentra en modo
stand-by. Sus especificaciones se detallan en la Tabla 15.
Tabla 15 Motor y Bomba Horizontal utilizadas en Alpha 1
MOTOR
Marca Modelo Hp Amp Rpm Volt
Siemens 300404 900 112 3,583 4,000
BOMBA
Marca Modelo Etapas Capacidad P entrada P descarga
Schlumberger 675 J350N 31 15,000 350 psi 3,034 psi
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Elaboración: Autor
b) Agua de reinyección
Las bombas centrífugas horizontales son las encargadas de bombear los
26,079 BWPD producto de la deshidratación del petróleo en las plataformas Alpha 1
55
y Gamma 1. Parte de esta agua se utilizará como fluido motriz de la bomba jet
presente en el pozo A1, una vez que se suspenda el uso de la unidad MTU.
Al momento, el agua posee, en promedio, 24.1 ppm de aceite en agua, una
salinidad de 69,500 ppm de NaCl equivalentes, 23 ppm de sólidos en suspensión y
una temperatura de 155ºF. Adicional al fluido motriz, se continuarán inyectando los
aditivos químicos descritos en el literal f de la sección 4.1.1.
c) Pozos inyectores
El agua obtenida de la deshidratación en la plataforma es inyectada y
reinyectada mediante los pozos A5, A25, A19 a los yacimientos productores M1, U
inferior y Hollín. En la Tabla 16 se detallan los volúmenes diarios de inyección y las
presiones de inyección.
Tabla 16 Volúmenes y reservorios de inyección del agua disponible en la plataforma Alpha 1
Pozo Inyector
/Reinyector
Presión en
Cabeza
(psia)
horas
ON
Caudal
(BWPD) Reservorio Propósito
A5 1,050 24 2,726 Hollín Water Disposal
A25 2,200 24 6,269 M1 Water Inj.
A19 2,350 24 10,844 U inferior Water Inj. Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Elaboración: Autor
4.3.2 Plataforma Beta 1
El agua obtenida de la estación de procesamiento de la plataforma es inyectada
mediante un pozo inyector. Para esto, se dispone de 2 bombas centrífugas horizontales
accionadas por motores eléctricos, de las cuales sólo 1 se encuentra operativa.
a) Bombas centrífugas horizontales (HPS)
Las principales características de las bombas centrífugas horizontales
presentes en la plataforma Beta 1 se describen a en la Tabla 17.
56
Tabla 17 Motor y Bomba Horizontal utilizadas en Beta 1
MOTOR
Marca Modelo Hp Amp Rpm Volt
Baldor - 600 450 3,560 460
BOMBA
Marca Modelo Etapas Capacidad P entrada P descarga
REDA 675 J200 N 56 12,000 350 psi 3,000 psi
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Elaboración: Autor
b) Agua de reinyección
La totalidad del agua producto de la deshidratación de petróleo (540 BWPD)
son inyectados por el pozo B1-I, fluido que, en promedio, posee 8.4 ppm de agua en
aceite, una salinidad de 52,553 ppm de NaCl equivalentes, 10 ppm de sólidos en
suspensión y una temperatura de 126ºF.
Este fluido será utilizado como fluido motriz por la bomba jet presente en el
pozo B1, y al cual, se le añadirán los mismos aditivos químicos descritos en el literal
f de la sección 4.1.2.
c) Pozos inyectores
La plataforma Beta 1 cuenta con un único pozo inyector. Con una tasa de 540
BWP y una presión en el cabezal de 550 psi, el agua inyectada por el pozo B1-I tiene
como objetivo final mantener la presión del yacimiento U inferior.
4.4 Generación eléctrica
4.4.1 Plataforma Alpha 1
La energía eléctrica necesaria para las diferentes operaciones en la plataforma es
proporcionada por los generadores que se detallan en la Tabla 18. Éstos, utilizan diésel y el
gas asociado a la producción de petróleo. De los 5 generadores, 3 generadores están
57
operativos, 1 en stand-by y 1 en black-start. La potencia actual que entregan los generadores
operativos es de 1,800 KW.
Tabla 18 Generadores presentes en la plataforma Alpha 1
Año de
fabricación Modelo
Capacidad
placa (KVA)
Capacidad
placa (KW) Combustible
2007 Caterpillar 3508 1,040 832 Diésel
2013 VHP5904GSID/LS661
-03 WAUKESHA 1,225 980 Gas
2013 VHP5904GSID/LS661
-03 WAUKESHA 1,225 980 Gas
2013 VHP5904GSID/LS661
-03 WAUKESHA 1,225 980 Gas
2013 VHP5904GSID/LS661
-03 WAUKESHA 1,225 980 Gas
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
4.4.2 Plataforma Beta 1
El suministro de energía eléctrica hacia los diferentes equipos existentes en la
plataforma Beta 1 se realiza mediante 1 generador a diésel y 2 a gas (ver Tabla 19),
aprovechando así los recursos disponibles. La potencia actual entregada es de 780 KW,
perteneciente a un solo generador a gas.
Tabla 19 Generadores presentes en la plataforma Beta 1
Año de
fabricación Modelo
Capacidad
placa (KVA)
Capacidad
placa (KW) Combustible
2007 Caterpillar 3512 1,650 1,360 Diésel
2013 VHP4L7042GSI S4 1,480 1,104 Gas
2013 VHP4L7042GSI S5 1,480 1,104 Gas
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Elaboración: Autor
58
CAPÍTULO V
5 ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y FACILIDADES DE
SUPERFICIE
5.1 Plataforma Alpha 1
5.1.1 Modelo actual del sistema de producción del pozo A1
El modelo de simulación del pozo A1 fue realizado en el programa WellFlo® Design
and Analysis Software, el cual ha permitido evaluar las condiciones actuales de operación y
determinar los parámetros característicos del mismo. Mediante la Ilustración 29 permite
observar el resumen de las condiciones de simulación del sistema de producción del pozo.
Ilustración 29 Esquema resumen del sistema de producción del pozo A1 en WellFlo
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
El punto operativo del sistema de producción, la tasa de inyección y potencia
requerida por la bomba de subsuelo calculados por el software se muestran en el pie de
imagen de la Ilustración 30. Para propósitos de diseño en el simulador, se ha considerado
únicamente la salinidad del agua como factor predominante para calcular la gravedad
específica del fluido motriz (1.053)
59
Ilustración 30 Resumen de las condiciones de operación del pozo A1 en WellFlo
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
5.1.2 Consideraciones para el cambio al sistema centralizado
La sustitución de la unidad MTU por el sistema centralizado de reinyección, conlleva
varias consideraciones que pueden limitar el cambio. Las consideraciones específicas para el
pozo A1 son las siguientes:
a) Presión de inyección del fluido motriz
El sistema de bombeo horizontal existente en la plataforma entrega una
presión de descarga de 2,163 psia, aunque las bombas pueden operar a un máximo de
3,034 psi.
60
La presión de inyección del fluido motriz se encuentra limitada a este valor
debido a que la presión requerida para cumplir con el programa de mantenimiento de
presión mediante los pozos inyectores es 2,000 psia.
b) Caudal de inyección del fluido motriz
El volumen de inyección diario requerido por el pozo A1 es 2,316 bls, el cual
no representa ninguna limitante en cuanto a disponibilidad del mismo, pues el fluido
será el agua de producción.
Actualmente se inyectan 2,726 BWPD al reservorio Hollín mediante el pozo
A5, cuya finalidad es water disposal, agua que puede ser dispuesta como fluido motriz
del sistema de levantamiento artificial del pozo A1.
La configuración de la línea de flujo que se dirija al pozo A1 deberá contar
con una válvula reductora de flujo (VRF), que permitirá enviar el caudal de fluido
motriz necesario hasta el mismo.
c) Aumento del volumen a procesar en las facilidades de superficie
El caudal de retorno proveniente del pozo se estima en 2,536 BFPD, de los
cuales 220 bls corresponden al aporte del pozo. El volumen de fluido motriz se
considerará una cantidad constante de recirculación en la estación de proceso una vez
instalado el sistema centralizado de reinyección.
En la actualidad se utiliza el 66.9% (11,638 BFPD) de la capacidad total
instalada en la plataforma (17,400 BFPD). Al realizar la recirculación del fluido
motriz a través de la estación, se utilizará el 80.2% (13,954 BFPD) de la capacidad
de la misma, por lo que se no se requerirán adecuaciones sobre las mismas.
61
5.1.3 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo A1
manteniendo la tasa de producción
La aplicación de las consideraciones mencionadas anteriormente en la construcción
del nuevo modelo de simulación del pozo, permitieron determinar que la geometría óptima
de la bomba jet sería 12L. Los resultados de la optimización sugerida se exhiben en la
Ilustración 31.
Como se había mencionado anteriormente, el fluido motriz del sistema de
levantamiento será el agua de producción que posee la plataforma, la misma que posee una
gravedad específica de 1.053.
Ilustración 31 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo A1
manteniendo la tasa actual de producción
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
62
a) Análisis de sensibilidad del corte de agua
Al ser un pozo relativamente nuevo, se espera que el aporte a la producción
total de la plataforma incremente. El análisis realizado (ver Ilustración 32) exhibe los
resultados en un caso no favorable para la vida productiva del pozo, puesto que se
puede observar que se mantiene la tasa de producción (200 BFPD) y el corte de agua
incrementa.
El objeto principal de este análisis es observar el requerimiento de fluido
motriz y potencia por parte de la bomba jet.
Ilustración 32 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo A1 manteniendo la tasa
actual de producción
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Diseño
propuesto
63
5.1.4 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo A1
aumentando la tasa de producción
El análisis realizado por parte del área de ingeniería de Desarrollo Bloque Sur sugiere
que la tasa de producción de fluido podría situarse en los 300 stb/día, pero al mismo tiempo
se incrementaría el corte de agua, llegando a un valor estimado del 45%.
En el contexto antes mencionado, se desarrolla un nuevo modelo del pozo en el cual
se incluyen las consideraciones expuestas en el numeral 5.2.2, la nueva tasa de producción y
el nuevo corte de agua pronosticado. Los resultados que se exponen en la Ilustración 33
sugieren una geometría de boquilla y garganta de numeración 13L.
Ilustración 33 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo A1 con
tasa incrementada
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
64
Al igual que en el caso base de optimización, el análisis de sensibilidad del corte de
agua permite determinar el requerimiento de inyección del pozo y su aporte de producción.
a) Análisis de sensibilidad del corte de agua
El incremento del corte de agua en el pozo es inminente, y dependerá del
tiempo y condiciones de operación del pozo para que su aumento se visible. Los
resultados del análisis cuando existe un incremento en el corte de agua del pozo se
pueden observar en la Ilustración 34:
Ilustración 34 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo A1 incrementando la tasa
actual de producción
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
65
5.1.5 Arreglos en las facilidades de superficie necesarios para implementar el SCR
La implementación del sistema centralizado de reinyección (SCR) necesita de la
construcción de una única línea de flujo para conducir el agua de inyección que será utilizada
como fluido motriz del sistema de levantamiento hidráulico del pozo A1.
Esta nueva línea se categoriza como una continuación de la línea de flujo que llega
hasta el pozo inyector A19, en el cellar adyacente, y será necesario un tie-in, además de una
válvula VRF para regular la tasa de inyección del fluido motriz en el pozo A1. La longitud
de esta facilidad será de 14.1 metros, y su especificación se detalla en la Tabla 20.
Actualmente, la inyección de aditivos químicos especificados en literal b del numeral
4.2.1 se realiza mediante una línea separada que llega hasta el cabezal del pozo, la misma
que continuará en operación debido a la incompatibilidad de la inyección con el arreglo
propuesto.
Tabla 20 Resumen de arreglos necesarios en las facilidades de superficie de la plataforma Alpha 1
Longitud
(m)
Diámetro
nominal (plg)
Diámetro
externo (plg)
Schedule
No.
Espesor
(plg) Conexiones
14,1 2 2.375 160 0.344 ANSI 1500
La sección de interés del sistema centralizado de reinyección en la plataforma se
puede representar tal como se muestra en la Ilustración 35 en el software PIPESIM©,
permitiendo así realizar el diseño óptimo de la línea de flujo y estimar las caídas de presión
en las líneas desde la descarga de la bomba hasta el cabezal de cada pozo.
66
Ilustración 35 Modelo de simulación en PIPESIM del SCR en la plataforma Alpha 1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Las pérdidas de presión en las líneas de flujo del modelo de simulación se detallan en
la Tabla 21, en la cual se observa que la mayor pérdida de presión ocurre en la línea de flujo
propuesta.
Tabla 21 Pérdidas de presión en las diferentes líneas de flujo del SCR de Alpha 1
Sección Pérdida de presión (psia)
FL1 0
FL2 0
FL3 0
FL4 13
FL4-1 0
FL5 81
Una consideración especial para el diseño de la línea es la velocidad del fluido, la
cual, según la norma ASME B31.4, especializada para el diseño de sistemas de tuberías para
petróleo, no debe ser menor a 3 ft/s para evitar el asentamiento de sólidos en el líquido, ni
mayor a 15 ft/s para minimizar las posibilidades de erosión en la tubería. De acuerdo con los
estándares de diseño de líneas de flujo para líquidos de Andes Petroleum Ecuador Ltd., la
velocidad máxima del fluido no debe exceder 12 ft/s, debido a las características corrosivas
del agua.
67
El máximo valor de velocidad es de 9.8 ft/s en la línea FL4, encontrándose dentro de
los parámetros exigidos. La Ilustración 36 muestra los valores de la velocidad del líquido en
todas las secciones de la línea de flujo.
Ilustración 36 Velocidades del líquido en las tuberías de inyección de agua y fluido motriz del SCR
de la plataforma Alpha 1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
En el plano de la plataforma que se muestra en la Ilustración 37, se puede observar la
línea de flujo (en rojo) que se conectará desde el pozo A19 hasta el cabezal del pozo A1.
Ilustración 37 Línea de flujo propuesta para la inyección del fluido motriz en el pozo A1
69
5.1.6 Comparación entre los sistemas de producción actual y propuestos
La comparación entre los sistemas de producción actual, propuesto manteniendo la
tasa y propuesto aumentando la tasa de producción del pozo A1, permite observar las
diferencias que hubiere al cambiar el sistema con MTU por el Sistema Centralizado de
Reinyección (SCR).
a) Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción
La Tabla 22 exhibe las diferencias más importantes que se puede observar son
las eficiencias y potencias, tanto de las bombas jet como de las bombas en superficie.
Tabla 22 Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción con MTU y SCR
del pozo A1
Variable Unidad móvil de
prueba (MTU)
SCR – Tasa
actual
SCR – Tasa
Aumentada
Presión de inyección del
FM (psia) ~2,720 1,940 2,000
Caudal de inyección del
FM (stb/d) ~2,223 2,316 2,468
Geometría bomba jet 11 J 12 L 13 L
Potencia en superficie
requerida por la bomba
jet (hp)
96 87 96
Eficiencia de la bomba jet
(%) 13.1 18.8 22.9
Gravedad específica del
FM 1.053 1.053 1.053
Sistema de inyección del
FM Directo Directo Directo
Aumento de volumen en
facilidades de superficie
(bls)
~220 2,316 2,468
Potencia requerida en el
motor de unidad de
bombeo en superficie (hp)
188 254.2 254.2
Eficiencia de la unidad de
bombeo en superficie (%) 51.7 76 76
Presión de retorno en el
cabezal (psia) 85 85 80
70
Tasa de producción de
fluido (stb/d) ~220 220 300
Tasa de producción de
petróleo (stb/d) ~167 167 165
Corte de Agua (%) ~24 24 45
Índice de productividad
del pozo (stb/d/psi) 0.2 0.2 0.2
b) Análisis del costo-beneficio al cambiar el sistema de producción con MTU por
SCR
El sistema de levantamiento artificial hidráulico actual demanda varios costos
de mantenimiento de la unidad MTU utilizada. La potencia generada por el motor a
combustión de la unidad y consumida por la bomba múltiplex es 188 hp (140 kW), lo
que se traduce en un consumo de 211.2 galones de diésel por día.
En cambio, las 3 bombas centrífugas horizontales (HPS) demandan que los
motores entreguen una potencia diaria de 762.6 hp (568.67 kW). La energía eléctrica
que alimenta los motores de las bombas HPS es generada con generadores eléctricos
a gas. Es importante mencionar que la implementación del SCR no demanda un
aumento en los kW-día que requieren las bombas HPS.
Ambos consumos ocurren actualmente, por lo que estos se traducen en costos
operativos actuales (OPEX Actual); mientras que la implementación del sistema
centralizado de reinyección exige una inversión de capital (CAPEX) por los arreglos
en las facilidades de superficie mencionados en el numeral 5.1.5.
Las siguientes tablas se encuentran en función de las proyecciones de
producción en el pozo A1 y de la plataforma Alpha 1, esto debido a que el costo de
producción de un barril de petróleo incrementa conforme sucede la declinación
natural del yacimiento e incrementa el corte de agua.
En los dos escenarios el incremento en los costos de producción por barril
aumenta; sin embargo, los costos con el SCR son inferiores al sistema con MTU.
73
El resumen económico de la situación actual y futura en caso de mantener la
MTU y la inversión propuesta del SCR se exhibe en la Tabla 23, pudiendo observase
un ahorro de 1’348,557.12 USD en el período 2018 - 2021, de implementarse la
propuesta realizada.
Tabla 23 Resumen del OPEX actual, CAPEX demandado y ahorro estimado en el pozo A1
RESUMEN ECONÓMICO
MTU $ 1’348,557.12
Inversión propuesta SCR $ 26,185.00
Ahorro $ 1’322,372.12
De igual forma, la Ilustración 38 muestra un resumen del costo de producción
de cada barril de petróleo en el tiempo del pozo A1. El ahorro anteriormente
expresado en dólares representa el 94.1% del OPEX que se necesitaría en caso de
continuar con el sistema MTU.
Ilustración 38 Comparación de costos de producción por barril de petróleo con MTU y SCR en el
pozo A1
74
5.2 Plataforma Beta 1
5.2.1 Modelo actual del sistema de producción del pozo B1
El modelo de simulación del pozo B1 fue realizado en el programa WellFlo® Design
and Analysis Software, el cual ha permitido evaluar las condiciones actuales de operación y
determinar los parámetros característicos del mismo. Mediante la Ilustración 39 permite
observar el resumen de las condiciones de simulación del sistema de producción del pozo.
Ilustración 39 Esquema resumen del sistema de producción del pozo B1 en WellFlo
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
El punto operativo del sistema de producción, la tasa de inyección y potencia
requerida por la bomba de subsuelo calculados por el software se muestran en el pie de
imagen de la Ilustración 40. La gravedad específica del fluido motriz asumida para el diseño
en el simulador es de 1.0135, y solo considera la salinidad como factor predominante.
75
Ilustración 40 Resumen de las condiciones de operación del pozo B1 en WellFlo
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
5.2.2 Consideraciones para el cambio al sistema centralizado
Para poder cambiar al sistema centralizado de reinyección (SCR), y mantener la
misma tasa de producción en el pozo B1, se debe considerar las limitaciones y características
propias del sistema centralizado actual; estas son:
a) Zonas productoras
La producción hasta el momento del problema mecánico en la tubería de
producción provenía del yacimiento U inferior. El yacimiento T inferior se encuentra
aislado mediante una empacadura hidráulica.
Según las prospecciones de producción para el pozo, se espera terminar de
producir las reservas de la zona productora actual, para luego, cambiar hasta T inferior.
Las reservas de U inferior, con la tasa de producción actual, se terminarían de producir
en el año 2020, e inmediatamente se empezaría a producir de T inferior.
76
Los requerimientos de presión y fluido motriz para mantener la tasa de
producción del pozo proveniente desde U inferior se muestran en la Ilustración 41.
Ilustración 41 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo B1
manteniendo la tasa actual de producción proveniente de U inferior
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Claramente se observa que los requerimientos de fluido motriz, en este caso,
el agua de producción, son muy altos, 2,109 BFPD, y a los cuales se les debe sumar
un promedio de 500 BWPD requeridos para inyección en el pozo B1-I para el
programa de mantenimiento de presión del reservorio, lo que demanda una caudal de
al menos 2,600 BWPD. Este volumen de agua no se encuentra disponible en la
plataforma, y según el pronóstico de producción de agua, se dispondría de esta
cantidad a partir del segundo semestre del 2021, fecha a la cual la producción de U
inferior habría terminado.
77
Ante las razones antes expuestas, la evaluación de factibilidad para
implementar el sistema centralizado de reinyección se realizará para la producción
proveniente de T inferior. Las consideraciones subsecuentes de presión de inyección,
caudal de fluido motriz y el aumento de volumen en las facilidades de superficie, se
realizarán en base la producción esperada de T inferior.
b) Presión de inyección del fluido motriz
Actualmente, solo una de las dos bombas HPS existentes en la plataforma se
encuentra operativa, pero independientemente del número de bombas que operen, la
presión entregada por las bombas, tanto al pozo B1 como al pozo B1-I, será la misma;
esto debido a que la presión que se ejerce sobre un líquido en uno de los extremos de
una tubería se transmitirá íntegramente y con la misma intensidad en todos los puntos
finales a los cuales llegue el líquido.
Aunque las bombas pueden operar a un máximo de 3,000 psi de presión @ 63
Hz, el requerimiento de caudal de inyección del fluido motriz de la bomba jet en el
pozo B1 no es mecánicamente compatible con la presión de descarga de la bomba.
Además, el fabricante recomienda que la frecuencia mínima de las bombas HPS sea
de 50 Hz y la máxima 63. Por tal motivo, la presión óptima de descarga de la bomba
para bombear el agua que demandan los dos pozos se ha fijado en 2,050 psi @ 52 Hz.
c) Caudal de inyección del fluido motriz
Las bombas HPS se han diseñado para manejar grandes volúmenes de agua, y
aunque al momento disponibilidad de agua en la plataforma es limitada, se espera que
para el primer semestre del 2021 se produzcan 2,250 BWPD y siga en aumento, con
lo cual se satisfará el requerimiento de fluido de los pozos B1 y B1-I.
La presión de descarga de 2,050 psi en la bomba permite manejar un caudal
de 2,000 BWPD. El requerimiento del fluido motriz en el pozo B1 es de 1,377 BFPD
para producir una tasa de 174 BFPD (estimación realizada en base el histórico de
producción del yacimiento T inferior).
78
La configuración de la línea de flujo que se dirija al pozo B1-I deberá contar
con una válvula reductora de flujo (VRF), que permitirá enviar el caudal de fluido
motriz necesario hasta ambos pozos
d) Aumento del volumen a procesar en las facilidades de superficie
El caudal de retorno esperado proveniente del pozo B1, en promedio, es de
1,551 BFPD, de los cuales 1,377 corresponden al fluido motriz empleado en sistema
de levantamiento, por lo que este último valor recircularía constantemente en la
estación de proceso.
Actualmente se utiliza el 17.3% (2,168 BFPD) de la capacidad total instalada
en la plataforma (12,500 BFPD). Al realizar la recirculación del fluido motriz a través
de la estación, se utilizará el 29.75% (3,719 BFPD) de la capacidad de la misma, por
lo que se no se requerirán adecuaciones sobre las mismas.
5.2.3 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo B1
manteniendo la última tasa de producción de T inferior
Las consideraciones antes expuestas permitieron determinar la nueva geometría que
deberá tener la bomba jet para poder mantener la tasa de producción actual. La presión de
inyección estimada es de 1,765 psi, y demanda una geometría de bomba jet 10H.
Las tasas de producción e inyección, potencia requerida, y punto operativo del sistema
pueden ser observadas en la Ilustración 42. Es importante mencionar que, para el nuevo
diseño, se consideró la misma densidad del fluido motriz que en el modelo previo (1.0135).
79
Ilustración 42 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo B1
manteniendo la última tasa de producción de T inferior
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
A continuación, se presentan los resultados del análisis al variar dos de los factores
más importantes al utilizar este tipo de levantamiento artificial, la presión de inyección del
fluido motriz y el corte de agua.
a) Análisis de sensibilidad de la presión de inyección
Debido a que la presión de inyección necesaria es menor a la que se ha fijado
en la bomba HPS, el análisis de sensibilidad de la presión de inyección permite
estimar las tasas de flujo que entregaría el pozo y los requerimientos de fluido motriz
y potencia, en caso de variar la misma hasta alcanzar los 2,050 psi. En el pie de imagen
80
de la Ilustración 43 se detallan los valores exactos de los requerimientos antes
mencionados.
Ilustración 43 Análisis de sensibilidad de la presión de inyección para el pozo B1 manteniendo la
última tasa de producción de T inferior
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
b) Análisis de sensibilidad del corte de agua
De acuerdo con el pronóstico de producción de agua en la plataforma, el pozo
B1 no es excepción en incrementar su corte de agua (WC). El análisis de sensibilidad
del WC desarrollado (ver Ilustración 44), permite estimar ciertos factores (tasa de
81
inyección, potencia, capacidad de procesamiento en facilidades) que podrían cambiar
en el tiempo. Los resultados de este análisis se muestran a continuación:
Ilustración 44 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo B1 manteniendo la última
tasa de producción de T inferior
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
5.2.4 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo B1
aumentando la tasa de producción
De acuerdo con los resultados observados en el análisis de sensibilidad de la presión
de inyección, se podría aumentar la tasa de producción de petróleo hasta 186 BPPD con un
13% de corte de agua, y aprovechar la totalidad de la presión de descarga que brinda la bomba
horizontal.
82
Considerando los factores expuestos en el numeral 5.2.2, en especial las limitaciones
de agua para utilizarla como fluido motriz en el pozo, el aumento en la presión de inyección
hasta los 2,050 psi requiere que se inyecten 1,473 BFPD de fluido motriz; esto, manteniendo
la misma geometría de la boquilla y garganta de la bomba jet, 10H.
Los resultados antes expuestos pueden observarse con claridad en la Ilustración 45.
Ilustración 45 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo B1 con
tasa incrementada
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
5.2.5 Arreglos en las facilidades de superficie necesarios para implementar el SCR
La implementación del sistema centralizado de reinyección (SCR) conlleva un solo
arreglo en las facilidades de superficie: la construcción de una línea de flujo. Esta, permitirá
llevar el fluido motriz hasta el pozo B1 mediante un tie-in en la línea que conduce el agua de
83
inyección hasta el pozo B1-I. Además, contará con una válvula VRF para controlar el flujo
en la misma.
La línea de flujo tendrá una longitud de 123 metros, y pasará por el múltiple del skid
de químicos, continuando así con la inyección de los aditivos químicos especificados en
literal b del numeral 4.2.2. La especificación técnica de la misma se detalla en la Tabla 24.
Tabla 24 Resumen de arreglos necesarios en las facilidades de superficie de la plataforma Beta 1
Longitud
(m)
Diámetro
nominal (plg)
Diámetro
externo (plg)
Schedule
No.
Espesor
(plg) Conexiones
123 2 2.375 160 0.344 ANSI 1500
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
La sección de interés del sistema centralizado de reinyección en la plataforma se
puede representado como lo muestra la Ilustración 46 en el software PIPESIM©, permitiendo
así realizar el diseño óptimo de la línea de flujo y estimar las caídas de presión en las líneas
desde la descarga de la bomba hasta el cabezal de cada pozo.
Ilustración 46 Modelo de simulación en PIPESIM del SCR en la plataforma Beta 1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
Es necesario que en las líneas de flujo FL2 y FL3 existan las pérdidas de presión
especificadas en la Tabla 25 para poder las presiones de inyección necesarias en ambos pozos.
Esto, se logra a través de dos válvulas choke. Para FL2 es necesario que el choke tenga un
orificio de 0.46 pulgadas, y para FL3, el choke sea de 0.31 pulgadas.
84
Tabla 25 Pérdidas de presión en las diferentes líneas de flujo del SCR de Beta 1
Sección Pérdida de presión (psia)
FL1 0
FL2 285
FL3 1,550
Una consideración especial para el diseño de la línea es la velocidad del fluido. La
norma ASME B31.4, especializada para el diseño de sistemas de tuberías para petróleo,
recomienda que la velocidad del fluido no debe ser menor a 3 ft/s para evitar el asentamiento
de sólidos en el líquido, ni mayor a 15 ft/s para minimizar las posibilidades de erosión en la
tubería. De acuerdo con los estándares de diseño de líneas de flujo para líquidos de Andes
Petroleum Ecuador Ltd., la velocidad máxima del fluido no debe exceder 12 ft/s, debido a
las características corrosivas del agua.
En la Ilustración 47 se observan las velocidades del líquido en las 3 líneas de flujo de
interés. En la línea de flujo FL2 la velocidad del líquido, además de ser la de menor diámetro
y de más alto valor, es 4.13 ft/s, encontrándose así dentro del valor máximo permitido.
Ilustración 47 Velocidades del líquido en las tuberías de inyección de agua y fluido motriz del SCR
de la plataforma Beta 1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
85
El plano de la plataforma que se muestra en la Ilustración 48, se puede observar la
línea de flujo (en negro) que conducirá el fluido motriz desde las bombas HPS hasta el pozo
B1.
Ilustración 48 Línea de flujo propuesta para la inyección del fluido motriz en el pozo B1
Fuente: PetroOriental S.A., 2018
86
5.2.6 Comparación entre los sistemas de producción actual y propuestos
La comparación entre los sistemas de producción actual, propuesto manteniendo la
tasa y propuesto aumentando la tasa de producción del pozo B1 permite observar las
diferencias que hubiere al cambiar el sistema con MTU por el Sistema Centralizado de
Reinyección (SCR).
a) Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción
La Tabla 26 exhibe las diferencias más importantes que se puede observar son
las eficiencias y potencias, tanto de las bombas jet como de las bombas en superficie.
Tabla 26 Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción con MTU y SCR
del pozo B1
Variable Unidad móvil de
prueba (MTU)
SCR – Tasa
Actual
SCR – Tasa
Aumentada
Presión de inyección del
FM (psi) ~2,000 1,765 2,050
Caudal de inyección del
FM (stb/d) ~2,800 1,377 1,473
Geometría bomba jet 12 J 10 H 10 H
Potencia en superficie
requerida por la bomba
jet (hp)
110 49 61
Eficiencia de la bomba jet
(%) 16.5 21.8 24.6
Gravedad específica del
FM 1.0135 1.0135 1.0135
Sistema de inyección del
FM Directo Directo Directo
Aumento de volumen en
facilidades de superficie
(bls)
~280 1,377 1,473
Potencia requerida en el
motor de unidad de
bombeo en superficie (hp)
225 165 165
Eficiencia de la unidad de
bombeo en superficie (%) 63.4 44.0 44.0
Presión de retorno en el
cabezal (psi) 100 100 100
87
Tasa de producción de
fluido (stb/d) ~280 174 214
Tasa de producción de
petróleo (stb/d) ~84 151 186
Corte de Agua (%) ~70 13 13
Índice de productividad
del pozo (stb/d/psi) 0.2 0.135 0.135
b) Análisis del costo-beneficio al cambiar el sistema de producción con MTU por
SCR
El sistema de levantamiento artificial hidráulico actual demanda varios costos
de mantenimiento de la unidad MTU utilizada. La potencia generada por el motor a
combustión de la unidad y consumida por la bomba múltiplex es 225 hp (168 kW), lo
que se traduce en un consumo de 300 galones de diésel por día.
En cambio, la bomba centrífuga horizontal (HPS) demanda que el motor
entregue una potencia de 165 hp (123.04 kW). La energía eléctrica que alimenta el
motor es generada con generadores eléctricos a gas. Es importante mencionar que la
implementación del SCR no demanda un aumento en los kW-día que requieren las
bombas HPS.
Ambos consumos ocurren actualmente, por lo que estos se traducen en costos
operativos actuales (OPEX Actual); mientras que la implementación del sistema
centralizado de reinyección exige una inversión de capital (CAPEX) por los arreglos
en las facilidades de superficie mencionados en el numeral 5.2.5.
Las siguientes tablas se encuentran en función de las proyecciones de
producción en el pozo B1 y de la plataforma Beta 1, esto debido a que el costo de
producción de un barril de petróleo incrementa conforme sucede la declinación
natural del yacimiento e incrementa el corte de agua.
En los dos escenarios el incremento en los costos de producción por barril
aumenta; sin embargo, los costos con el SCR son inferiores al sistema con MTU.
90
El resumen económico de la situación actual y futura en caso de mantener la
MTU y la inversión propuesta del SCR se exhibe en la Tabla 27, pudiendo observase
un ahorro de 797,855.00 USD en el período 2021 - 2023, de implementarse la
propuesta realizada.
Tabla 27 Resumen del OPEX actual, CAPEX demandado y ahorro estimado en el pozo B1
RESUMEN ECONÓMICO
MTU $ 1,746,480.00
Inversión propuesta SCR $ 47,285.00
Ahorro $ 797,855.00
Elaboración: Autor
De igual forma, la Ilustración 49 muestra un resumen del costo de producción
de cada barril de petróleo en el tiempo del pozo B1. El ahorro anteriormente
expresado en dólares representa el 99.8% del OPEX que se necesitaría en caso de
continuar con el sistema MTU.
Ilustración 49 Comparación de costos de producción por barril de petróleo con MTU y SCR en el
pozo B1
91
CAPÍTULO VI
6 METODOLOGÍA DE CÁLCULO COMPARATIVA ENTRE EL SISTEMA MTU
Y SISTEMA CENTRALIZADO DE REINYECCIÓN
La evaluación de la optimización en el sistema de producción de los pozos A1 y B1
ha permitido desarrollar la siguiente metodología comparativa entre la producción con MTU
y la producción con el sistema centralizado de reinyección (SCR), utilizando el agua de
producción como fluido motriz para el sistema de levantamiento artificial hidráulico que
poseen los dos pozos.
Esta metodología permite calcular todos los parámetros técnicos y económicos para
cambiar el método de inyección del fluido motriz, y así evaluar el beneficio que brindaría la
instalación del SCR en la plataforma para la producción de un pozo.
El flujo de trabajo principal (ver Ilustración 50) para la evaluación posee tres
subprocesos de análisis del sistema de producción, que hacen posible obtener los datos
necesarios para realizar la comparación de los mismos.
El primer subproceso se denomina “Pozo” (ver Ilustración 51), y permite obtener los
siguientes datos:
• Potencia requerida por la bomba jet en la unidad de bombeo en superficie.
• Requerimientos de caudal y presión de inyección de la bomba jet.
• Geometría y eficiencia de la bomba jet.
El segundo subproceso se denomina “MTU” (ver Ilustración 52), y permite calcular
el valor exacto de:
• Eficiencia de la unidad de bombeo en superficie.
• Consumo de diésel por el motor de bomba en la unidad de bombeo.
• Costo por barril producido en base al pronóstico de producción.
El tercer subproceso se denomina “SCR” (ver Ilustración 53), el cual permite:
• Evaluar la posibilidad de centralizar el sistema (recirculación del caudal de
inyección y disponibilidad de agua para usar como fluido motriz)
92
• Calcular la eficiencia y consumo de kWHr de la(s) bomba(s) HPS.
• Determinar la nueva geometría de la bomba jet en base a las limitaciones de
presión y/o caudal de inyección.
• Calcular el costo por barril producido en base al pronóstico de producción y
los arreglos necesarios en las facilidades de superficie.
Ilustración 50 Flujo de trabajo principal para la comparación entre el sistema MTU y SCR
Elaboración: Autor
96
CAPÍTULO VII
7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La metodología propuesta permite evaluar la factibilidad técnica y económica para
implementar un sistema centralizado de reinyección y suplir el uso de unidades MTU en
pozos que posean levantamiento artificial hidráulico tipo jet. El costo por barril producido,
inversiones y ahorro son los indicadores determinantes para decidir implementar o no el
sistema centralizado de reinyección.
En base a lo antes mencionado se concluye y recomienda lo siguiente:
7.1 Conclusiones
Pozo A1:
La geometría actual de la bomba jet del pozo es una Claw® 11J, la misma que opera
con una eficiencia del 13.1 %. Al cambiar al sistema centralizado de reinyección, es necesario
reemplazarla por una Claw® 12L, y al aumentar la tasa de producción es necesario
implementar una 13L, las cuales operarían con eficiencias de 18.8% y 22.9%,
respectivamente.
Para mantener la tasa de 220 BFPD con un 24% de WC es necesario que se inyecten
2,316 BFPD de fluido motriz con una presión de 1,940 psia; y, al aumentar la tasa de
producción hasta 300 BFPD con un 45% WC es necesario inyectar 2,468 BFPD y mantener
una presión de inyección de 2,000 psia.
La capacidad empleada de procesamiento de la estación de proceso en la plataforma
es del 66,9%. Con la implementación del sistema centralizado de reinyección se utilizará el
80,2% de los 17,400 BFPD que es su capacidad total.
La unidad MTU, actualmente, requiere de una potencia de 188 hp, y opera con una
eficiencia del 51.7%; mientras que, para los casos de mantenimiento y aumento de tasa de
producción, la potencia requerida por las bombas HPS será de 762.6 hp, para finalmente
operar con una eficiencia del 71%. El aumento en la potencia se debe a que las bombas HPS
son parte integral del sistema centralizado de reinyección, el cual incluye los pozos inyectores.
97
Los 188 hp requeridos por la unidad MTU se traducen en un consumo promedio de
211.2 galones de diésel diarios, lo que anualmente significa un costo de 157,259.52 USD
para la generación de esa cantidad de potencia.
Los 762.6 hp requeridos por las bombas HPS se traducen en un consumo promedio
de 568.67 kW-día, que anualmente representa un costo de 249,077.46 USD para generar esa
cantidad de potencia.
Debido a que actualmente las bombas HPS requieren 762.6 hp para inyectar el agua
mediante los tres pozos inyectores de la plataforma, y el mismo requerimiento de potencia
ocurrirá con la implementación del SCR, el costo de la energía eléctrica demanda se
considera como “costo hundido”.
El costo de producción promedio de barril de petróleo con el sistema MTU hasta el
2023 se estima en 8.80 USD; mientras que, con el SCR, hasta la misma fecha, el costo
promedio se estima en 0.52 USD.
La inversión que demanda la implementación del SCR es de 47,285.00 USD,
contempla la construcción de la línea de flujo hasta el pozo y la geometría de la bomba jet
necesaria. El ahorro que se logrará con la implementación del SCR desde el 2018 hasta el
2023 es de 797,855.00 USD, lo que representa el 99.8% del costo que demandaría la
continuidad con el sistema MTU.
Pozo B1:
Actualmente, el pozo posee instalada una bomba jet Claw® 12J, la cual opera con
una eficiencia del 16.5%. La instalación del sistema centralizado de reinyección requiere una
geometría 10H, la misma que para mantener la tasa de producción actual operaría con una
eficiencia del 21.8%, y al aumentarla, su eficiencia sería del 24.6%.
La disponibilidad de agua en la plataforma Beta 1 no permite la implementación del
sistema centralizado de reinyección hasta el primer semestre del 2021 y, para ese momento,
la actual zona productora habrá dejado de producir, por lo que el diseño del SCR se realizó
98
en base a la última tasa de producción registrada de T inferior, siendo de 174 BFPD con un
13% de WC.
Para producir los 174 BFPD con un 13% de WC con el sistema centralizado de
reinyección, se requiere una inyección de 1,377 stb/d de fluido motriz a 1,765 psia; mientras
que, para aumentar la producción hasta 214 BFPD con el mismo corte de agua es necesario
inyectar 1,473 stb/d a una presión hasta 2,050 psia.
La capacidad empleada de procesamiento de la estación de proceso en la plataforma
es del 17.3%. Con la implementación del sistema centralizado de reinyección se utilizará el
29.75% de los 12,500 BFPD que es su capacidad total.
La potencia consumida por el motor de la unidad MTU hasta la fecha de cierre del
pozo era de 225 hp, y operaba con una eficiencia del 63.4%. Al cambiar al sistema
centralizado de reinyección, la potencia requerida por la bomba HPS será de 165 hp, tanto
para 174 BFPD como para 214 BFPD, y operará con una eficiencia del 44%.
Los 225 hp requeridos por la unidad MTU se traducen en un consumo promedio de
300 galones de diésel diarios, lo que anualmente significa un costo de 223,380.00 USD para
la generación de esa cantidad de potencia.
Los 165 hp requeridos por las bombas HPS se traducen en un consumo promedio de
126 kW-día, que anualmente representa un costo de 55,188.00 USD para generar esa cantidad
de potencia.
El costo de producción promedio de barril de petróleo con el sistema MTU hasta el
2023 se estima en 8.59 USD; mientras que, con el SCR, hasta la misma fecha, el costo
promedio se estima en 0.01 USD.
La inversión que demanda la implementación del SCR es de 47,285.00 USD,
contempla la construcción de la línea de flujo hasta el pozo y la geometría de la bomba jet
necesaria. El ahorro que se logrará con la implementación del SCR desde el 2021 hasta el
2023 es de 797,855.00 USD, lo que representa el 99.8% del costo que demandaría la
continuidad con el sistema MTU.
99
7.2 Recomendaciones
Considerar la implementación del SCR con tasa aumentada en la plataforma Alpha 1,
en el presente año, y, a partir del primer semestre del 2021 en la plataforma en Beta 1 debido
a los beneficios técnicos y económicos que exhibe esta solución.
Evaluar la suspensión de unidades MTU e implementación de un sistema centralizado
de reinyección en futuros pozos candidatos que posean bombeo hidráulico tipo jet mediante
la metodología de cálculo comparativa descrita, pues la misma permite valorar factibilidad
técnica y el beneficio económico del cambio en mención.
Tener presente siempre los procedimientos internos y estándares internacionales de
construcción, operación y adecuación de facilidades de superficie temporales y permanentes,
con el fin de mantener el orden, buena imagen visual y facilidad de realizar otro tipo de
operaciones dentro de la plataforma.
Realizar una actualización periódica de los modelos de simulación del sistema de
producción de los pozos con levantamiento artificial hidráulico, de manera que se reduzca el
tiempo de evaluación del pozo candidato con la metodología de cálculo comparativa
propuesta.
100
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