Tesis Sacha
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II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN PARA
LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL POZO 107 DEL CAMPO SACHA
OPERADO POR PETROPRODUCCIÓN EN EL DISTRITO AMAZÓNICO
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
AUTOR: RUBÉN DARÍO PRUNA CEDEÑO
DIRECTOR: ING. VINICIO MELO G.
QUITO – ECUADOR
2009
III
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el Autor:
RUBÉN DARÍO PRUNA CEDEÑO
Autor
IV
V
VI
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios, a mis Padres y a mi Familia, por el respaldo y cariño que siempre
me han ofrecido.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, Autoridades y Cuerpo Docente por todos
los conocimientos impartidos a lo largo de mi carrera.
De manera especial extiendo mi agradecimiento al Ing. Cattón Guerrero Muñoz y a la
Lcda. Mónica Espín por haber hecho posible la culminación exitosa de mi carrera, con
su apoyo y colaboración constante.
RUBÉN DARÍO
VII
DEDICATORIA
Este trabajo está dedicado a Dios, a mis Padres y a mi Familia así como cualquier
persona que se interese por el contenido vertido en el mismo, esperando que sea de
utilidad para la comunidad estudiantil en general.
RUBÉN DARÍO
VIII
ÍNDICE GENERAL
DECLARACIÓN ............................................................................................................ III
CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS ........................................................................... IV
CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................ V
AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI
DEDICATORIA ........................................................................................................... VII
ÍNDICE GENERAL .................................................................................................... VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO ............................................................................................ IX
ÍNDICE DE GRÁFICAS .............................................................................................. XV
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XVI
ÍNDICE DE ECUACIONES ...................................................................................... XVII
ÍNDICE DE ANEXOS .............................................................................................. XVIII
ABREVIATURAS ....................................................................................................... XIX
NOMENCLATURA ..................................................................................................... XX
RESUMEN................................................................................................................ XXIII
SUMMARY .............................................................................................................. XXIV
IX
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPÍTULO I..................................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................. 1
1.2. JUSTIFICACIÓN .................................................................................................. 1
1.3. OBJETIVO GENERAL ........................................................................................ 2
1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................ 2
1.5. HIPÓTESIS ........................................................................................................... 3
1.6. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES ................................................................. 3
1.7. METODOLOGÍA ................................................................................................. 3
1.7.1. TIPO DE ESTUDIO ............................................................................... 3
1.7.2. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN ....................................................... 4
1.7.3. FUENTES TÉCNICAS PARA LA RECOLECCIÓN DE
INFORMACIÓN ................................................................................................... 4
1.8. ALCANCE ............................................................................................................ 5
1.9. IDEA A DEFENDER ............................................................................................ 5
CAPÍTULO II ................................................................................................................... 6
2. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO SACHA ...................................................................... 6
2.1. CONSIDERACIONES GENERALES ................................................................. 6
2.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO ................................................................................... 6
2.2.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA .................................................................. 8
X
2.2.2. DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS PRODUCTORAS ............................. 8
2.2.3. FORMACIÓN HOLLÍN ........................................................................... 9
2.2.3.1. Hollín Inferior ....................................................................................... 11
2.2.3.2. Hollín Superior o Napo Basal ............................................................... 11
2.2.4. FORMACIÓN NAPO ............................................................................. 11
2.2.4.1. Arenisca “T” Principal .......................................................................... 12
2.2.4.2. Arenisca “T” superior ........................................................................... 12
2.2.4.3. Arenisca “T” Inferior. ........................................................................... 12
2.2.4.4. Arenisca “U” ......................................................................................... 13
2.2.5. FORMACIÓN TENA BASAL .............................................................. 13
2.3. CARACTERÍSTICAS ACTUALES DEL CAMPO .......................................... 14
2.3.1. RESERVAS DEL CAMPO. .................................................................... 15
2.3.1.1. Descripción de las reservas del Campo Sacha ..................................... 15
2.4. ESTACIONES DE PRODUCCIÓN .................................................................... 16
2.4.1. ESTACIÓN SACHA CENTRAL ........................................................... 17
2.4.2. ESTACIÓN SACHA NORTE 1 ............................................................. 18
2.4.3. ESTACIÓN SACHA NORTE 2 ............................................................. 18
2.4.4. ESTACIÓN SACHA SUR ...................................................................... 19
2.5. CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS .............................. 19
CAPÍTULO III ................................................................................................................ 20
3. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO HIDRÁULICO ...................... 20
3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE BOMBEO HIDRÁULICO .............. 20
XI
3.1.1 CARACTERÍSTICAS DE FUNCIONAMIENTO ................................. 21
3.1.1.1 Relación de fuerza y presión en una bomba hidráulica tipo pistón ...... 22
3.1.2 SISTEMAS DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ .......................... 25
3.1.2.1 Sistema de fluido motriz abierto (FMA) ............................................... 26
3.1.2.2 Sistema de fluido motriz cerrado (FMC) .............................................. 28
3.2 TIPOS DE INSTALACIONES DE SUBSUELO ................................................ 30
3.2.1 INSTALACIONES DE BOMBA FIJA ................................................... 31
3.2.1.1 Bomba fija inserta ................................................................................. 31
3.2.1.2 Bomba fija para tubería de revestimiento ............................................. 32
3.2.1.3 Bomba fija para tubería de producción ................................................. 34
3.2.2 INSTALACIONES DE BOMBA LIBRE ............................................... 34
3.2.2.1 Bomba libre con tuberías paralelas ....................................................... 34
3.2.2.2 Bomba libre para tubería de revestimiento ........................................... 35
3.3 EQUIPO DE SUBSUELO .................................................................................. 37
3.3.1 BOMBA TIPO PISTÓN.......................................................................... 37
3.3.2 BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET ....................................................... 40
3.4 EQUIPO SUPERFICIAL .................................................................................... 41
3.4.1 BOMBA DE SUPERFICIE ..................................................................... 42
3.4.2 CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN O MANIFOLD ................................. 43
3.4.3 VÁLVULA DE CUATRO VÍAS ............................................................ 45
3.4.4 CONEXIONES DE SUPERFICIE .......................................................... 46
3.4.5 SISTEMA DE TRATAMIENTO Y ADECUACIÓN DE FLUIDO
MOTRIZ ................................................................................................................ 47
3.4.6 TUBERÍAS UTILIZADAS EN EL BOMBEO HIDRÁULICO............. 48
XII
3.4.6.1 Tuberías superficiales ........................................................................... 48
3.4.6.2 Tuberías de subsuelo ............................................................................. 49
CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 51
4. DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO ......................................... 51
4.1. PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ................................................................... 51
4.1.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL MÉTODO .................................... 51
4.1.1.1. Características de los fluidos del yacimiento ........................................ 52
4.1.1.1.1. Viscosidad ....................................................................................... 53
4.1.1.1.2. Factor volumétrico de la formación ................................................ 53
4.1.1.1.3. Corte de agua (BSW) ...................................................................... 53
4.1.1.2. Comportamiento del yacimiento ........................................................... 53
4.1.1.3. Geografía de la locación........................................................................ 54
4.1.1.4. Fuentes de energía disponibles ............................................................. 54
4.1.1.4.1. Electricidad ..................................................................................... 54
4.1.1.4.2. Gas natural ...................................................................................... 54
4.1.1.4.3. Otros combustibles .......................................................................... 54
4.1.1.5. Facilidades de superficie ........................................................................ 55
4.1.1.5.1. Líneas de flujo en superficie ........................................................... 55
4.1.1.5.2. Presión en el separador ................................................................... 55
4.1.1.6. Características de Producción. .............................................................. 56
4.1.1.6.1. Capacidad de flujo........................................................................... 56
XIII
4.1.1.6.2. Tasa de producción de fluidos......................................................... 56
4.1.1.7. Características del pozo ........................................................................ 56
4.1.1.7.1. Profundidad ..................................................................................... 57
4.1.1.7.2. Tamaño de la tubería de producción ............................................... 57
4.1.1.7.3. Desviaciones del pozo ..................................................................... 57
4.1.1.8. Problemas de operación ........................................................................ 58
4.1.1.8.1. Arenas ............................................................................................. 58
4.1.1.8.2. Parafina ........................................................................................... 58
4.1.1.8.3. Escala .............................................................................................. 58
4.1.1.8.4. Corrosión ......................................................................................... 59
4.2. CONSIDERACIONES Y CÁLCULOS DE DISEÑO ........................................ 59
4.2.1. SELECCIÓN DEL SISTEMA DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ .
................................................................................................................. 59
4.2.2. PRODUCCIÓN DE GAS ........................................................................ 60
4.2.3. TIPO DE BOMBA DE SUBSUELO ...................................................... 60
4.2.4. CÁLCULO DE LA RELACIÓN P/E MÁXIMA ................................... 61
4.2.5. TASA DE FLUIDO MOTRIZ ................................................................ 63
4.2.6. FRICCIÓN EN LA BOMBA .................................................................. 65
4.2.7. CÁLCULO DE LAS PRESIONES ......................................................... 69
4.2.8. PROCEDIMIENTO PARA OBTENER LA PRESIÓN DE SUPERFICIE
................................................................................................................. 73
4.3. PRESIÓN DE SUPERFICIE PARA EL POZO SACHA 107 ............................. 74
4.3.1 CÁLCULO DE LAS EMBOLADAS POR MINUTO DE LA BOMBA
(EPM) ................................................................................................................. 75
XIV
4.3.2. CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FRICCIÓN EN
LA TUBERÍA DE INYECCIÓN .......................................................................... 76
4.3.3. CÁLCULO DE LA TASA REAL DE FLUIDO MOTRIZ .................... 77
4.3.4. CÁLCULO DE LA FRICCIÓN EN LA TUBERÍA DE INYECCIÓN Y
RETORNO ............................................................................................................ 77
4.3.5. CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LA BOMBA DE SUPERFICIE ... 79
4.4. SELECCIÓN DE LA BOMBA POR MEDIO DEL SOFTWARE OILWELL
HYDRAULICS 2.0 ............................................................................................. 79
CAPÍTULO V ................................................................................................................. 85
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................... 85
5.1. CONCLUSIONES .............................................................................................. 85
5.2. RECOMENDACIONES ..................................................................................... 86
BIBLIOGRAFÍA. ........................................................................................................... 88
CITAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................... 89
ANEXOS ........................................................................................................................ 90
XV
ÍNDICE DE GRÁFICAS
GRÁFICA 2.1: MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO SACHA (TOPE HOLLÍN) .... 7
GRÁFICA 2.2: COLUMNA TECTÓNO ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE
LA CUENCA ORIENTE ................................................................................................ 10
GRÁFICA 3.1: PRESIÓN EN UN SISTEMA CERRADO ........................................... 22
GRÁFICA 3.2. PRESIÓN EN UN SISTEMA DINÁMICO .......................................... 23
GRÁFICA 3.3: RELACIÓN DE ÁREAS EN UNA BOMBA HIDRÁULICA ............. 24
GRÁFICA 3.4: FACILIDADES DE SUPERFICIE EN UN SISTEMA ABIERTO .... 27
GRÁFICA 3.5: FACILIDADES DE SUPERFICIE EN UN SISTEMA CERRADO ... 20
GRÁFICA 3.6: BOMBA FIJA INSERTA ..................................................................... 32
GRÁFICA 3.7: BOMBA FIJA PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .................. 33
GRÁFICA 3.8: BOMBA LIBRE CON TUBERÍAS PARALELAS .............................. 35
GRÁFICA 3.9: BOMBA LIBRE PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO .............. 36
GRÁFICA 3.10: ÁREA EFECTIVA DEL PISTÓN ...................................................... 38
GRÁFICA 3.11: BOMBA KOBE TIPO “A” ................................................................. 39
GRÁFICA 3.12: COMPONENTES DE UNA BOMBA JET. ....................................... 41
GRÁFICA 3.13. BOMBA RECIPROCANTE TRIPLEX. ............................................. 42
GRÁFICA 3.14. CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN ....................................................... 44
GRÁFICA 3.15. VÁLVULA REGULADORA DE FLUJO .......................................... 44
GRÁFICA 3.16. VÁLVULA DE CUATRO VÍAS ........................................................ 45
GRÁFICA 3.17. TANQUES DE ALMACENAMIENTO Y TRATAMIENTO ........... 48
GRÁFICA 4.1: RELACIÓN BOMBA/MOTOR ............................................................ 62
GRÁFICA 4.2: PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA ................ 66
XVI
HIDRÁULICA SIN CARGA ......................................................................................... 66
GRÁFICA 4.3. PRESIONES Y PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN UN SISTEMA
HIDRÁULICO ................................................................................................................ 68
GRÁFICA4.4. PRESIONES QUE ACTÚAN EN UNA BOMBA KOBE TIPO “A” ... 70
GRÁFICA 4.5. INTERFAZ DEL PROGRAMA OILWELL HYDRAULICS 2.0 ........ 80
GRÁFICA 4.6. PARÁMETROS DE SELECCIÓN DE LA BOMBA ........................... 81
GRÁFICA4.7. CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA ............................................... 82
GRÁFICA 4.8 TABLA DE RESULTADOS ................................................................. 83
ÍNDICE DE TABLAS TABLA 2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS POZOS “CAMPO SACHA” ....................... 14
TABLA 2.2: DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS POR FORMACIONES DEL CAMPO
SACHA ........................................................................................................................... 16
TABLA 3.1. TIPOS DE TUBERÍAS DE SUPERFICIE ................................................ 49
TABLA 3.2. TUBERÍAS DE SUBSUELO .................................................................... 50
TABLA 4.1: DATOS DEL POZO SACHA 107 ............................................................ 52
TABLA 4.2: VARIABLES OPERACIONALES PARA EL CÁLCULO DE LA TASA
DE FLUIDO MOTRIZ ................................................................................................... 63
TABLA 4.3: DATOS DE PRODUCCIÓN POZO SACHA 107 .................................... 75
XVII
ÍNDICE DE ECUACIONES ECUACIÓN 3.1: DEFINICIÓN DE PRESIÓN ............................................................. 23
ECUACIÓN 4.1: RELACIÓN BOMBA-MOTOR ........................................................ 61
ECUACIÓN 4.2: RELACIÓN ADIMENSIONAL BOMBA/MOTOR MÁXIMA ....... 63
ECUACIÓN 4.3: TASA DE PRODUCCIÓN REAL ..................................................... 64
ECUACIÓN 4.4: TASA REAL DE FLUIDO MOTRIZ ................................................ 64
ECUACIÓN 4.5: CAÍDA DE PRESIÓN EN LA BOMBA ........................................... 67
ECUACIÓN 4.6: FRICCIÓN EN LA SECCIÓN BOMBA ........................................... 67
ECUACIÓN 4.7: PRESIONES EN LA BOMBA DE SUBSUELO .............................. 69
ECUACIÓN 4.8: BALANCE DE FUERZAS EN UNA BOMBA HIDRÁULICA
(FMA) ............................................................................................................................. 71
ECUACIÓN 4.9: PRESIÓN DE LA COLUMNA DE FLUIDO MOTRIZ ................... 71
ECUACIÓN 4.10: PRESIÓN DE OPERACIÓN EN SUPERFICIE ............................. 72
ECUACIÓN 4.11: PRESIÓN EN LA SECCIÓN MOTRIZ DE LA BOMBA .............. 72
ECUACIÓN 4.12. PRESIÓN EN LA DESCARGA DE LA BOMBA .......................... 72
ECUACIÓN 4.13. GRADIENTE DE PRESIÓN DEL FLUIDO PRODUCIDO .......... 73
ECUACIÓN 4.14 VISCOSIDAD DEL FLUIDO PRODUCIDO .................................. 74
ECUACIÓN 4.15. POTENCIA DE LAS BOMBAS DE SUPERFICIE Y FONDO .... 74
XVIII
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXOS 1: MAPAS..................................................................................................... 90
ANEXOS 2: DIAGRAMAS DE FLUJO DE PRODUCCIÓN ..................................... 93
ANEXOS 3: DENSIDADES RELATIVAS Y GRADIENTES DE PRESIÓN ............ 98
ANEXOS 4: ESPECIFICACIONES DE BOMBAS TIPO PISTÓN .......................... 101
ANEXOS 5: GUIA DE PROBLEMAS FRECUENTES EN BOMBAS TIPO PISTÓN ..
........................................................................................................................... 107
ANEXOS 6: TABLAS DE VISCOSIDAD ................................................................. 111
ANEXOS 7: TABLAS DE FRICCIÓN ...................................................................... 114
ANEXOS 8: COMPLETACIÓN DEL POZO SACHA 107 ...................................... 117
XIX
ABREVIATURAS
API Escala de densidad emitida por el American Petroleum Institute
ASTM American Society for Testing and Materials
BAPD Barriles de agua por día
BFPD Barriles de fluido por día
BPPD Barriles de petróleo por día
BSW Contenido de agua y sedimentos (Basic Sediments & Water)
CAP Contacto Agua Petróleo
CIBP Cast Iron Bridge Plug
DPP Disparos por pie
EPM Emboladas por minuto
EUE External Upset End
FMA Sistema de circulación de fluido motriz abierto
FMC Sistema de circulación de fluido motriz cerrado
GLP Gas licuado de petróleo
GLR Relación Gas Líquido (Gas-Liquid Ratio)
GOR Relación Gas Petróleo (Gas-Oil Ratio)
OCP Oleoducto de Crudos Pesados
POES Petróleo original en sitio
PVT Presión-Volumen-Temperatura
RPM Revoluciones por minuto
SOTE Sistema de Oleoducto Transecuatoriano
SSU Segundos Saybolt Universal
VRF Válvula reguladora de flujo
XX
NOMENCLATURA Aep Área del pistón motor [pg2]
Aer Área de la varilla del pistón motor [pg2]
App Área del pistón bomba [pg2]
Apr Área de la varilla del pistón bomba [pg2]
D Profundidad vertical del pozo [pie]
D1 Diámetro interno de la tubería de producción o de
revestimiento
[pg]
D2 Diámetro externo de la tubería interior en flujo anular [pg]
E Eficiencia [%]
F1, PFN
Pérdidas por fricción del fluido motriz en la tubería de
inyección
[psi]
F2, PFD Pérdidas por fricción del fluido en el circuito de retorno [psi]
F3 Pérdidas por fricción en la tubería de producción [psi]
FEE Fricción en el motor [psi]
FPE Fricción en la bomba [psi]
fw, Fw Fracción de agua en la formación
fw2, FWD Fracción de agua del fluido de la columna de retorno
g Aceleración debida a la gravedad [pie/s2]
G1,GN Gradiente del fluido motriz en la tubería de inyección [psi/pie]
G2, GD Gradiente del fluido en la columna de retorno [psi/pie]
G3, GS Gradiente del fluido de formación [psi/pie]
GO Gradiente del petróleo producido [psi/pie]
XXI
GW Gradiente del agua de formación [psi/pie]
h1 Profundidad de asentamiento de la bomba [pie]
h3 Nivel de fluido sobre la succión de la bomba [pie]
HP Potencia (Horse Power) [hp]
HPq1 Potencia perdida por el fluido motriz [hp]
HPq3 Potencia ganada por el fluido producido [hp]
K Constante
L Longitud de la tubería de producción = h1 [pie]
P/E Relación adimensional bomba-motor
P1 Presión en la entrada de la bomba [psi]
P2 Presión en la descarga de la sección motor (FMC) [psi]
P3 Presión en la descarga de la sección bomba (P2=P3 en
el sistema FMA)
[psi]
P4 Presión de succión de la bomba [psi]
FP Fricción en la bomba [psi]
PPR Presión en la tubería de retorno de fluido motriz (FMC) [psi]
PS Presión de superficie [psi]
PWH Contrapresión en la línea de flujo [psi]
q1 Desplazamiento del motor por EPM [B/D por EPM]
Q1 Tasa real de fluido motriz [B/D]
Q1' Tasa teórica de fluido motriz (q1 x EPM) [B/D]
Q1 '/Q1 Eficiencia del motor [%]
q4 Desplazamiento de la bomba por EPM [B/D por EPM]
Q4 Tasa de producción real (Q4=Q5+Q6) [B/D]
XXII
Q4' Tasa de producción teórica (q4 x EPM) [B/D]
Q4 /Q4' Eficiencia de la bomba [%]
Q5 Producción de petróleo [B/D]
Q6 Producción de agua [B/D]
RGL,GLR Relación Gas -Líquido [ft3/bl]
RGP, GOR Relación Gas-Petróleo [ft3/bl]
γf Densidad relativa del fluido motriz (agua =1.0)
∆P Pérdidas por fricción en la bomba [psi]
ρ Densidad del fluido [lb/pie]
µ Viscosidad [cp]
µD Viscosidad del fluido de retorno [cp]
µO Viscosidad del petróleo [cp]
µW Viscosidad del agua [cp]
XXIII
RESUMEN
En este resumen se presentan los contenidos básicos del trabajo que se ha realizado en
este proyecto. El requerimiento de optimizar los mecanismos de producción han llevado
a los profesionales y empresas del área petrolera a proponer soluciones efectivas para
los problemas que se presentan en la actividad de extraer el fluido desde subsuelo hasta
superficie, se convierte en una necesidad aplicar técnicas mejoradas de levantamiento
artificial para los pozos productores localizados en la región amazónica del Ecuador.
Básicamente el bombeo hidráulico está constituido por dos sistemas principales, uno es
aquel que trabaja con una bomba a chorro “jet” y es utilizado en gran parte para
evaluaciones de pozo y el otro emplea una bomba de pistón reciprocante el mismo que
nos ocupará en ésta investigación. En términos generales el bombeo hidráulico utiliza
fluidos a alta presión como mecanismo de transmisión de energía para levantar fluidos a
superficie, el sistema por el cual circula el fluido puede ser un circuito abierto o cerrado.
El desempeño de las unidades de bombeo hidráulico tiene relación directa con el diseño
aplicado antes de poner el pozo en producción.
La parte técnica del trabajo se ha llevado a cabo en el campo, en las instalaciones de la
empresa operadora localizadas en el Campo Sacha en la provincia del Napo, son de
valiosa utilidad los datos históricos de producción del pozo los cuales serán
proporcionados por la Empresa.
XXIV
SUMMARY
In this summary are presented the basic contents of the work that has been carried out in
this project. The requirement to optimize the production has taken to the professionals
and companies of petroleum industry to propose effective solutions for problems that
are presented in the activity of extracting oil from underground until surface. Is a
necessity to apply improved techniques of artificial lift for the producing wells located
in the Ecuador’s oriental region.
Basically the hydraulic pumping is constituted by two main systems, one operates with
a jet pump it is largely used for well evaluations and the other is one that uses a
reciprocating piston pump the same one that will occupy us in this investigation. In a
general view the hydraulic pumping uses fluids to high pressure like mechanism of
energy transmission to lift fluids to surface, the system through which the fluid
circulates can be an open or closed circuit. The acting of the power oil units has direct
relation with the system design applied before starting up the production systems.
The technical contents of the project has been carried out in the field, in the installations
of the company located in Sacha Central Station in Napo Province, are of valuable
utility the historical data of production of the well which will be provided by the
Company.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN
En este capítulo introductorio se detallan los aspectos metodológicos que han permitido
el desarrollo del presente trabajo.
1.1.PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El método de levantamiento artificial por bombeo hidráulico tipo pistón es uno de los
sistemas más aplicados en la industria petrolera ecuatoriana para la producción de
hidrocarburos, por ello se necesita desarrollar ampliamente el diseño de éste para que su
aplicación sea rentable.
1.2.JUSTIFICACIÓN
Debido a la importancia que tiene la producción de hidrocarburos para la empresa
operadora es elemental mejorar constantemente los sistemas a través de los cuáles dicha
producción se lleva a cabo. El diseño de un sistema de levantamiento artificial adecuado
para las características de un pozo determinado tiene incidencia en su producción actual
y en la explotación futura del mismo.
El conocimiento de las propiedades de un yacimiento son la base para el diseño de un
sistema de bombeo hidráulico, pues determinan las características mecánicas de éste, lo
2
que se busca es la optimización de la producción de crudo a través del mejoramiento de
un sistema preexistente.
A través de la observación del funcionamiento del sistema y de las variables
operacionales que este puede arrojar se determinarán acciones correctivas con el fin de
mejorar su desempeño, es de importancia considerable aquella información recabada en
reportes de funcionamiento del equipo así como en manuales del fabricante del mismo.
1.3.OBJETIVO GENERAL
El presente trabajo tiene por objeto incorporar un sistema de bombeo hidráulico tipo
pistón con el fin de optimizar la producción del pozo Sacha-107.
1.4.OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Caracterizar las propiedades del yacimiento tales como porosidad (φ),
permeabilidad (K), relación gas petróleo (GOR) y densidad de flujo de
producción (API), presión estática (Pe), presión de fondo fluyente (Pwf).
• Determinar la presión de superficie para el desempeño del sistema de bombeo
hidráulico del pozo 107 del Campo Sacha.
• Seleccionar la geometría de la completación para el pozo Sacha -107 en el que
se instalará el sistema de bombeo hidráulico tipo pistón.
3
1.5.HIPÓTESIS
• El diseño, selección y mejoramiento del sistema de bombeo hacen posible la
repotenciación del pozo.
• La presión, temperatura y la profundidad a las que funcionará el sistema de
bombeo hidráulico, son factores determinantes para seleccionar la bomba que se
instalará pozo.
• La selección del fluido motriz apropiado tiene que llevarse a cabo tomando en
cuenta las propiedades del pozo, se trabajará con cierto margen de riesgo en las
operaciones.
1.6.IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES
• Variable dependiente
Optimización de la producción en el pozo 107 del Campo Sacha.
• Variable independiente
Selección del sistema de levantamiento artificial.
1.7.METODOLOGÍA
1.7.1. TIPO DE ESTUDIO
El desarrollo del siguiente trabajo está basado en estudios Bibliográficos, Descriptivos y
de Campo.
4
1.7.2. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
El presente trabajo contempla los siguientes métodos de investigación:
• Método general
Método deductivo
• Método específico
Experimental
1.7.3. FUENTES TÉCNICAS PARA LA RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN
Fuentes primarias
• Observación.
• Bibliográficas.
Fuentes secundarias
• Textos de Ingeniería
• Manuales de fabricantes de bombas
• Reportes de producción
• Reportes de laboratorio
• Normas aplicadas a la Industria Petrolera
• Internet, Páginas electrónicas de la Industria Petrolera
• Charlas informales
5
1.8.ALCANCE
Este trabajo contemplará exclusivamente la parte técnica del procedimiento que se sigue
para la selección de una bomba y el diseño del sistema hidráulico para un pozo
determinado, además se realizará un análisis de cada uno de los componentes de dicho
sistema en la locación determinada para este proyecto en el Campo Sacha, pozo 107, y
de los parámetros de producción que se utilizan para la selección del sistema.
Paralelamente nos ocuparemos en la aplicación de un software para la selección de la
bomba y establecer las diferencias entre los métodos de selección.
1.9.IDEA A DEFENDER
El nuevo diseño del sistema de bombeo hidráulico para el pozo Sacha 107 permitirá la
optimización de la producción en éste, puesto que las completaciones y varios de los
componentes del sistema de bombeo han cumplido ya su vida útil, con la
implementación de un nuevo diseño, se producirá un volumen más alto de fluidos, con
una inversión moderada y con menos paradas para mantenimiento, hecho que
beneficiará a la empresa operadora.
CAPÍTULO II
6
CAPÍTULO II 2. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO SACHA
Petroproducción filial de la estatal petrolera ecuatoriana Petroecuador explota en la
actualidad alrededor de 52 campos en el Distrito Amazónico, entre los cuales
mencionaremos al campo Sacha el mismo que esta considerado en segundo lugar de
importancia para la empresa operadora en cuanto a producción se refiere.
2.1.CONSIDERACIONES GENERALES
La estructura Sacha fue inicialmente probada con la perforación del pozo Sacha 1, el 21
de enero de 1969, con una torre trasportada por vía aérea a cargo del Consorcio Texaco
– Gulf, produciendo crudo de 30º API a una tasa de 1328 BPPD, de la formación Hollín
a 10160 pies de profundidad, la completación del pozo se llevó a cabo en febrero 25 de
1969. El pozo Sacha 1 el cuál ya no está en producción, hasta febrero de 1998 registró
un acumulado de 7’327.000 barriles.
2.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO
Estructuralmente, Sacha constituye un anticlinal asimétrico alargado en dirección
NNE-SSO cerrado en la pendiente regional de la cuenca, cortado en su flanco oeste por
una falla transcurrente (Gráfica 2.1)i. Geológicamente está ubicado en la parte central y
en el eje de la subcuenca del Napo, formando parte del tren de estructuras orientadas en
sentido Norte-Sur. La estructura se encuentra en el lado levantado de una falla, con
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tendencia general noreste-suroeste, se une en el Sur con la Cuenca Marañón y al Norte
con la Cuenca Putumayo, la misma que está ubicada al Este del Cinturón Andino.
GRÁFICA 2.1: MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO SACHA (TOPE
HOLLÍN)
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
8
2.2.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El campo petrolero Sacha se ubica en la Provincia del Napo, Cantón La Joya de los
Sachas al noreste de la región amazónica ecuatoriana aproximadamente a 180 Km. de
distancia si se considera una línea recta de dirección Sureste desde la ciudad de Quito,
limita al norte con las locaciones Palo Rojo, Eno Ron y Vista; Al sur con los campos
Yulebra y Culebra; Al este con los campos Shushufindi – Aguarico, Limoncocha,
Huamayacu, Pacay y finalmente al oeste por las locaciones Paraíso, Huachito, Pucuna y
Coca Payamino. Ubicado en el flanco occidental del corredor petrolífero Sacha-
Shushufindi, el Campo tiene una longitud aproximada de 33 Km, un ancho de 4 Km. al
norte y 7 Km. al centro y sur, se extiende en un área de 41000 acres (16592 hectáreas).
2.2.2. DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS PRODUCTORAS
Los yacimientos del Campo Sacha corresponden a la formación Hollín, Napo y Basal
Tena los mismos que son considerados como yacimientos bajo saturados, Hollín con
mecanismo de empuje hidráulico con acuífero de fondo activo. La formación Napo
posee mecanismo de expansión de roca y de fluidos en combinación, con una intrusión
de agua por el flanco oeste de la estructura que no es representativa para un aumento de
la presión en el yacimiento. La arenisca Basal Tena se presenta como un yacimiento
discontinuo de tipo lenticular y con pobre desarrollo de arena, el contacto agua petróleo
localizado por la perforación de los pozos Sacha 23 y 31, no rige para el campo, dado el
carácter lenticular del yacimiento por lo que probablemente éste contacto constituye un
9
fenómeno local, es probable que por las propiedades del yacimiento este tenga un
mecanismo de empuje por expansión de fluidos.
El comportamiento estratigráfico del Campo Sacha es generalizado a la Cuenca Oriente,
se han realizado varios estudios geológicos acerca de la configuración de los estratos y
sus propiedades geológicas que van desde la superficie hasta las zonas de interés.
Para un mejor entendimiento de los tipos de arenas productoras del Campo Sacha se ha
diseñado una columna estratigráfica de donde se obtiene información como: era y edad
geológica, formación a la que pertenece, ambiente de depositación, espesor promedio,
litología, tomando en cuenta que la producción del Campo Sacha se obtiene
principalmente de las formaciones Napo Hollín y Tena Basal en la Gráfica 2.2 se
presenta la disposición típica de las estructuras geológicas de la cuenca oriental
ecuatoriana.
2.2.3. FORMACIÓN HOLLÍN
Es la formación más productiva del Campo Sacha y está constituida por dos arenas
productoras que son Hollín Superior y Hollín Inferior, en ciertas zonas están separadas
entre si por un espesor muy delgado, Hollín Superior está sobre un acuífero de fondo
activo. Corresponde a la base de la edad del Cretácico dentro de la edad del Mesozoico;
el ambiente de depositación es Marino Transgresivo. Las areniscas gruesas de la parte
inferior son Continentales en tanto que la parte superior de grano más fino fue
depositada en medio Marino Litoral.
10
GRÁFICA 2.2: COLUMNA TECTÓNO ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA CUENCA ORIENTE
FUENTE: LA CUENCA ORIENTE GEOLOGÍA Y PETRÓLEO
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
11
2.2.3.1. Hollín Inferior
Pertenece al Cretácico Inferior, constituye una arenisca cuarzosa, de grano medio a
grueso, parda no muy oscura, consolidada, con una porosidad del 18% en promedio, con
ocasionales niveles limosos y arcillosos. Posee buena saturación de hidrocarburos con
una densidad de 29 °API, tiene un espesor promedio saturado de 45 a 55 pies,
saturación de agua entre el 20 y 40 % y una salinidad de 500 a 1500 ppm de NaCl.
2.2.3.2. Hollín Superior o Napo Basal
Se describe como una arenisca cuarzosa glauconítica, calcárea de grano fino a medio se
encuentra interestratificada con lutita, en ciertos niveles Napo Basal está constituido por
una arenisca cuarzosa parda oscura, gris oscura, gris verdosa, translúcida, consolidada,
dura, de grano muy fino. En su constitución presenta una buena saturación de
hidrocarburos con °API de 27, su espesor saturado es en promedio de 7.5 pies al centro
del campo, de porosidad 14%, saturación de agua 35% y salinidad de 3891 ppm de
NaCl, se puede identificar en la zona lentes de caliza y lutita intercalados. Hacia la
parte Norte del Campo, el yacimiento se presenta en forma estratigráfica, disminuyendo
el espesor neto saturado.
2.2.4. FORMACIÓN NAPO
Con un espesor promedio de 500 a 2500 pies, Napo está conformada por lutitas y es
fácilmente reconocible por la presencia de calizas con intercalaciones de areniscas. En
la literatura se puede encontrar que la formación Napo se encuentra dividida en cuatro
formaciones que constituyeron secuencias marinas de aguas poco profundas. Las
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areniscas de la formación Napo “U” y “T” no alcanzan el mismo desarrollo que la
formación Hollín, tanto “U” como “T” se presentan como areniscas de grano más
fino, cuarzosas discontinuas y con presencia de lutitas y limolitas, las arenas están
separadas entre si por intervalos de calizas, Napo presenta un mecanismo de empuje de
fluidos por combinación de expansión de roca y fluido, es considerado un yacimiento
subsaturado.
2.2.4.1. Arenisca “T” Principal
Corresponde a la sección arenosa de la secuencia T de mayor continuidad vertical y
lateral, su espesor total varía entre 70 y 90 pies se encuentra más desarrollada en la parte
central del campo, observándose un menor desarrollo en la parte norte y sur del mismo.ii
2.2.4.2. Arenisca “T” superior
Tiene un espesor que oscila entre 30 y 100 pies. La distribución de tamaño y desarrollo
arenoso es similar al descrito para T principal. Es una arenisca cuarzosa, gris,
translúcida, de grano muy fino a fino, cemento calcáreo, inclusiones de glauconita,
manchas de hidrocarburo, más discontinua y heterogénea que T principal.
2.2.4.3. Arenisca “T” Inferior.
Es una arenisca cuarzosa, café clara, cemento silicio, grano medio a fino, localmente
grano grueso. Forma la sección arenosa de la secuencia “T” de mayor continuidad
vertical y lateral. Con espesor neto saturado de entre 20 y 90 pies y se encuentra más
desarrollada en la parte central del campo, siendo menor su desarrollo en el norte y sur
13
del mismo, posee una porosidad promedio de 21%, una saturación de agua de 14.8%,
una salinidad promedio de 20000 a 25000 ppm de NaCl y un °API de 28.
2.2.4.4. Arenisca “U”
Está constituida por una arenisca cuarzosa, blanca, translúcida, grano fino a muy fino,
ocasionalmente grano fino a medio, matriz calcárea, cemento silicio, inclusiones de
glauconita y pirita, trazas de gilsonita. La porosidad descrita es de aproximadamente
17%, la arenisca U Inferior presenta un mayor desarrollo si se la compara con la
arenisca U Superior la cual es una unidad más discontinua cuarzosa, café clara, friable,
grano fino a muy fino, ocasionalmente grano medio, cemento silicio, buena saturación
de hidrocarburos, presenta un espesor neto promedio de 23 pies, porosidad de 20%,
saturación de agua de 25% y una salinidad promedio de 30000-35000 ppm de NaCl y
un °API de 28.6.
2.2.5. FORMACIÓN TENA BASAL
Constituye un yacimiento subsaturado que muy rara vez denota presencia de
hidrocarburos, pese a que tiene una porosidad de 18% considerada como buena, Basal
Tena presenta un mecanismo de empuje por expansión de roca y fluidos en
combinación.
14
2.3. CARACTERÍSTICAS ACTUALES DEL CAMPO
En la actualidad el Campo Sacha cuenta con un total de 222 pozos perforados hasta el
mes de mayo de 2009, de los cuales 151 están en producción (Tabla2.1), cabe
mencionar que si clasificamos los pozos productores por el sistema de levantamiento
artificial que utilizan tenemos que 97 pozos producen por bombeo hidráulico, 21 por
bombeo eléctrico sumergible. Seis pozos inyectores de agua empleados para mantener
la presión de los yacimientos “U” y “T” de la formación Napo, los pozos restantes se
encuentran cerrados, en espera de reacondicionamiento, o abandonados, la totalidad del
campo produce alrededor de 89000 BFPD, con un BSW promedio de 45%, lo que
representa aproximadamente 49000 BPPD, y 40000 BAPD, producción obtenida en 4
estaciones incluidos los volúmenes recuperados de los campos Pucuna, Paraíso Biguno
Huachito y MDC. El campo ha estado siempre manejado por empresas estatales. El
consorcio Cepe Texaco en los primeros años de explotación y Petroproducción en la
actualidad, se constituye como el segundo campo en el orden de la producción de la
empresa viéndose superado únicamente por el campo Shushufindi-Aguarico.
TABLA 2.1. CLASIFICACIÓN DE LOS POZOS “CAMPO SACHA”
CONDICIONES DEL POZO NUMERO
EN PRODUCCIÓN 151
INYECTORES DE AGUA 6
REINYECTORES DE AGUA 4
CERRADOS 52
ABANDONADOS 9
TOTAL 222
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
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Se han aplicado ya en este campo técnicas de recuperación secundaria, es así que la
formación Napo en los yacimientos “U” y “T” se encuentra sometida a tratamientos de
Inyección de Agua desde noviembre de 1986 constituyéndose un modelo de inyección
periférica por medio de seis pozos inyectores localizados en el flanco este del campo,
sin embargo por una ruptura en el tubing se encuentran trabajando cinco pozos, aquellos
pozos donde este proyecto tomará lugar están produciendo por bombeo hidráulico.
2.3.1. RESERVAS DEL CAMPO.
Se conoce como “RESERVAS” a los volúmenes de hidrocarburos medidos a
condiciones atmosféricas, que se puede producir con cualquiera de los métodos y
sistemas de explotación aplicables. (Recuperación primaria, Levantamiento Artificial,
Recuperación terciaria).
Se debe hacer notar que los datos de las reservas de hidrocarburos no son fijos, si no que
tienen un carácter dinámico debido a un ajuste continuo a medida que se cuenta con
mayor información. Puesto que la exactitud de las reservas depende de la calidad y
cantidad de los datos disponibles, su valor más cercano a la realidad se obtendrá a
medida que aumente la vida productiva del yacimiento.
2.3.1.1. Descripción de las reservas del Campo Sacha
Se debe realizar un análisis concienzudo de la condición del Campo después de que ha
estado en producción constante por 34 años y tomando en cuenta que han sido aplicados
varios métodos de producción. Las reservas originales se han calculado en 1198
16
millones de barriles con un factor de recobro en promedio del 34.7%, las reservas
recuperadas acumuladas son de 706’206.954 barriles, Si consideramos que Sacha es el
campo que ocupa segundo lugar en orden de producción para la empresa, con un total
calculado del Petróleo Original en Sitio (POES) de 3451 millones de barriles, los
mismos que se distribuyen como se detalla en la Tabla 2.2.
TABLA 2.2: DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS POR FORMACIONES DEL
CAMPO SACHA
DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS CAMPO SACHA
FORMACIÓN PORCENTAJE
HOLLÍN 62%
NAPO 36%
BASAL TENA 2%
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
2.4. ESTACIONES DE PRODUCCIÓN
En la actualidad existen 4 estaciones principales y una mini estación localizada el pozo
en Sacha -36 en las cuales se recepta la producción del Campo Sacha están cada una
adecuadas para el acopio de los fluidos que se producen en cada uno de los campos
incluso los volúmenes producidos en los campos Pucuna y Paraíso, Biguno, Huachito y
MDC los dos últimos campos operados por Enap Sipetrol, las cuatro instalaciones
principales son:
17
• Sacha Central
• Sacha Sur
• Sacha Norte 1
• Sacha Norte 2
Sacha Central, Sacha Norte 1 y Sacha Sur se encuentran conectadas por una red de
tuberías para el sistema de fluido motriz. Los diagramas de flujo de producción se
detallan en el Anexo 2, en la estación Sacha Norte 1 se ubican la planta de tratamiento
de agua y las unidades de bombeo para la inyección de fluidos para recuperación
secundaria.
2.4.1. ESTACIÓN SACHA CENTRAL
En esta locación se han instalado alrededor de 13 unidades de inyección de fluido de
potencia que representan aproximadamente el 49.5% de la capacidad de fluido motriz
del campo, accionadas cada una de ellas por un motor de combustión interna de 600 HP
WHITE SUPERIOR y una bomba de desplazamiento positivo con capacidad de 6650
BFPD de inyección AJAX Q-600.
El combustible para el desempeño de la maquinaria proviene del gas obtenido a partir
del tratamiento del crudo recuperado en cada locación, alternativamente se utiliza diesel
de acuerdo con las características del equipo, para la generación de energía y para el
consumo interno de la estación se utiliza parte de este mismo gas y los residuos se
queman en las teas. Los volúmenes de crudo que no se utilizan para los sistemas de
bombeo hidráulico son enviados hasta Lago Agrio a través del SOTE conjuntamente
18
con la producción generada en los Campos Pucuna, PBH, MDC, Coca Payamino, Sacha
Norte 1 y Sacha Sur.
2.4.2. ESTACIÓN SACHA NORTE 1
La estación se encuentra ubicada entre Sacha Central y Sacha Norte 2 cuenta con equipo
instalado para impulsar el fluido motriz para la inyección que consta de dos bombas
booster que alimentan la succión de las bombas UNITED accionadas por turbinas
RUSTON TB 5000.
Las bombas UNITED trabajan a una velocidad promedio de 7900 RPM y tienen una
capacidad de flujo de 1200 GPM equivalente a 41142.8 BPD al 100% de eficiencia
teórica para cada una de las bombas, la eficiencia real del sistema esta alrededor del
85% en consecuencia cada bomba aportará con una tasa de 35000 BPD hacia el sistema
con una presión de funcionamiento de aproximadamente 3200 psi.
2.4.3. ESTACIÓN SACHA NORTE 2
Localizada en el extremo norte del Campo Sacha recibe la producción de los pozos 63,
66B, 93, 95, 121, 167, 170 los cuales producen por medio de bombeo
electrosumergible, el gas producido se quema en los mecheros de la estación y los
volúmenes de agua producidos por el tratamiento de crudo son reinyectados en el pozo
Sacha-65, en la formación Tiyuyacu, el crudo de esta estación se conduce junto con la
producción de Sacha Central hasta Lago Agrio a través del SOTE.
19
2.4.4. ESTACIÓN SACHA SUR
Posee dos unidades de inyección de fluidos propulsadas por motores estacionarios
Waukesha L 7042 GSI, que trabajan a regímenes de 400 a 1200 rpm, con cajas
reductoras de velocidad Lufkin N-1402-C, el combustible es el gas obtenido a partir del
tratamiento del crudo de la estación, existen además 2 unidades centrifugas de inyección
Sulzer Bingham con capacidades de inyección de 9000 BFPD. El agua que se trata en
esta estación es reinyectada a la formación Tiyuyacu a través del pozo Sacha 29, en la
formación Tiyuyacu, el crudo que no se utiliza como fluido motriz es enviado a Sacha
Central.
2.5. CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS
La gravedad del crudo proveniente de Hollín Principal fluctúa entre 27 y 28ºAPI el de
hollín Superior entre 27º y 29º API , el de la arenisca “T” entre 27º y 28º API , el crudo
de “U” entre 27º Y 29º API y el de Basal Tena entre 27º y 29º API. Los contenidos de
azufre determinados para los crudos extraídos de Hollín varían entre 0.40 % y 1.10%
(cuatro muestras), los crudos “T” 0.88%P (dos muestras) y U de 1.15 y 1.23%P (tres
muestras).
En términos generales los contenidos de azufre, níquel y vanadio del crudo proveniente
del yacimiento “T”, tienden a ser menores que los de “U” y Basal Tena mientras que
dos muestras analizadas de crudos Hollín denotan resultados muy diferentes, con una
variación fuerte en el contenido de S, Ni, y V a pesar de tener la misma gravedad.iii
CAPÍTULO III
20
CAPÍTULO III
3. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BOMBEO HIDRÁULICO
Entre los métodos más usuales de levantamiento artificial podemos enumerar el bombeo
eléctrico sumergible (BES), el bombeo hidráulico tipo jet o pistón, el levantamiento
artificial por gas (gas lift), el bombeo mecánico y el bombeo de cavidades progresivas, a
continuación se presenta una descripción del método que aplicaremos en este trabajo.
3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE BOMBEO HIDRÁULICO
La aplicación de sistemas de bombeo hidráulico se ha realizado hace mucho tiempo a
raíz del descubrimiento del petróleo, ya en los años 1920 por las profundidades cada vez
mayores de los pozos petroleros se vuelve a desarrollar el método. La primera
instalación hidráulica fue aplicada, el 10 de marzo de 1932 en Englewood, California.
Gran cantidad de pozos petroleros a nivel mundial son explotados por medio de este
sistema y por las ventajas del método su aplicación va en aumento. En la medida en que
se adopten cada día más técnicas de perforación direccional y existan pozos profundos,
la aplicación del bombeo hidráulico constituye una opción factible para el
levantamiento artificial. La transmisión de energía se realiza por medio del “fluido
motriz”, el mismo que es inyectado al pozo por la presión generada por una unidad de
potencia en superficie, a través de una tubería que se introduce en el pozo junto con la
tubería de producción, accionando los sistemas de la bomba instalada por debajo del
nivel de fluido.
21
En nuestro país el sistema de bombeo hidráulico constituye uno de los métodos de
levantamiento artificial más eficientes para la producción de hidrocarburos, y al ser
estos mecanismos empleados en nuestro medio es necesario realizar una descripción de
las variantes que presenta el método. En términos generales las bombas tipo jet son
utilizadas en su mayoría para la evaluación de pozos o pruebas de producción por su
versatilidad para colocar elementos de medición, y las bombas de pistón reciprocante se
emplean para el levantamiento de fluidos a superficie. No se puede afirmar con toda
seguridad que las bombas a chorro o tipo jet solamente sirven para evaluaciones de
pozo, debido a que pueden ser empleadas para la producción siempre y cuando las
características del yacimiento así lo determinen, generalmente para pozos depletados y
de baja producción.
3.1.1 CARACTERÍSTICAS DE FUNCIONAMIENTO
El concepto físico en el que se fundamenta el desempeño del bombeo hidráulico tipo
pistón es el “PRINCIPIO DE PASCAL” el cuál enuncia que: “La variación en la
presión ejercida sobre cualquier punto en un fluido confinado, se transmite con igual
intensidad en cualquier otro punto en el fluido y en las paredes del recipiente que lo
contieneiv” , aplicando este principio se puede transmitir presión desde una estación
centralizada en superficie mediante una tubería llena de fluido hasta cualquier número
de puntos (pozos) dentro de un sistema determinado. Debido a que las pérdidas de
potencia en los sistemas hidráulicos son mucho menores que los sistemas mecánicos, el
sistema hidráulico de bombeo propiamente dicho, tendrá un mayor margen de eficiencia
respecto a otros sistemas.
22
3.1.1.1 Relación de fuerza y presión en una bomba hidráulica tipo pistón
Una bomba hidráulica es un dispositivo hidrostático. Esto significa que el desempeño de
la unidad esta en función de las presiones que actúan sobre el área de un pistón para
generar una fuerza tal que levante los fluidos del pozo hasta superficie. Un fluido
presurizado ejerce una fuerza perpendicular contra las paredes del recipiente que lo
contiene, si dicho recipiente es un cilindro con un extremo cerrado y en el otro extremo
un pistón móvil adaptado al cilindro (Gráfica. 3.1) una fuerza aplicada al pistón se
opone a la fuerza ejercida por el fluido presurizado. Se necesitará aplicar una fuerza de
1000 lbf (4448 N) sobre el pistón de área transversal igual a 1 pg2 (6.45 x 10-4 m2), para
generar una presión en el fluido de 1000 psi (6.89 x 106 Pa).
GRÁFICA 3.1: PRESIÓN EN UN SISTEMA CERRADO
FUENTE: PETROLEUM ENGINEERING HANDBOOK
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
Ésta es la condición de equilibrio estático para el pistón, cuando no se registra ningún
movimiento y todas las fuerzas están balanceadas:
23
ECUACIÓN 3.1: DEFINICIÓN DE PRESIÓN
FUENTE: FÍSICA GENERAL. F BUECHE
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
Donde P = presión [psi]
F = fuerza [lbf]
A = área [pg2]
En otra consideración si suponemos que una línea de suministro de fluido se conecta a
la cámara del cilindro, (Gráfica. 3.2), y que una bomba le imprime al fluido una
velocidad de 1 pie/s (0.3048 m/s), mientras que la presión de inyección se mantiene en
1000 psi, esto causará un movimiento del pistón a una velocidad constante de 1 pie/s
contra una fuerza de 1000 lbf actuando en sentido contrario, esta es una condición de
equilibrio en el sistema.
GRÁFICA 3.2. PRESIÓN EN UN SISTEMA DINÁMICO
FUENTE: PETROLEUM ENGINEERING HANDBOOK
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
]psi[AFP =
24
Una característica de las bombas hidráulicas de pistón se denota en la Gráfica. 3.3 que
muestra dos pistones de diferente diámetro unidos entre si por una varilla, la sección del
sistema entre los pistones ocupada por la varilla es venteada a la atmósfera por un
orificio, el área transversal del Pistón 1 es de 2 pg2 y el área del Pistón 2 es de 1 pg2, se
descarga fluido al cilindro del Pistón 1 a 1000 psi, el efecto de esta presión empuja al
sistema con una fuerza equivalente a 2000 lbf, es decir que es necesario aplicar una
fuerza de 2000 lbf para contrarrestar la presión del pistón grande. Si se proporciona
fluido al cilindro más grande a una presión y tasa constante, el sistema se moverá a un
régimen constante, el fluido que se descarga del cilindro más pequeño corresponde a la
mitad del que entra en el cilindro grande pero con el doble de la presión a la descarga
(2000 psi).
GRÁFICA 3.3: RELACIÓN DE ÁREAS EN UNA BOMBA HIDRÁULICA
FUENTE: PETROLEUM ENGINEERING HANDBOOK
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
25
Pueden usarse las características de tal sistema en el bombeo hidráulico ya sea en pozos
poco profundos en los cuáles no se requiere altas presiones, en este caso un pistón de
producción grande puede acompañar a un pistón motriz pequeño, prescindiendo de
presiones excesivamente altas, suministradas por la unidad de superficie. En pozos más
profundos donde la presión de la descarga de la bomba puede ser más alta, un pistón de
producción pequeño puede usarse junto con un pistón motriz grande para reducir la
presión requerida en superficie, sin embargo, una bomba con un pistón de producción
más pequeño producirá menos fluido al mismo régimen de trabajo de una bomba que
tenga un pistón de producción grande.
3.1.2 SISTEMAS DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ
El fluido motriz es de gran importancia en el diseño y selección de un sistema de
bombeo hidráulico por ser el medio por el cual la energía se transmite hacia la unidad de
bombeo sea esta jet o pistón, la calidad del fluido motriz, especialmente el contenido de
sólidos, es un factor importante en la vida útil de la bomba y en los costos de
reparación. La pérdida de fluido motriz en los espacios de la bomba están en función del
desgaste causado por los sólidos abrasivos y la viscosidad del fluido motriz, se
considera aceptable un rango de 10 a 15 ppm para crudos de 30º a 40° API. Para
petróleos más densos hay mayor desgaste admisible y en consecuencia, mayor
tolerancia de sólidos, mientras que, para el agua que también puede usarse como fluido
motriz usualmente hay menor desgaste y menos sólidos admisibles.
Existen dentro del método de bombeo hidráulico dos clases de sistemas de circulación
de fluido motriz: Sistema de fluido motriz cerrado (FMC), y sistema de fluido motriz
26
abierto (FMA). Ambos sistemas tienen un funcionamiento análogo en lo que se refiere
al flujo del fluido motriz desde los tanques de almacenamiento en superficie hasta la
unidad de bombeo, pero difieren en la forma en que el fluido motriz retorna a la
superficie después de haber accionado la unidad de bombeo, una característica
específica que diferencia a estos sistemas es la presencia del tanque de almacenamiento
en superficie para fluido motriz en el sistema cerrado, en este elemento se almacena y
trata el fluido motriz para ser reutilizado en el sistema
3.1.2.1 Sistema de fluido motriz abierto (FMA)
Es el método más económico y sencillo , en este sistema, el fluido motriz retorna a la
superficie mezclado con el petróleo producido, a través de la tubería de descarga o por
el espacio anular entre las tuberías de revestimiento, producción o inyección,
dependiendo de la unidad de bombeo utilizada en el subsuelo. Una ventaja del sistema
es la posibilidad de adicionar fluido motriz limpio en pozos con alto corte de agua
salada, con lo que se reduce dicho porcentaje y se logra disminuir la corrosión de las
tuberías, cuando se trabaja con crudos pesados se puede adicionar petróleo ligero con el
fin de disminuir la viscosidad de la mezcla producida. Sin embargo existe un
incremento en volumen bruto de crudo que debe ser tratado en superficie para obtener el
petróleo limpio necesario y continuar la operación. Cuando se usa agua como fluido
motriz en este sistema, los productos químicos agregados (para lubricación, inhibición
de corrosión y eliminación de oxígeno) son, generalmente perdidos cuando se mezclan
con la producción y en consecuencia deben ser repuestos continuamente. Éste sistema
permite inyectar aditivos químicos al fondo del pozo, como también inhibidores de
corrosión, incrustación y parafina, los mismos que nos ayudarán a extender la vida útil
del equipo de subsuelo.
GRÁFICA 3.4: FACILIDADES DE SUPERFICIE EN UN SISTEMA ABIERTO
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
27
28
Son necesarios dos conductos para el desempeño del circuito abierto, el primero para
circular el fluido motriz a presión y dirigirlo a la parte superior de la bomba, el segundo
conduce el fluido motriz que accionó a la bomba más el fluido producido por el pozo
en su retorno a superficie.
3.1.2.2 Sistema de fluido motriz cerrado (FMC)
En comparación con el sistema (FMA) éste es más costoso porque es un procedimiento
más complejo, el fluido motriz retorna a la superficie independientemente del petróleo
producido, fluyendo nuevamente hasta el tanque de almacenamiento cerrándose así el
recorrido del fluido motriz; esto se logra por medio de una tubería adicional que va
alojada en un dispositivo denominado “Cámara de Fondo” instalado en el fondo del
pozo. En este sistema se utiliza un elemento de empaque en la unidad de bombeo, con el
propósito de aislar el fluido motriz del producido. Algunas ventajas importantes son: La
medición exacta de los fluidos producidos por el pozo y la determinación del desgate
sufrido por la unidad, al incrementarse el volumen de fluido motriz utilizado en la
lubricación de los pistones, todo lo cual facilita la programación del mantenimiento de
éstas unidades, en la Gráfica. 3.5 se pueden ver una instalación típica de un sistema de
circulación de fluido motriz cerrado, las líneas más gruesas representan el recorrido del
fluido en las tuberías de superficie, este sistema posee tanque de almacenamiento de
fluido motriz. Frecuentemente estos sistemas usan agua como fluido motriz porque es
menos peligroso y presentan menos problemas ecológicos que el petróleo a alta presión.
Al agua no obstante, se le debe agregar un lubricante, inhibirla contra la corrosión y
quitarle el oxígeno, consideraciones estas que se suman a los costos de operación e
inversión inicial.
GRÁFICA 3.5: FACILIDADES DE SUPERFICIE EN UN SISTEMA CERRADO
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
29
30
Al utilizar agua en lugar de petróleo como fluido de potencia la operación es menos
riesgosa, sin embargo el agua debe ser previamente tratada con inhibidores de corrosión
y se debe reducir el contenido de oxígeno situación que eleva los costos de operación y
por consiguiente la inversión.
En la mayoría de las bombas de subsuelo diseñadas para utilizarse en un sistema
cerrado de circulación de fluido motriz, la sección motriz se lubrica con éste. Alrededor
del 10% del fluido motriz se pierde al mezclarse con el fluido producido. Así, incluso en
un sistema cerrado, es necesario aumentar fluido de la línea de producción para
continuar completando el volumen de fluido motriz, y hay que contar con un tanque de
fluido motriz suficientemente grande para que se asienten las partículas sólidas de este
fluido agregado.
Aunque el sistema forme un circuito cerrado y el fluido motriz no entre en contacto con
el fluido producido, resulta inevitable mantenerlo limpio, puesto que atraviesa tuberías,
acoples, bombas, tanques, y la mayoría de estos no están libres de materiales
contaminantes, el volumen de fluido motriz debe ser repuesto en la cantidad en que este
lubrique el pistón motor de la bomba, por las características del sistema cerrado este es
recomendable para la producción de crudos muy corrosivos o abrasivos.
3.2 TIPOS DE INSTALACIONES DE SUBSUELO
La clasificación principal de las instalaciones viene dada por la condición de la bomba:
31
Existen instalaciones de bomba fija o libre y estas a su vez tienen otras variantes
detalladas a continuación.
3.2.1 INSTALACIONES DE BOMBA FIJA
En este tipo de instalación la unidad de bombeo, está unida mecánicamente a la tubería,
por lo que su introducción o extracción del pozo va ligada a dicha tubería. Se presenta
en los siguientes tipos.
3.2.1.1 Bomba fija inserta
La instalación de inserción fija es el nombre aplicado a la configuración de la tubería
que se muestra en la Gráfica. 3.6.
La bomba se conecta a una tubería de inyección que se introduce en la tubería de
producción, la cual lleva una zapata en su extremo inferior donde se asienta la bomba.
El diámetro de la tubería de inyección está en función del diámetro de la tubería de
producción, puede ser de ¾ pg, 1 pg, o 1 ¼ pg. En la Gráfica. 3.6 la bomba se
encuentra operando en circuito abierto, en donde la mezcla (fluido motriz + producido)
retorna a la superficie a través del espacio anular entre la tubería de producción y la
tubería inyectora y el gas se ventea por el espacio anular entre la tubería de producción
y revestimiento.
Si se opera en circuito cerrado se requiere de una tubería adicional por donde se pueda
descargar el petróleo producido.
32
GRÁFICA 3.6: BOMBA FIJA INSERTA
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
3.2.1.2 Bomba fija para tubería de revestimiento
Esta instalación admite el manejo de un alto volumen de producción por medio de
unidades de bombeo de 3 o 4 pg de diámetro nominal conectadas en el extremo inferior
de la tubería de producción.
La bomba se fija a la tubería de revestimiento por medio de un empacador recuperable
que aísla al mismo tiempo el espacio anular. Operando en circuito abierto, Gráfica. 3.5
(a) el petróleo de la formación entra a la bomba a través del empacador y descarga en el
espacio anular donde se mezcla con el fluido motriz, en algunos casos una tubería
adicional se usa para ventear el gas acumulado bajo el empacador, como se ilustra en
33
la Gráfica. 3.5 (b) Para operar esta instalación en circuito cerrado se necesita una tubería
adicional, la cual puede ser paralela o concéntrica. En el primer caso, el fluido motriz
retorna por la tubería de descarga y el petróleo producido por el espacio anular; cuando
se tienen tuberías concéntricas, el fluido motriz retorna por el espacio entre la tubería de
producción y la tubería de inyección, mientras que el petróleo producido lo hace a
través del espacio anular de las tuberías de producción y revestimiento.
GRÁFICA 3.7: BOMBA FIJA PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
34
3.2.1.3 Bomba fija para tubería de producción
Esta instalación es similar a la denominada “Bomba Fija Inserta” y puede ser utilizada
cuando se requiera una unidad de bombeo de mayor capacidad con la misma
instalación. Esta unidad va conectada a las tuberías, tanto de producción como de
inyección y sólo puede ser operada en circuito abierto.
3.2.2 INSTALACIONES DE BOMBA LIBRE
En este tipo de instalaciones la unidad de bombeo no está conectada a ninguna de las
tuberías, por lo que puede ser anclada por circulación del fluido motriz y desanclada por
inversión de flujo, se presentan las siguientes configuraciones.
3.2.2.1 Bomba libre con tuberías paralelas
En la Gráfica. 3.8. se puede ver este tipo de instalación, operando en circuito abierto,
que consiste fundamentalmente en dos tuberías paralelas unidas en su extremo inferior,
formando un tubo en “U” en cuyo fondo se tiene una standing valve que permite la
circulación del fluido motriz o bien, la entrada del petróleo producido. En la parte
superior de esta válvula se encuentra un asiento donde se aloja la unidad de bombeo.
Cuando se opera en circuito cerrado se utilizan tres tuberías y se cuenta con una cámara
de fondo que permite al elemento de empaque de la unidad de bombeo, aislar, tanto el
espacio anular como a las dos secciones de esta unidad.
35
GRÁFICA 3.8: BOMBA LIBRE CON TUBERÍAS PARALELAS
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
3.2.2.2 Bomba libre para tubería de revestimiento
Como en el caso de la “bomba fija para tubería de revestimiento”, en este tipo de
instalación también se usa un empacador recuperable en el extremo de la tubería de
producción. En la Gráfica. 3.9. se muestra esta instalación operando en circuito abierto,
donde la mezcla del fluido motriz y del petróleo producido retorna por el espacio anular
36
a través de un niple de ventana instalado en la parte inferior de la tubería de producción.
Cuando se opera en circuito cerrado se utiliza una segunda tubería paralela, a través de
la cual retorna el fluido motriz usado, mientras que el petróleo producido fluye por el
espacio anular.
GRÁFICA 3.9: BOMBA LIBRE PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
37
3.3 EQUIPO DE SUBSUELO
Las bombas empleadas en un sistema hidráulico se dividen en dos grupos Tipo Jet y
Tipo Pistón, cada una de ellas tienen diferentes características en cuanto a diseño,
eficiencia, desempeño y fabricación, para el desarrollo de este trabajo describiremos las
funciones de los dos tipos de sistemas.
3.3.1 BOMBA TIPO PISTÓN
La bomba hidráulica tipo pistón fundamenta su desempeño en el Principio de Pascal
(Sección 3.1.1) y las marcas más utilizadas en nuestro medio son Kobe, Guiberson, y
National El bombeo hidráulico tipo pistón ha tenido gran aceptación en los últimos
años, ya que ofrece ventajas que lo diferencian de otros sistemas de levantamiento
artificial. Puede alcanzar profundidades hasta de 18000 pie y para sustituir o dar
mantenimiento al mecanismo motor – bomba no se requiere equipo de reparación,
únicamente se invierte el sentido del fluido motriz y el sistema es desacoplado, llegando
a la superficie por el desplazamiento del fluido motriz (bomba libre). Otras ventajas son:
• Es adaptable a pozos profundos
• Tiene buena flexibilidad sobre un amplio rango de tasas (5000 bl/día).
• Puede operarse en pozos direccionales.
• Es de fácil adaptación para su automatización.
• Fácil para agregar inhibidores de corrosión.
• Puede instalarse como un sistema integral.
38
• Es adecuado para el bombeo de crudos pesados.
• Puede instalarse en áreas reducidas (plataformas o en áreas urbanas).
Puesto que la presión está definida como una fuerza que actúa sobre un área, si se
modifica esta área, la fuerza aumenta o disminuye. Este principio se aplica en el
bombeo hidráulico tipo pistón de la siguiente manera: La unidad de bombeo consta
fundamentalmente de dos pistones unidos entre sí por medio de una varilla, uno superior
denominado “pistón motor”, que es impulsado por el fluido motriz y que arrastra el
pistón inferior o “pistón bomba”, el cual a su vez, impulsa el petróleo producido. Si se
resta de las áreas de cada uno de estos pistones el área correspondiente a la varilla que
los une, se tienen las áreas efectivas sobre las que actúa la fuerza hidráulica
proporcionada por el fluido motriz. (Gráfica 3.10).
GRÁFICA 3.10: ÁREA EFECTIVA DEL PISTÓN
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
39
La operación general de ésta unidad puede ser descrita de la siguiente manera: el fluido
motriz entra a la unidad por la parte superior hasta un extremo del cilindro motriz, forzando
al pistón hacia el otro extremo; cuando el pistón termina su carrera, la válvula motriz,
accionada por la varilla de la válvula, cambia automáticamente el sentido del fluido motriz,
de tal forma que envía a éste a un extremo del cilindro y permite la salida por el otro
extremo y así en forma alternativa, una unidad Kobe tipo “A” se muestra a continuación,
(Gráfica. 3.11).
GRÁFICA 3.11: BOMBA KOBE TIPO “A”
FUENTE: MANUAL DE OPERACIONES COMPAÑÍA SERTECPET
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
40
Cuando el pistón alcanza el final de la carrera hacia abajo, el diámetro más reducido de
la varilla de la válvula permite al fluido motriz presurizado mover hacia abajo a la
válvula motriz, con la válvula del motor hacia arriba, el sentido del flujo que mueve al
pistón se invierte, por consiguiente se inicia la embolada hacia arriba.
3.3.2 BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET
La característica más importante de ésta bomba es que no tiene partes móviles, la acción
de bombeo está dada por la transferencia de energía que existe entre las dos corrientes
de fluido, el fluido motriz a alta presión pasa a través del nozzle donde la energía
potencial es convertida en energía cinética en forma de fluido a gran velocidad.
Los fluidos del pozo rodean al fluido motriz en la punta del nozzle que está espaciado
de la garganta, la garganta es un agujero cilíndrico recto con un borde de radio
suavizado; El diámetro de la garganta es siempre mayor que el de la salida del nozzle, lo
que permite que el fluido motriz entre en contacto con el fluido del pozo en la garganta,
el fluido motriz y el fluido producido se mezclan y el momento es transferido del fluido
motriz al producido provocando que la energía se eleve en este último. En la sección
final de la garganta los dos fluidos están íntimamente mezclados, pero todavía se
encuentran a gran velocidad y la mezcla posee una energía cinética significativa. El
fluido mezclado entra a un difusor que convierte la energía cinética en presión estática
debido a que baja la velocidad del fluido, en este punto la presión del fluido es
suficientemente como para alcanzar la superficie. Dado que este proyecto no utilizará
este tipo de bomba solo se hará una descripción breve de sus componentes.
41
GRÁFICA 3.12: COMPONENTES DE UNA BOMBA JET.
FUENTE: MANUAL DE OPERACIONES COMPAÑÍA SERTECPET
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
En dónde:
Pps =Presión del fluido de succión
Pn =Presión del nozzle
Ppd =Presión del fluido de descarga por el difusor
qs =Caudal de succión
qn =Caudal de inyección por el nozzle
qd =Caudal de descarga por el difusor
An =Área del nozzle
An =Área de la garganta
As =Área de succión.
3.4 EQUIPO SUPERFICIAL
A continuación se detalla de manera general los componentes de superficie de un
sistema convencional de bombeo hidráulico.
42
3.4.1 BOMBA DE SUPERFICIE
La potencia requerida por el sistema para la inyección del fluido motriz es
proporcionada por una unidad constituida por una bomba reciprocante del tipo triplex,
quintuplex o de transferencia horizontal estas bombas de superficie son accionadas por
motores eléctricos o de combustión interna. La figura muestra una bomba triplex
vertical en donde se señalan el cárter, el cuerpo de la bomba, y el monoblock. Una serie
de válvulas de admisión y de descarga, localizadas en la cabeza del monoblock, regulan
el fluido motriz; estas bombas cuentan con válvulas de seguridad, retornos y una bomba
auxiliar que alimenta a presión el circuito de lubricación de los baleros, bielas y
crucetas.
GRÁFICA 3.13. BOMBA RECIPROCANTE TRIPLEX.
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
43
La operación de estos tipos de bombas se describe a continuación: el fluido motriz,
proveniente del tanque de almacenamiento, entra a la bomba por la parte inferior de la
cabeza del monoblock y es descargado por la parte superior del mismo. Cuando el
pistón inicia su carrera descendente, la carga hidrostática del tanque hace abrir la
válvula de admisión, permitiendo la entrada del fluido motriz; cuando el pistón invierte
su carrera, ejerce sobre el fluido una presión mayor que la debida a la carga hidrostática,
cerrando la válvula de admisión. Al aumentar la presión así ejercida, se vence la
resistencia del resorte de la válvula de descarga, abriéndola y permitiendo la salida del
fluido motriz al sistema de inyección, cuando se utiliza agua como fluido motriz, el
sistema debe protegerse con un empaque, como elementos adicionales tenemos, una
válvula de alivio, un amortiguador de choque, medidores de presión y elementos de
seguridad, las bombas de la superficie se diseñan específicamente para trabajar con
fluido motriz limpio.
3.4.2 CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN O MANIFOLD
El fluido que proviene de la bomba triplex es regulado mediante los dispositivos
localizados en el conjunto denominado cabezal de distribución o “manifold” (Gráfica
3.14.) estos dispositivos están provistos de medidores de desplazamiento positivo que
permiten determinar el volumen de fluido motriz inyectado, y por consiguiente, calcular
la eficiencia de operación de las unidades de bombeo. Se tienen además, válvulas
reguladoras de flujo (Gráfica 3.15.) o bien válvulas reguladoras de presión , las primeras
permiten mantener volumen del fluido motriz inyectado constante, sin tener en cuenta
los cambios de presión en el sistema, y las segundas permiten controlar
automática
de distribu
• Di
• Re
• Fa
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RÁFICA 3.1
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del cabezal
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45
3.4.3 VÁLVULA DE CUATRO VÍAS
Constituye un dispositivo instalado en la cabeza del pozo que permite regular el fluido
motriz. Tiene cuatro posiciones que permiten la introducción, la operación y la
extracción de la unidad de bombeo.
GRÁFICA 3.16. VÁLVULA DE CUATRO VÍAS
FUENTE: HYDRAULIC PUMPING SYSTEMS
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
46
La Gráfica 3.16 muestra las partes de una válvula de cuatro vías y entre sus funciones
principales observamos las siguientes:
• Circula la bomba dentro del pozo y permite la operación de bombeo
• Permite circular para recuperar la bomba, cambiando el sentido de circulación,
optimizando el tiempo de reparación
• Sostiene la bomba en superficie para su remoción
• Permite despresurizar el pozo para remover la bomba
3.4.4 CONEXIONES DE SUPERFICIE
En los pozos de bombeo hidráulico se utiliza únicamente la sección del árbol de
válvulas correspondiente a la última tubería de revestimiento. Sobre este van alojadas
las tuberías utilizadas con los colgadores y empaques mecánicos respectivos.
En el carrete superior del cabezal se enrosca un niple corto, en cuyo extremo se conecta
la válvula de cuatro vías. El diseño de éste cabezal depende de la instalación
subsuperficial y del sistema de inyección que se tenga, puesto que esto determina el
número de tuberías a utilizarse, ya sea una, dos o tres.
Las conexiones superficiales más comunes incluyen: El cabezal del pozo, tuberías de
inyección y de descarga, todas estas partes permiten facilitar el manejo de un sistema
hidráulico lo que hace la operación más flexible, además se pueden implementar
elementos de medición para establecer un control más meticuloso del sistema.
47
3.4.5 SISTEMA DE TRATAMIENTO Y ADECUACIÓN DE FLUIDO MOTRIZ
Para un desempeño óptimo del sistema el fluido motriz debe tener un BSW menor al
1%, la cantidad de sólidos permisible está en función de la viscosidad y el tiempo de
vida útil de la bomba sin embargo esta cantidad no puede sobrepasar una concentración
de 10 a 15 ppm para crudos de 30 a 40 oAPI, cuando se manejan crudos más pesados de
10 a 20 oAPI se tolera una mayor cantidad de sólidos, el máximo tamaño de las
partículas no debe ser superior a 15 micrones y el contenido de sal no debe exceder las
12 libras de sal por cada 1000 bls de fluido motriz.
Luego de tratamiento el fluido presurizado es conducido hacia los múltiples de
distribución o manifolds para ser enviados hacia los pozos, las dimensiones y el diseño
del tanque de fluido motriz se determina en función de la tasa requerida para el sistema
de bombeo, el objetivo principal de este tanque es separar los sólidos del fluido motriz
que no hayan sido eliminados por el separador, en un tanque de fluido estático los
sólidos se irán asentando de acuerdo a su densidad, el flujo hacia arriba en el interior del
tanque debe mantenerse a una velocidad apenas inferior a la velocidad de caída de los
materiales contaminantes.
Uno de los sistemas más empleados se detalla en la Gráfica 3.17 el sistema permite el
movimiento lento del fluido en el interior del tanque de asentamiento. Adicionalmente
se evita la generación de flujo turbulento o burbujas de gas que pudieran arrastrar
impurezas hacia la succión de la bomba de superficie.
48
GRÁFICA 3.17. TANQUES DE ALMACENAMIENTO Y TRATAMIENTO
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
3.4.6 TUBERÍAS UTILIZADAS EN EL BOMBEO HIDRÁULICO
Para este tipo de sistemas tenemos que tomar en cuenta el volumen de fluido que se
manejará, las presiones de operación, las longitudes que se tiene que cubrir y la
restricción de espacio debida a los diámetros interiores de la tubería de revestimiento,
existen diversos diámetros de tubería que pueden ser utilizados para cubrir los
requerimientos que se presentan en este tipo de instalaciones.
3.4.6.1 Tuberías superficiales
En la tabla se detallan las tuberías superficiales por su función y diámetro externo, la
clasificación es la más generalizada.
49
TABLA 3.1. TIPOS DE TUBERÍAS DE SUPERFICIE
TUBERÍAS SUPERFICIALES
FUNCIÓN TIPO DE TUBERÍA Y DIÁMETRO EXTERIOR EN [pg]
1 Alimentación a los tanques de
almacenamiento de fluido motriz
Tubería de línea de 3, 4, 6
2 Alimentación a las bombas triplex Tubería de línea de 3 y 4
3 Descarga de las bombas triplex al
cabezal de distribución
Tubería de alta presión de 1, 1 ¼ y 2
4 Descarga del cabezal de distribución a
los pozos
Tubería de alta presión de 1, 1¼ y 2
5 Descarga del pozo hacia los
separadores
Tubería de línea de 3 y 4
6 Descarga del pozo a los tanques de
fluido motriz (FMC)
Tubería de alta presión de 1, 1¼ y 2"
FUENTE: PETROLEUM ENGINEERING HANDBOOK
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
3.4.6.2 Tuberías de subsuelo
Éstas tuberías deben ser reforzadas del tipo J-55, N-80 y se unen entre si por medio de
acoples colocados uno en cada tramo de tubería de inyección, o bien por medio de flejes
metálicos, se emplea grasa sellante a base de zinc en los acoples con el propósito de
evitar fugas las medidas más usuales están en la Tabla 3.2.
50
TABLA 3.2. TUBERÍAS DE SUBSUELO
TUBERÍAS DE SUBSUELO
DESCRIPCIÓN DIÁMETRO EXTERIOR [pg]
1 Tubería de Inyección ¾ , 1 , 1¼ , 1½ y 2
2 Tubería de Producción 2, 2½ , 3 , 3½ , y 4
3 Tubería de Descarga ¾, 1, 1¼, 1½
FUENTE: PETROLEUM ENGINEERING HANDBOOK
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
CAPÍTULO IV
51
CAPÍTULO IV
4. DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO
Este capítulo muestra los factores a tomar en cuenta, para realizar el diseño de un
sistema integral de bombeo hidráulico tipo pistón.
4.1.PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Considerando la variedad de sistemas de Levantamiento Artificial que en la actualidad
se utilizan en la Industria Petrolera y las características que se requieren para su diseño
tales como: Propiedades del yacimiento, las características de los fluidos producidos, la
accesibilidad, y el tipo de instalaciones superficiales, etc.. Se debe seguir un proceso
sistemático para el diseño y selección del método de Levantamiento Artificial. El
objetivo de aplicar una metodología es determinar un sistema de Levantamiento
Artificial adecuado para las características que puede presentar un yacimiento
determinado.
4.1.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL MÉTODO
Es necesario que antes de aplicar un determinado método para extraer los fluidos del
yacimiento a superficie, se analice cuidadosamente los siguientes parámetros:
52
4.1.1.1.Características de los fluidos del yacimiento
Puesto que generalmente en un yacimiento encontramos tres fluidos (agua, gas y
petróleo) se debe considerar sus propiedades, esto implica un análisis de los fluidos
producidos para determinar su composición, éste es un factor de importancia al
seleccionar el sistema de levantamiento artificial, la Tabla 4.1 enumera algunas
características del pozo Sacha 107 y de los fluidos producidos , estos datos son un
requerimiento para el diseño del sistema por medio de la aplicación del software Oilwell
Hydraulics.
TABLA 4.1: DATOS DEL POZO SACHA 107
DATOS DE CAMPO POZO SACHA 107
DATOS VALOR UNIDADES
Qo 250 [BPPD]
Qw 410 [BAPD]
Qt 660 [BFPD]
BSW 62.1 [%]
GOR 270 [SCF/B]
POROSIDAD (Φ) 12.0 [%]
RADIO DEL CASING (rw) 7 [pg]
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO (Ty) 217 [ºF]
FACTOR VOLUMÉTRICO (Bo) 1.1437 [By/Bn]
API PRODUCIDO 26.4 [API] GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS ( γg) 1.1335
PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE 1500 [psi]
PRESIÓN ESTÁTICA 1740 [psi]
PRESIÓN EN EL PUNTO DE BURBUJA 1310 [psi]
PERMEABILIDAD 430 [md]
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
53
4.1.1.1.1. Viscosidad
En términos generales es más difícil levantar fluidos de alta viscosidad por cualquiera
de los métodos de levantamiento artificial, y los fluidos de baja viscosidad (menores de
10 cp) no constituyen un factor en la selección del método de levantamiento artificial.
Para el método de bombeo hidráulico el fluido motriz debe ser de baja viscosidad para
mezclarlo con el fluido del pozo de mayor viscosidad (FMA).
4.1.1.1.2. Factor volumétrico de la formación
Este valor equivale al número de barriles de fluido a condiciones de yacimiento y el
mismo volumen llevado a superficie. Todos los métodos de levantamiento están
diseñados para bombear el volumen adicional presente en el fondo del pozo. En la
prueba de pozo realizada en el pozo Sacha 107 se determina un factor volumétrico de
1.1437 By/Bn.
4.1.1.1.3. Corte de agua (BSW)
Éste es un factor preponderante en la tasa de producción total, un alto corte de agua
implica el hecho de que se deberán levantar grandes volúmenes de fluido a superficie, el
muestreo debe ser realizado constantemente en las instalaciones.
4.1.1.2. Comportamiento del yacimiento
Con el objetivo de obtener proyecciones realistas es necesario que se obtenga la mayor
información del comportamiento y características del yacimiento, es apropiado estar al
tanto del mecanismo predominante de empuje del yacimiento, entre otros elementos
geológicos del mismo.
54
4.1.1.3. Geografía de la locación
Se debe determinar la topografía del campo y de las zonas aledañas, para poder
establecer la accesibilidad a éste, esto facilita las operaciones una vez que el pozo sea
puesto en producción.
4.1.1.4. Fuentes de energía disponibles
Para la selección de un método de levantamiento es necesario que se provea de una
fuente de energía a bajo costo, en nuestro medio podemos enumerar las siguientes
alternativas:
4.1.1.4.1. Electricidad
La electricidad por las facilidades para su generación se constituye como el mejor tipo
de energía para operar un sistema de levantamiento artificial ya que todos estos son
adaptables a este tipo de energía.
4.1.1.4.2. Gas natural
Se debe tomar en cuenta la disponibilidad de gas natural para considerarlo como una
fuente de energía aplicable, cuando esto es posible los volúmenes de gas se utilizan en
generadores de energía eléctrica, o en motores de combustión interna, en pozos con
altos cortes de agua la presencia de gas es muy limitada por lo que este se descarta
como fuente de energía para el equipo.
4.1.1.4.3. Otros combustibles
Pueden considerarse otras alternativas de generación de energía observando los factores
más favorables para la economía de la empresa operadora, el diesel o el propano son
55
muy utilizados en nuestro medio, pero para una locación determinada se debe
considerar la disponibilidad de espacio para almacenamiento de combustibles.
4.1.1.5. Facilidades de superficie
Se debe comprobar la existencia de infraestructura para cualquiera de los sistemas de
levantamiento, es importante determinar las fuentes de energía disponibles, las áreas
para ubicación de equipo, y las facilidades existentes en superficie, los elementos de
importancia se detallan a continuación.
4.1.1.5.1. Líneas de flujo en superficie
Las características de la tubería tales como el diámetro y la longitud de la misma,
pueden incidir directamente en las presiones de operación y en las tasas de producción.
Por ejemplo las acumulaciones de parafina reducen el diámetro de las tuberías
generando un diferencial de presión que afecta la eficiencia del bombeo hidráulico,
neumático y eléctrico sumergible en grado más alto que en el bombeo mecánico.
4.1.1.5.2. Presión en el separador
El separador debe operar siempre a baja presión con la finalidad de reducir la
contrapresión y consecuentemente aumentar la eficiencia del método, la presión de un
separador influye directamente en la presión del cabezal de pozo, y debe ser
monitoreado constantemente por el operador de las facilidades de superficie.
56
4.1.1.6. Características de Producción.
Al hablar de datos de producción para el diseño y selección del método de
levantamiento se considerará toda aquella información como historiales que
proporcionen información acerca de la productividad del pozo.
4.1.1.6.1. Capacidad de flujo
Es necesario que se determinen las tasas de producción actuales de los pozos que serán
explotados (con o sin estimulación) y además realizar una proyección a futuro de la
misma.
4.1.1.6.2. Tasa de producción de fluidos
Con tasas de producción extremadamente altas la aplicación del bombeo eléctrico
sumergible es ideal, pero si la producción es muy baja cualquier método puede ser
considerado para la selección.
4.1.1.7. Características del pozo
Existen ciertos sistemas de levantamiento artificial que presentan restricciones por las
características del pozo en los que van a ser instalados, el bombeo hidráulico por
ejemplo es el método más óptimo para trabajar en pozos profundos, alcanza un rango de
profundidad de hasta 18000 pies. Las características de un pozo que se toman en cuenta
para la selección incluyen la profundidad, ángulos de desviación, restricción de
diámetro, tipos de completación.
57
4.1.1.7.1. Profundidad
Generalmente a grandes profundidades el método más recomendable es el bombeo
hidráulico tipo pistón, el bombeo mecánico puede levantar fluidos desde grandes
profundidades pero el requerimiento de energía en superficie es muy alto, la longitud de
carrera, el tamaño del vástago, y la fricción de arrastre reducen la eficiencia del
levantamiento.
4.1.1.7.2. Tamaño de la tubería de producción
Diámetros muy reducidos causan altas pérdidas por fricción hecho que reduce la
eficiencia volumétrica de bombeo hidráulico, neumático y eléctrico sumergible, además
puede causar roturas en las uniones de las varillas utilizadas en el bombeo mecánico, en
el sistema de bombeo hidráulico es conveniente hacer circular solventes para reducir el
taponamiento de la tubería.
4.1.1.7.3. Desviaciones del pozo
Cuando existen pozos altamente desviados la eficiencia de los sistemas: Hidráulico,
neumático y eléctrico sumergible tiende a reducirse debido a que no tienen los mismos
gradientes de flujo en dos fases a diferencia de los pozos verticales aumentando el
requerimiento de potencia en superficie. El bombeo mecánico es menos indicado en este
tipo de pozos por los riesgos que ocasionan el acoplamiento de las varillas y el deterioro
de la tubería de producción.
58
4.1.1.8. Problemas de operación
Siempre se presentarán inconvenientes en la operación de un sistema de levantamiento
artificial hidráulico las causas mas importantes son las siguientes:
4.1.1.8.1. Arenas
La producción de sólidos abrasivos como la arena originan problemas de corrosión en
todos los sistemas de levantamiento artificial, el bombeo eléctrico sumergible, por sus
características de funcionamiento es el que más arrastra arenas en el fluido de
producción. Los métodos artificiales como el bombeo mecánico, hidráulico y neumático
(gas lift), tienen muy poca tolerancia a la producción de arenas.
4.1.1.8.2. Parafina
La acumulación de parafina ya sea en el cabezal del pozo, en las líneas de flujo de
producción o de superficie generan taponamientos y en consecuencia contrapresión,
hecho que merma la eficiencia del método de levantamiento, el vástago utilizado en el
bombeo mecánico tiene un efecto de raspado en la tubería lo cual le da cierta ventaja
con respecto a los otros métodos. La facilidad que ofrece el bombeo hidráulico es la de
inyectar químicos inhibidores o fluidos a altas temperaturas.
4.1.1.8.3. Escala
La acumulación de escala provoca una reducción continua del diámetro interno de la
tubería de producción, esto también afecta el desempeño del sistema de levantamiento
artificial, una medida preventiva es la aplicación de aditivos químicos.
59
4.1.1.8.4. Corrosión
La corrosión en el fondo del pozo generalmente es causada por electrolisis entre
diferentes tipos de metal, por la presencia de agua o CO2 en el fluido de producción, por
la alta salinidad y el contenido de metales. La producción de acido sulfhídrico H2S
constituye el mayor problema pues acelera las averías de los equipos de subsuelo
especialmente en el bombeo mecánico. A continuación se detalla el procedimiento de
diseño de un sistema de bombeo hidráulico tipo pistón, el objetivo es determinar los
componentes de este sistema de Levantamiento Artificial. La información técnica
utilizada es proporcionada por la empresa operadora por lo que la selección de la bomba
cubrirá el requerimiento para el pozo Sacha-107 operado por Petroproducción, dado que
hay diferentes maneras de realizar la selección de una bomba hidráulica tipo pistón, en
este trabajo se apreciará un método sistemático para el desarrollo del diseño, además de
la aplicación de un software para este efecto.
4.2. CONSIDERACIONES Y CÁLCULOS DE DISEÑO
Previo al diseño integral del sistema se tomarán en cuenta ciertas consideraciones que
nos serán útiles más adelante, cuando se desarrolle la selección para el pozo Sacha-107.
4.2.1. SELECCIÓN DEL SISTEMA DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ
El pozo Sacha 107 utiliza el sistema de circulación de fluido motriz abierto por las
ventajas económicas que ofrece el sistema, el fluido motriz es crudo tratado en
superficie. Cuando las instalaciones de bombeo se encuentren en áreas urbanas o bien
60
en plataformas costa afuera, por factores ecológicos es conveniente elegir un circuito
cerrados además del uso de agua como fluido de potencia, con estas acciones se
minimiza el peligro de contaminación por derrames, sin embargo esto resulta más
costoso por los aditivos empleados para el control del sistema.
En tanto no se presenten los factores antes mencionados, ya sea que el sistema esté
operando en circuito cerrado o en circuito abierto, es más conveniente utilizar como
fluido motriz el petróleo producido, o bien un petróleo tratado, ya que a diferencia del
agua, la adición de agentes inhibidores es mínima y la característica lubricante es más
efectiva.
4.2.2. PRODUCCIÓN DE GAS
Las instalaciones de subsuelo resultan menos costosas cuando el gas producido pasa por
la bomba, no así cuando este es venteado por el espacio anular ya que esto requiere de
un arreglo adicional en la sarta de producción, hecho que hace la operación más costosa.
En términos generales cuando se tiene un pozo con una baja presión de fondo (400 psi)
y una alta Relación Gas-Líquido (GLR >500 pies3/bl), se recomienda ventear el gas por
el espacio anular. Como las eficiencias de flujo no deben ser menores del 50% para que
el diseño sea aceptable y confiable, se mejora la eficiencia venteando el gas por el
espacio anular.
4.2.3. TIPO DE BOMBA DE SUBSUELO
Existe una variedad de bombas disponibles algunas de acción simple es decir que tienen
un pistón bomba y un pistón motor, otras que tienen dos pistones motor y dos pistones
61
bomba entre otras combinaciones. Las válvulas reversibles de los motores se localizan
en la parte superior de la bomba, en la parte media o en el pistón de los motores en otras
bombas. En la industria nacional las marcas más utilizadas corresponden a los
Fabricantes: National, Kobe y Guiberson; En el Anexo 4 se presentan las
especificaciones de estos fabricantes y las características de las bombas reciprocantes.
4.2.4. CÁLCULO DE LA RELACIÓN P/E MÁXIMA
Si realizamos un análisis estático de las fuerzas que actúan en cada una de las bombas
de cualquier fabricante se determina el factor adimensional P/E por la siguiente
expresión (Ec. 4.1):
ECUACIÓN 4.1: RELACIÓN BOMBA-MOTOR
FUENTE: PETROLEUM ENGINEERING HANDBOOK. H BRADLEY
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
Donde: P/E = relación adimensional bomba-motor
App = área del pistón bomba
Apr = área de la varilla del pistón bomba
Aep = área del pistón motor
Aer = área de la varilla del pistón motor
62
Si le damos valores a la relación P/E se puede notar cierta variación respecto a la tasa de
inyección de fluido motriz así como en la presión de operación. La relación P/E resulta
de dividir las áreas efectivas bomba/motor, por ejemplo cuando ésta relación es mayor a
la unidad disminuye la presión a la descarga y aumenta la tasa de fluido producido, en
cambio cuando el valor de P/E es menor a la unidad proporcionalmente se incrementa la
presión a la descarga y disminuye la tasa de fluido producido. En un ejemplo como el de
la (Gráfica.4.1) se está aplicando una presión constante de 1000 psi a los émbolos de
diferentes áreas, por lo tanto, obtendremos valores diferentes para cada relación, la tasa
del fluido motriz puede aumentar o disminuir en relación a las áreas del pistón motor.
GRÁFICA 4.1: RELACIÓN BOMBA/MOTOR
FUENTE: PRESENTACIÓN BOMBEO HIDRÁULICO COMPAÑÍA WEATHERFORD
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
El valor de P/E está relacionado con la presión superficial requerida para un
levantamiento específico, para el proceso de selección de un sistema de bombeo
hidráulico se pretende limitar la presión de superficie a un máximo permisible de 5000
psi, para lo cual se utiliza la siguiente expresión:
63
ECUACIÓN 4.2: RELACIÓN ADIMENSIONAL BOMBA/MOTOR MÁXIMA
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
4.2.5. TASA DE FLUIDO MOTRIZ
La tasa de fluido motriz está en función de las eficiencias tanto de la bomba como del
motor y del desplazamiento por EPM (emboladas por minuto) de las especificaciones de
las tablas proporcionadas por los fabricantes. Para efectos de cálculo debemos disponer
de la información que se presenta en la Tabla 4.2 Los valores de q1 y q4 son obtenidos
de las columnas (3) y (2) respectivamente de las especificaciones de las bombas
indicadas en el Anexo 4, el mismo señala la bomba que se ha seleccionado para el pozo
Sacha-107.
TABLA 4.2: VARIABLES OPERACIONALES PARA EL CÁLCULO DE LA
TASA DE FLUIDO MOTRIZ
PARÁMETRO DESCRIPCIÓN UNIDADES
q1 Desplazamiento del motor por EPM [B/D por EPM] Q'1 Tasa teórica de fluido motriz (q1*EPM) [B/D] Q1 Tasa real de fluido motriz [B/D] q4 Desplazamiento de la bomba por EPM [B/D por EPM] Q'4 Tasa de producción teórica (q4*EPM) [B/D]
Q4 Tasa de producción real (Q4=Q5+Q6) [B/D]
Q5 Producción de Petróleo [B/D]
Q6 Producción de agua [B/D]
Q1 '/Q1 Eficiencia del motor [%] Q4 /Q4' Eficiencia de la bomba [%]
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
10000
64
Una bomba hidráulica tipo pistón nueva tiene un motor con una eficiencia aproximada
del 95% y la sección bomba tiene una eficiencia que está sobre el 90%. Un buen diseño
práctico consiste en usar un 90% de eficiencia en el motor y un 85% de eficiencia en la
bomba y seleccionar una bomba que pueda operar por debajo del 85% de su máxima
velocidad de bombeo (columna 8 del Anexo 4). Las definiciones anteriores pueden ser
expresadas matemáticamente de la siguiente manera:
ECUACIÓN 4.3: TASA DE PRODUCCIÓN REAL
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
ECUACIÓN 4.4: TASA REAL DE FLUIDO MOTRIZ
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
Por ejemplo si se tiene un pozo con los siguientes datos de la bomba, y se desea calcular
la tasa real de fluido motriz (Q1) para el sistema.
Dados: Q4 = 500 [b/d]
q1 = 16.5 [b/d] por EPM
q4 = 13.4 [b/d] por EPM
/ /
65
Asumir eficiencias de la bomba y del motor
Q1 '/Q1 = 90%
Q4 /Q4' = 85%.
Despejando el Factor EPM de la Ec. 4.3 tenemos:
⁄
50013.4 0.85 43.9
Luego reemplazamos este valor en la Ec. 4.4.
/
16.5 43.90.9 804.8 /
El valor de Q1 corresponde a la tasa real de fluido motriz que maneja la bomba a un
régimen de 43.9 emboladas por minuto, q4 y q1 se obtienen de las tablas de las
especificaciones de los fabricantes de bombas del Anexo 4, Q4 es la tasa total de fluido
producido es decir la mezcla petróleo y agua.
4.2.6. FRICCIÓN EN LA BOMBA
La presión requerida en una bomba hidráulica para operar bajo condiciones ideales de
operación (sin carga) se muestra en la Gráfica 4.2. La gráfica representa la caída de
presión por fricción mecánica e hidráulica a través de la bomba y en el ensamblaje de
fondo. La viscosidad del fluido motriz a la temperatura de fondo del pozo puede ser
obtenida a partir de las graficas del Anexo 6.
Las conversiones de ºAPI a densidad relativa pueden ser obtenidas con la tabla que se
encuentra al final del trabajo en el Anexo 3. Los valores obtenidos en la Gráfica 4.2
66
representan los valores máximos basándose en el mayor tamaño del embolo (pistón) y
considerando un 100% de eficiencia del extremo de bombeo. Cuando el caudal de los
fluidos a través de la bomba es reducido por diámetros más pequeños del pistón o por el
paso del gas, la fricción total puede ser, en algunos casos, más baja que la determinada
en las gráficas.
GRÁFICA 4.2: PRESIÓN REQUERIDA PARA OPERAR UNA BOMBA
HIDRÁULICA SIN CARGA
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
67
Esto se debe a que alrededor del 25% de la fricción total tiene lugar en la bomba. Este
valor no está bien definido para todas las bombas, puede usarse para estimar la
reducción de la fricción en la bomba debido al bombeo real de los fluidos. Una ecuación
para determinar la variación de presión por fricción es la siguiente.
ECUACIÓN 4.5: CAÍDA DE PRESIÓN EN LA BOMBA
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
En donde: FEE= Fricción en el motor (0.75) ∆P
FPE= Fricción en la bomba (0.25) ∆P En la expresión se denota que el factor (FEE) corresponde al 75% de la pérdida de
presión por fricción y el factor (FPE) al 25% de la misma. Si tomamos en cuenta el
ejemplo de la Gráfica 4.2 en esta carta se halla una ∆P = 216 psi, si queremos calcular la
fricción en la bomba y el motor tendríamos:
216 0.75 162
216 0.25 54
Cuando el valor de FPE es una cantidad pequeña (FPE < 50 psi) puede ser ignorada caso
contrario la corrección del valor está en función directa del gasto de los fluidos que
pasan a través de la bomba y de la relación de áreas del pistón motriz de la bomba usada
con respecto a la bomba más grande de ese tipo.
ECUACIÓN 4.6: FRICCIÓN EN LA SECCIÓN BOMBA
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C
∆
0.25∆ ó ⁄
á ó
GRÁFICA 4.3. PRESIONES Y PÉRDIDAS POR FRICCIÓN EN UN SISTEMA HIDRÁULICO
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA.
68
69
4.2.7. CÁLCULO DE LAS PRESIONES
Las diferentes presiones, pérdidas de presión por fricción y densidades de los fluidos
que actúan en un sistema de bombeo hidráulico, ya sea que este funcione en circuito
abierto o cerrado de fluido motriz se encuentran detalladas en la Gráfica 4.3. La presión
que es ejercida por el fluido motriz se conoce como P1, cuando el motor descarga se le
conoce como P2. Cuando la bomba descarga se tiene una P3 y la presión de succión es
P4.
Podemos determinar estas presiones tomando como referencia el diseño de la bomba
Kobe tipo “A” que se ilustra en la Gráfica 4.4 en la misma encuentran las diferentes
relaciones de las presiones, otras bombas pueden presentar diferentes configuraciones
pero para efectos de cálculo se tomará en cuenta este tipo de bomba, con esto podemos
determinar la fuerza en el desplazamiento del émbolo, y asignando valores positivos a
las fuerzas que actúan hacia arriba tenemos que:
0
0
ECUACIÓN 4.7: PRESIONES EN LA BOMBA DE SUBSUELO
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
70
GRÁFICA4.4. PRESIONES QUE ACTÚAN EN UNA BOMBA KOBE TIPO “A”
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
El valor de corresponde a la relación del área neta de la bomba con respecto al
área neta del motor específicamente para la bomba Kobe tipo “A” es la misma tanto en
carrera ascendente como descendente y como esta bomba es de doble acción podemos
decir que este valor también representa una relación volumen - desplazamiento de la
sección bomba respecto al desplazamiento de la sección motriz que se conoce como
relación adimensional (P/E) y que esta detallada en la sección 4.2.4 de este Capítulo. Si
se dispone de una bomba de acción simple se requiere aproximadamente del 20% del
71
volumen de fluido motriz adicional para realizar el desplazamiento hacia abajo y llenar
la bomba, entonces su relación de volumen difiere de la relación P/E. En el Anexo 4 se
detallan los valores de P/E para cada capacidad de la bomba. Para expresarlo
matemáticamente tenemos que la ecuación general para bombas hidráulicas en un
sistema abierto como el del pozo Sac-107 queda definida por:
ECUACIÓN 4.8: BALANCE DE FUERZAS EN UNA BOMBA HIDRÁULICA
(FMA)
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
Reacomodando los términos y despejando P1 tenemos:
Luego:
ECUACIÓN 4.9: PRESIÓN DE LA COLUMNA DE FLUIDO MOTRIZ
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
Es decir que P3 (presión en el fondo de la columna de retorno) actúa tanto en el pistón
motriz como en el pistón de producción, por este motivo un incremento en la presión de
la línea superficial de flujo Pwh causa un incremento de (1+P/E) en la presión
⁄ 0
⁄
1 ⁄ ⁄
72
superficial de operación, si reemplazamos los valores de la Gráfica.4.3 obtenemos la
siguiente expresión:
1 ⁄ ⁄
Donde: h4G4 ≈ Pwf = Presión de fondo fluyente.
En ese caso la ecuación también puede expresarse de la siguiente manera:
ECUACIÓN 4.10: PRESIÓN DE OPERACIÓN EN SUPERFICIE
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
Por la configuración de circulación de fluido motriz abierto que presenta el pozo Sacha
107, P1 y P3 están definidas por las siguientes expresiones.
ECUACIÓN 4.11: PRESIÓN EN LA SECCIÓN MOTRIZ DE LA BOMBA
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
ECUACIÓN 4.12. PRESIÓN EN LA DESCARGA DE LA BOMBA
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
1 ⁄ ⁄
73
4.2.8. PROCEDIMIENTO PARA OBTENER LA PRESIÓN DE SUPERFICIE
Para poder obtener la presión superficial de operación Ps primero tenemos que encontrar
los valores correspondientes a EPM, FP, Q1, F1 (F2 en sistema FMC), siguiendo el
proceso descrito a continuación:
• Luego de que se haya determinado Q4, el desplazamiento y la eficiencia de la
bomba, calcular EPM con la Ec. 4.3.
• Determinar fricción en la bomba Fp como se indica en la sección 4.2.6.
• Después de haber obtenido EPM, eficiencia y desplazamiento del motor, calcular
Q1 a partir de la Ec.4.4.
• Determinar las pérdidas de presión por fricción en las tuberías verticales F1 y F3
para un sistema abierto, utilizar una temperatura promedio de la columna de
fluidos para calcular la viscosidad, y las tablas de fricción del Anexo 7.
• Calcular el gradiente de presión para la mezcla de fluidos en el pozo G3 ,
utilizando la siguiente expresión:
ECUACIÓN 4.13. GRADIENTE DE PRESIÓN DEL FLUIDO PRODUCIDO
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
Donde: Q4 = Q5(petróleo producido)+Q6(agua producida)
74
• Encontrar el valor de F3 de la carta de fricción del Anexo 7 , luego la viscosidad
de la mezcla puede se hallada por:
ECUACIÓN 4.14 VISCOSIDAD DEL FLUIDO PRODUCIDO
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
• Hallar los valores de P1 y P3 utilizando las ecuaciones 4.11 y 4.12
respectivamente después la presión de operación en superficie se calculará
reemplazando éstos datos en la Ec. 4.8.
• La potencia requerida tanto para la bomba de superficie como para la de
subsuelo puede ser obtenida a partir de las siguientes ecuaciones
ECUACIÓN 4.15. POTENCIA DE LAS BOMBAS DE SUPERFICIE Y DE
FONDO
FUENTE: THE TECHNOLOGY OF ARTIFICIAL LIFT METHODS. K BROWN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
Donde: ∆P = caída de presión [psi]
Q = tasa de flujo [B/D]
4.3. PRESIÓN DE SUPERFICIE PARA EL POZO SACHA 107
Para obtener la presión de superficie para este pozo se seguirá el procedimiento
detallado en la sección 4.2.8 los datos disponibles corresponden a datos que se han
1.7 10 ∆
75
obtenido en pruebas, y en trabajos anteriores, la mayoría son proporcionados por la
Empresa Operadora, de acuerdo con la Tabla 4.3.
TABLA 4.3: DATOS DE PRODUCCIÓN POZO SACHA 107
DATOS DEL POZO SACHA 107
Q4 660 [B/D]
Q5 250 [B/D]
Q6 410 [B/D]
PWH 120 [psi]
P4 1500 [psi]
Prof. de asentamiento h1 8509 [pie]
T 217 [oF]
Temp superficie (ASUMIDO) 100 [oF]
Q1 '/Q1 0,9
Q4 /Q4' 0,85
API PRODUCIDO 26,4 [API]
API INYECCION 26,4 [API]
BSW 62,1 [%]
GOR 270 [SCF/B]
Gradiente del fluido motriz 0,3891 [psi/pie]
Gravedad específica del agua producida 1,03 Gradiente del fluido producido 0,3891 [psi/pie]
Gravedad específica del Fluido Motriz 0,8984
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
4.3.1 CÁLCULO DE LAS EMBOLADAS POR MINUTO DE LA BOMBA (EPM)
Empleamos la ecuación 4.3 y los datos de la tabla 4.2
/659.6
49.91 0.85
15.55
76
4.3.2. CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FRICCIÓN EN LA
TUBERÍA DE INYECCIÓN
Para esta operación utilizaremos la grafica 4.2 en la misma se indican los valores
obtenidos de perdidas por fricción en la bomba, de la misma manera obtenemos la
viscosidad del fluido motriz utilizando la gráfica adjunta en el Anexo 6.
∆ 260 0.8984 233.6
Como el 25% de este valor corresponde a la fricción generada en la sección de bombeo
tenemos que corregir el valor con la Ec. 4.6.
0.25∆ ó ⁄
á m ó
49.64
Luego:
∆
175.19 49.64 224.83 Entonces tenemos una perdida total por fricción de 224.83 psi, en todo el sistema tanto
en la sección bomba como motriz.
77
4.3.3. CÁLCULO DE LA TASA REAL DE FLUIDO MOTRIZ
Reemplazamos los valores de la Tabla 4.3 en la Ec. 4.4 y obtenemos:
43.57 15.550.9 752.8 /
4.3.4. CÁLCULO DE LA FRICCIÓN EN LA TUBERÍA DE INYECCIÓN Y
RETORNO
Se debe considerar que el fluido ya sea en la tubería de inyección como en la de
producción no estará a la temperatura de fondo entonces calculamos la temperatura
promedio asumiendo 100 ºF en superficie
217 1002 158.5
Con el valor de Q1 en el Anexo 6 obtenemos la viscosidad del fluido motriz a 217 ºF, y
adicionalmente de las tablas de fricción (Anexo 7) obtenemos el factor de fricción por
cada 1000 pies de tubería (1.2psi/1000 pies), entonces obtenemos la fricción en la
tubería de inyección F1:
8509 1.2
1000 10.21 0.8961 9.17
78
Para la fricción generada en el espacio por el cual retorna el fluido producido tenemos
una mezcla de fluido, por ello calcularemos G3 con la Ec. 4.13 y puesto que G1= G5:
753 0.3891 250 0.3891 410 0.437753 660 0.4030 /
La gravedad específica de Q3 es la siguiente:
0.4331
0.9305
Con ésta información entramos a la tabla de fricción del Anexo 7 y encontramos el
factor de fricción de 0.42 psi por cada 1000 pies de tubería entonces F3 viene dado por:
8509 0.421000 3.57 0.8984 3.21
Finalmente realizamos el cálculo de las presiones que permite determinar la presión de
operación en superficie, utilizando las ecuaciones 4.11 y 4.12 para encontrar P1 y P3
respectivamente.
3291.3
3552.17
79
Aplicando la Ec. 4.14 de balance de fuerzas tenemos:
⁄ 0
⁄
3291.3 3552.17 3552.17 1500 1.175 224.83
2896.6
4.3.5. CÁLCULO DE LA POTENCIA DE LA BOMBA DE SUPERFICIE
Aplicando la Ec. 4.15 tenemos que la potencia requerida por la bomba de superficie es
la siguiente:
HP Ó P Q 1.7 10
HP Ó 2896.6 752.8 1.7 10 37.03 HP
4.4. SELECCIÓN DE LA BOMBA POR MEDIO DEL SOFTWARE
OILWELL HYDRAULICS 2.0
Los datos necesarios para la corrida del programa son los datos de producción del pozo.
A continuación se presenta el interfaz de usuario y los pasos para la selección de la
bomba.
80
GRÁFICA 4.5. INTERFAZ DEL PROGRAMA OILWELL HYDRAULICS 2.0
FUENTE: OILWELL HYDRAULICS 2.0 ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C.
Después de definir los datos del interfaz de usuario, tenemos que determinar los
parámetros para la selección “flags”, tomando en cuenta que la bomba que necesitamos
es una bomba pistón, y que el gas producido pasa por esta bomba, además el sistema
opera en circuito abierto y queremos obtener la presión de succión de la bomba.
81
GRÁFICA 4.6. PARÁMETROS DE SELECCIÓN DE LA BOMBA
FUENTE: OILWELL HYDRAULICS 2.0
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
Luego presionamos el botón “Piston Pump Calcs”, con el que programa sugerirá que
se introduzcan los datos de las bombas más idóneas para un pozo determinado, en esta
secuencia se pueden introducir algunas bombas con el fin de obtener varios datos para la
posterior selección de la más adecuada.
82
En esta ventana sugeriremos cuatro tipos de bombas las mismas que han sido
seleccionadas previamente en base a las características del pozo y las especificaciones
de los fabricantes (Anexo 4).
GRÁFICA4.7. CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA
FUENTE: OILWELL HYDRAULICS 2.0
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA
83
Finalmente el programa arroja una tabla de resultados (Gráfica 4.8) en el orden en el
que se dieron los datos de las bombas a partir de esta tabla se puede inferir acerca del
desempeño que pueda tener cada una de ellas y seleccionar de acuerdo a la que cumpla
con los requerimientos del pozo.
GRÁFICA 4.8 TABLA DE RESULTADOS
FUENTE: OILWELL HYDRAULICS 2.0
ELABORADO POR: RUBÉN PRUNA C
84
Con estas consideraciones y observando las características del pozo se observan dos
posibilidades factibles la primera y la segunda bomba registradas en la tabla de
resultados la primera bomba de dimensiones 2-1/2 x 7-1/16 x 7-1/16 y la segunda de
dimensiones 2-1/2 x 1-7/8, si tomamos en cuenta que la segunda bomba requiere de un
menor volumen de fluido motriz y la tasa de producción máxima es mayor al valor que
tiene la primera la bomba, Guiberson Powerlift II es la mejor selección para el Pozo 107
del Campo Sacha.
CAPÍTULO V
85
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
• Por las facilidades que presenta el pozo Sacha 107 en cuanto a localización y
fuentes de energía disponibles, así como por las características del yacimiento y de
la producción, el sistema de bombeo hidráulico se constituye como el método más
indicado para continuar con la producción de éste pozo.
• El proceso de cálculo que se ha seguido en este trabajo no es el único que existe
para diseñar el sistema de bombeo hidráulico, pero es un procedimiento útil que
provee resultados muy precisos, de acuerdo con las características del pozo Sacha
107.
• El bombeo hidráulico tipo pistón por su característica reciprocante utiliza un menor
volumen de fluido motriz, si se lo compara con el bombeo hidráulico tipo jet,
además es un sistema de levantamiento artificial que no tiene tendencia a aumentar
el corte de agua de la producción.
• En la actualidad la mayoría de bombas de pistón se seleccionan por medio de
paquetes computacionales pero hay que definir las variables requeridas por el
software, a partir de una organización sistemática de los datos de producción
disponibles de un pozo.
• El fluido motriz debe ser monitoreado constantemente por el personal operativo
puesto que es un indicativo físico del fluido que extraemos del fondo, se debe
86
disponer de un buen sistema de tratamiento, para garantizar que la bomba tenga un
buen desempeño.
• La vida útil de la bomba dependerá del tipo de fluidos con la que esta trabaje, y de
la calidad del material con la que se haya construido.
• El procedimiento de cálculo requiere para la determinación de la presión de
superficie, las pérdidas de presión por fricción debidas al rozamiento del fluido
contra las paredes de la tubería, para nuestra completación se necesitan los factores
F1 y F3, (según la nomenclatura del diseño) los cuales para facilitar el cálculo
deberían ser obtenidos a partir de las tablas de fricción del Anexo 7.
• El principal método de levantamiento artificial en el Campo Sacha es el bombeo
hidráulico, el cual merece más atención en cuanto a mantenimiento se refiere, ya
que los constantes daños en los equipos tanto de superficie como de fondo, tienen
una interferencia negativa en la productividad del campo.
5.2. RECOMENDACIONES
• Reparar los equipos intentando reemplazar las partes dañadas con repuestos
originales o de buena calidad al menos, esto garantiza menos paradas para
mantenimiento y en consecuencia ahorro de recursos para la empresa operadora.
• Actualizar los datos de producción y de Ingeniería de Yacimientos para facilitar las
operaciones y el rediseño de las unidades de Power Oil.
• Para análisis futuros de los sistemas de bombeo hidráulico tipo pistón en el Campo
Sacha se recomienda utilizar otro programa con mejores características respecto al
programa Oilwell Hydraulics 2.0, ya que éste obliga al usuario a introducir las
87
especificaciones de las bombas tipo pistón manualmente, lo cual por las
características mismas de las especificaciones no es un procedimiento amigable.
• Como la Dirección Nacional de Hidrocarburos fija una tasa de producción de
petróleo de 250 bl/día para el pozo Sacha 107, se recomienda cambiar la bomba
hidráulica tipo pistón de dimensiones 2 1/2 x 1 7/16 x 1 7/16 tipo “A” de Kobe
por la bomba de dimensiones 2 1/2 x 1 7/8 Powerlift II de Guiberson, puesto que es
una alternativa adecuada por utilizar un menor volumen de fluido motriz. La
primera selección requiere un volumen de 1054 bls mientras que la segunda
alternativa requiere 871 bls de fluido motriz para su desempeño.
BIBLIOGRAFÍA
88
BIBLIOGRAFÍA.
1. BRADLEY B. Howard. “Petroleum Engineering Handbook”, TX USA, Society
of Petroleum Engineers, 1992.
2. BROWN, KERMIT E. “The technology of Artificial Lift Methods.”. Volume
2b, Petroleum, Publishing Co, 1971.
3. BROWN, Theodore L. Química la Ciencia Central, México, Prentice Hall
Latinoamericana, 1993.
4. BUECHE, Frederick J. Física General, México, McGraw Hill Latinoamericana
Editores S.A.2001.
5. CUEVA, Luis S. Estudio para la Optimización de Fluido Motriz para Bombeo
Hidráulico en el Campo Sacha, Quito, 2001.
6. LEVORSEN, A I. Geología del Petróleo, Argentina, Editorial Universitaria de
Buenos Aires, 1973.
7. MÉNDEZ, Carlos E. Metodología para el Diseño del Proceso de Investigación,
Bogotá, ediciones Rosaristas, 1982.
8. NEELY, B. “Selection of Artificial Lift Method”, Society of Petroleum
Engineers, ET USA, 1981.
9. PAZMIÑO URQUIZO, Jorge. Evaluación del Sistema de Levantamiento
Artificial de Producción para el Campo Bermejo Sur, CEPE-Subgerencia de
Producción, Quito-Ecuador, 1983
10. RIVADENEIRA, Marco. BABY E, Patrick. La Cuenca Oriente Geología y
Petróleo, Petroecuador-Relaciones Institucionales, Quito, 2004.
89
CITAS BIBLIOGRÁFICAS
1. RIVADENEIRA Marco, BABY Patrick; LA CUENCA ORIENTE GEOLOGÍA
Y PETRÓLEO 1998
2. RIVADENEIRA Marco, BABY Patrick; LA CUENCA ORIENTE GEOLOGÍA
Y PETRÓLEO 1998.
3. RIVADENEIRA Marco, BABY Patrick; LA CUENCA ORIENTE GEOLOGÍA
Y PETRÓLEO 1998
4. BUECHE, J Frederick, FÍSICA GENERAL 9na edición 2005
ANEXOS
90
ANEXOS 1: MAPAS
91
Anexo. Mapa de ubicación Campo Sacha
92
Anexo. Mapa vial petrolero
93
ANEXOS 2: DIAGRAMAS DE FLUJO
DE PRODUCCIÓN
Anexo. Diagrama de flujo Estación de Producción Sacha Central
TEAS
P RO DUCCIÓNCAM PO COCA -P AYAMINO
TK . LAVADO72490 BLS
TK . R EPOSO161105 BLS
TK . O LE ODUCTO 161105 BLS
SE PARADORESP RUEBAP R O DU CCIÓN
CAMPO PARAISO
P UC UNA
B OMBA S DEO LE OD UCTO
BO MBA S ACT
TURB INA S D E G ENE RACIÓN
INY ECCIÓN DEFLUIDO MO TRIZ
A ESTACIÓNS AC HA SUR
UNIDA DE S DEP OTE NCIA
B O TA S DE GAS
94
Anexo. Diagrama de flujo Estación de Producción Sacha Sur
TEAS
SEPARADORES
BOMBASBOOSTER
UNIDADES DEPOWER OIL
AGUA DE FORMACIÓNDE SACHA CENTRAL
PRODUCCIÓN A ESTACIÓNSACHA CENTRAL
GASENTRADA DEL CRUDODESDE LOS POZOS
PRODUCCIÓN PRUEBA
TANQUE DELAVADO
TANQUE DE REPOSO
BOMBAS ACT
PISCINA DEAGUA DEFORMACIÓN
INYECCIÓN DE FLUIDOMOTRIZ
MANIFOLD DEPRODUCCIÓN
AGUA
COMPRESOR DE GAS
BOTA DE GAS
REINYECCIÓN DEAGUA DE FORMACIÓNSAC-29
95
Anexo. Diagrama de flujo Estación de Producción Sacha Norte 1
TEAS
SEPARADORES
BOMBASBOOSTER
UNIDADES DEPOWER OIL
AGUA DE FORMACIÓNDE SACHA CENTRAL
PRODUCCIÓN A ESTACIÓNSACHA CENTRAL
GASENTRADA DEL CRUDODESDE LOS POZOS
PRODUCCIÓN PRUEBA
TANQUE DELAVADO
TANQUE DE REPOSO
BOMBAS ACT
PISCINA DEAGUA DEFORMACIÓN
INYECCIÓN DE FLUIDOMOTRIZ
MANIFOLD DEPRODUCCIÓN
AGUA
COMPRESOR DE GAS
BOTA DE GAS
REINYECCIÓN DEAGUA DE FORMACIÓNSAC-29
96
Anexo. Diagrama de flujo Estación de Producción Sacha Norte 2
97
98
ANEXOS 3: DENSIDADES RELATIVAS
Y GRADIENTES DE PRESIÓN
99
Anexo. Densidades relativas y gradientes de presión
100
101
ANEXOS 4: ESPECIFICACIONES DE
BOMBAS TIPO PISTÓN
102
Anexo. Especificaciones de bombas reciprocantes
103
104
105
106
107
ANEXOS 5: GUIA DE PROBLEMAS
FRECUENTES EN BOMBAS TIPO
PISTÓN
108
Anexo. Problemas frecuentes en bombas reciprocantes tipo pistón
GUÍA DE PROBLEMAS FRECUENTES EN BOMBAS RECIPROCANTES TIPO PISTÓN
INDICACIÓN CAUSA POSIBLE SOLUCIÓN
1. Incremento repentino de la presión de operación, con la bomba trabajando.
(a) Nivel de fluido bajo, que causa un aumento en el levantamiento neto de fluido
(a) Si es necesario reducir la velocidad de la bomba
(b) Taponamiento con parafina u obstrucción en la línea de inyección, líneas de flujo o válvulas
(b) Inyectar aceite caliente o remover la obstrucción
(c) Bombeo de materiales pesados como agua salada o lodos.
(c) Mantener la velocidad de la bomba sin detener el sistema repentinamente
(d) Fallas en la bomba (d) Recuperar la bomba y repararla
2. Incremento gradual de la presión de operación, con la bomba trabajando
(a) El nivel de fluido disminuye gradualmente posible taponamiento de la standing valve o de la formación
(a) Reversar la bomba para revisión, , recuperar standing valve y chequear la misma
(b) Obstrucción progresiva por parafina (b) Inyectar aceite caliente
(c) Incremento de producción de agua (c) Incrementar las emboladas por minuto (EPM) y revisar la presión de operación de la bomba
3. Incremento repentino de la presión de operación, si la bomba no esta trabajando
(a) Atascamiento de la bomba. (a) Subir y bajar la presión de operación sucesivamente, desasentar y asentar bomba, si esto falla recuperar bomba y revisar en superficie
(b) Cambio repentino de las condiciones del pozo, requiriendo presiones de operación excesivas en la válvula de alivio de la bomba triplex.
(b) Realizar un Build-up para considerar daños en la formación. Revisar la válvula de alivio
(c) Presencia repentina de emulsiones en el fluido motriz
(c) Revisar el suministro de fluido motriz
(d) Válvula cerrada u obstrucción de la línea de producción.
(d) Localice la falla en la línea y reparar
4. Disminución repentina de la presión de operación cuando la bomba está trabajando (la velocidad puede aumentar o disminuir)
(a) Falla de la bomba provocando que una parte del fluido motriz provoque un by pass.
(a) Reversar la bomba para repararla.
(b) Gas pasando a través de la bomba (b) Reducir el caudal de inyección, reducir el número de emboladas por minuto.
(c) Ruptura del conector de varillas. (c) Reversar la bomba para repararla.
109
INDICACIÓN CAUSA POSIBLE SOLUCIÓN
5. Disminución repentina de la presión de operación cuando la bomba no está trabajando.
(a) La bomba no está asentada. (a) Cambie el sentido de flujo hasta asentar correctamente la bomba.
(b) Falla la unidad de producción o los sellos externos
(b) Reversar la bomba para repararla.
(c) Fuga en la línea de inyección de fluido motriz
(c) Realice pruebas en el tubing y repare si existen fugas.
(d) Fuga o liqueo en la línea de superficie de fluido motriz
(d) Localice la falla en la línea y repárela.
(e) No hay un completo abastecimiento de fluido motriz en el manifold.
(e) Chequear el volumen de fluido entregado por la bomba triplex. Pueden ser fallas de válvulas, taponamiento en la tubería de abastecimiento
6. Incremento repentino de fluido motriz requerido para mantener la velocidad de la bomba. Eficiencia de la bomba baja.
(a) Desgaste de la bomba. (a) Reversar la bomba para repararla.
(b) Escapes en la tubería de fluido motriz, sellos de BHA o línea de fluido motriz.
(b) Localice la falla y repárela.
7. Disminución de producción (la velocidad de la bomba permanece constante)
(a) Falla en la sección bombeo de la bomba.
(a) Reversar la bomba para repararla.
(b) Escapes en la tubería de venteo de gas
(b) Chequear el sistema de ventilación de gas
(c) El pozo no produce, la velocidad de la bomba aumenta
(c) Disminuya la velocidad de la bomba.
(d) Escapes en la línea de producción (d) Localice la falla y repárela
(e) Cambios en las condiciones del pozo.
(e)
(f) Bomba o standing taponados (f) Recupere la bomba o la
standing valve y repárela
(g) La bomba trabaja con gas libre. (g) Determinar la mejor velocidad de operación
8. Golpeteo que causa variaciones de presión en rangos amplios
(a) Falla o el taponamiento de la sección motriz
(a) Reversar la bomba para repararla.
110
INDICACIÓN CAUSA POSIBLE SOLUCIÓN
9. Golpeteo hacia abajo en lugar de hacia arriba
(a) El pozo no produce, la velocidad de la bomba aumenta.
(a) Baje la velocidad de la bomba considere cambiar a un diseño más pequeño.
(b) Taponamiento en la succión de la bomba.
(b) Suba la bomba, límpiela. Si es que existe equipo de fondo, saque la standing valve, recircule el pozo.
(c) Falla de la bomba. (esfera de la standing valve o asiento)
(c) Recuperar la bomba y repararla..
10. Pérdida aparente del fluido del sistema o fallas de medición
(a) El sistema (tubing-casing) no estaba lleno cuando fue accionada la bomba, escapes por el standing valve.
(a) Continuar bombeando hasta llenar el sistema
(b) Elementos de medición defectuosos o una mala medición de prueba.
(b) Chequear los medidores. Repare si es necesario.
111
ANEXOS 6: TABLAS DE VISCOSIDAD
112
Anexo.Viscosidad del fluido motriz a temperatura de fondo de pozo
113
Anexo. Viscosidad del fluido motriz (agua) a temperatura de fondo de pozo
114
ANEXOS 7: TABLAS DE FRICCIÓN
115
Anexo. Pérdidas de presión por fricción en tubería vertical (OD=3 ½ [pg])
116
Anexo. Pérdidas de presión por fricción en tuberías verticales (7 x 3 ½ [pg])
117
ANEXOS 8: COMPLETACIÓN DEL POZO SACHA 107
118
Anexo. Completación de fondo pozo Sacha 107