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OBJETIVOS ESPECÍFICOS

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INCREMENTO DE LA PRODUCCION DE CONDENSADO MEDIANTE LA APLICACIÓN DE BOMBEO MECANICO EN EL POZO KANATA-01 EN LA ARENA YANTATA. RESUMEN Se pudo corroborar mediante los historiales de producción de los últimos años del pozo kanata-01, que los volúmenes de producción están disminuyendo debido a que se tiene una inminente declinación en la energía de surgencia natural del reservorio, es por eso que este proyecto está orientado a la aplicación del levantamiento artificial por bombeo mecánico el cual nos ayudara a solucionar una parte del problema y nos ayudara a incrementar los volúmenes de producción de petróleo crudo. INCREMENTO DE LA PRODUCCION DE CONDENSADO MEDIANTE LA APLICACIÓN DE BOMBEO MECANICO EN EL POZO KANATA-01 EN LA ARENA YANTATA. CAPÍTULO I 1.1. INTRODUCCION. La finalidad del proyecto es incrementar la producción de condensado que produce el pozo Kanata-01 Lo que se espera del proyecto es que mediante el bombeo mecánico se pueda optimizar la producción de condensado y que dicho sistema de levantamiento artificial se adapte a las condiciones del pozo. La razón que hace importante a la creación del proyecto es que se tiene una declinación en la producción de condensado. Lo que se va a demostrar es que el sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico dará resultados favorables en su aplicación a dicho pozo y se podrá incrementar los volúmenes de producción. No se estudiara las facilidades de superficie ni se hará un estudio económico para la aplicación de este método de levantamiento artificial. 1.2. ANTENCEDENTES. 1.2.1. ANTECEDENTES DEL CAMPO. El campo Kanata se encuentra en el mismo lineamiento que los campos productores de Carrasco por el Sur-Sur Este y Paloma por el Norte-Noroeste y se encuentra ubicada en la zona de fore Land del Subandino Centro. Fue descubierto en julio del año 2002 al perforarse el primer pozo, KNT-X1, en la estructura anticlinal Kanata. El desarrollo del campo continuó con la perforación de los pozos KNT-X2D y KNT-3D, en el 2003, y más tarde el pozo KNT-4H, en el año 2005. La ubicación de estos pozos fue determinada mediante la interpretación de la información sísmica 3D adquirida por Chaco en el área de Kanata, luego del descubrimiento de este nuevo yacimiento. En la actualidad el campo se encuentra en producción con los pozos KNT-X1 y KNT-4H, estando los pozos KNT-3D y KNT-X2 cerrados. 1.2.2. UBICACIÓN DEL PROYECTO. El campo Kanata tiene una extensión igual a 10000 hectáreas correspondientes a 4 parcelas. Esto puede ser apreciado en la gráfica a continuación. FIGURA 1.1: Campo Kanata Fuente: YPFB Chaco S.A. 1.2.3. ANTECEDENTES DEL RESERVORIO. La Formación Yantata está compuesta mayormente por areniscas limpias, de origen eólico-fluvial y con una porosidad promedio estimada igual al 19%. Este reservorio contiene gas condensado, y ha registrado producción de gas y líquidos desde su descubrimiento, esto en virtud a que fueron utilizadas las facilidades de producción del campo Carrasco hasta el año 2005 cuando se instaló la planta criogénica Kanata. La perforación de los tres (3) primeros pozos proporcionó los datos necesarios para determinar que el mejor sistema de explotación del reservorio era mediante el ciclado de gas. De esta manera, es que en febrero del año 2005, después de algún tiempo de producción, el pozo productor KNT-X1 fue intervenido y convertido en inyector. Empero, la complejidad geológica regional evidenciada por la presencia de fallas, la existencia de diferentes contactos, la diferencia en los fluidos encontrados y otros, fueron causal para abandonar este sistema de explotación, a pesar de los buenos resultados obtenidos en el área de implementación piloto. 1.2.4. ANTECEDENTES DEL POZO. El Campo Kanata fue descubierto en julio del año 2002 al perforarse el primer pozo, KNT-X1, en la estructura anticlinal Kanata. Este pozo descubrió reservas de gas-condensado en la Formación Yantata. Cabalmente, el pozo Kanata-X1 (KNT-X1) fue propuesto para investigar el potencial hidrocarburífero en las formaciones Yantata y Petaca dentro del compartimiento sur de la estructura anticlinal. Esta estructura fue definida por medio de la interpretación de información sísmica 2D, y se encuentra ubicada en la zona de fore Land del Subandino Centro. 1.2.5. ANTECEDENTES DE LA TECNOLOGÍA A APLICAR. El bombeo mecánico nació prácticamente en la par con la industria petrolera, cuando el Coronel Drake perforo su pozo en Pensilvania en 1859, en aquellos tiempos la perforación se hacía con herramientas de percusión. Antes cuando el pozo moría, era más fácil usar el balancín de madera, ahora ya no. Pero los componentes del método siguen siendo los mismos. 1.3. OBJETIVOS. 1.3.1. OBJETIVO GENERAL. Incrementar la producción de Condensado mediante la Aplicación del sistema de Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico en el Pozo Kanata – 01 en la Arena Yantata. 1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. · Estudio de Boletines de Producción Actualizados del Pozo KNT-01. · Realización de Proyección de Producción de Condensado del Pozo KNT-01. · Cálculo del Índice de Productividad Real IPR del Pozo KNT-01. · Diseño de las Unidades de Bombeo Mecánico Método API RP-11L. · Análisis Nodal para determinar las Caídas de Presión en el Pozo KNT-01. CAPÍTULO II 2.1. MARCO TEÓRICO. 2.1.1. Definición. El bombeo mecánico es el más antiguo, más económico y más común de los métodos de extracción artificial. Aproximadamente el 85% de los pozos de bombeo en el mundo utilizan este método. Los componentes principales son: la sarta de varillas, la tubería de producción, el equipo superficial o aparato de bombeo y el motor de impulso. El bombeo mecánico consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que es abastecida con energía producida a través de una sarta de cabillas. La energía es suministrada por un motor eléctrico o de combustión interna colocada en la superficie. Tiene su mayor aplicación mundial en la producción de crudos medianos y livianos. 2.1.2. Descripción. El equipo de bombeo mecánico mediante varillas se puede clasificar: · Equipo de subsuelo · Equipo de superficie FIG. 2.1: Sistema de Bombeo Mecánico 2.1.2.1. EQUIPO DE SUBSUELO. El equipo de subsuelo está restringido en su estructura por el diámetro de la tubería de revestimiento. Sus componentes son: 1) Tuberías de producción 2) Varillas 3) Varillón pulido 4) Bombas de subsuelo 5) Ancla de tubería 6) Ancla de gas FIG. 2.2: Esquema Típico del Sistema de Bombeo Mecánico Tuberías de Producción. Es la tubería que se introduce en el pozo a través de la cual el petróleo es transportado desde el subsuelo hacia la superficie. Al mismo tiempo sirve de guía a la sarta de varillas de succión que esta accionando la bomba de subsuelo. Esta tubería va sujeta al cabezal del pozo mediante un colgador y corrida dentro de la tubería de revestimiento. El diámetro de la tubería de producción utilizada depende del diámetro de la tubería de revestimiento Varillas Las varillas de bombeo es un elemento metálico construido generalmente de acero, forjado en sus extremos y roscados. Las varillas se unen por medio de cuplas formando una sarta junto al vástago pulido y los trozos de maniobras. La varilla de bombeo de acero está compuesta por el Pin (Espejo + Rosca), respaldo, cuadrado, cebolla y cuerpo. Las varillas son las encargadas de transmitir el movimiento reciproco vertical, originado por el aparato individual de bombeo (burrito) al pistón de la bomba de profundidad. Las varillas dentro de todo el mecanismo de bombeo son las que en alguna medida van a limitar la profundidad económica del bombeo mecánico por el importante papel que desempeñan y por ser unas de las partes más delicada y vulnerables del sistema. FIG. 2.3: Partes de la Varilla Varillón Pulido. Es el encargado de colgar la sarta de varillas del balancín. En su parte inferior va acoplado a las varillas dentro de la tubería de producción y su parte superior va agarrada por medio de una grapa que descansa sobre el elevador de la guaya del balancín. En la carrera ascendente del balancín el Varillón pulido o barra pulida soporta el peso de las varillas, de la bomba y del fluido dentro de la tubería de producción. Por esta razón son fabricados de materiales muy resistentes y como su nombre lo indica, su superficie es completamente pulida a fin de permitirle el libre paso a través de la empacadura de la prensa estopa sin dañarlas, como se muestra en la figura 4. FIG. 2.4: Varillón Pulido Bomba de Subsuelo. Es un equipo de desplazamiento positivo que su función es levantar el fluido desde el nivel del pozo hasta la superficie e impulsarlo por la línea de flujo hasta el punto de recolección, funciona mediante presiones diferenciales del sistema sobre sus componentes. Una bomba de subsuelo consta de 5 componentes fundamentales como se muestra en la figura 5. FIG. 2.5: Esquema Típico de Bomba de Subsuelo a) Barril o Camisa.- Es un cilindro de superficie completamente pulida, dentro del cual se mueve el pistón. b) Pistón.- Es el embolo de la bomba y su diámetro determina la capacidad de desplazamiento. c) Válvula viajera.- Esta formada por un sistema de bola y asiento que viaja durante los ciclos de bombeo. d) Válvula fija o Válvula de pie.- Esta formada por un sistema de bola y asiento que permite la entrada del fluido del pozo al interior de la bomba. e) Anclaje de la bomba de sub suelo.- Ajusta al anillo de fricción o brocede la bomba, formando un sello hermético entre el fluido retenido y el pozo. Funcionamiento de la Bomba. 1. En la carrera ascendente el peso del fluido en el tubing cierra la válvula viajera, siendo el fluido almacenado en el barril desplazado por el pistón hacia la superficie, creando una depresión sobre la válvula fija, ocasionando la apertura de la misma y por consiguiente el ingreso del fluido desde el casing al interior del barril. 2. En la carrera descendente el fluido contenido en el barril ejerce una presión contra el pistón que baja, provocando la apertura de la válvula viajera y el cierre de la válvula fija, pasando el fluido contenido en el barril hacia la parte superior del pistón, hasta llegar al punto inferior. En ese momento comienza la carrera ascendente volviendo a cumplirse el ciclo. FIG. 2.6: Funcionamiento de una Bomba Ciclos del funcionamiento de la bomba de subsuelo. En la figura 7 tenemos un esquema de varios estados de un ciclo de una bomba, el ciclo es aplicado a cualquier tipo de bomba: a. El pistón está moviéndose hacia abajo cerca del final de la carrera, el fluido está moviéndose hacia arriba a través de la válvula viajera que está abierta, mientras que el peso de la columna de fluido en la tubería es soportada por la válvula de pie, la cual está en consecuencia cerrada. b. El pistón esta moviéndose hacia arriba cerca al final de la carrera, la válvula viajera esta ahora cerrada por consecuencia de la carga debido a que la columna de fluido ha sido transferida desde la tubería hasta la sarta de varillas. En este momento comienza la producción del pozo en superficie. la válvula de pie está abierta. c. El pistón está moviéndose hacia arriba cerca al empiezo de la carrera, la válvula viajera está cerrada y la válvula de pie abierta finalizando la producción de líquidos en superficie. Como la columna de fluido de producción es levantada conjuntamente con el pistón, el barril de la bomba es evacuado permitiendo la entrada de nuevo fluido al barril. d. El pistón está moviéndose hacia abajo cerca del empiezo de la carrera, la válvula de pie está cerrada por el incremento de la presión resultando de la compresión del fluido en el volumen entre la válvula de pie y la válvula viajera, la válvula de pie está abierta y empieza a transferirse el fluido de la camisa hacia el interior del pistón. No existe producción en superficie. FIG. 2.7: Ciclos de la Bomba Ancla de tubería. Es el equipo que se utiliza para controlar los movimientos de la tubería de producción, absorbe los esfuerzos durante la acción de bombeo y los transfiere a la tubería de revestimiento, manteniendo a la tubería de producción en una posición constante y reduce la fricción de la varilla. Cuando se mantiene la tubería de producción anclada, permite un mayor recorrido del pistón dentro del barril, porque aumenta el movimiento relativo de este con respecto a la tubería de producción por embolada. La figura 8 muestra una vista del ancla. Las anclas de tuberías se diseñan de modo que puedan asentarse bien mecánicamente; por rotación de la tubería o hidráulicamente aplicando la presión de la columna de fluido en la tubería. FIG. 2.8: Ancla de Tubería Ancla de gas. Llamados también “separadores de gas”. Consiste en un tubo rasurado o perforado, colocado bajo la zapata de anclaje que se utiliza para mejorar la separación gas – liquido, con el propósito de minimizar la entrada de gas a la bomba de subsuelo y obtener mayor eficiencia volumétrica, su objetivo es separar gas/liquido antes de la entrada del fluido a la bomba. Estas operan con el principio de que el gas es más ligero que el petróleo y por lo tanto se mueve hacia arriba mientras el crudo lo mueve hacia abajo. El gas-bay pasea a la entrada de la bomba, fluye hacia arriba por el anular permitiendo que más líquido entre a la bomba. Este mejora la eficiencia volumétrica y aumenta la producción. FIG. 2.9: Ancla de Gas 2.1.2.2. EQUIPO DE SUPERFICIE: El equipo de superficie está conformado de la siguiente manera: 1) Unidad de bombeo 2) Motor de la Unidad 3) Cabezal de pozo Unidad de bombeo. Es también llamada balancín, caballito, pumpa, pumping jack y últimamente AIB (Aparato Individual de Bombeo) convierte el movimiento rotacional del motor (eléctrico o de combustión interna) en movimiento recíproco vertical requerido por la barra pulida a una velocidad apropiada con el propósito de accionar la sarta de varillas y la bomba de subsuelo. Las partes principales de la unidad de bombeo son: · Estructura Es la parte principal de la unidad de bombeo (base) la cual se fabrica con perfiles de acero. Sirve como miembro rígido que une el soporte maestro reductor y motor con una alineación apropiada para el mecanismo de trabajo. · Soporte maestro Constituido de tres soportes de perfiles de acero. Debe tener suficiente rigidez y resistencia para soportar el doble de la carga máxima del Varillón pulido. · Bloque viajero Este elemento está constituido de un perfil de acero, el mismo que se coloca sobre un cojinete central que se encuentra en el centro del soporte maestro. · Biela Es un elemento fabricado de acero, la misma que sirve para transmitir el movimiento del bloque viajero. · Manivela Se fabrica de hierro fundido y está acoplado al eje del reductor de velocidades para transmitir el movimiento a las bielas. · Caja de Engranajes También conocida como reductor de velocidades. Es un conjunto de engranajes helicoidales cuyo objetivo es reducir la velocidad y cambiar el movimiento de rotación entre el motor y el sistema biela – manivela que esta accionado por medio de correas o bandas. · Pesas o contra peso Se utiliza para balancear las fuerzas desiguales que se originan sobre el motor durante a las carreras ascendente y descendente del balancín a fin de reducir la potencia máxima efectiva y el momento de rotación. Estas pesas generalmente, se colocan en la manivela y en algunas unidades sobre la viga principal, en el extremo opuesto el cabezote. · Prensa estopa Consiste en una cámara cilíndrica que contienen los elementos de empaque que se ajustan a la barra pulida permitiendo sellar el espacio existente entre la barra pulida y la tubería de producción, para evitar la derrama de crudo producido. · Barra pulida Tubería fabricada de material resistente, generalmente se encuentran de diámetros de 11/4 y 1 ½ pulgadas y longitud de 15 y 22 pies. Se encarga de soportar el peso de la sarta de cabillas, de la bomba y del fluido dentro de la tubería. Tipos de Unidades de Bombeo Mecánico En general hay tres tipos básicos de unidad de bombeo a balancín, las cuales se diferencian por su geometría y clase de contra peso. · Unidad de bombeo mecánico convencional · Unidad de bombeo Mark II y Aerobalanceada · Unidad de bombeo Balanceada por Aire · Unidad de bombeo mecánico convencional Es la unidad más conocida y popular de todos los campos petroleros, por ventajas económicas, fácil operación y mantenimiento. El movimiento rotatorio del motor es trasmitido por medios de correas, a la caja de transmisión la cual reduce la velocidad a través de un sistema de engranajes. Este movimiento más lento es comunicado a la viga viajera mediante conexión biela /manivela y convertidor alternativo vertical que se refleja en la barra pulida. Ventajas · Costos de mantenimiento bajos. · Cuesta menos que otras unidades. · Usualmente es mejor que el Mark II con sarta de cabillas de fibra de vidrio. · Puede rotar en sentido horario y anti horario. · Puede bombear más rápido que las unidades Mark II sin problemas. · Requiere menos contrabalanceo que las Mark II. Desventajas · Requieren motores más grandes comparados con el Mark II u otros tipos de unidades. · Podría requerir cajas de engranajes más grandes que otros tipos de unidad (especialmente con cabillas de acero). · Unidad de bombeo Mark II o Unitorque. El MARK II o Unitorque se introdujo a principios de los años 60 con su revolucionario diseño que requería menos energía que uno convencional para levantar la misma carga de fluidos. Las contrapesas están colocadas en una manivela de doble brazos separados y opuestos a la manivela de los pines con un ángulo de desfase que oscila entre 19 y 28 º. Ventajas · Tiene bajo torque en muchos casos (con varillas de acero). · Puede bajar costo 5 a 10 % comparada con el siguiente tamaño de la unidad convencional. Desventajas · En muchas aplicaciones, no pude bombear tan rápido como la convencional, porque puede causar problemas de fallas en las varillas. · Puede girar solamente en sentido contrario a las manecillas del reloj. · Puede causar más daño a las varillas y bomba en caso de fluido pesado. · Puede someter a la sarta de varillas en el fondo del pozo a severa compresión que puede causar fallas por pandeo. · Unidad de bombeo Balanceada por Aire La utilización de aire en vez de pesadas manivelas y contrapesos, el sistema de aire ha sido tan simplificado que las únicas partes de funcionamiento continuo son el cilindro y el pistón equilibrio. Como resultado el tamaño de la unidad es considerablemente más pequeño minimizando los costos de traslado y montaje. Ventajas · Es más compacta y fácil de balancear que las otras unidades. · Los costos de envió son más bajos que la de otras unidades (debido a que su peso es memos ) · Puede rotar tanto en sentido horario como anti horario. Desventajas · Son más simplificadas u requieren mayor mantenimiento ( compresor de aire y cilindro de aire) · LA CONDENSACION del aire en el cilindro puede constituir un serio problema. · La caja de engranaje podria dañarse si el cilindro pierde la presión del aire. Motor de la unidad. Es el encargado de suministra la energía necesaria a la unidad de bombeo para levantar los fluidos de pozo. Estos motores pueden ser de combustión interna o eléctrica. Los motores de combustión interna pueden ser de baja o alta velocidad; los de baja velocidad operan entre 200 y 600 rpm y poseen un cilindro, los de alta velocidad funcionan entre 800 y 1400 rpm. En la actualidad el tipo de motor más utilizado en la industria petrolera es el motor eléctrico, este posee también una velocidad constante (baja velocidad ) y una potencia que varía entre 5 y 100 hp, el motor de velocidad variable (alta velocidad) su potencia varía entre los 10 y 200 hp este último utilizado para alto deslizamiento. Cabezal de pozo. Está constituido por una serie de dispositivos y de válvulas que permiten el paso del fluido del pozo a la tubería, conjuntamente con la prensa estopa, esto permite el paso del varillón pulido en el ciclo del bombeo. La figura 10 muestra el cabezal de pozo de bombeo mecánico y todas sus partes principales. FIG. 2.10: Cabezal de Pozo para Bombeo Mecánico 2.1.3. Ventajas y Desventajas. · Tiene buena eficiencia. · Permite la optimización y el control. · Bajo costo de mantenimiento. · Pueden emplearse materiales para disminuir los problemas de corrosión. · Es flexible permite ajustar la producción a través de la longitud de la carrera y la velocidad de bombeo. · Fácil diseño. · Unidades pueden ser cambiadas a otros pozos. · Adaptable a agujeros reducidos. · Levanta aceites viscosos y de altas temperaturas. CAPÍTULO III 3.1. APLICACIÓN PRÁCTICA. · Estudio de Boletines de Producción Actualizados del Pozo KNT-01. Para la realización del presente estudio se obtuvieron reportes de producción de boletines que fueron brindados por la empresa Chaco S.A. la cual es operadora del campo Kanata. Tabla 3.1: Producción de Condensado Pozo KNT-01 PRODUCCION KNT-01 AÑO Qo(STB/Mes) 2003 178,00 2004 226,97 2005 212,75 2006 174,92 2007 237,99 2008 269,40 2009 258,56 2010 243,59 2011 260,05 2012 281,28 2013 168,87 2014 144,813 Fuente: YPFB CHACO S.A. Figura 3.1: Producción de Condensado Pozo KNT-01 Fuente: Autores Udabol/2015 · Realización de Proyección de Producción de Condensado del Pozo KNT-01. Para la realización de la Proyección se aplica una tendencia polinómica donde se obtiene la ecuación de la misma, la cual nos ayudará a proyectar los valores del 2015 al 2026 donde se demostrará la inminente disminución de producción de condensado que se tendrá si es que no se aplica un método de levantamiento artificial alternativo como el Bombeo Mecánico Convencional propuesto en el presente proyecto FIGURA 3.2: Tendencia Polinómica para la proyección Pozo KNT-01 Fuente: Autores Udabol/2015 TABLA 3.2: Proyección de producción de condensado Pozo KNT-01 PROYECCIÓN KNT-01 AÑO Qo(STB/AÑO) 2015 178,00 2016 226,97 2017 212,75 2018 174,92 2019 237,99 2020 269,40 2021 258,56 2022 243,59 2023 260,05 2024 281,28 2025 168,87 2026 144,813 Fuente: Autores Udabol/2015 FIGURA 3.3: Proyección de producción de condensado Pozo KNT-01 2015 - 2026 Fuente: Autores Udabol/2015 De acuerdo a los cálculos efectuados para la obtención de la proyección se puede afirmar que el Pozo KNT-01 sufrirá un inminente declinación en la producción de condensado debido a la pérdida de energía de surgencia natural del Pozo, es por eso que se plantea la aplicación del método de levantamiento artificial por Bombeo mecánico el cual nos ayudará a explotar las reservas remanentes de condensado en el reservorio. · Cálculo del Índice de Productividad Real IPR del Pozo KNT-01. SELECCIÓN DEL POZO: Parámetros operacionales Rango normal Rango máximo KANATA 01 Profundidad de operación. 100-5000 TVD(ft) 9000 TVD(ft) 5656 ft Volumen de operación. 5-1000 BPD 2000 BPD 19 BPD Temperatura de operación. 100-350 F 550 F 174 F Desviación del pozo. Poco 0°(vertical) Manejo de caudal de gas. Bueno 18 Mscfd Manejo de arenas. Malo - Gravedad del fluido. API mayor a 8° 40° API Servicios de limpieza. Workover - Tipo de motor. Gas o eléctrico Eléctrico Aplicación. Limitada en costa afuera Continental Eficiencia del sistema. 40% al 60% 80% Para la realización del Cálculo del Índice de Productividad del Pozo KNT-01 se tomará el método de Sukarno, Vogel y M.L. Wiggings; cuyos resultados compararemos en una gráfica para obtener el mejor resultado, además se tomará en cuenta las pérdidas en Tuberías para una mayor veracidad del cálculo. Método de sukarno Pwf(psi) Qo(BPD) 1200,00 0,00 1100,00 4,09 1000,00 7,37 900,00 10,28 800,00 12,80 700,00 14,95 600,00 16,72 500,00 18,11 400,00 19,11 300,00 19,74 200,00 20,00 100,00 20,18 0,00 20,30 FIGURA 3.4: Curva IPR Pozo KNT-01 Fuente: Autores Udabol/2015 · Diseño de las Unidades de Bombeo Mecánico Método API RP-11L. · Calculo de las características de operación 1. Carga máxima en la varilla pulida 2. Carga mínima en la varilla pulida 3. Torsión máxima 4. Potencia en la varilla pulida 5. Contrabalanceo Resultados: TABLA 3.3: resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Fo 2192 Lbs 1/Kr 5,095E-3 in/Lbs SKr 4510 Lbs Fo/SKr 0,48 N/No 0,14 N/N’o 0,13 1/Kt 2,26E-3 in/Lbs Sp/S 0,57 Sp 13,11 in PD 19,11 BPD Wr 5973 Lbs Wrf 5348 Lbs Wrf/SKr 1,186 F1/SKr 0,57 F2/SKr 0,067 2T/S2Kr 0,312 F3/SKr 0,275 Ta 1,165 PPRL 7918,7 Lbs MPRL 5045,83 Lbs PT 18852 Lbs-in PRHP 0,577 hp CBE 6830,6 Lbs Fuente: Autores UDABOL /2015 · Diseño del Sistema de Levantamiento QROD El manual de selección de la bomba del siguiente método de levantamiento artificial bombeo mecánico C-18D-79-23 se realiza de la siguiente manera: FIGURA 3.4: tipo de unidad de bombeo Fuente: Juan Adolfo Raga Martínez tesis “Manual de selección de bombeo Mecánico del activo de producción Poza rica región norte”. · Diseño del sistema de levantamiento: Seleccionamos un modelo del catálogo Lufkin. El cual se ajustara a nuestras necesidades, según sean su capacidad operacional. FIGURA 3.5: Datos estructural para el diseño de bombeo mecánico Fuente: Juan Adolfo Raga Martínez tesis “Manual de selección de bombeo Mecánico del activo de producción Poza rica región norte”. · Selección del motor : A través de las tablas existentes de las diferentes empresas que proveen motores donde seleccionaremos en motor de bombeo mecánico. FIGURA 3.6: Selección del motor de bombeo mecánico Fuente: Juan Adolfo Raga Martínez tesis “Manual de selección de bombeo Mecánico del activo de producción Poza rica región norte”. Seleccionando el manual de motores eléctricos SIEMENS nema, estos motores trifásicos, poseen altos troque y deslizamientos, los cuales se necesitan en el balancín y el sistema de bombeo mecánico. FIGURA 3.7: Motor trifásico para bombeo mecánico Fuente: http://www.continenteferretero.com · Diámetro del pistón Caudal al 80% de la eficiencia de la bomba a 15 BPD el cual seleccionaremos de la siguiente tabla TABLA 3.4: Resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Fuente: Juan Adolfo Raga Martínez tesis “Manual de selección de bombeo Mecánico del activo de producción Poza rica región norte”. · Longitud del pistón: La selección de longitud del pistón será halla de la siguiente tabla que tenemos continuación. TABLA 3.5: Resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Fuente: Juan Adolfo Raga Martínez tesis “Manual de selección de bombeo Mecánico del activo de producción Poza rica región norte”. · Selección de la bomba: La selección de la bomba se hace teniendo en cuenta los siguientes parámetros del diseño: longitud de pistón y carrera. Así como algunas propiedades del pozo. 25-125-RHBC-11-3 FIGURA 3.8: Nomenclatura de las bombas · Selección de varillas: Teniendo en cuenta el estado mecánico del pozo y la bomba seleccionada, seleccionaremos el tipo de varilla adecuada. TABLA 3.6: Resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Tamaño de varilla Numero de varilla 1 1/4” - 1 1/8” - 1” - 7/8” - 3/4” 181 5/4” - 1/2” - Fuente: Autores UDABOL /2015 TABLA 3.7: resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Varilla (API) Grado Baja cargas en pozos no corrosivos C Bajas y medianas cargas en pozos corrosivos K Cargas moderadas en pozos no corrosivos D Fuente: Gas Oil Production Book · Selección del ancla de gas: Haciendo uso de la herramienta gas separador calculador de la empresa echo meter, seleccionaremos el tipo de ancla de gas. TABLA 3.8: Resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Máxima producción del liquido 20 BPD Máxima producción del gas 18 Mscf/dia Presión a la entrada de la bomba 144,2 psi Tamaño del tubing 2,875 in Tamaño del casing 5,5 in Fuente: Autores UDABOL /2015 FIGURA 3.9: Recomendaciones de separador de gas Fuente: especialización en producción de hidrocarburos con análisis nodal · Análisis Nodal para determinar las Caídas de Presión en el Pozo KNT-01. Teniendo los datos de operación podemos calcular las perdidas en fondo de pozo y línea de superficie, a través del método de Azis podemos calcular las perdidas de presión en fondo de pozo y para las perdidas en superficie lo haremos por el método de beggs. TABLA 3.9: Resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Diámetro de la tubería de fondo 0,201 ft Longitud de la tubería de fondo 5630 ft Diámetro de la tubería de superficie 0,167 ft Longitud de la tubería de superficie 6234 ft GOR 648 Scft/Stb Viscosidad del aceite 0,423 Cp Viscosidad del gas 0,012 Cp Tensión superficial del aceite 3,2 Dynas/cm Gravedad especifica del aceite 0,825 Gravedad especifica del gas 0,112 Densidad del gas 51,48 lb/ft3 Densidad del aceite 4,248 lb/ft3 Bo 1,401 resbl/STB Bg 0,002244 resft3/Scft T 174 °F Pr 1200 psi Fuente: Autores UDABOL /2015 TABLA 3.10: Resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Qo (BPD) Qg(scft/d) Vsl(ft/s) Vsg(ft/s) Nx Ny dPtbg(psi) 18,48 8548,17 0,044 3,03 21,98 0,091 172,74 19,38 8963,81 0,046 3,18 23,05 0,095 186,21 19,96 9233,43 0,047 3,27 23,74 0,098 194,93 20,20 9343,04 0,048 3,31 24,02 0,100 198,43 Fuente: Autores UDABOL /2015 · Fórmulas para en análisis nodal FIGURA 3.10: Análisis Nodal Fuente: especialización en producción de hidrocarburos con análisis nodal TABLA 3.11: Resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Qo (BPD) Qg(scft/d) ql(ft3/s) qg(ft3/s) lambda Vm(ft/s) Nfr dPlf(psi) 11,73 5425,38 0,0009 0,062 0,014 2,91 1,57 53,23 13,89 6425,11 0,0011 0,074 0,014 3,44 2,21 82,09 15,74 7278,82 0,0012 0,083 0,014 3,91 2,84 93,62 Fuente: Autores UDABOL /2015 · Fórmulas para en análisis nodal de bombeo mecánico FIGURA 3.11 Fuente: especialización en producción de hidrocarburos con análisis nodal · ANÁLISIS NODAL DE FONDO DE POZO FIGURA 3.12: análisis de fondo del pozo Fuente: especialización en producción de hidrocarburos con análisis nodal · INFLOW: · OUTFLOW: · Perdidas en el medio poroso en psi. · Perdidas en la tubería de producción en psi. · Perdidas por el choke en psi. · Perdidas en la línea de superficie en psi. · fo es la carga del fluido en Lb. · Ap es la sección transversal del pistón en pulgadas cuadradas. · Solucionando las ecuaciones anteriores obtendremos los siguientes resultados Tabla nº 3.1 resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Inflow Pwf (psi) Qo (Stb/day) 1200,00 0,00 1100,00 3,35 1000,00 6,46 900,00 9,25 800,00 11,73 700,00 13,89 600,00 15,74 500,00 17,27 400,00 18,48 300,00 19,38 200,00 19,96 100,00 20,20 0,00 20,21 Fuente: Autores UDABOL /2015 TABLA 3.12: Resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Outflow Qwf (BPD) Psep(psi) dplf(psi) Pwh(psi) dPchoke(psi) dptbg(psi) Fo/Ap(psi) Pwf(psi) 11,73 20,00 53,23 146,46 0,42 71,18 230,41 12,36 13,89 20,00 82,09 204,19 0,50 103,84 230,41 78,11 15,74 20,00 93,62 227,24 0,56 131,62 230,41 129,01 17,27 20,00 107,91 255,82 0,62 154,55 230,41 180,57 18,48 20,00 119,65 279,30 0,66 172,75 230,41 222,29 19,38 20,00 127,73 295,46 0,69 186,21 230,41 251,95 19,96 20,00 131,69 303,38 0,71 194,93 230,41 268,61 20,20 20,00 131,03 302,06 0,72 198,43 230,41 270,80 Fuente: Autores UDABOL /2015 Con los resultados obtenidos lo graficamos el análisis nodal de fondo de pozo FIGURA 3.13: Nodo de fondo Fuente: Autores UDABOL /2015 · ANÁLISIS NODAL EN CABEZA DE POZO FIGURA 3.14: Análisis nodal en cabeza de pozo Fuente: especialización en producción de hidrocarburos con análisis nodal INFLOW: OUTFLOW: · Perdidas en el medio poroso en psi. · Perdidas en la tubería de producción en psi. · Perdidas por el choke en psi. · Perdidas en la línea de superficie en psi. · fo es la carga del fluido en Lb. · Ap es la sección transversal del pistón en pulgadas cuadradas. Solucionando las ecuaciones anteriores obtendremos los siguientes resultados. TABLA 3.13: resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Inflow Qo(BPD) Pwf(psi) dPtbg(psi) Fo/Ap(psi) Pwh(psi) 11,73 800,00 71,18 230,41 498,41 13,89 700,00 103,84 230,41 365,75 15,74 600,00 131,62 230,41 237,97 17,27 500,00 154,55 230,41 115,03 18,48 400,00 172,75 230,41 -3,16 TABLA 3.14: resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Outflow Qo(BPD) Psep(psi) dPck(psi) dPlf(psi) Pwh(psi) 11,73 20 0,42 53,23 73,65 13,89 20 0,50 82,09 102,59 15,74 20 0,56 93,62 114,18 17,27 20 0,62 107,91 128,52 18,48 20 0,66 119,65 140,31 Con los resultados obtenidos lo graficamos el análisis nodal en cabeza de pozo FIGURA 3.15: Nodo de cabeza Fuente: Autores UDABOL /2015 · ANÁLISIS NODAL DEL SEPARADOR FIGURA 3.15: Analisis nodal del separador Fuente: especialización en producción de hidrocarburos con análisis nodal · INFLOW: · OUTFLOW: · Perdidas en el medio poroso en psi. · Perdidas en la tubería de producción en psi. · Perdidas por el choke en psi. · Perdidas en la línea de superficie en psi. · fo es la carga del fluido en Lb. · Ap es la sección transversal del pistón en pulgadas cuadradas. Solucionando las ecuaciones anteriores obtendremos los siguientes resultados. TABLA 3.15: Resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Inflow Qo(Stb/day) Pwf(psi) dPtbg(psi) Pwh(psi) dPlf(psi) dPchoke(psi) Fo/Ap(psi) Psep(psi) 11,73 800,00 71,18 657,65 53,23 0,42 230,41 373,59 13,89 700,00 103,84 492,33 82,09 0,50 230,41 179,32 15,74 600,00 131,62 336,76 93,62 0,56 230,41 12,17 Fuente: Autores UDABOL /2015 TABLA 3.16: Resultados obtenidos con las anteriores ecuaciones Outflow Psep(psi) 20 20 20 Fuente: Autores UDABOL /2015 Con los resultados obtenidos lo graficamos el análisis nodal del separador FIGURA 3.16: Nodo del separador Fuente: Autores UDABOL /2015 CAPÍTULO IV 4.1. CONCLUSIONES. Los parámetros clave del diseño para un Bombeo mecánico son: la tasa de producción esperada, las cargas a soportar por las cabillas, las cargas en la caja de engranajes de la unidad de bombeo, costos de energía, aporte del yacimiento, entre otros. El método de levantamiento artificial más común y antiguo del mundo es el bombeo mecánico. Debido a su simplicidad y robustez, es posible su aplicación en casi todos los tipos de pozos que requieren levantamiento. Sin embargo, existen límites físicos para la aplicación en cuanto profundidad y caudales se requiera levantar. Los componentes que conforman el sistema de bombeo mecánico se dividen en dos categorías: Equipo de superficie y equipo de subsuelo. 4.2. RECOMENDACIONES. · El diseño es poco complejo. · El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal de campo. · Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso. · Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de energía. · El equipo puede ser operar a temperatura elevadas. · Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control de la tasa de producción. 4.3. BILBIOGRAFÍA. · Ing. Partidas Héctor, Bombeo Mecánico: Optimización, Diagnóstico y Operación. · www.scribd.com, Bombeo Mecánico, Anabel Arevalo Chambi. · www.scribd.com, Bombeo Mecánico, Elias Landivar. · “MANUAL DE SELECCIÓN DEL BOMBEO MECÁNICO DEL ACTIVO DE PRODUCCIÓN POZO RICA SECCIÓN NORTE”, TESIS JUAN A. RAGA. · BOMBEO MECÁNICO, OPTIMIZACIÓN DIAGNOSTICO Y OPERACIÓN. ING. OSCAR PARTIDAS. · DETERMINACIÓN DEL UMBRAL DE CRISTALIZACIÓN DE LAS PARAFINAS EN EL CRUDO DEL CAMPO COLORADO. ING. EMILIANO ARIZA. · ANÁLISIS NODAL Y FLUJO MULTIFÁSICO, RICARDO MAGGIOLO, VENEZUELA 2005. · OIL FIELD PRODUCT GROUP, CATALOGO LUFKIN 2006-2007. Página 42 | 42
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