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REPÚBLICA BOLlVARlANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULlA
FACULTAD DE INGENIER~A DIVISIÓN DE POSGRADO
ÁREA: INGENIERIA DE PETROLEO
-1 ANALISIS INTEGRAL DE LOS METODOS DE PRODUCCIÓN DEI. # - CAMPO URDANETA OESTE
r L \ TRABAJO DE GRADO PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD DEL ZULlA PARA
OPTAR EL T~TULO DE MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Ricardo José Mora Vivas
Tutcr Académico: Prof. Américo Perozo
Asesor Industrial: Mg.Sc. Juan C. Serrano
MARACAIBO, JUNIO 2002
ANALlSlS INTEGRAL DE LOS MÉTODOS DE PRODU(XIÓN DEI- CAMPO URDANETA OESTE
TRABAJO DE GRADO PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD DEL ZULlA PARA OPTAR EL T~TULO DE MAGISTER SCIENTIARUM EN INGEWIERIA DE PETRÓLEO
~ealfzado por:
Ing. Ricardo José Mora Vivas
MARACAIBO, JUNIO 2002
Este Jurado aprueba el Trabajo de Grado " ANALlSlS INTEGRAL DE LOS MÉTCIDO~S
DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO URDANETA OESTE ", que el Ingeniero Ricardo José
Mora Vivas C.I.: 10.743.029, presentó al Consejo Técnico del Posgradci de la
Universidad del Zulia, en cumplimiento requisitos de grado señalaclos en el artículo 5',
Aparte 51.6, Página 12 del Reglamento de Estudios para Graduados de la Uni\lersidad
del Zulia, para optar al título de "MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIEFI~~~ DIE
PETRÓLEO"
En fe de lo cual firmamos en Maracaibo a los cuatro días del mes de junio del dcis mil dos.
Jurado Examinador
Prof. Sara Sárichez
Prof. Carlos Rincón Director de la División de Posgrado de la Facultad de Ingeniería LUZ I
1 - . I I
AGRADECIMIENTO
A Dios por darme vida y permitirme ver la luir
que nos guía lejos de la oscuridad de la ignorancia 11
nos enseña el camino al conocimiento A mis pad-es
José Felipe y Yolanda del Rosario, por haber forjado eri
mí la voluntad de luchar y seguir adelante para lograi- lo
propuesto. A Flor, Lissette, Ana y Laura por estar
siempre pendientes. A María por su!; consejos. Al
destino por permitirme realizar este trabajo que no si lo
representó culminar una etapa de mi aprendizaje slno
un cambio total en mi vida, al cruzarme con Alejandra
Mayela, ILU.
A la Universidad del Zulia por permitirne
regresar a sus aulas y compartir momentos gratos; a los
profesor Américo Perozo, Sara Sanciez y Ricardo
Maggiolo por los conocimientos impartidos tanto en las
aulas como fuera de ellas. A PDVSA por darme esta
oportunidad y a todas aquellas persorias del equ po
Urdaneta que aportaron y compartierori parte de sus
vidas y me dieron su mano en la ejecución de este
trabajo: Ale, Juan C Serrano, Arelis Quero, Mauric:io,
Jorge, Edwin F, Edwin Tillero, Elsi, Maribel, Humbeito,
Lucy, Hector, Ischel, a todos mil gracias.
Mora Vivas Ricardo José "ANALISIS INTEGRAL DE LOS ~ ~ É T O D O S IIE
PRODUCCIÓN DEL CAMPO URDANETA OESTE", Trabajo de Grado. La
Universidad del Zulia, L.U.Z., Programa de Posgrado en Ingeniería de Petróleo.
Maracaibo, Junio de 2002.
RESUMEN:
El presente Trabajo trata el análisis de los métodos de levantamiento del campo
Urdaneta Oeste, que actualmente se explota en una proporción del cincuerita
porciento con levantamiento artificial por gas y bombeo electrosumergible, se
desarrolló una metodología que abarca el estudio de comportamiento de presión
del yacimiento, predicción de presiones e influencia en la producción, y el método
de levantamiento actual instalado, se determinó por pozo un conjurto de variables
que permitiera su simulación para determinar los índices de productividad y luego
seleccionar el método de levantamiento que mejor se adaptara a las condiciones
actuales y futuras del pozo, se realizó un análisis de costos de producción
generando costos de levantamiento para cada método, finalmente se determinó el
escenario de menor costo, mayor productividad y eficiencia de le\lantamiento en
un panorama de cinco años.
Los métodos resultantes para el escenario a cinco años asociado a determinadas
condiciones de presión y acumulado de producción del yacimiento muestran la
tendencia del campo a incrementar en el método de bombeo de cavidad
progresiva, y disminuir en bombeo electrosumergible y en levantaniento artificial
por gas.
Palabras Claves: Métodos de levantamiento, Optimización, [Ieclinación de
Yacimiento, Eficiencia de levantamiento, Pronósticos de Presión, BCP, BES, LAG,
Campo Urdaneta Oeste.
~NDICE GENERAL Pag
APROBACION DEL JURADO ................................................................
AGRADECIMIENTO.. .........................................................................
RESUMEN.. .......................................................................................
INDICE GENERAL .............................................................................
INDICE DE FIGURAS .........................................................................
~NDICE DE TABLAS ..........................................................................
~NDICE DE GRÁFICOS ........................................................................
~NDICE DE ANEXOS ..........................................................................
CAPITULO I
1 .1 Introducción ................................................................................................... 1
'7 1.2 Planteamiento del problema ........................................................................ .- 1.3 Objetivos de la investigación ......................................................................... :3
........................................................................................ . 1 .3.1 Objetivo general :3
1 .3.2. Objetivos específicos ................................................................................ :3
1.4 Hipótesis ....................................................................................................... 4
1.5 Herramientas básicas ................................................................................... 4
CAPITULO II
2.1 Bases teóricas ............................................................................................... 5
............................................................................ 2.1 .1 Métodos de producción !J
2.1.1 .1 Levantamiento artificial por gas ............................................................. 121
............... 2.1.1.2 Levantamiento artificial con bomba electrosumergible (BES) 10
................ 2.1.1.3 Levantamiento artificial con bombeo mecánico convencional 13
.................... 2.1.1.4 Levantamiento artificial con bomba de cavidad progresiva 14
..................................... 2.1.1.5 Levantamiento artificial por bombeo hidráulico 17
2.1.2 Análisis Nodal :2 1
2.1.3 Análisis Económico ................................................................................... 2 5
Horizonte Económico .......................................................................................... 25
Flujo de Caja ....................................................................................................... 26
Flujo de Caja Neto ............................................................................................... 26
Tiempo de Pago (STATIC PAY OUT - SPO) ............................................. 26
Valor Presente Neto (VPN) ................................................................................. 27
Tasa Interna de Retorno (TIR) ............................................................................ 27
2.1.4 Descripción del Campo Urdaneta Oeste .................................................. 28
CAPITULO 111
.................................................................................... 3.1 Tipo de investigación 37
3.2 Población .................................................................................................... 37
3.3 Muestra ......................................................................................................... 38
3.4 Técnica e instrumentos de recolección de información ................................ 38
3.5 Procedimiento de la investigación ................................................................. 39
CAPITULO IV
4.1 Resultados del pronóstico de presión .......................................................... 49
4.2 Resultados del sistema experto de levantamiento artificial SEDLA ............. 50
4.3 Criterios de Clasificación .............................................................................. 52
4.4 Métodos de levantamiento resultantes, análisis de costos .......................... 53
4.5 Plan de cambio de métodos ......................................................................... 59
Conclusiones ...................................................................................................... 62
Recomendaciones .............................................................................................. 64
Bibliografía .......................................................................................................... 65
Anexos ............................................................................................................... 67
~NDICE DE FIGURAS
2.1Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas
Continuo ..................................................................................... 6
2.2Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas
Intermitente .................................................................................. ;7
2.3Esquema del Sistema de LAG Intermitente con Pistóri
Metálico ...................................................................................... 8
2.4Esquema del Sistema de LAG Intermitente con Cámara de
Acumulación ................................................................................ (3
2.5 Esquema del rango recomendaclo de operacióri
BES.. ......................................................................................... '1 1
2.6Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Borriba
electrosumergible.. ........................................................................ '1 2
2.7 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Boinbeo Mecánico
.................................................................... (bomba de subsuelo). '1 3
2.8 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Bomba Caviclacl
Progresiva.. ................................................................................ '1 6
2.9 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial c o i Bombeo Jet
(bomba de subsuelo). .................................................................... '1 8
2.10 Esquema del Sistema de superficie para el Método de Levantamieitc)
artificial con Bombeo Hidráulico (bombeo Jet o bomtiec)
Pistón). ...................................................................................... '1 9
2.1 1 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Bombeo Pistóri
(bomba de subsuelo). ..................................................................... 20
2.12 Localización de los seis bloques o compartimientos individuales eri el
Yacimiento Urdaneta 01 ................................................................ 29
3.1 Muestra de Pozos Analizados por Bloque, vs po2:os
Activos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Tendencia de Presión de Yac Vs Acumulado de Pc?tróleo Para el
Yacimiento Urdaneta 01 ....... . .. . .. . .............. . .. . .. . . . . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . ... .. . .. 3.3 Distribución de Producción para el Campo Urdaneta Pesado según Base
de Recursos 2001 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1 Resultados de SEDLA, Campo Urdaneta Pesado, condiciories
actuales.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2 Resultados de SEDLA, Campo Urdaneta Pesado , condiciones Ei e anos.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.3 Métodos actuales y métodos resultantes del análisis para las condiciories
actuales, costo del barril equivalente ..... .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . . . . .. . . . . .. . . . . 4.4 Métodos resultantes, condición 5 años ..............................................
4.5 Distribución de métodos resultantes por cada Bloque (Condiciones de
Yacimiento Predichas a 5 años) ........................................ ................ ...
4.6 Programa de Cambio de Método de Levantamiento hasta el quinto ayo,
considerando maximización de producción por año Campo Urdan 3ta
Oeste.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
~NDICE DE TABLAS
Tabla #1 Costos de Levantamiento, Método BES (actual) .......................... S5
Tabla #2 Costos de Levantamiento, Método LAG (actual) ..... .. . .. ...... . ..... .... E5
Tabla #6 Comparación de Costos.. .. . ............... ... . .. ................... .. .. . ... ... .. 5'7
Tabla #7 Resumen de Costos de Levantamiento ................. ................. .... 59
Tabla #8 variación de Costos anual para el plari
propuesto .................................................................... ................ ... 60
Tabla #9 Variables Económicas.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
~NDICE DE ANEXOS
Graficos A l
Presión de yacimiento vs acumulado de petróleo bloque 1 ......................... 67
Petróleo Neto vs Fecha. bloque 1 .......................................................... 637
......................... Presión de yacimiento vs acumulado de petróleo bloque 2 68
Petróleo Neto vs Fecha. bloque 2 .......................................................... 68
Presión de yacimiento vs acumulado de petróleo bloque 3 .......................... 69
Petróleo Neto vs Fecha. bloque 3 .......................................................... 69
Presión de yacimiento vs acumulado de petróleo bloque 4 .......................... 70
Petróleo Neto vs Fecha. bloque 4 .......................................................... 7'0
Presión de yacimiento vs acumulado de petróleo bloque 5 .......................... 71
Petróleo Neto vs Fecha. bloque 5 .......................................................... 71
......................... Presión de yacimiento vs acumulado de petróleo bloque 6 72
Petróleo Neto vs Fecha. bloque 6 .......................................................... 7'2
Gráfico A2 . Influencia del mecanismo de producción primario en la presión
del bloque y eficiencia de recobro .......................................................... 7'3
Tabla A l . Tabla de recolección de datos ................................................. 7'4
Tabla A2 . Costos de levantamiento para el método BES escenario simulado
de menor costo y condiciones actuales de Yacimiento ............................... 88
Tabla A3.Costos de levantamiento para el método BCP escenario simulado
de menor costo y condiciones actuales de Yacimiento .............................. 88
Tabla A4 . Costos de levantamiento para el método LAG escenario simulado
de menor costo y condiciones actuales de Yacimiento .............................. 89
Tabla A5 . Costos de levantamiento para el método BES escenario simulado
de menor costo y condiciones de Yacimiento a cinco años ......................... 90
Tabla A6 . Costos de levantamiento para el método BCP escenario simulado
de menor costo y condiciones de Yacimiento a cinco años ......................... 90
Tabla A7 . Costos de levantamiento para el método LAG escenario simulado
de menor costo y condiciones de Yacimiento a cinco años ......................... 91
Tabla A8 . Costos de levantamiento para el método BCPE escenario
simulado de menor costo y condiciones de Yacimiento a cinco años ........... 91
Tabla A9 . Programa de cambio de Métodos ............................................ 92
Capítulo A - - v m m m
El campo Urdaneta Oeste es una de las áreas de mayor desarrollo
técnico y estratégico de Petróleos de Venezuela, S.A. Está conformado por 3 13
pozos activos, asociados a una producción diaria de 11 5 000 BNPC), 7 estacion'3s
de flujo, 8 múltiples de distribución de gas y 38 plataformas (le distribucibn
eléctrica para equipos sumergibles.
Del universo de pozos existentes, el 50% aproximadamente produce por
LAG y el resto por bombeo electrosumergible.
El campo Urdaneta Oeste está dividido en seis bloques, que definen
unidades de yacimiento hidráulicamente separadas por fallas sellantes. 1-a
estructura es de aproximadamente 13 km de largo y 7.5 km de ancho, con !;u
orientación hacia el nornordeste. La producción del yacimiento procede de Iias
rocas del Oligoceno, formación lcotea y del Eoceno, formación Misoa. El análisis
de la declinación en presión, la aparente inactividad del acuífero y la presión (le
burbujeo indican que el mecanismo de producción principal es la c;ompresión (le
roca y expansión de fluido.
A pesar de que el yacimiento fue descubierto en 1946, no es sino hasta
1982 cuando se comienza su explotación de una manera sistemática y ordenada,
debido, principalmente, a que la demanda de crudo pesado ( 12" AFI) era baja y la
producción de éstos se hacía de acuerdo a los requerimientos de mercado.
Originalmente, el yacimiento fue probado con flujo natural C O I ~ bajas tasas y
luego se instalaron bombas convencionales con resultados no sstisfactorios. El
levantamiento por gas dio mejores resultados y para en ese momento llevó la
producción a niveles satisfactorios. En 1995 se inició el uso de bombas electro-
sumergibles, las cuales resultaron exitosas.
1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El campo Urdaneta Oeste inició su desarrollo y explotación bajo un
esquema de producción que incluía como sistema de levantamiento el
levantamiento artificial por gas. Este esquema de producción se mantuvo hasta el
año 1995 cuando se inicia la conversión hacia sistemas de bombzo
electrosumergibles, alcanzando para el año 2001, un número de 150 pozos bajo
este esquema (50% de los pozos activos) con una producción asociada de 70
MBND (70% de la producción del campo). Entre las razones que condujeron a
realizar estos cambios se deben mencionar, la necesidad de mejorar la eficiencia
de levantamiento o producción de crudo, la cual se encontraba I mitada bajo el
esquema inicial, la baja disponibilidad de gas para mantener el desarrollo del
campo y la existencia de métodos de levantamiento por bombeo que se adaptan
perfectamente a las condiciones del crudo y del yacimiento.
Durante la historia de producción se han evaluado métodos de producción
como Levantamiento por gas, en sus modalidades continuo, interrriitente y piston,
bombeo mecánico y bombeo electrosumergible, dando éste último bueros
\ i .;j$ Ci_g Capitulo I - -- resultados. Por lo tanto es importante definir las condiciones que debe tener un
pozo para recomendar el sistema óptimo de extracción a utilizar, lo cual servirá
para optimizar la explotación del campo. Surge entonces la necesidad de realizar
un análisis integral a los métodos de producción existentes en el campo, con el
propósito de determinar el comportamiento y acciones a tomar a corto y mediario
plazo, tanto del yacimiento como de la infraestructura, métodos de producción y
manejo de fluidos, y así determinar los métodos óptimos de producción según las
condiciones actuales y futuras del yacimiento y los pozos, relacionáidolos con los
métodos existentes.
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Establecer los métodos óptimos de producción del campo. tomando en
cuenta los costos basados en actividades, infraestructura y comportamiento del
yacimiento, a corto y mediano plazo.
1.3.2 OBJETIVOS ESPEC~FICOS
Predicción del comportamiento del yacimiento a corlo y median:,
plazo
• Identificar método de producción optimo por bloque
e Analizar la infraestructura del campo para el manejo de los fluidos
e Identificar métodos de producción alternativos
e Analizar los costos por actividad
1.4 HIPOTESIS
El análisis permitirá una visión actual y a mediano plazo de la situación del
Campo Urdaneta, determinando los métodos de producción óptimos actuales por
bloque, además de definir métodos de levantamiento artificial futuros enmarcados
en predicción de comportamientos de presión y producción neta de petróleo tiel
Yacimiento.
1.5 HERRAMIENTAS BÁSICAS:
OFM (oil field manager): manejador de bases de datos de yacimiento.
WELLFLO: simulador de producción (análisis nodal)
SEDLA: sistema experto de selección de métodos de Levantamierito
Artificial.
METODOLOGIA DE COSTO BASADO EN ACTIVIDAD (ABC:).
AUTOGRAPH: simulación/diseño de pozos BES.
MAEP: análisis económicos de PDVSA.
Capítulo II
t'%jiJ Capítulo II R n
Marco Teórico
CAP~TULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 BASES TEÓRICAS
El proceso de producción de un pozo de petróleo se iriicia desde el
instante en que los fluidos comienzan a moverse desde el radio externo de drenaje
en el yacimiento y termina cuando son recolectados en la estacióri de flujo. Los
fluidos transportados pierden energía en el yacimiento, en el pozo y en la línea cle
flujo que los lleva a la estación recolectora. Cuando la energía del yacimiento c?s
suficiente para completar el proceso de prodücción, se dice que el pozo produce
por flujo natural, y cuando es necesario utilizar alguna fuente externa de energía
para el levantamiento de fluidos, desde el fondo del pozo hasta la estación, se dice
que el pozo produce mediante levantamiento artificial.
Levantamiento artificial, implica equipos y procesos que permiten
suministrar la energía necesaria para levantar los fluidos desde el fondo del po;:o
hasta la superficie. El propósito de los métodos de levantamiento artificial es
minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora ccln
el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provoc;2r
de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que se generen problemas cle
producción: arenamiento, conificación de agua, etc.
En la actualidad se conocen cinco métodos de levantamiento artifici:il,
cuyo objetivo común es disminuir la presión de fondo fluyente, para aumentar la
entrada de los fluidos del yacimiento hacia el pozo.
Bombeo mecánico.
Levantamiento Artificial por Gas.
Marco Teó*icc
Bombeo Electro-Sumergible.
Bombeo de Cavidad Progresiva.
Bombeo Hidráulico.
2.1.1.1 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG).
En este método el gas de alta presión es inyectado desde la superficie
hasta un punto de comunicación entre tubería y revestidor de Producción para
llevar el fluido de formación hasta la superficie del pozo.
Existen dos aplicaciones de LAG, Continuo e Intermitente:
LAG Continuo: en este método el gas inyectado en forma continua perrr ite
disminuir el peso de la columna de fluido y de esa manera la energía del
yacimiento haga llegar los fluidos desde el fondo hasta la superfic.ie. Existen cos
formas de realizar la inyección de gas continua, a través de la tubería de
Producción (Flujo anular) o a través del revestidor de Producción (Caso común).
Ver Fig. 2.1
Y&- LliiEA DE FLUJO
REVESTIDOR DE P R O ~ U C C I ~ N
TUBERlA DE PROOUCCIOW
EMPACADURA
Fig. 2.1 Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Continuo.
Capitulo II Marco Teó -icc
LAG Intermitente: En etapas avanzadas de agotamiento del yacimiento, la
inyección de gas se realiza en forma alternada, en cuyo caso, la energía del gas
reemplaza la del yacimiento para levantar los fluidos. Ver Fig. 2.2
Existen variantes a este método tales como:
LAG Intermitente con Pistón Metálico: Esta modalidad corisiste introd~cir
un pistón metálico que sirve de interfaz entre el tapón de liquido y el de gas de
inyección con el objeto de reducir las perdidas de crudo por resbalamiento,
además de remover cualquier depósito o sedimento que pueda obstruir la
producción del pozo (parafinas, asfáltenos).
R- Cabezal
Linea de flujo Controlador
Valvula Maestra alvula Motora
Revestidor
- Tapbn de Líquido
Valvula Operadora
u r 0 c
Fig. 2.2 Esquema del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas Intermitente.
Capítulo ll Marco Teórico m. - -
Se recomienda para pozos de crudos livianos y condensados (gravedades
API entre 35 y 45), con RGP de media a alta (hasta de 400Cl pie3lbl) y la
profundidad de aplicación es hasta 6000 pies. Ver Fig. 2.3
K LUBNCADOR
LlNEA DE FLUJO
VALvULA MAESTRA
LlNEA DE GAS
RESORTE
ASIENTO DE RESORTE
VALVULA DE RETENCIÓH
TUBENA DE PRODUCCIÓN
VALVULA OPERADORA
EMPACAOURA
Fig. 2.3 Esquema del Sistema de LAG lntermitente con Pistón I\lletálico.
LAG lntermitente con Cámara de Acumulación: esta modalidad consisle
en permitir la acumulación de fluido en una cámara que permiten la afluenc a
adicional de líquidos en el fondo sin afectar la presión ejercida sobre la formacióii.
Una vez llena la cámara, la inyección de gas inicia el movimiento de fluidos desde
Marco Teó -icc
el espacio anular hacia la tubería de producción, llevando la columna de fluidos a
la superficie de manera intermitente. Se recomienda en pozos de crudos medianos
y livianos (gravedades API entre 18 y 40), baja presión estática, con índice de
productividad mayor a 3 bpdllpc, con RGP de media a alta (Iiasta de 4000
pies3/bl), la RGP disminuye la eficiencia del método debido al desalojo del gas en
la parte interna de la cámara. La profundidad de aplicación es de hasta 10000
pies. Ver Fig. 2.4
FLUJO LINEh -4 VALVULA v-q PLACA
MAESTRA jlrlrG ,ORlFIClO
LlNEA DE GAS
EMPACADURA SUPERlOR
VALVULA DE DESAHOGO
- REVESTIDOR
TUBERlA DE P R O D U C C I ~ ~ ~
TAPON DE LIQUIDO
VALVULA OPERADORA
Fig. 2.4 Esquema del Sistema de LAG Intermitente con Cámara de Acumulación.
En general estos métodos requieren de muy pocos equipos de subsuc?lc
(mandriles y válvulas) y no son afectados por'la arena presente r n el fluido (le1
pozo. Las válvulas para LAG tienen una vida de senlicio larga y pueden ser
recuperadas con guaya en caso de falla. No es afectado por la desviación y la
profundidad del pozo. Este método tiene generalmente el mayor costo de invers;ór
inicial, el cual está asociado a la instalación de la infraestructura de compresión. El
Capitulo ll m -- Marco Te6 .ice
costo asociado a instalar y operar este método donde la infraestructura existe, son
los más bajos entre todos los sistemas de levantamiento artificial.
Entre las condiciones para que el pozo produzca bajo este métoclo,
tenemos: disponibilidad de compresión (flujo y presión), presión de yacimierito
mayor de 400 Ipc, índice de productividad de moderado a alto.
2.1.1.2 LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON BOMBA ELECTROSUMERGIBLE
(BES).
En el bombeo electrosumergible el fluido es inducido a travks de la bomba
centrifuga multietapas, la cual proporciona la energía necesaria para llevar el
fluido desde el fondo a la superficie, cada etapa está compuesta por un impulso- y
un difusor estacionario, en la medida que se mueve el eje a través del trabajo q Ae
le transfiere el motor, el impulsor rota causando un movimiento rotacional al fluiclo.
El difusor cambia la dirección y velocidad del flujo y lo dirige desde el impulsor 'de
una etapa hasta el impulsor de la otra. El tipo de etapa seleccionacla determina el
volumen de fluido a ser manejado. El número de etapas contenidas en la bom )a
determina la presión total o cabezal a ser generado. La potencia requerida por el
motor se determina tanto por el volumen desplazado como el cabez;al generado.
Para cualquier bomba centrifuga, los impulsores están diseñados para
operar eficientemente sobre un rango de capacidades específico, si la bomba 2s
operada a muy baja capacidad, hay un afianzamiento inferior del itnpulsor conlra
el difusor causando desgaste en los rodamientos. Por el contrario, si la bom'la
trabaja a capacidad mayor que la diseñada, ocurrirá un afianzamiento del impulsor
con la parte superior del difusor causando un desgaste similcir. Idealmen.:e,
entonces, el impulsor debería flotar libremente durante la operación, lo cual haría
en su rango de operación recomendado, que es el mismo de mayor eficiencia psra
la bomba. Ver fig. 2.5
Downthrusi O rating %ngc
Upthrusi
Marco Teórico
I I Frca Floatlng I 1 Iinpilcr 1 I
O 2 4 6 8 10 12 74 16
Rato in GPM
Fig. 2.5 Esquema del rango recomendado de operación.
Este equipo puede levantar grandes volúmenes de fluido de pozl~s
profundos, pero tiene como desventajas que la alta temperatura de -yacimiento y la
presencia de sólidos, reducen considerablemente su vida Útil. 1-a instalacikn,
servicio y reparación de estas unidades son muy costosas ya que requieren
reparación mayor de subsuelo. Adicionalmente en áreas lacustres, necesití~n
instalaciones de superficie para alojar los equipos de control.
Entre las condiciones para que el pozo produzca bajo este método,
tenemos: disponibilidad de energía eléctrica, tasa de producción mayor a 400
BBPD, sin problemas de presencia de arena, el gas libre no debe exceder el 40%
del volumen total de fluido a ser manejado por la bomba, el diámetro del revestidor
debe ser suficiente para alojar el equipo de subsuelo (motor, separador de gss,
bomba y cable). Ver Fig. 2.6
Marco Teórico
TRANSFORMADORES --- -- -- --c-
-, -/--
VARlADOR CABEZA
CAJA DE m I '
CABEZA DE DESCARGA
BOMBA
SELLO
CABLE PLANO DEL MOTOR
MOTOR
BASE DEL MOTOR REVESTIDOR
Fig. 2.6 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Bomba
electrosumergible.
Entre las ventajas de aplicación del bombeo electrosumergible esta su
amplia aplicación en pozos desde 400 hasta 15000 bpd y profunditlades de hasta
15000 pies, pocas dificultades en pozos desviados, aplicable tanto en zonas
urbanas como costa afuera, sencilla de operar, costos de levantam ento para altos
volúmenes relativamente bajo, y facilidades para aplicar tratamientos de corrosión
y escamas. Sus desventajas son la no aplicabilidad en completaciones múltipli~s,
aplicable sólo en lugares de alta disponibilidad eléctrica, costosa para recambiar
el equipo para cotejar con la declinación de productividad del pozo, problerras
para el manejo de sólidos y gas, deterioro del cable por altas temperatura:; y
presencia de ácidos.
Marco Teóricc)
medio de cabillas a las que un motor eléctrico, acoplado a una caja de engranaj3s,
imparte el movimiento de rotación en la superficie. Este método requiere muy pocci
espacio de instalación en la superficie. Por esta razón ofrece ciertas ventajas c.on
respecto al bombeo mecánico convencional en áreas pobladas y en costa afuera,
donde el espacio y el entorno son consideraciones determinantes. La bomba de
cavidad progresiva está limitada a profundidades generalmente menores de 6COCi
pies, debido a la altura dinámica que puede levantar eficientemenJ:e. Requiere un
nivel de sumergencia de aproximadamente 200 pies para bombear eficientemerte
Los elastómeros del estator pueden ser afectados por los componentes de los
fluidos del pozo.
Entre las condiciones para que el pozo produzca bajc este método
tenemos: disponibilidad de energía eléctrica, sin problemas de presencia de arena.
sólidos o fluidos con bajo contenido de aromáticos, RGP menor a 750, tasa de
producción menor a 600 BBPD, profundidades menores de 6000 pies, poz:os
verticales o inclinados hasta 60" (utilizando centralizadores). Este sistema se
adapta, en particular, a fluidos viscosos, pesados aún si estos transporlar
partículas sólidas, y10 fluidos bifásicos de gas y petróleo.
Al igual que otros métodos de levantamiento artificial, el BCP estí5
conformado por un equipo de superficie:
- Cabezal giratorio
- Prensa estopa y barra pulida
- Sistema de transmisión de energía
Equipo de subsuelo:
- Sarta de cabillas
- Tubería de producción
- Ancla de gas
- Bomba
- Niple de paro
t: 3 'o Capítulo II Marco Teórico
CABEZAL DF
Fig. 2.8 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Bomba Cavidad
Progresiva.
La bomba esta formada por el estator y rotor. El estator es un cilindro de
acero, recubierto internamente de un elastómero sintético (goma endurecida) en
forma de doble hélice. Se debe prestar mucha atención al seleccionar el
elastómero sintético, ya que su vida útil depende de la gravedad del cruclo,
temperatura, agentes corrosivos, gas, arena y otros. El rotor suspc!ndido y rotado
por las cabillas, es la Única pieza móvil en la bomba. Consiste en una hélice
externa con un área de sección transversal redondeada, torneada a precisi0n.
Tiene como función principal bombear el fluido, girando de modo excéntrico den-ro
del estator y creando cavidades que progresan en forma ascendente.
$y'-$ Capítulo II Marco Teóricci
Cuando el rotor se inserta dentro del estator, se forman dos cadenas de
cavidades progresivas bien delimitadas y aisladas. A medida que el rotor gira.
estas cavidades se desplazan a lo largo del eje de la bomba desde la admisión e r ~
el extremo inferior hasta la descarga en el extremo superior, transportando, de
este modo, el fluido del pozo hacia La tubería de producción.
El bombeo es a tasa fija, sin pulsaciones, directamente proporcional a la
velocidad de rotación. Cuando el rotor alcanza una revolucióii completa, el
volumen comprendido entre el rotor y el estator se desplaza la distancia de Lnr
etapa.
2.1.1 .S LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO HlDRAULlCO (BH)
Este método consiste en una bomba de subsuelo impulsatia por un flu do
de potencia, el cual es bombeado desde la superficie usando bomtlas
reciprocantes hasta la de subsuelo, que puede ser de pistón o tipo jet.
El BH tipo JET consiste en una tobera que transforma la presión del flu do
de potencia en velocidad, y nuevamente en presión, lo cual ocasio~ia una zona de
baja presión que favorece la admisión de los fluidos del Yacimiento y su posterior
transferencia al espacio anular. La presión en la entrada de la garganta se
disminuye, en la medida que se aumenta el caudal de fluido de potencia. Cuando
esta presión se hace más baja que la presión del fluido del pozo (circundante a la
admisión), se origina un efecto de succión que mueve los fluidos del pozo h a c i ~ 12
garganta de mezcla, una ves pasada la cámara de mezcla el fluidi:, del pozo rrlás
el de potencia son desacelerados e incrementan su presión al pasar por el difusor.
Las bombas Jet pueden ser adaptadas para trabajar en una gran variedac
de condiciones, está formada principalmente por tobera, la garganta y difusor
Estos elementos se ensamblan en una variedad de configuraciones y materiales
para ajustarse a los requerimientos de producción.
Capítulo II .II .-. -?m'--'-
Marco Tecrico
La mayor limitante de este método lo representa el gran volumen de flu dci
de potencia requerido para levantar altas tasas de fluido del yacirriento. Ademiis
tanto el fluido producido como el de potencia deben ser sumamerite limpios piara
evitar daños en la bomba de subsuelo y equipo de superficie.
Fluido de Potencia * v
Tobera
Cámara de Filezcla
Difusor
Fluido Mezclado ,--
Fluidos del Pozo
Fig. 2.9 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con
Bombeo Jet (bomba de subsuelo).
El manejo del fluido de potencia en superficie constituye un factor de
riesgo por el impacto de contaminación ambiental debido al numero de
componentes susceptibles a fallas.
Marco Teó -icc
Entre las condiciones para que el pozo produzca bajo este métotlo,
tenemos: disponibilidad de energía eléctrica y facilidades para el manejo y
procesamiento del fluido de potencia, sin problemas de presencia de arena, tasa
de producción menor a 600 BBPD.
Fig. 2.10 Esquema del Sistema de superficie para el Método de Levantamiento
artificial con Bombeo Hidráulico (bombeo Jet o bombeo Pist6n).
El Bombeo Hidráulico tipo Pistón utiliza básicamente los niismos equipos
de superficie que el método de bombeo Jet, en el subsuelo está coinpuesto por ur
conjunto bomba y motor hidráulico reciprocantes, acoplados. La uriidad se inst(3la
por debajo del nivel de trabajo en el pozo. El fluido de potencia viaja a alta pres ór
desde la superficie hasta la bomba hidráulica a través de una tubería y los fluicos~
producidos más el de potencia retornan a superficie por un m i s m ~ o adicionales
conductos. El fluido de potencia a alta presión ocasiona el movimiei~to
reciprocante de la bomba motriz, bajo el mismo principio de la:; máquinas de
vapor. La bomba propiamente, la cual es movida por la motriz, bonibea los fluic'o~~
del pozo a la superficie.
Marco Teórico
Motor hidráulico
I Bomba de fluidos
.- -__ a==-=- =-- n- . ----
Fig. 2.11 Esquema del Sistema de Levantamiento artificial con Eiombeo Pistón
(bomba de subsuelo).
Entre las ventajas del Bombeo Hidráulico pistón están:
- Puede producir desde caudales relativamente bajos hasta tasas
altas, típicamente de 135 a 15000 Bld.
- La velocidad de la bomba se puede controlar facilmente para
adaptarse a las condiciones de fluencia del pozo.
- Con el tipo de bomba libre, se puede recuperar fácilmente cor
inyección de fluido en sentido inverso.
- Si se bombean volúmenes de gas limitados, el sisteena de bomkecl
hidráulico tiene una alta eficiencia.
Entre las desventajas de sistema se incluyen:
- Los sistemas de fluido de potencia presentan riesgos de operacióii y
ecológicos.
- La producción de sólidos trae problemas al equipo de Fondo.
- El almacenamiento requerido de fluido de potericia reduce la
factibilidad del proyecto.
- Dificultad para el tratamiento de escamas debajo del empaque.
Marco Teó .ice
2.1.2 ANÁLISIS NODAL
Construcción de la Curva IPRllP
Un paso primordial y de gran importancia en el diseño del método de
levantamiento es determinar, a través de un análisis nodal, la capacidad de
afluencia del yacimiento, a fin de identificar oportunidades de alcaiizar la máxirna
tasa de producción posible del pozo, con un sistema de levantarriiento eficiente.
Esta capacidad de producción se conoce como el desempeño del pozo, el cija1
esta determinado por la capacidad de aporte del yacimiento o afluencia (inflow), y
la capacidad de flujo de salida o efluencia (outílow), asociada al sistema de
producción.
La afluencia describe el comportamiento del yacimiento y de las fuerzas
que mueven los fluidos hacia el pozo. La efluencia describe el movimiento de os
fluidos desde el fondo del hoyo hasta la infraestructura de superíici~!.
Para predecir el comportamiento de afluencia del pozo, se conocen cos
técnicas:
Método del índice de Productividad
Método de la IPR (Inflow Performance Relationship)
Método del lndice de Productividad
lndice de Productividad se define como la cantidad de barriles de fluidcl
por día que se producen por cada Ipc de reducción de presión.
Este método es válido para yacimientos que producen par encima de 12
presión de burbujeo, P o . Cuando Pwf > Pb
Donde la tasa esperada (QL), la presión de fondo fluyente (Pwf) y Ir1
Marco Teó .ice
presión estática (Ps) son conocidos.
Para este caso el índice de productividad se muestra de manera lineal,
como se indica en la curva:
Cuando Pwf < Pb: Se debe usar la curva de IPF? (relación de
afluencia),desarrollada por Gilbert y Vogel.
Método de la IPR (Inflow Performance Relationship)
Cuando un yacimiento produce por debajo de la presión de: burbujeo, I'b ,
la relación de productividad no es lineal.
Para yacimientos con esta condición, se desarrollo una ecuaciór,
adimensional que describe la relación entre las tasas y las presiones, la cual se
conoce con el nombre de Ecuación de Vogel.
La efluencia de un pozo depende de una gran cantidad de factores, entre
los cuales destacan las propiedades de los fluidos, el diámetro y rugosidad de Ic?
tubería, contrapresión y la velocidad del fluido. Existe un gran número de
correlaciones que predicen el comportamiento de flujo para distintas presiones de
fondo fluyente a cualquier profundidad, las cuales se conocen como Curvas de
$Y$ Capitulo II
m --- " Marco Teórico
Gradiente Fluyente. La mayoría están basadas en modelos empíricos, sir
embargo, se han desarrollado correlaciones basadas en modelos mecanístic:~~,
que se adaptan a cualquier configuración del pozo.
La selección de la correlación mas apropiada dependerá de as
características del campo donde esta ubicado el pozo que se desea modelar, por
lo que es conveniente validar estas correlaciones mediante la torna de regist1.0~
fluyentes. Algunas de las correlaciones más utilizadas son: Duns & Ros,
Orkiszewski, Beggs & Brill, Ansari, Poettman & Carpenter, Hagedorn & Brov~n,
entre otras.
Estas correlaciones nos permiten determinar la presión en tubería a cada
profundida, en función principalmente de las siguientes variables:
Diámetro interno de la tubería
Porcentaje de AyS
Tasa de producción
Relación gas-líquido
La intersección entre las curvas de afluencia y efluencia de un pozo
determinan su punto de operación, es decir, establecen el equilibricl entre la ofe-ta
del yacimiento y la demanda del sistema de producción.
1 P u n t o d e o p e r a c i ó n I
M o d e l o d e D e s e m p e ñ o d e l P o z o