EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL MEDIANTE LA TECNOLOGIA DE BOMBEO MECANICO EN EL POZO PJS-13H RESERVORIO PETACA DEL CAMPO PATUJUSAL.pdf

FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA CARRERA INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

PROPUESTA TECNICA PARA EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL MEDIANTE LA TECNOLOGIA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN EL POZO PJS-13H RESERVORIO PETACA DEL CAMPO PATUJUSAL ALEJANDRA NATALY TORREZ RIVEROS

PROPUESTA TECNICA PARA LA RECUPERACION ARTIFICIAL MEDIANTE LA TECNOLOGIA BES EN EL POZO PJS-13H,RESERVORIO PETACA DEL CAMPO PATUJUSAL

INTRODUCCION BOMBEO MECANICO

BOMBEO CAVIDADES PROGRESIVA S

OPTIMIZACIO N DE LA PRODUCCIO N

BOMBEO HIDRAULI CO

GAS LIFT

TECNOLOGI AS CAPILARES

PLUNGE R LIFT

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE


PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Debido a que el método actual de levantamiento

artificial para el pozo PJS-13H, no cuenta con la provisión de energía adecuada para el potencial de producción del pozo.


OBJETIVO GENERAL Proponer la técnica de levantamiento artificial

mediante

la

tecnología

del

bombeo electrosumergible al pozo PJS13H del campo patujusal.


OBJETIVOS ESPECIFICOS

• Analizar el reservorio Petaca. • Seleccionar y dimensionar. • Elaborar una estructura de costos para el sistema. • Elaborar una evaluación económica.


LEVENTAMIENTO ARTIFICIAL Sistemas convencionales como: • Gas lift

• Bombeo Mecánico. •

Bombeo Electro sumergible (ESP).

•

Bombeo por cavidades progresivas.

•

Bombeo Hidráulico.


CUADRO COMPARATIVOS DE LOS SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL PARAMETROS PRODUCCION

BM

BES

BH

GAS LIFT

BCP

CAUDAL

BAJO

ALTO

BAJO

ALTO

ALTO

CORTE DE AGUA

BAJO

ALTO

BAJO

MODERADO

ALTO

RELACION GAS-LIQUIDO

BAJO

MODERAD O

BAJO

BAJO

MODERADO

CRUDO PESADO

ALTO

BAJO

BAJO

BAJO

ALTO

PRODUCCION DE ARENA

MODERADO

BAJA

MODERAD O

MODERADO

MODERADO


DESCRIPCION DEL EQUIPO DE BOMBEOELECTROSUMERGIBLE

EQUIPO DE FONDO

Bomba Centrífuga Multietapas Intake / Separador de Gas Protector del Motor

EQUIPO DE SUPERFICIE

Caja de Venteo Transformador

Motor Eléctrico Sensor de Presión

Variador de Frecuencia - VSD


CABLE CONDUCTOR ELECTRICO (POTHHEAD)


TABLERO CONTROL

DE


RELEVAMIENTO DE DATOS


ESTADO SUPERFICIAL DEL POZO PJS-13H


ESTADO SUB SUPERFICIAL DEL POZO

El pozo PJS-13H cuenta con un arreglo de terminación simple con empaque de grava, teniendo una profundidad total de 2371m con una desviación de 84.9˚el casing de producción es de 9 5 8 ``y tubing de 3.5``


ANALISIS HISTORIAL DE PRODUCCION

El Pozo PJS 13H inicio su producción el año 1998.

10000

1000

Petroleo Diario [Bbls] 100

Agua Diaria [Bbls]

Gas Diario [MPC]

10

01/04/2012

18/11/2010

06/07/2009

22/02/2008

10/10/2006

28/05/2005

14/01/2004

01/09/2002

19/04/2001

06/12/1999

24/07/1998

1


DATOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO PJS – 13H Datos del pozo PJS-13H: Caudal bruto actual = 159 BPD o 25 m3/d. Producción de agua = 90%. AOF = 2411 STB/dia. Nivel dinámico = 1847 mbbdp o 6058.16 Ftbbdp. Nivel estático = 783 mbbdp o 2568 Ftbbdp. Presión de cabeza de pozo = 52 PSI o 3.7 Kg/cm2. Profundidad promedio de los baleos = 2109 mbbdp o 6917.52 Ftbbdp. Diámetro y peso del tubing = 3.5" 9.4 #/Ft. Diámetro y peso del casing = 95/8" 45.3 #/Ft.

        


DATOS DE PRODUCCION DEL POZO

Gravedad especifica del petróleo, SGo = 0.85. Factor volumétrico del petróleo = 1.18 [Bbl/sbt]. Presión de burbuja, pb =1950 PSI o 137 Kg/cm2. Presión de Nivel Dinámico 869 PSI Gravedad del petróleo, API° = 34. Temperatura del fondo de pozo = 160 °F. Relación gas petróleo = 550 pc/Bbl. Viscosidad del petróleo = 1.24 Cp. Densidad del petróleo = 0.76 g/cc.


CAUDAL MAXIMO DE EXTRACCION Para encontrar el caudal máximo teórico de extracción de la bomba se considera la parte superior del empaque de grava, el nivel dinámico con el caudal actual y nivel estático. Para este calculo se usa la ec. 2.:

𝑸𝒎𝒂𝒙 =

𝒒 𝟏−𝟎.𝟐

𝑷𝒘𝒇 𝑷𝒓

−𝟎.𝟖

𝑷𝒘𝒇 𝟐 𝑷𝒓

159

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 1

1200 1200 2 𝑸𝒎𝒂𝒙 =405.57Bbl/di −0.2( ) − 0.8( ) 1588

a

1588


CAUDAL A DESPLAZAR POR LA BOMBA Ecuación 9:

𝑸𝒂𝒅𝒎 = 𝑸𝒐 + 𝑸𝒘 + 𝑸𝒈 CAUDAL DESEADO DE PETROLEO Qadm= 375+3052 (EC.10) Qadm= 3427Bbl/dia 𝑸𝒐 = 𝑸𝒅𝒆𝒔𝒆𝒂𝒅𝒐 × 𝜷𝒐 × 𝑺𝑮𝒐 𝑄𝑜 = 405.571 × 1.088 × 0.85 Qo=375Bbl/dia


CARGA DINAMICA TOTAL (TDH o TOTAL DINAMIC HEAD) Pbdp (Presión de boca de pozo) Ecuacion 4: 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝑏𝑒𝑧𝑎 𝑃𝑏𝑑𝑝 𝑚 = 𝑔𝑟 𝜌 𝑐𝑚3 3.7 𝑃𝑏𝑑𝑝 = × 10 0.67

Pcf = Perdida de carga por fricción en los tubings. Perdida por cada 1000ft (ec. 5) 𝟏𝟎𝟎 𝟏.𝟖𝟓 𝑸 𝟏.𝟖𝟓 𝟏 𝑭 = 𝟐. 𝟎𝟖𝟑 × [ ] ×[ ] × 𝟒.𝟖𝟔𝟓𝟓 𝑪 𝟑𝟒. 𝟑 𝑰𝑫 100 1.85 3427 1.85 1 𝐹 = 2.083 × [ ] ×[ ] × 120 34.3 2.994.8655 𝒇𝒕 𝑭 = 𝟑𝟔. 𝟎𝟔𝟖[ ] 𝟏𝟎𝟎𝟎𝒇𝒕 Perdida total (ec. 6). 𝑷𝒄𝒇 = 𝑭 × 𝒅𝒊𝒔𝒕𝒂𝒄𝒊𝒂𝒕𝒖𝒃𝒊𝒏𝒈 𝑃𝑐𝑓 = 0.0360 × 1847 𝑷𝒄𝒇 = 𝟔𝟔. 𝟒𝟗m

𝐾𝑔

𝑐𝑚2 × 10

Nd (presión debido a la columna de líquido a elevar). Ecuacion. 8: 𝑷𝒓𝒆𝒔.𝒅𝒊𝒏𝒂𝒎𝒊𝒄𝒂×𝟐.𝟑𝟏 𝑵𝒊𝒗𝒆𝒍 𝒅𝒊𝒏𝒂𝒎𝒊𝒄𝒐 = 𝑷𝒓𝒐𝒇. 𝒃𝒂𝒍𝒆𝒐𝒔 − 𝑺𝑮𝒐 𝑁𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑑𝑖𝑛𝑎𝑚𝑖𝑐𝑜 = 7776 −

869×2.31 0.85

Nivel dinámico=5415.24ft o 1650.98m

Ecuacion 3: 𝑻𝑫𝑯 = 𝑷𝒃𝒅𝒑 + 𝑷𝒄𝒇 + 𝑵𝒅

TDH=55.22+64.49+1650.98 TDH=1772.69m


SELECCION DE LA BOMBA Teniendo el caudal de admisión igual a 3427BPD o 385MCD


DIMENSIONES DE LA BOMBA (CÁLCULO DE NÚMERO DE ETAPAS) Una vez hallada la capacidad de elevación de una etapa y sabiendo que la bomba deberá vencer una presión (TDH) equivalente a la columna de líquido, podemos determinar el N° de etapas que necesitaremos. (ec. 11)

𝑵° 𝒆𝒕𝒂𝒑𝒂𝒔 =

𝑻𝑫𝑯[𝒎]

𝒎 ] 𝒆𝒕𝒂𝒑𝒂

𝒆𝒑𝒆 [

𝑵°𝒆𝒕𝒂𝒑𝒂𝒔1772.69 ≅ 𝟒𝟓𝟒 𝑁°𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =

3.9


SELECCIÓN DEL MOTOR (CÁLCULO DE POTENCIA). Ecuación 12:

HPrequeridos = BHP * N° etapas 𝐻𝑃𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜𝑠 = 0.36 × 454

𝑯𝑷 𝒓𝒆𝒒𝒖𝒆𝒓𝒊𝒅𝒐𝒔 = 𝟏𝟔𝟑. 𝟒𝟒HP Teniendo esto seleccionamos dos motores serie 456 de 50HZcom las siguientes características: UTC (upper tándem) Amp.

85HP

1045 Volts

45

CT (center tandem) Amp.

85HP

1045 Volts

45


DETERMINACION DEL CABLE DE POTENCIA


SELECCION DE TABLERO Y TRANSFORMADOR

Teniendo el nivel dinámico y la caída por cada 100m se puede hallar el voltaje en el cable ec. 14:

Volt en cable = Prof x volt/100m Volt. En el cable = 1772x 0.07

Volt. En el cable = 124.04 Volt. El voltaje requerido en superficie ec. 15:

Volt total = volt motor + Volt en cable Volt Total =2x1042 + 124.04

Volt total = 2208.04 Volt


SELECCION DE TABLERO Y TRANSFORMADOR por ultimo con el voltaje total en superficie es posible hallar el valor KVA (kilo vatios promedio) que determinara el transformador para el sistema y el tablero apropiado. (EC.15)

𝑉𝑜𝑙𝑡. 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 × 𝐴𝑚𝑝 × 1732 𝐾𝑉𝐴 = 1000 2208.04 × 45 × 1.732 𝐾𝑉𝐴 = 1000

𝑲𝑽𝑨 = 𝟏𝟕𝟐. 𝟎𝟗 𝑲𝑽𝑨 Se usara un transformador de 180 KVA.


EXPOSICION DE DATOS

AÑO

INCREMENTO CAUDAL DE CAUDAL DE DE CAUDAL PETRÓLEO CON PETRÓLEO CON CON EL EL SISTEMA EL SISTEMA BES SISTEMA BES GAS LIFT BPD PBP BPD

2013

113

315

2014

107

265

2015

102

222

2016

98

187

2017

94

157

202 157 120 89 63


INVERSION DE EQUIPOS Y MATERIALES DEL SISTEMA BES

Equipos sub superficiales 89000

equipos de superficie 74500 74000 $us

Trabajos de Work over 300000 $us


ANALISIS COSTO BENEFICIO 0 PROD. DE PETROLEO PROD. DE AGUA

1

2

3

4

5

73.589

57.302

43.701

32.360

22.923

659.661

672.718

686.033

699.612

713.460

INGRESOS BRUTOS

4;194.551 3;266.192 2;490.925 1;844.565 1;306.612

IMPUESTOS COSTO DE OPERACION COSTO TRATAMIENTO DE AGUA

2;097.276 1;633.096 1;245.463

TOTAL EGRESOS

3;183.784 2;502.992 1;934.828 1;461.506 1;067.952

INVERSION UTILIDAD NETA ACUMULADO

922.283

653.306

987.559

768.988

586.460

434.282

307.627

98.949

100.908

102.905

104.942

107.019

463500 463500 1;010.767 763.201 556.098 383.059 238.660 463500 547.267 1;310.468 1;866.565 2;249.624 2;488.284


ANALISIS ECONOMICO Para conocer la factibilidad económica de la propuesta de producción, se toma una tasa de reducción al 13%

TRR VAN TIR

13% $us 1;778.578 192%

PROPUESTA TECNICVA PARA LA RECUPERACION ARTIFICIAL MEDIANTE LA TECNOLOGIA BES EN EL POZO PJS-13H,RESERVORIO PETACA DEL CAMPO PATUJUSAL

CONCLUSIONES

•

Habiéndose realizado el cálculo para determinar el caudal máximo de extracción (ec. 2) del pozo PJS13H, se obtuvo que el pozo tiene potencial para producir un caudal de 405.57 BPD, de los cuales con el sistemas BES se llegarían a producir 375 BPD (ec. 10).

•

El dimensionamiento del sistema de bombeo electrosumergible tal como fue demostrado en la propuesta, es aplicable para incrementar la producción de

petróleo en el pozo PJS-13H, tal como se puede observar en la tabla 5 se tiene un incremento de mas


CONCLUSIONES

•

La implementación del sistema, aunque siendo una inversión considerable para la empresa, se lograría

cubrir en el primer año de producción, por el incremento en el caudal de producción del pozo PJS 13H volviendo rentable la inversión.

•

Habiéndose realizado la evaluación económica, se tiene que el proyecto es económicamente rentable,

logrando un VAN de 1;778.578 a un 13% de tasa de reducción.


RECOMEDACIONES

• • •

Hacer corridas en softwares especializados. Instalar un sensor de fondo. Es necesario capacitar, entrenar y actualizar a los ingenieros y a los técnicos.

•

Es necesario que los ingenieros tomen precauciones, para la instalacion de la bomba.

GRACIAS…

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