Informe De Trabajo Final4.5

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL BOMBEO HIDRÁULICO APLICADO AL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA

PRESENTADO POR: LUIS CARLOS SAAVEDRA

Informe final de Examen de Grado Presentado para optar al Título Académico de LICENCIADO EN INGENIERÍA PETROLERA

SANTA CRUZ - BOLIVIA 2017

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

AGRADECIMIENTOS

El presente trabajo ha sido posible gracias al trabajo con ferviente esmero de mi madre Lucinda, quien, con su abnegada dedicación ha llegado motivar a mi persona para luchar por las metas trazadas, a mi hermano Wilmar, por haber despertado mi interés sobre las materias técnicas y desarrollar el pensamiento crítico, Naby Bonilla por la fe depositada en los momentos críticos. A la UNIVERSIDAD AUTONOMA GABRIEL RENE MORENO, por proveer los conocimientos necesarios para alcanzar un nivel alto en materias de ingeniería y educación técnica para desenvolverme como profesional.

También agradecer a mis docentes durante toda mi formación profesional porque todos han aportado a mi formación con su amplio bagaje de conocimientos técnicos y experiencia laboral, además, de la infinita paciencia para transmitir sus enseñanzas.

Son muchas las personas que han formado parte de mi formación profesional a las que me encantaría agradecerles su amistad, consejos, apoyo, ánimo y compañía en los diferentes momentos de mi vida, por todo lo que me han brindado, para todos ellos muchas gracias.

Luis Carlos Saavedra 2

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

INDICE Contenido AGRADECIMIENTOS ............................................................................................. 2 INDICE .................................................................................................................... 3 Índice de Figuras ..................................................................................................... 7 Índice Tablas ........................................................................................................... 8 Índice de Ecuaciones .............................................................................................. 9 SIMBOLOGÍA ........................................................................................................ 10 PRESENTACIÓN .................................................................................................. 16 CAPITULO I .......................................................................................................... 17 MARCO CONTEXTUAL DE LA INVESTIGACION ................................................ 17 INTRODUCCION ..................................................Error! Bookmark not defined. 1.1

ANTECEDENTES .................................................................................... 17

1.2

Delimitación.............................................................................................. 21

1.2.1

Limite geográfico................................................................................... 21

1.2.2

Límite temporal ..................................................................................... 22

1.2.3

Límite sustantivo ................................................................................... 22

1.3

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .........Error! Bookmark not defined.

1.3.1

Identificación del problema ................................................................... 22

1.3.2

Formulación del problema..................................................................... 22

1.3.3

Sistematización del problema ............................................................... 23

1.4

JUSTIFICACION .........................................Error! Bookmark not defined.

1.5

OBJETIVOS ............................................................................................. 24

1.5.1

Objetivo general .................................................................................... 24

1.5.2

Objetivos específicos ............................................................................ 24

1.6

METODOLOGIA ...................................................................................... 25

1.6.1

Diseño de la investigación .................................................................... 25

1.6.2

Tipo de estudio ..................................................................................... 25

1.6.3

Metodología de la investigación ............................................................ 25 3

TITULO

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

AUTOR

1.6.4

Fuentes de información......................................................................... 26

1.6.5

Técnicas de procesamiento y análisis de datos .................................... 26

CAPITULO II ......................................................................................................... 27 MARCO TEÓRICO................................................................................................ 27 2.1

Levantamiento artificial............................................................................. 27

2.1.1

Sistemas de levantamiento artificial ...................................................... 28

2.1.2

Sistema de Bombeo Hidráulico ............................................................. 29

2.1.3

Bombeo Hidráulico tipo pistón .............................................................. 32

2.1.3.1

Bombas hidráulicas a pistón (Dresser Oil Tools) ............................... 32

2.1.4

Bombeo hidráulico tipo jet ..................................................................... 34

2.1.5

Equipo de superficie ............................................................................. 36

2.1.5.1

Tanques de almacenamiento de fluido motriz ................................... 39

2.1.5.2

Bombas Booster ................................................................................ 41

2.1.5.3

Bombas de alta potencia ................................................................... 41

2.1.5.4

Cabezal de pozo ................................................................................ 41

2.1.6

Equipo subsuperficial ............................................................................ 43

2.1.6.1

Sistemas de bomba libre ................................................................... 44

2.1.6.2

Bomba libre tipo paralelo ................................................................... 45

2.1.6.3

Bomba libre tipo tubería de producción ............................................. 46

2.1.6.4

Sistema bomba fija ............................................................................ 47

2.1.6.5

Instalaciones Casing-libre .................................................................. 48

2.1.6.6

Bombas jet ......................................................................................... 49

2.1.6.7

Principio de funcionamiento ............................................................... 52

2.1.6.8

Cavitación en bombas jet .................................................................. 54

2.1.6.9

Representación matemática .............................................................. 56

2.1.6.10 Solución de problemas en una instalación con bombeo hidráulico tipo jet 62 2.1.7

Comparación entre el bombeo hidráulico tipo pistón y el BH tipo Jet ... 65

2.1.7.1

Ventajas y desventajas ...................................................................... 65

2.1.7.1

Consideraciones de diseño y características generales .................... 67

2.1.7.2

Consideraciones de operación .......................................................... 69

CAPITULO III ........................................................................................................ 73 4

TITULO

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

AUTOR

APLICACIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA ............................... 73 3. INFORMACION DEL CAMPO HSR ............................................................ 73 3.1

Áreas con potencial hidrocarburífero........................................................ 73

3.2

Cronología del Campo Humberto Suárez Roca ....................................... 74

3.3

Ubicación Geográfica del Campo HSR .................................................... 76

3.4

Características geológicas del campo HSR ............................................. 77

3.4.1

Antecedentes geológicos. ..................................................................... 77

3.4.2

Características Morfoestructurales ....................................................... 78

3.4.3

Estructura.............................................................................................. 79

3.4.4

Secuencia Estratigráfica ....................................................................... 80

a. Formación Yapacaní ................................................................................... 83 b. Formación El Carmen. ................................................................................. 83 3.4.5 Análisis de reservorio ................................................................................ 84 3.4.5.1 Parámetros Petrofísicos ......................................................................... 84 3.4.5.2

Reservas de petróleo en la Arenisca Sara “A” ................................... 85

a. Reservas Originales In Situ ......................................................................... 85 Reservorio .......................................................................................................... 85 Originales In Situ ................................................................................................ 85 Reserva Probada ............................................................................................... 85 Petróleo (Bbls) ................................................................................................... 85 Gas en solución ( MMPC) ................................................................................ 85 Petróleo (Bbls) ................................................................................................... 85 Gas en solución

( MMPC) ...................................................................... 85

Sara “A”.............................................................................................................. 85 3.5

Información técnica del yacimiento Sara del Campo HSR. ...................... 86

CAPITULO IV ........................................................................................................ 87 EVALUACION TÉCNICA....................................................................................... 87 5.1

Pasos para la evaluación técnica del sistema de bombeo Hidráulico: ..... 87

Paso 2: 5.2 5.2.1

Considerar el costo de un sistema de Bombeo Hidráulico. ............... 87

Aplicación matemática y dimensionamiento del diseño BH ..................... 89 SECUENCIA DE CALCULO ................................................................. 90

CAPITULO V ......................................................................................................... 99 5

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

EVALUACION ECONOMICA ................................................................................ 99 5.1. Pronóstico de Producción ......................................................................... 100 5.2. Precio del Crudo ....................................................................................... 100 5.3. Costos de Inversión (CAPEX) ................................................................... 100 5.4. Costos de Operación (OPEX) ................................................................... 102 5.5 En otros (Régimen Impositivo) ................................................................... 103 5.6 Retribución al Titular .................................................................................. 104 5.6.1 Valor Actual Neto VAN ............................................................................ 106 5.6.2 Periodo de recuperación de la Inversión PRI .......................................... 106 5.6.3 Analisis Costo Beneficio B/C ................................................................... 106 CAPITULO VI ...................................................................................................... 107 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 107 6.1

CONCLUSIONES................................................................................... 107

6.2

RECOMENDACIONES .......................................................................... 108

ANEXOS ............................................................................................................. 109 Bibliografía .......................................................................................................... 112

6

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

Índice de Figuras Figura 1 Componentes del sistema BH, Solipet, (2009). Manual de bombeo hidráulico ............................................................................................................... 29 Figura 2 Tanque de fluido de potencia. Alternativas en el bombeo hidráulico, J. Carlos García ........................................................................................................ 39 Figura 3 Cabezal con válvula de cuatro vías. Solipet, (2009). Manual de bombeo hidráulico ............................................................................................................... 42 Figura 4 SISTEMA DE BOMBA LIBRE. Solipet, 2009. Manual de bombeo Hidráulico .............................................................................................................................. 45 Figura 5 Bomba libre tipo paralelo. Dresser Oil Tools. (2002). Introducción a los sistemas de bombeo hidráulico ............................................................................. 46 Figura 6 Bomba libre tipo tubería de producción. Carrillo I. (2009). Manual de operación de bombeo hidráulico ........................................................................... 47 Figura 7 PARTES DE LA BOMBA TIPO JET. introducción al bombeo hidráulico con equipos oilmaster y Kobe ...................................................................................... 50 Figura 8 PARTES DE LA BOMBA TIPO JET. OILWELL hydraulics ..................... 51 Figura 9 NOMENCLATURA DE LA BOMBA JET. introducción al bombeo hidráulico con equipos oilmaster y Kobe ............................................................................... 52 Figura 10 RELACION VOLUMEN – PRESION ENTRE TOBERA Y GARGANTA. Introducción al bombeo hidráulico con equipos Oilmaster y Kobe ........................ 53 Figura 11 Etapas de la cavitación. Dresser Oil Tools. (2002). Introducción a los sistemas de bombeo hidráulico ............................................................................. 54 Figura 12 Colapso de burbuja y generación de micro jets a gran velocidad. Benavides Armando, (2012). Aplicación de BH en campo Humapa ..................... 55 Figura 13 Relación gas/agua para producción de gas. RGA para producción de gas. Bradley, Howard B. Petroleum Engineering Handbook. 1987 ............................... 62 Figura 14Zona de Ubicación del campo HSR en el área Boomerang Hills. Fuente: Hidrocarburos Bolivia. ........................................................................................... 73 Figura 15 Columna Estratigráfica, Fuente: YPFB CHACO S.A. ........................... 81 Figura 16 Curvas H-M de Guiberson, Melo 2007. Levantamiento Artificial ........... 95

7

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

Índice Tablas Tabla 1 Problemas en una instalación con bombeo hidráulico tipo jet .................. 64 Tabla 2 Ventajas y desventajas del Bombeo Hidráulico tipo Jet, SPE, 1999 ........ 65 Tabla 3 Ventajas y desventajas del Bombeo Hidráulico tipo Jet Fuente: SPE, 1999, Lea, James. ........................................................................................................... 66 Tabla 4 Consideraciones de Diseño del Bombeo Hidráulico tipo Pistón y Jet Fuente: SPE, 1999, Lea, James. ........................................................................................ 68 Tabla 5 Consideraciones de Operación Bombeo Hidráulico tipo Pistón y Jet Fuente: SPE, 1999, Lea, James ......................................................................................... 70 Tabla 6 Consideraciones y comparaciones para Métodos de levantamiento SPE 24834 .................................................................................................................... 72 Tabla 7 Cuadro Estructural comparativo HSR. (YPFB CHACO S.A.) ................... 77 Tabla 8 Secuencia Estratigráfica, Fuente: YPFB CHACO S.A. ............................. 82 Tabla 9 Parámetros del Reservorio Sara "A" YPFB Chaco ................................... 84 Tabla 10 Parámetros petrofísicos del Campo HSR (YPFB Chaco S.A.) ............... 84 Tabla 11 Reservas Originales de Hidrocarburos (YPFB Chaco S.A.) ................... 85 Tabla 12 Información Técnica del reservorio Sara A (YPFB Chaco S.A.) ............. 86 Tabla 13 Datos de Pozo HSR - 1 .......................................................................... 89 Tabla 14 Relaciones de áreas óptimas. Melo (2007). Levantamiento artificial ...... 94 Tabla 15 tabla de Cálculos iterativos ..................................................................... 96 Tabla 16 Incentivo a Campos Petroleros. Fuente: elaboración del CEDLA sobre la base del BEN, Boletín Estadístico YPFB, 2010, Informe de Gestión 2010. ........ 100 Tabla 17 Costos de inversión de capital para la instalación de la bomba jet y la tubería de inyección de fluido motriz. (Cifras en USD).Fuente: Asesoría en Ingeniería de Petróleos. (A.I.P S.A.S.), Bogotá, Colombia, 2016. Modificado por los Autores. ............................................................................................................... 101 Tabla 18 Costos equipo de workover para la instalación de la bomba jet. (Cifras en USD). Fuente: Asesoría en Ingeniería de Petróleos. (A.I.P S.A.S.), Bogotá, Colombia, 2016. Modificado por el Autor. ........................................................... 102 Tabla 19 Costos de la instalación de la línea de inyección del fluido motriz. (Cifras en USD). Fuente: Asesoría en Ingeniería de Petróleos. (A.I.P S.A.S.), Bogotá, Colombia, 2016. .................................................................................................. 103 Tabla 20 Costos de Mantenimiento Prevtivo ....................................................... 103 Tabla 21 Distribución de Renta entre el Estado y el titular. Fuente YPFB Casa Matriz y Elaboración Propia ........................................................................................... 103 Tabla 22 Clasificación de Costos Recuperables. Fuente YPFB Casa Matriz y Elaboración Propia .............................................................................................. 104 Tabla 23 Calculo de la Retribución al Titular. Fuente YPFB Casa Matriz y Elaboración Propia .............................................................................................. 105 Tabla 24 Calculo de Retribución Titular en Detalle. Fuente YPFB Casa Matriz y Elaboración Propia .............................................................................................. 105 Tabla 25 Retribución del Proyecto ...................................................................... 105 8

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

Índice de Ecuaciones Ecuación 1 Ecuación de Bernoulli ......................................................................... 36 Ecuación 2 Continuidad de las masas .................................................................. 36 Ecuación 3 Caudal de la Tobera ........................................................................... 56 Ecuación 4 Relación adimensional de área .......................................................... 57 Ecuación 5 Relación adimensional de flujo másico ............................................... 57 Ecuación 6 Relación adimensional de presión ...................................................... 58 Ecuación 7 Formulación para la presión adimensional en términos de la relación de área ....................................................................................................................... 58 Ecuación 8 Eficiencia ............................................................................................ 59 Ecuación 9 Área de Cavitación ............................................................................. 59 Ecuación 10 Aproximaciones para el manejo de gas ............................................ 60 Ecuación 11........................................................................................................... 60 Ecuación 12........................................................................................................... 61 Ecuación 13 área mínima de Cavitación ............................................................... 61 Ecuación 14: Presión de operación requerida para evitar cavitación. ................... 97

9

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

SIMBOLOGÍA IP o J

=

Índice de productividad

Bls/lpc/dia

IPR

=

Inflow performance relationship – Caída de presión

Lpca

BHT

=

Temperatura del fondo del pozo

°F

MD

=

Profundidad medida

pie

TVD

=

Profundidad vertical verdadera

pie

ID

=

Diámetro Interno

plg

OD

=

Diámetro externo

plg

BSW

=

Basic sediment of Water – corte de agua

%

GOR

=

Relación gas petróleo

PC/Bl

SCF

=

Pies cúbicos estándar

PCS

Mscf

=

Miles de pies cúbicos estándar

-

STB

=

Barriles a condiciones estándar

-

Psi

=

Libra por pulgada cuadrada

-

Psia

=

Libra por pulgada cuadrada absoluta

-

Psig

=

Libra por pulgada cuadrada manométrica

-

SG

=

Gravedad específica

-

°API

=

Grados API

-

O

=

Petróleo

-

g

=

Gas

-

w

=

Agua

-

l

=

Líquido

-

Cp

=

Centipoise

-

Inch

=

Pulgadas

plg

Ft

=

Pies

-

Lb

=

Libras

-

Seg

=

segundo

10

TITULO AUTOR

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Min

=

Minuto

-

Cm

=

Centímetro

-

Bbl o bbl =

Barriles

-

BPPD

=

Barriles de petróleo por día

-

BAPD

=

Barriles de agua por día

-

BFPD

=

Barriles de fluido por día

-

MMBls

=

Millones de barriles

-

Ho

=

Espesor

pie

Ø

=

Porosidad

-

PHIE

=

Porosidad efectiva

-

K

=

Permeabilidad

mD

Rw

=

Resistividad del agua

Ohm

Rt

=

Resistividad total

Ohm

P

=

Presión

Psi, Psia

Pr

=

Presión promedio de reservorio

psi, Psia

Pb

=

Presión de burbuja

psi, Psia,

R

=

Saturación de gas en petróleo

SCF/STB

Rsb

=

Gas en solución al punto de burbuja

SCF/STB

Rsi

=

Saturación crítica de gas

SCF/STB

Pwf

=

Presión de fondo fluyente

psi, Psia,

Qoq

=

Tasa de producción, caudal

STBD

Mo

=

Peso molecular del petróleo

lb/Mol

v

=

velocidad del fluido

ft/sec

ρ

=

Densidad

lb/ft3

q

=

Tasa de flujo volumétrico

ft3/sec

dP

=

Diferencial de presión

psi

dL

=

Diferencial de longiud

ft

g

=

Aceleración gravitacional

m/s2 11

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

A

=

Área Transversal del diámetro interno de la tubería

plg2

L

=

Longitud

ft

mo

=

Flujo másico total por unidad de volumen líquido

lb/bbl

At

=

Área interna del tubing

pie2

Aa

=

Área transversal del anular

pie2

Pc

=

Presión media del casing

Psi

PI

=

Presión mínima de tubing

psi.

Plh

=

Presión debida a la fricción del líquido en el tubing

psi/bbl

f1

=

Coeficiente de fricción según Darcy Weisbach

-

V

=

Velocidad

ft/seg

d

=

Diámetro interior del tubing

in

k

=

Factor debido a la fricción del gas en el tubing

-

fg

=

Coeficiente de fricción según Darcy Weisbach.

-

SGg

=

Gravedad específica del gas.

-

T

=

Temperatura promedio

°F

Z

=

Factor de compresibilidad del gas.

-

R

=

Constante universal del gas.

-

Aa

=

Área anular

-

At

=

Área sección interior de tubing.

plg2

Vt

=

Volumen tubing

plg3

Sw

=

Saturación de agua

%

So

=

Saturación del petróleo

%

Sg

=

Saturación de gas

%

Pi

=

Presión inicial

psi

Βoi

=

Factor volumétrico del petróleo inicial

BF/Bl

Rs

=

Razón de solubilidad

PCS/BL

FR

=

Factor de recobro

%

Np

=

Petróleo producido

BF 12

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

Qb

=

Caudal de burbuja

Gpm

Ql

=

Caudal del líquido

Gpm

Qmax

=

Caudal máximo

Gpm

Qv

=

Caudal de voguel

Gpm

PPS

=

Presión de fluido de succión

Psi

Pn, PN

=

Presión de la tobera

Psi

Ppd

=

Presión del fluido de descarga por el difusor

Psi

QS

=

Caudal de succión

Gpm

qn, QN

=

Caudal de inyección de la tobera

Gpm

qd, QD

=

Caudal de descarga por el difusor

Gpm

An, AN

=

Área de la tobera

plg2

At, AT

=

Área de la garganta

plg2

AS

=

Área de Succión

plg2

FR

=

Factor de recobro de petróleo

plg2

HPS

=

Bomba horizontal de superficie

Gpm

Go

=

Gradiente de presión de petróleo

psi/ft

Gs

=

Gradiente de presión del fluido producido

psi/ft

GN

=

Gradiente de presión de fluido motriz

psi/ft

C

=

Constante

-

D1

=

Diámetro interno del Casing

plg

D2

=

Diámetro externo del tubing

plg

PFN

=

Perdidas de presión por fricción de fluido motriz

psi

PFD

=

Pérdidas de presión por fricción de fluido de retorno

psi

PT

=

Presión de inyección para el sistema tipo jet

psi

GD

=

Gradiente del fluido de retorno

psi/ft

FWD

=

Fracción de agua del fluido de retorno

-

GLR

=

Relación gas líquido de retorno

PC/BL

Pwh

=

Presión de cabeza en el pozo

Psi 13

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

H

=

Relación adimensional de recuperación de presión

-

R

=

Relación de áreas (tobera/garganta)

-

KTD

=

Coeficiente de pérdidas en el difusor

-

KN

=

Coeficiente de pérdidas en la tobera

-

Fs

=

Pérdidas de presión en la succión

Psi

KS

=

Coeficiente de pérdidas en la succión

-

M

=

Relación de flujo adimensional

-

ML

=

Relación de flujo adimensional (límite de cavitación)

-

HP

=

Potencia

-

Pwf

=

Presión de fondo

Psi

Twf

=

Temperatura de formación

°F

Twh

=

Temperatura en la cabeza de pozo

°F

HPPJ

=

Potencia requerida para a bomba de fondo

HP

EP

=

Eficiencia volumétrica

-

q1

=

Desplazamiento del motor por embolada por minuto

-

Q1’

=

Tasa teórica de fluido motriz

gal/min

Q1

=

Tasa real de fluido motriz

-

q4

=

Desplazamiento de la bomba por embolada por minuto

gal/min

Q4’

=

Tasa de producción teórica

-

Q4

=

Tasa de producción real

gal/min

Q5

=

Producción de petróleo

BPD

Q6

=

Producción de agua

BPD

Eb

=

Eficiencia de la bomba

-

N

=

Velocidad de régimen de la bomba

ft/min

NL

=

Profundidad de asentamiento de la bomba

ft

NMAX

=

Máxima velocidad de régimen

ft/min

SPM

=

Embolada por minuto

-

RGA

=

Relación gas/agua

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TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

FP

=

Fricción de la bomba

-

PS

=

Presión de inyección para el sistema tipo pistón

Psi

P1

=

Presión en el fondo de la columna del fluido motriz

Psi

P2

=

Presión de descarga del fluido motriz

Psi

P3

=

Presión de descarga del fluido producido

Psi

P4

=

Presión de succión de la bomba

Psi

F

=

Factor de fricción

-

NRE

=

Número de Reynolds

-

POES

=

Petróleo original en sitio

Bbls

BHJ

=

Bombeo hidráulico jet

-

BHP

=

Bombeo hidráulico pistón

-

γ

=

Gravedad específica

-

µD

=

Viscosidad del fluido de retorno

Cps

µg

=

Viscosidad del gas

Cps

µo

=

Viscosidad del petróleo

Cps

µw

=

Viscosidad del agua

Cps

VAN

=

Valor actual neto

-

TIR

=

Tasa interna de retorno

-

C/B

=

Costo/Beneficio

-

TRI

=

Tiempo de recuperación de inversión

-

15

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

PRESENTACIÓN

El desarrollo adecuado de un esquema para producir la mayor cantidad de hidrocarburos dentro de los límites físico-químicos del reservorio, tecnología actual y limitados recursos económicos, involucra el análisis de dos aspectos importantes: El sistema de producción del campo y el aporte de hidrocarburo que pueda ofrecer el yacimiento.

Para esto, debido a varios factores como el sobredimensionamiento de los equipos de fondo y extenso tiempo de producción de los mismos, se ha llegado a la necesidad de desarrollar nuevos estudios de producción y explotación que proporcionen un dimensionamiento adecuado de los equipos para optimizar la producción.

Por tal motivo, el presente trabajo de titulación “SISTEMA DE ELEVACION ARTIFICIAL POR SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA”, tiene como objetivo principal: incrementar la producción de petróleo y disminuir la inyección de fluido motriz mediante la selección de las geometrías óptimas en el bombeo hidráulico tipo jet y cambios de bombas en los pozos operados con bombeo hidráulico tipo pistón.

16

TITULO AUTOR

Sistema de levantamiento artificial Bombeo Hidráulico Aplicado al campo Humberto Suarez Roca Luis Carlos Saavedra

CAPITULO I MARCO CONTEXTUAL DE LA INVESTIGACION 1.

INTRODUCCION

1.1 Antecedentes Al inicio de la vida productiva de un yacimiento, los fluidos almacenados en el medio poroso pueden tener la energía suficiente para moverse desde el fondo del pozo hasta el separador, en este caso, se dice que el pozo produce bajo condiciones naturales. Sin embargo, con el paso del tiempo, esta energía decrece a lo largo de su vida productiva debido al desplazamiento de materia a través de los poros a tal punto donde ya no es suficiente para elevar los fluidos producidos hasta superficie, de esta manera se hace necesario la implementación de sistemas de levantamiento artificial. Las consideraciones anteriormente expuestas pueden representar el principio básico de aplicación de estos métodos, sin embargo, los usos de sistemas de levantamiento artificiales se aplican en pozos con suficiente energía, con la finalidad de explotar de forma racional y/o extender la vida productiva del reservorio en estudio. Los campos petroleros que se hallen en la etapa de desarrollo, es necesario analizar la posibilidad de instalar alguno de estos métodos, incluso antes de la perforación del pozo. Esto con el fin de disponer de terminaciones capaces de admitir la instalación de cualquiera de estos equipos, tales como, condiciones mecánicas del pozo (camisa de circulación), tipo de terminación, capacidad de la bomba, la cual se encuentra directamente afectada por el diámetro del pozo (mientras menor sea el diámetro de la TR, menor será la capacidad de la bomba). El diseño y análisis de algún sistema de levantamiento artificial puede ser dividido en dos componentes fundamentales.

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El primero, está constituido por el reservorio y su representación está dada por la curva de comportamiento de afluencia IPR en otras palabras, el potencial del yacimiento para aportar fluidos hacia la zona baleada. El segundo componente, compuesto por el pozo y las líneas superficiales (tubería vertical, estrangulador o choke, líneas de flujo, separador, válvulas, codos, sistema de elevación artificial, entre otros) su representación se encuentra descrita por la curva de transporte (outflow), la cual describe la capacidad del pozo y las líneas superficiales para elevar los fluidos producidos hasta el separador. Como resultado, la aplicación, selección y operación óptima del equipo de levantamiento artificial es compleja e implica la evaluación de las características del yacimiento, caudal de flujo, especificaciones técnicas del sistema de producción, propiedades físicas de los fluidos producidos en el pozo, cantidad y características de sólidos, facilidades disponibles en superficie, tipo de localización y el tipo de energía para producir el levantamiento de fluidos.

Hoy en día se dispone de

diversos métodos de elevación artificial cuyo principio está basado en el uso de una bomba o en la inyección continua y/o intermitente de gas en el fondo del pozo, en cualquiera de los casos mencionados, se requiere de una determinada cantidad de energía sea adicionada a los fluidos producidos por el pozo. Aun cuando estos métodos de levantamiento artificial son utilizados para restituir la perdida de energía, estos también han sido considerados para minimizar los requerimientos de energía, maximizando la diferencial de presión en la cara de la formación. El sistema de levantamiento hidráulico representa un método disponible para proporcionar energía adicional a los fluidos a producir por el pozo mediante el empleo de una bomba tipo pistón o jet, instalada en fondo de pozo y accionada por un fluido motriz o de potencia inyectado desde superficie a presión alta. El método a estudiar tiene como base el principio de Pascal, el cual establece que cualquier cambio de presión aplicado a un fluido se transmite sin alteración a través de todo el fluido.

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Las bombas hidráulicas tipo pistón o reciprocante están caracterizadas por un mecanismo formado por un conjunto de pistones acoplados de tal manera que uno maneja el fluido motriz o de potencia y el otro crea una diferencial de presión aportando fluidos producidos con energía suficiente para llegar a superficie. Mientras que las bombas hidráulicas tipo jet, convierten el fluido de potencia presurizado (baja velocidad) en un chorro “jet” a mayor velocidad, este se mezcla con los fluidos producidos por el pozo (principio de Bernoulli), estas bombas están disponibles en el mercado desde a década de 1970 y su uso se ha mantenido debido a su simplicidad, carencia de partes móviles y reducido tamaño.

La flexibilidad de esta tecnología ha sido comprobada a nivel mundial tanto en pozos verticales o desviados con un amplio rango de profundidades (1000 hasta 18000 pies) y caudales de flujo que llegan a variar desde 100 hasta 10000 BPD. La versatilidad de este método consiste en la aplicación práctica a equipos de control automatizados en superficie. Al fluido de potencia se le puede adicionar químicos para el control de corrosión, presencia de parafinas y emulsiones, así también para reducir la viscosidad de los fluidos producidos.

Existen aplicaciones exitosas en pozos que operan con el sistema de levantamiento artificial de bombeo hidráulico tipo jet BHJ en el mundo, de hecho, hay campos que más del 50% de su producción de petróleo es debida a este sistema, sin embargo, por diversos factores como; carencia de difusión en el sistema, compañías especialistas, software especializado, personal de no calificado, inexperiencia en su operación y en el diagnóstico de fallas, la aplicación en Bolivia está muy limitada.

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Por esta razón, este trabajo se desarrolla en un estudio profundo del sistema BHJ para ofrecer un útil apoyo técnico teórico al ingeniero de campo, así para dar lugar a una mejora de la productividad en el campo que se desee aplicar. En el análisis, diseño, selección y especificaciones del sistema de producción artificial BHJ, se debe tomar en cuenta los costos por compra y/o renta de equipo, con la finalidad de realizar la evaluación económica que permita representar la rentabilidad del sistema.

Con la finalidad de implantar en Bolivia este sistema, YPFB CHACO, ha realizado pruebas piloto en pozos de la región de Santa Rosa o Boomerang Hills, dentro de la zona de Pie de Monte del Subandino en la provincia Santa Rosa del Sara del departamento de Santa Cruz de la Sierra, las cuales por diversas causas no tuvieron el éxito esperado debido a la falta de experiencia en esta tecnología. De estas pruebas resaltan las aplicaciones exitosas en el campo Humberto Suarez Roca, las cuales han abierto el camino para contemplar la instalación del BHJ en otros pozos productores de petróleo, difundiendo su aplicación a otros activos.

Es por ello que uno de los objetivos de este trabajo es demostrar las aplicaciones directas y relación costo-beneficio que se tiene al utilizar BHJ como método de levantamiento artificial, asimismo, promover la aplicación del sistema a otros campos, con el fin de mantener e incrementar la producción de los pozos.

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1.2 Delimitación 1.2.1 Limite geográfico El sistema de elevación artificial por bombeo hidráulico será evaluado con datos del campo Humberto Suarez Roca:

-

País:

Bolivia

-

Departamento:

Santa Cruz de la Sierra

-

Provincia:

Sara

-

Localidad:

Santa Rosa del Sara

-

Campo:

Humberto Suarez Roca (HSR)

-

Bloque:

Norte

-

Formación:

Sara

-

Pozo:

HSR-1

-

Titular:

YPFB CHACO S.A.

El centro del Campo Humberto Suárez Roca se halla ubicado aproximadamente en el punto medio entre el pozo HSR-X1 y el pozo HSR-X6, cuyas UTM son las siguientes: X Y Zt

416657.90 8124218.00 260 msnm

Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas: 16°53’06”.5 63°46’46”.7

Latitud sur Longitud oeste

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1.2.2 Límite temporal El tiempo estimado para la realización de la investigación abarcará desde junio de 2017 hasta fin de Julio de 2017 aproximadamente. 1.2.3 Límite sustantivo El presente trabajo de investigación, está sustentado en los conocimientos adquiridos durante la culminación del plan de estudios de la carrera de ingeniería petrolera en la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno en la facultad de Ciencias Exactas y tecnología respectivamente.

1.3 Planteamiento del problema 1.3.1 Identificación del problema El campo Humberto Suarez Roca empezó su producción por el año 1982, dejó de producir naturalmente aproximadamente el año 1999, a partir de entonces produce mediante recuperación por elevación artificial utilizando el método de bombeo neumático (gas Lift), es sabido que esta recuperación no se dará por mucho tiempo debido al bajo grado API del campo, aumento de viscosidad e incremento del corte de agua. Al utilizar el método de bombeo hidráulico, en campos maduros con un IP (índice de productividad) y presiones bajas, mejora la eficiencia e incrementa la producción de crudo, optimiza costos de operación y alarga la vida productiva del pozo 1.3.2 Formulación del problema ¿Se podrá mediante el método de sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico incrementar la producción de crudo en el campo Humberto Suarez Roca?

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1.3.3 Sistematización del problema ¿Por qué es adecuado el sistema de Bombeo Hidráulico para utilizarlo en los campos maduros?

¿Cuentan los pozos con parámetros necesarios para evaluar el cambio de sistema de producción?

¿De qué forma se optimizará la producción de pozos seleccionados con la utilización del nuevo sistema?

1.4 Justificación Actualmente el campo Humberto Suarez Roca, se encuentra en un proceso de optimización y/o cambio de sistemas de levantamiento artificial ya que estos vienen operando por varios años, los cuales muestran una declinación constante en su producción y un bajo recobro de crudo, por lo que se hace necesario desarrollar estudios para implementar proyectos así, incrementar la producción diaria y optimizar costos.

Por esta razón, en este trabajo de investigación se ha propuesto realizar un estudio técnico de factibilidad para la instalación del sistema BOMBEO HIDRAULICO en los pozos a seleccionar en base a un análisis de datos disponibles en el campo y el estudio minucioso de un sistema de levantamiento artificial eficiente y económico, para obtener un mayor rendimiento en los costos de producción, al reemplazar el sistema de levantamiento actualmente existente beneficiando así a la compañía operadora del campo.

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1.5 OBJETIVOS 1.5.1 Objetivo general  Realizar un estudio de factibilidad para la implementación del sistema de elevación BOMBEO HIDRÁULICO en el campo Humberto Suárez Roca, con el objetivo de incrementar la producción de crudo.

1.5.2 Objetivos específicos  Investigar los diferentes tipos de Bombeo Hidráulico  Recopilar datos de campo y los pozos candidatos a realizar el estudio.  Evaluar los pozos que presenten condiciones adecuadas para el sistema propuesto.  Realizar el análisis técnico para establecer la viabilidad del proyecto.  Realizar la estimación técnica del sistema BOMBEO HIDRAULICO en el pozo seleccionado.  Evaluar los resultados del estudio técnico con fluido motriz agua y con fluido motriz petróleo.

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1.6 Metodología 1.6.1 Diseño de la investigación  Investigación bibliográfica. La investigación bibliográfica, se basó en la búsqueda de información en documentos, libros, trabajos inherentes al tema, todo aquello relacionado con la implementación del sistema mencionado.

1.6.2 Tipo de estudio  El trabajo a realizar será de tipo No Experimental, porque es un proyecto que ya se investigó en el pasado.

1.6.3 Metodología de la investigación Método inductivo Es un método científico que obtiene conclusiones generales a partir de premisas particulares. Integrando la información del campo Humberto Suárez Roca, y con la utilización de fuentes de investigación, por medio de un análisis minucioso, se demuestra la factibilidad del sistema de bombeo hidráulico en un campo maduro.

Método deductivo Para deducir la factibilidad del método se aplicarán técnicas de estadística para seleccionar el o los pozos candidatos que cumplan con los requerimientos del sistema, probar el sistema y comparar los resultados productivos obtenidos con sistemas tradicionales que se están usando actualmente y deducir la factibilidad técnico-económica.

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1.6.4 Fuentes de información Se recurrirá a técnicas de investigación como la revisión bibliográfica, handbooks o manuales inherentes con el tema de estudio, instituciones petroleras, proyectos de grados pasados relacionados con el tema de investigación, fuentes informáticas, procedimientos operativos, anexos, sistema de gestión integral de empresas relacionadas con el tema a investigar, etc.

1.6.5 Técnicas de procesamiento y análisis de datos La técnica a utilizar será la recopilación de documentos y si la recopilación de documentos no satisface las necesidades, se harán entrevistas a profesionales y técnicos especializados sobre el tema de estudio para mejorar la investigación.

Por medio de consultas a libros, papers o publicaciones académicas y otras fuentes se diseñarán una base de datos, referentes al tema de investigación requerida.

El tratamiento de información y datos se iniciará con la información del pozo y del campo a estudiar con el fin de ser objetivos con los resultados que se obtendrían

a) Llevar a cabo entrevistas con especialistas del tema propuesto b) Recolectar información a nivel mundial sobre sistemas de elevación de bombeo hidráulico. c) Determinar y dimensionar los equipos necesarios en el sistema de estudio. d) Realizar un análisis técnico y económico para la operación de la tecnología propuesta.

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CAPITULO II MARCO TEÓRICO En esta sección se describirán todas las características que se desarrollarán posteriormente en el capítulo de ingeniería propuesta, y se explicará las diferentes características de determinados equipos y sus parámetros del mismo durante se desarrolle el tema.

2.1 Levantamiento artificial El pozo a lo largo de su vida productiva agota su energía inicial declinando también así su flujo natural, por lo tanto, es de vital importancia una fuente de energía externa para conciliar la oferta con la demanda de esta energía. El uso de esta fuente externa de energía tiene como finalidad levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador, a esto es lo que se le denomina levantamiento artificial.

La finalidad de los sistemas de elevación artificial es reducir los requerimientos de energía en cara de la formación productora, con el objeto de incrementar el diferencial de presión a través del yacimiento y obtener, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, evitando generar problemas inherentes a la producción: arenamiento, conificación de agua, etc., sin embargo, se acude al levantamiento artificial para acelerar la explotación de pozos en los que el levantamiento artificial no es imprescindible.

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2.1.1 Sistemas de levantamiento artificial Un sistema de levantamiento artificial (SLA), es un mecanismo externo a la formación productora encargado de levantar crudo desde la formación a una determinada tasa, cuando la energía del pozo es insuficiente para producirlo por si mismo o cuando la tasa es inferior a la esperada. Los sistemas de levantamiento artificial son el primer elemento al cual se recurre cuando se desea aumentar la producción en un campo, ya sea para reactivar pozos que no fluyen o para aumentar la tasa de flujo en pozos activos. Estos opera de manera diferente sobre los fluidos del pozo, ya sea modificando alguna de sus propiedades o aportando un empuje adicional a los mismos.

Clasificación De forma general, los métodos de levantamiento artificial pueden ser clasificados en las siguientes categorías:  Métodos que modifican las propiedades físicas de los fluidos del pozo (e.g. reducción de densidad)  Métodos que aplican la acción de una bomba para suministrar energía externa al sistema.

Entre los principales sistemas levantamiento artificial tenemos:  Bombeo mecánico (Balancín)  Bombeo hidráulico (bombas Pistón y Jet)  Bombeo Electro sumergible  Gas Lift (inyección de gas)

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2.1.2 Sistema de Bombeo Hidráulico El principio fundamental aplicado en este sistema de elevación es la Ley de pascal, cual fue publicada por primera vez por Blas Pascal en el año 1653. Esta ley establece: la presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido se transmite, con igual intensidad a cada porción del fluido y a las paredes del recipiente que lo contiene.

La aplicación de este principio permite transmitir presión desde un lugar centralizado en la superficie, mediante tubería llena de líquido, hacia cualquier número de puntos dentro de un pozo petrolero. (Kobe INC, 1986) El líquido a presión en estas líneas de fluido motriz se dirige hacia la tubería hasta el fondo del pozo, activando así la bomba hidráulica que se halla mecánicamente acoplada a una camisa. La figura 1 expresa esquemáticamente los componentes en superficie y en el subsuelo de un sistema tradicional de bombeo hidráulico.

Figura 1 Componentes del sistema BH, Solipet, (2009). Manual de bombeo hidráulico

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Los sistemas de levantamiento artificial por bombeo hidráulico consisten de un fluido motriz, este fluido puede ser petróleo o agua en la superficie para ser usado como fluido de potencia en superficie para manejar alta presión que permite inyectar el fluido motriz al pozo y una unidad de bombeo en el fondo del pozo (pistón o tipo jet) operada por el fluido motriz inyectado a alta presión.

Las presiones de operación en el sistema están en el rango de 2000 psi y 4000 psi, estas son generadas por medio de bombas triplex o quintuplex de desplazamiento positivo cuya fuerza motriz está conformada por un motor eléctrico, a combustión interna por diésel o gas. Se debe considerar la mezcla del fluido de potencia y los fluidos producidos, dentro del funcionamiento del Bombeo Hidráulico se encuentra un separador en superficie, este separa además el gas libre presente en los fluidos producidos.

El sistema de tratamiento se encarga de reacondicionar el fluido de potencia las propiedades óptimas para las condiciones a las que fue diseñado por ingeniería. El sistema está también compuesto por tanques de almacenamiento de fluido de potencia, de crudo producido y por un conjunto de ductos que conectan los elementos anteriormente mencionados.

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El bombeo hidráulico permite su funcionamiento en un amplio rango de condiciones:

 Profundidad: 300 – 5000 m.  Producción: < 100 BPD – 10 000 BPD  Caudal de bomba puede ser controlado desde superficie.  Flexible para adicionar químicos anticorrosivos, control de parafinas y de emulsiones, así como la inyección de agua para controlar depósitos de sal.  Operable para la producción de crudos con bajo °API, ya sea utilizando crudos ligeros como fluido motriz o incrementando la temperatura de este fluido para reducir la viscosidad del hidrocarburo a producir.  Aplicable en pozos desviados por la carencia de varillas en su sistema.  Los equipos de superficie manejan bajo perfil y puede ser instalado un sistema central para varios pozos, muy útil para instalaciones dentro de áreas urbanas o espacio reducido.

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2.1.3 Bombeo Hidráulico tipo pistón En el bombeo hidráulico tipo pistón, el proceso de generación y transmisión de energía se efectúa mediante un fluido conocido como “fluido motriz”, el cual es inyectado a presión al pozo por unidad de potencia. Este proceso se basa en el principio de Pascal. Es decir que la presión proporcionada en la superficie al fluido motriz, es igual que la que se aplica a los pistones de la unidad de bombeo, impulsando así los fluidos producidos desde el yacimiento hasta la superficie.

2.1.3.1

Bombas hidráulicas a pistón (Dresser Oil Tools)

Las bombas hidráulicas a pistón para trabajo en el fondo del pozo se componen de dos secciones básicas – la motriz y la del embolo que bombea el fluido. Ambas unidades son de carrera reciprocante.

Se conectan directamente con una varilla central. Por tanto, a medida que la parte motriz suba, el émbolo que bombea también sube llenando el interior de su cilindro debajo de la parte motriz con una carga de producción.

Cuando la parte motriz hace su carrera descendente. El embolo también baja desplazando el fluido producido desde su cilindro.

La acción de bombeo es la misma como en una bomba mecánica de varillas, ya que tiene el cilindro, el embolo, la válvula móvil y la válvula de pie. Sin embargo, al no tener ninguna conexión mecánica con la superficie, muchas de las limitaciones del bombeo mecánico se eliminan. (Kobe INC, 1986)

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Estas incluyen:  Estiramiento de las varillas  Distancia entre la válvula móvil y la válvula de pie, lo que elimina el problema de que la válvula se obstruya por gases a presión.  Limitaciones sobre la carga, impuestas por la profundidad  Fricción excesiva y desgaste en las varillas y la tubería por pozos con curvas o direccionales.

Las operadoras producen dos tipos de bombas hidráulicas a pistón: De acción simple y de acción doble. Una bomba de acción simple desplaza la producción únicamente en su carrera ascendente, una bomba de acción doble crea succión y descarga la producción en ambas carreras, ascendentes y descendente. (Córdova, 2003)

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2.1.4 Bombeo hidráulico tipo jet El bombeo tipo jet, es un sistema especial del Bombeo Hidráulico, que a diferencia del tipo pistón, carece de partes móviles, y el bombeo se realiza por medio de transferencia de energía entre el fluido de potencia y los fluidos producidos. Las principales ventajas del bombeo tipo jet son:

 Flexibilidad en la tasa de producción  Cálculo de la Pwf en condiciones fluyentes.  La bomba no posee partes móviles lo que significa alta duración y menor tiempo en tareas de mantenimiento.  Puede ser instalada en pozos desviados  Bombea todo tipo de crudos, inclusive crudos pesados.  Las

bombas

de

subsuelo

pueden

ser

circuladas

o

recuperadas

hidráulicamente  Es fácilmente optimizada cambiando el tamaño de la boquilla y la garganta.  Apropiadas para instalación de medidores de presión de fondo debido a su baja vibración.  Puede manejar fluidos contaminados como CO2, H2S, gas y arena.

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Sin embargo, el bombeo jet también está sujeto a varias desventajas entre las más importantes están:  Las bombas jet requieren un caballaje alto y tienen una eficiencia mediana a baja.  Requieren sumergirse en aproximadamente un 15% para desempeñarse correctamente. El fluido de potencia ingresa por la parte superior de la bomba y atraviesa la tobera, que descarga un chorro en la garganta de entrada de los fluidos del pozo, la cual esta comunicada con la arena productora. En la garganta cuyo diámetro es mayor al de la tobera, se mezclan los fluidos producidos con el fluido de potencia. Mientras se efectúa la mezcla, el fluido motriz reduce su energía y los fluidos del pozo incrementan su energía. Luego, la mezcla pasa al difusor, que es la última sección critica del sistema, donde la energía que en su mayor parte es transmitida en forma de velocidad, se convierte en presión estática; cuando esta presión es mayor que la ejercida por la columna de fluidos en el espacio anular, se establece el flujo hacia la superficie.

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 Efecto Venturi Consiste en la aplicación del teorema de Bernoulli Ec.1 y del principio de continuidad de las masas Ec.2. expresa que “cuando un fluido se encuentra en movimiento en un conducto cerrado se logra una disminución de presión al aumentar la velocidad después de atravesar una sección menor y si esta sección se introduce en el extremo de otra de mayor área, se produce una succión del fluido” (Gómez, 2013). Las respectivas ecuaciones son: 𝟏

𝟏

𝟐

𝟐

𝑷𝟏 + 𝝆𝒈𝒚𝟏 + 𝝆𝒗𝟏 𝟐 = 𝑷𝟐 + 𝝆𝒈𝒚𝟐 + 𝝆𝒗𝟐 𝟐 Ecuación 1 Ecuación de Bernoulli

𝜌𝐴1 𝑣1 = 𝜌𝐴1 𝑣1 Ecuación 2 Continuidad de las masas

2.1.5 Equipo de superficie La unidad de acondicionamiento de fluidos es un conjunto unificado de equipos en superficie para el correcto funcionamiento del bombeo hidráulico. Proporciona el acondicionamiento apropiado de los fluidos, como una bomba en superficie para incrementar la presión del fluido motriz para la bomba en el subsuelo

La ingeniería aplicada para esta unidad consiste en su operación continua y funcionamiento en forma satisfactoria cuando este, adecuadamente instalada, con los equipos calibrados y con su adecuado mantenimiento. Se requieren inspecciones y reparaciones preventivas periódicas.

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Los componentes principales son:  Tanque de acondicionamiento.  Válvula para drenaje del tanque de acondicionamiento.  Tanque acumulador y protector contra oleajes.  Manómetro de presión para el recipiente acumulador y protector contra oleajes.  Manómetro de presión para tanque de acondicionamiento.  Bomba (multiplex) del fluido motriz.  Motor eléctrico, a diésel o a gas.  Bomba inyectora de químicos.  Amortiguador de pulsaciones en descarga de bomba  Válvula de succión en nivel alto para la bomba multiplex.  Válvula de salida en nivel alto para el Tanque de acondicionamiento.  Válvula de salida en nivel bajo para Tanque de acondicionamiento.  Filtro de arena ciclónico.  Válvula de alivio para la seguridad para Tanque de acondicionamiento.  Válvula de alivio para la seguridad de la bomba múltiplex.  Tablero de controles.

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 Válvula de alivio de sobre presión por oleajes de pozo.  Válvula de alivio para la seguridad del recipiente acumulador y protector contra oleajes.  Válvula de control para desvío manual del fluido motriz.  Válvula manual para la entrada al filtro de arena.  Válvula manual para la salida del filtro de arena.  Válvula manual para el flujo inferior.  Mirilla para control visual del flujo inferior del filtro de arena. (Oilwell Hydraulics INC, 1999)

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2.1.5.1

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Tanques de almacenamiento de fluido motriz

El tanque de almacenamiento, contiene el fluido motriz almacenado para su posterior inyección al pozo, el tanque debe cumplir ciertos requerimientos:  Diferencial de presión suficiente para proveer una adecuada succión de la bomba del fluido motriz, comúnmente se utiliza un tanque de 24 pulgadas para cubrir este requerimiento.  Una salida para bomba de fluido normal y otra salida de emergencia.  Una bota para sustraer el gas presente en el fluido de entrada.  Base cónica para eliminar el contenido de agua a través del drenaje y la acumulación de materiales insolubles.

Figura 2 Tanque de fluido de potencia. Alternativas en el bombeo hidráulico, J. Carlos García

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El fluido motriz que se emplea en el sistema de bombeo hidráulico debe permitir el correcto funcionamiento de la bomba, incrementar la presión de descarga de la bomba de fondo y mejorar la productividad, por esta razón, se considera el fluido de potencia un factor crítico y de gran importancia estos fluidos utilizados pueden ser petróleo crudo o agua adecuadamente tratada.

Las propiedades más importantes de los fluidos motrices: Propiedades del petróleo:  Mayor capacidad de lubricación que el agua.  Menor densidad que el agua  Fluido ligeramente compresible

Propiedades del agua:  Aplicado en áreas ecológicamente sensibles, evitando así cualquier impacto de escala considerable en el medio ambiente.

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2.1.5.2

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Bombas Booster

La bomba Booster debe suministrar la energía requerida para succionar y transportar el fluido de potencia almacenado en el tanque hasta la entrada de la bomba de alta potencia (triplex o quintuplex) llevando así el fluido con la presión necesaria (5-30 psi aproximadamente) para su correcto performance.

2.1.5.3

Bombas de alta potencia

La potencia requerida por el sistema para la inyección del fluido de potencia es suministrada por la unidad compuesta por una bomba reciprocante triplex vertical o una bomba HPS, las cuales pueden ser accionadas por un motor eléctrico o de combustión interna. La bomba de alta potencia del fluido motriz en superficie alimenta el fluido presurizado hasta la bomba hidráulica instalada en el fondo del pozo (jet o pistón). Diseñada para presiones de entrada que van en el rango de 5 – 30 psi y de salida 3600 – 4000 psi esto depende de la ingeniería con la cual se diseñó el sistema.

2.1.5.4

Cabezal de pozo

Las características de cabeza de pozos con bombeo hidráulico se definen con base en el tipo de bomba subsuperficial con la que se diseña la instalación. La instalación con bomba fija, el árbol de válvulas cuenta con una tubería aislada para el transporte del fluido motriz esto, para evitar que se llegara a mezclar con el fluido producido (Chen, 2010).

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Los sistemas abiertos utilizan válvulas de cuatro vías o de control de cabeza de pozo esta válvula se instala en la cabeza de pozo y su función es proveer diferentes tipos de operación. Para circular la bomba subsuperficial, se dirige el fluido motriz a través de la tubería de producción. El fluido motriz realiza su función al dirigirse a la bomba de fondo de pozo y asentada en válvula de pie. Para quitar la bomba, el fluido motriz viaja a superficie por el espacio anular para desanclar la bomba y llevarla a la superficie. Cuando la bomba está en cabeza de pozo, la bomba se pone en posición de “bypass” permitiendo que la bomba pueda ser removida y reemplazada. Las funciones anteriores se logran simplemente al cambiar la posición de la válvula.

Figura 3 Cabezal con válvula de cuatro vías. Solipet, (2009). Manual de bombeo hidráulico

En su mayoría de los sistemas incluyen una válvula de presión constante que mantiene la carga en la presión de descarga en la bomba superficial a través del desvío del exceso de fluido. Las válvulas operan bajo el principio de una fuerza de resorte ajustable en un arreglo pistón-válvula de presión. Si la presión se incrementa en el lado de alta presión, este está controlado por los cambios de carga del sistema,

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las fuerzas de presión en las diferentes áreas dentro de la válvula accionaran la apertura de la válvula y el desvío de más fluido restaurando la presión definida. En los sistemas para bombeo hidráulico tipo Jet las válvulas de presión constante generalmente son las únicas válvulas de control en superficie. (Perez J. Carlos, 2011).

Las válvulas en la tubería de revestimiento, son válvulas que regulan el flujo de retorno compuesto por una mezcla de fluidos (inyección y producción) a la línea de retorno y hacia la estación de producción, permiten el paso de fluido de inyección hacia la tubería de producción.

2.1.6 Equipo subsuperficial En el diseño del equipo subsuperficial, no solo se considera el tipo o capacidad de la bomba según requerimientos del pozo, sino también la instalación de la misma dentro de la tubería. Hay tres tipos de sistemas de subsuelo; el tipo libre. El tipo fijo, y el tipo que depende del cable. El tipo libre no requiere una unidad especial para colocar ni recuperar la bomba. Más bien, la bomba queda dentro de la sarta de fluido motriz, “libre” para circularse hasta el fondo o de vuelta arriba. (Dresser Oil Tools) En un sistema de tipo fijo, la bomba de fondo se conecta con la tubería de fluido motriz, y se coloca en el pozo como una parte integral de dicha sarta. Las bombas tienen que colocarse o retirarse con una unidad de tracción para sacar toda la tubería. (OTIS , 1982) En el sistema a base del cable, la bomba se coloca en una camisa deslizante, se instala sobre una válvula de gas-lift, o bien sobre una válvula de inyección de químicos. Se coloca la bomba pozo abajo o se la retira con el cable liso. La bomba podría operarse con el flujo normal o revertido.

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2.1.6.1

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Sistemas de bomba libre

En este sistema, la bomba se instala dentro de la tubería de fluido motriz y no requiere unidades especiales para situarla o recuperarla. Para colocar la bomba pozo abajo, se la inserta en superficie a la sarta de tubería y se la hace circular hasta el fondo, allí se asienta en un conjunto especial de fondo de pozo BHA llamado también niple de asentamiento o cavidad. Al momento de alcanzar la suficiente presión hidráulica, la bomba se acciona. Para recuperar la bomba, se manda el fluido por la línea normal de retorno o espacio anular. Esta circulación invertida o al revés del fluido desasienta la bomba de su conjunto de fondo de pozo. Entonces, dos copas invertidas de swabeo, montadas sobre la parte superior de la bomba (el conjunto de recuperación) atrapan la presión, y mediante esta circulación se hace que la bomba regrese a la superficie, y se la saca del pozo (M Corrales, 2001). que requieren una unidad de reacondicionamiento para colocar y recuperar los equipos de pozo abajo.

Por ejemplo: para hacer la comparación con una bomba mecánica que necesita reemplazarse, una bomba hidráulica tipo libre usualmente puede recuperarse para instalar una bomba reparada, la que puede estar en el fondo y operando en menos tiempo de lo que demoraría una unidad de servicio técnico en llegar recién al sitio. Hay dos tipos principales de diseño para la instalación de bombas libres: el diseño de casing-libre y el diseño paralelo-libre (Oilwell Hydraulics INC, 1999).

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Figura 4 SISTEMA DE BOMBA LIBRE. Solipet, 2009. Manual de bombeo Hidráulico

2.1.6.2

Bomba libre tipo paralelo

Este tipo de instalación figura 5 su instalación permite que el gas de formación sea eliminado por el espacio anular del casing, ya que se instalan tuberías individuales de fluido motriz y de producción. (Figueroa, 2011)

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Figura 5 Bomba libre tipo paralelo. Dresser Oil Tools. (2002). Introducción a los sistemas de bombeo hidráulico

2.1.6.3

Bomba libre tipo tubería de producción

En este caso la bomba hidráulica se desplaza dentro del pozo con el petróleo motriz, de la misma manera que se hace en las instalaciones tipo paralelo, pero en este tipo de instalación no existe una segunda tubería dentro del pozo. La cavidad que contiene la bomba, está asentada sobre un packer que se encuentra en el casing Figura 6. el fluido motriz y el fluido producido entran en el espacio anular entre casing y tubing a través de orificios ubicados en la parte superior del zapato que contiene a la válvula de pie, para dirigirse a la superficie. En este tipo de instalación tanto el fluido producido como el gas pasan a través de la bomba. (Figueroa, 2011)

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Figura 6 Bomba libre tipo tubería de producción. Carrillo I. (2009). Manual de operación de bombeo hidráulico

2.1.6.4

Sistema bomba fija

Este tipo de instalación la unidad de bombeo está unida mecánicamente con la tubería de fluido motriz y se coloca en el pozo unido a la sarta, cuando falla el equipo se tiene que cambiar utilizando una unidad de reacondicionamiento. (Figueroa, 2011)

47

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2.1.6.5

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Instalaciones Casing-libre

El diseño casing-libre es el menos complicado y menos costoso para las bombas libres. Consiste en una sola sarta de tubería, una cavidad y una empacadura (Dresser Oil Tools).

Durante la operación, se circula el fluido de potencia hacia abajo por la sarta de la tubería, donde acciona la bomba hidráulica en el fondo, para luego mezclarse con los líquidos y gases producidos. Esta mezcla de fluido motriz usado y los fluidos producidos retorna hasta la superficie por el espacio anular de la tubería de revestimiento.

En este diseño, todo el gas producido debe pasar por la bomba. Esto puede afectar la eficiencia de una bomba a pistón en cuanto a su desplazamiento de líquidos, en relación directa a la cantidad de gas que se produce. En cambio, las bombas jet pueden ayudarse incluso con el aporte del gas.

Por la facilidad y menores costos de sistema abierto de fluido motriz tipo casinglibre, hay más bombas hidráulicas instaladas según este diseño que con cualquier otro tipo de instalación. El sistema de fluido motriz abierto, una sarta paralela auxiliar se introduce en un packer doble debajo de la bomba para ventear el gas hasta superficie. La válvula de seguridad se mantiene abierta por la presión del fluido motriz. Si ocurriera alguna contingencia, en superficie se aliviaría la presión sobre el fluido motriz y el resorte de la válvula de seguridad cerraría el pozo a nivel de la empaquetadura (Córdova, 2003).

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2.1.6.6

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Bombas jet

La característica más importante de esta bomba es que no tienen 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 de la tobera donde la energía potencial es convertida en energía cinética en forma de fluido de alta velocidad. Fig. 7 Los fluidos del pozo rodean al fluido motriz en la punta de la tobera pasando a la garganta, la garganta es un agujero cilíndrico recto de siete veces el radio de largo con un borde de radio suavizado, el diámetro de la garganta es siempre mayor que el de la salida de la tobera, 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 momentum es transferido del fluido motriz al producido provocando que la energía se eleve en este último. Al final de la garganta los fluidos de potencia y el producido están íntimamente en contacto y mezclados, ambos impulsados a gran velocidad y 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. Como la bomba jet no tiene partes móviles, estas no tienen un acabado superficial fino, y toleran solidos abrasivos y la corrosión de los fluidos del pozo. La garganta y tobera son construidas de carburo de tungsteno o de materiales cerámicos. Las bombas jet son ideales para usar con medidores de presión para monitorear las presiones de fondo fluyente a diferentes tasas de flujo. Debido a la gran velocidad de la mezcla, se produce una significativa turbulencia y fricción en la bomba provocando que baje la eficiencia de la misma, en consecuencia, es fundamental la operación de este equipo con alta potencia desde superficie. Las bombas jet son propensas a la cavitación en la entrada de la garganta a bajas presiones. (Figueroa, 2011)

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Figura 7 PARTES DE LA BOMBA TIPO JET. introducción al bombeo hidráulico con equipos oilmaster y Kobe

50

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Figura 8 PARTES DE LA BOMBA TIPO JET. OILWELL hydraulics

51

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2.1.6.7

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Principio de funcionamiento

La relación entre el área de la tobera y el área de la garganta, es una variable importante porque, determina el intercambio entre la cabeza producida y la tasa de flujo. La figura 9, muestra la tobera y garganta. (Perez J. Carlos, 2011)

Figura 9 NOMENCLATURA DE LA BOMBA JET. introducción al bombeo hidráulico con equipos oilmaster y Kobe

Donde: Pps:

Presión del fluido de succión

Pn:

Presión de la tobera

Ppd:

Presión del fluido de descarga por el difusor.

qs:

Caudal de succión

qn:

Caudal de inyección por la tobera

qd:

Caudal de descarga por el difusor

An:

Área de la tobera

At:

Área de la garganta

As :

Área de succión

Si para una tobera dada se selecciona una garganta de modo que el área de la tobera An sea del 60% del área de la garganta At, existirá una producción grande y 52

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un bombeo lento de la bomba, el área As como se ilustra en la figura 10 (chorro que sale de la tobera). Sirve para que los fluidos del pozo pasen, esto provoca tasas de producciones bajas comparadas con las tasas de fluido motriz debido a que la energía de la tobera es transferida a una pequeña cantidad de producción existirán grandes producciones. (Figueroa, 2011) Si para una tobera dada se selecciona una garganta, de modo que el área A n sea el doble del área de la garganta At, existirá mucho más flujo para el área An. sin embargo, como la energía de la tobera es transferida a una producción más grande que la tasa de fluido motriz, existirá una producción más baja. Cada conjunto de la tobera y la garganta tiene su curva de rendimiento.

Figura 10 RELACION VOLUMEN – PRESION ENTRE TOBERA Y GARGANTA. Introducción al bombeo hidráulico con equipos Oilmaster y Kobe

53

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2.1.6.8

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Cavitación en bombas jet

La cavitación dentro de la garganta en bombas jet se da por diferentes motivos como lo son altas velocidades después de la tobera, baja presión de succión o baja presión de descarga (Cunningham, 1995). Para entrar a la garganta, la producción debe acelerar a una velocidad bastante alta, entre 200 y 300 pie/s, la cavitación es un problema potencial en las bombas Jet. Las áreas de flujo de la garganta y de la tobera definen un pasaje de flujo anular a la entrada de la garganta. Entre más estrecha sea dicha área, mayor es la velocidad de fluido pasando a través de esta. La presión estática del fluido cae en el cuadro del incremento de la velocidad 11, llegando a la presión de vapor de fluido a altas velocidades. Este decremento de la presión genera la liberación de gas. El resultado de este efecto es el estrangulamiento en la garganta, imposibilitando el aumento en la producción a una cierta presión de succión, inclusive si el gasto y la presión del fluido de potencia se incrementan. El incremento de presión que se genera en la bomba ocasionará eventualmente el colapso de las cavidades de gas que puede causar un tipo de erosión conocida como daño por cavitación.

Figura 11 Etapas de la cavitación. Dresser Oil Tools. (2002). Introducción a los sistemas de bombeo hidráulico

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Según lo anterior, si el caudal de producción tiende a cero, las posibilidades de lidiar con cavitación se reducen al mínimo. Sin embargo, la diferencia de velocidad entre el fluido de potencia saliendo de la tobera y la producción seria máxima, creando una zona de corte en la frontera de los fluidos. Dicha zona genera vórtices cuyos núcleos se encuentran a una presión reducida Figura 12, haciendo posible que se produzcan las cavidades de gas que pueden erosionar las paredes de la garganta a medida que las burbujas colapsan y la presión se incrementa en la bomba. Los trabajos para el tratamiento de este problema se han enfocado en experimentación, dando como resultado correlaciones que predicen el daño por cavitación a bajos gastos y a bajas presiones de admisión. Sin embargo, prácticas en campo demuestran que a bajos gastos se produce daño menor, probablemente esto es porque el gas amortigua el sistema mediante la reducción de la velocidad de propagación de las ondas de colapso de las burbujas. (Perez J. Carlos, 2011)

Figura 12 Colapso de burbuja y generación de micro jets a gran velocidad. Benavides Armando, (2012). Aplicación de BH en campo Humapa

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2.1.6.9

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Representación matemática

Hoy en día, se cuenta con una amplia gama de combinaciones de tamaños de toberas y gargantas para específicos requerimientos o condiciones dentro de la bomba. En consecuencia, las curvas de comportamiento varían según la configuración de las bombas y se dificulta la selección con base en las condiciones particulares de un pozo. Cunningham desarrollo el trabajo de Gosline-O’Brien en la presentación de ecuaciones

que

describen

el

comportamiento

de

bombas

similares

geométricamente. Escribir ecuaciones adimensionales permite que sean aplicadas a todos los tamaños de bomba con la condición de que los valores del número de Reynolds durante la operación sean lo suficientemente altos para poder despreciar los efectos viscosos. La condición anterior se da usualmente en la operación de una bomba jet debido a que se utilizan fluidos de alta presión y alta velocidad (Perez J. Carlos, 2011). Tomando en cuenta las ecuaciones de energía y momento para la tobera, el pasaje de succión, la garganta y el difusor, se tienen las siguientes ecuaciones para una bomba jet con la configuración que se observa en la Figura 10. Caudal de la tobera La Ec. 3. para el gasto o caudal de la tobera se puede reconocer como la expresión para flujo a través de un orificio con un fluido de potencia cuyo gradiente es gn Psi/pie. Este gradiente de flujo en la tobera es la misma variable que se utiliza para el gradiente de fluido de potencia suministrado al motor en una bomba hidráulica.

𝑞𝑛 = 832𝐴𝑛 √(𝑝𝑛 − 𝑝𝑝𝑠 )/𝑞𝑛 Ecuación 3 Caudal de la Tobera

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Donde: qn :

caudal en la tobera, BPD

pn :

Presión en la tobera, lb/plg2

pps:

Presión de succión de la bomba, lb/plg2

gn:

Gradiente de flujo en la tobera, lb/plg2/pie

Relación adimensional de área La Ec. 4 define FAd como la relación adimensional de área de la tobera y la garganta. 𝐴𝑛

𝐹𝑎𝐷 =

𝐴𝑡

…

Ecuación 4 Relación adimensional de área

Relación adimensional de flujo másico La ec. 5 define la relación adimensional de flujo másico igual al gasto de producción o de succión entre el gasto en la tobera multiplicado por la relación del gradiente de succión dividido entre el gradiente de fluido en la tobera.

𝐹𝑚𝑓𝐷 =

𝑞𝑠 ∗𝑔𝑠 𝑞𝑛 ∗𝑔𝑛

…

Ecuación 5 Relación adimensional de flujo másico

Donde: FmfD : Relación adimensional de flujo másico qs:

Caudal de succion, BPD

gs:

Gradiente de succión, lb/plg2 / pie

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Relación adimensional de presión La ecuación 6 define la relación del aumento de presión generado en el fluido producido y la perdida de presión del fluido de potencia en la bomba.

𝑭𝒑𝑫 =

𝒑𝒑𝒅 −𝒑𝒑𝒔 𝒑𝒏 −𝒑𝒑𝒅

…

Ecuación 6 Relación adimensional de presión

Donde: FpD:

Relación adimensional de presión

Ppd:

Presión de descarga de la bomba, lb/plg2

La ecuación 7 es la formulación para la presión adimensional en términos de la relación de área, la relación de flujo másico y ds coeficientes de perdida, K td y Kn. estos coeficientes de perdida se determinan experimentalmente y son similares a los coeficientes de perdida por fricción del orificio y de la tubería.

Ecuación 7 Formulación para la presión adimensional en términos de la relación de área

Donde Ktd:

Coeficiente de perdida garganta-difusor

Kn:

Coeficiente de perdida de la tobera

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Eficiencia Las ecuaciones 5 y 6 combinadas dan como resultado la eficiencia expresada en la ecuación 8. debido a que la potencia hidráulica es el producto de la diferencia de presión y el gasto, esta ecuación se interpreta como la relación de la potencia adicionada al fluido producido y la perdida de potencia del fluido motriz

Ecuación 8 Eficiencia

Área de cavitación La ec. 9 se deriva de la ecuación del flujo a raves de un orificio para que el área de flujo anular, As, a la entrada de la garganta y se define el área mínima de flujo para evitar cavitación si el gasto de succión es qs y a una presión pps . esta ecuación incluye la suposición que la presión a la entrada de la garganta es cero en una condición de cavitación.

… Ecuación 9 Área de Cavitación

Donde: Acm: área transversal mínima de cavitación, plg2

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Aproximaciones para el manejo de gas Las ecuaciones presentadas se utilizan cuando se tiene solamente crudo, pero como es bien sabido, en los pozos petroleros se encuentran gases que podrían afectar el funcionamiento de la bomba. Cunningham encontró que si se suma el volumen de gas libre como si fuera líquido, la bomba mantiene un comportamiento similar al de las curvas que genera la ec. anterior , que se convierte en:

𝐹𝑚𝑓𝐷 =

(𝑞𝑠 +𝑞𝑔 )∗𝑔𝑠 (𝑞𝑛 ∗𝑔𝑛 )

…

Ecuación 10 Aproximaciones para el manejo de gas

Donde qg :

Caudal de gas libre a condiciones de presión de entrada de la bomba, BPD

F.C. Christ hizo una revisión del trabajo de Standing para una variedad de condiciones de pozo y obtuvo como resultado una correlación empírica para el factor de volumen de formación del petróleo y del gas conjuntos:

Ecuación 11

Donde: R:

RGA producida, pie3/Bl

Wc:

Corte de agua, Fracción

También es necesario realizar correcciones debido a la presencia de gas para cálculos de cavitación. Haciendo la suposición del flujo estrangulado en el espacio anular de la garganta alrededor del jet de fluido motriz y las propiedades en el son normales, el área requerida para el paso del gas es:

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𝐴𝑔 =

𝑞𝑠 (1 − 𝑤𝑐 )𝑅 24650𝑝𝑝𝑠

Ecuación 12

Donde: Ag:

área mínima de cavitación con corrección por presencia de gas, plg2

Incorporando la ecuación anterior a la ecuación 8 para el área de cavitación, se obtiene:

𝐴𝑐𝑚 = 𝑞𝑠 [

1

𝑔𝑠

(1−𝑤𝑐 )𝑅

+ ]… 691 √𝑝𝑝𝑠 24650𝑝𝑝𝑠

Ecuación 13 área mínima de Cavitación

Cuando se cuenta con instalaciones con la capacidad de ventear gas, la RGA utilizada a los diseños no debe ser la RGA total ya que al entrar en la bomba ya se habrá venteado un cierto volumen de gas. En estos casos se utiliza la Rs a las condiciones de entrada de la bomba, pudiendo ser determinada a partir de la fig. 13 que está basada en el trabajo de Standing. Si la RGA total es menor que el valor obtenido de la figura 13, entonces se debe utilizar el valor de RGA total para los cálculos.

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Figura 13 Relación gas/agua para producción de gas. RGA para producción de gas. Bradley, Howard B. Petroleum Engineering Handbook. 1987

2.1.6.10 Solución de problemas en una instalación con bombeo hidráulico tipo jet La tabla 1 presentada a continuación, muestra algunas de las principales fallas y/o inconvenientes en instalaciones de bombeo hidráulico tipo jet, así como las posibles causas y soluciones que pueden tener cada uno de los problemas presentados.

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Problema

Causa

1. Incremento repentino en la a. Formación de presión de operación entra parafinas u obstrucción fluido de potencia a la bomba en línea de aceite de potencia, tuberías o válvulas.

solución a. Correr un tapón soluble o aceite caliente, o remover la obstrucción. Desanclar y anclar la bomba.

b. Taponamiento b. Sacar la bomba y parcial en la tobera limpiar la tobera 2. Incremento lento en la presión de operación – gasto de fluido de potencia constante o disminución lenta en el gasto de fluido de potencia, presión de operación constante

a. Formación lenta de a. Correr un tapón parafinas soluble o aceite caliente. b. desgaste de la b. Sacar la bomba y garganta o el difusor. repararla.

3. Incremento repentino en la a. Tobera totalmente a. Sacar la bomba y limpiar la tobera. presión de operación – la taponada. bomba deja de admitir fluido motriz 4. Decremento repentino en la presión de operación – gasto constante de fluido motriz o incremento repentino en el gasto de fluido de potencia, presión de operación constante

a. Falla en tuberías.

a. Revisar la tubería y reparar.

b. Problemas en los b. Sacar la bomba y sellos de la bomba o repararla. ruptura de la tobera.

Fuente: Bradley, Howard B. Petroleum engineering Handbook, SPE 1987

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Problema

Causa

solución

5. Caída en la a. Desgaste en producción – garganta o difusor. condiciones de superficie normales. b. Taponamiento en la válvula de pie o en la bomba.

a. Incrementar la presión de operación. Reemplazar la garganta o el difusor. b. Sacar la bomba y revisarla. Retirar la válvula de pie

c. Taponamiento en c. Revisar el sistema de venteo de la línea de venteo gas. de gas. d. Cambio en las d. Correr un registrador de presión condiciones de y redimensionar la bomba. pozo. 6. Incremento de la presión de operación sin observar incremento en la producción.

a. Cavitación en la a. Bajar la presión de operación o bomba o alta instalar una garganta más grande. producción de gas. b. Taponamiento de b. Sacar la bomba y revisarla. la válvula de pie o Retirar la válvula de pie. de la bomba.

7. Desgaste de la a. Daño garganta – una o más cavitación. zonas oscuras.

por a. Revisar taponamientos en la válvula de pie y en la bomba. Instalar una garganta más grande. Reducir la presión de operación.

8. Desgaste en la a. Desgaste garganta – desgaste erosión de forma cilíndrica en forma de barril.

por a. Reemplazar la garganta. Instalar una garganta de material Premium. Instalar una garganta y tobera más grandes para reducir la velocidad.

9. La producción de a. Daos incorrectos una instalación nueva de pozo. no concuerda con la b. Taponamiento de predicción. la válvula de pie o de la bomba. c. Goteo tuberías

en

a. Correr un registrador de pozo y redimensionar la bomba. b. Revisar la bomba y la válvula de pie

las c. Revisar tuberías y reparar.

Tabla 1 Problemas en una instalación con bombeo hidráulico tipo jet

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2.1.7 Comparación entre el bombeo hidráulico tipo pistón y el BH tipo Jet A continuación, se presenta una serie de tablas comparativas entre los dos tipos de bombeo hidráulico donde se pueden observar los aspectos más importantes de cada tipo de sistema, así como sus ventajas y desventajas. (Lea, 1999). 2.1.7.1

Ventajas y desventajas

Tanto el bombeo hidráulico tipo Jet como el tipo Pistón tiene ventajas que los hacen adecuados para ser considerados como sistemas de levantamiento artificial en pozos de hidrocarburos, por lo que se considera de gran importancia conocer a detalle dichas ventajas y desventajas, que se muestran en las tablas 2.2 y 2.3 este conocimiento es útil a la hora de considerar un sistema artificial de producción como candidato para cumplir con las necesidades de un pozo o un grupo de pozos en especial. BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET VENTAJAS DESVENTAJAS Se puede retirar la bomba sin sacar Es un método relativamente ineficiente todo el aparejo de producción No tiene partes móviles. Requiere al menos 20% de sumergida para alcanzar la mejor eficiencia. Se puede instalar en pozos desviados. El diseño del sistema es complejo. Adecuado para instalaciones urbanas. Presenta cavitación bajo ciertas condiciones Aplicable costa afuera. Muy sensible a cualquier cambio en la contrapresión. Aplicable costa afuera. Muy sensible a cualquier cambio en la contrapresión Puede Utilizar agua como fluido de La producción de gas libre reduce la potencia. capacidad de manejo de líquidos El fluido de potencia no tiene que ser Se requieren altas presiones tan limpio como en el bombeo superficiales para el fluido de potencia. hidráulico tipo Pistón. Ofrece factibilidad para tratamientos anti corrosión. La fuente de energía puede estar localizada remotamente y manejar grandes volúmenes de producción hasta 30 000 BPD Tabla 2 Ventajas y desventajas del Bombeo Hidráulico tipo Jet Fuente: SPE, 1999

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BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON VENTAJAS DESVENTAJAS Puede producir grandes volúmenes a Los sistemas con aceite como fluido de grandes profundidades. potencia representan riesgos de incendio. Instalaciones en pozos desde 5000 m Se requieren muchos equipos en hasta 6000 m de profundidad han sistemas con petróleo de potencia, lo producido hasta 500 BPD cual afecta la rentabilidad. Los pozos desviados presentan La producción con contenido de mínimos inconvenientes. solidos representa muchos problemas. Adecuado para instalaciones urbanas. Los costos de operación a veces son elevados. La fuente de energía puede ubicarse Susceptible a interferencia de gas no remotamente. venteado. Analizable (permite hacer pruebas). Las instalaciones con venteo son más costosas por las tuberías extra requeridas. Usualmente ajusta su desplazamiento Se dificultan los tratamientos contra a la capacidad del pozo, así como a la incrustaciones por debajo del declinación del mismo. empacador. Puede utilizar gas o electricidad como La solución de problemas es fuente de energía. complicada. Se dificulta obtener pruebas de pozo validas en pozos de bajo volumen. Las bombas subsuperficiales pueden Requiere dos tuberías dentro del pozo ser recirculadas en sistemas libres. en algunas instalaciones. Puede bombear un pozo con presión Presenta problemas de tratamiento de baja agua de potencia. Aplicable en terminaciones múltiples. Perdidas de aceite de potencia en las fallas de los equipos de superficie. Aplicable costa afuera. Los sistemas cerrados combaten la corrosión. Fácil de bombear en ciclos según tiempos programados. Mezclar el fluido de potencia con cera o crudos viscosos puede reducir viscosidad. Tabla 3 Ventajas y desventajas del Bombeo Hidráulico tipo Jet Fuente: SPE, 1999, Lea, James.

66

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2.1.7.1

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Consideraciones de diseño y características generales

En la tabla 4 se observa una serie de características de ambos tipos de Bombeo Hidráulica que hay de acuerdo con la bomba subsuperficial con la que cuentan. Entre las características presentadas se encuentra el costo de capital, el equipo subsuperficial, potencia consumida, la flexibilidad de operación, entre otros. Cabe recalcar que los dos sistemas tienen características similares, ya que como se hizo énfasis a través del presente capitulo, la diferencia entre los dos sistemas es esencialmente la bomba subsuperficial, pero el principio de funcionamiento es básicamente el mismo, al igual que los demás componentes del sistema. (Perez J. Carlos, 2011) CONSIDERACIONES DE DISEÑO Y CARACTERISTICAS GENERALES BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON Costo de capital.

Usualmente es competitivo con el bombeo mecánico. Los sistemas de múltiples pozos reducen el costo, pero son más complicados.

Equipo subsuperficial

Es esencial un buen dimensionamiento de la bomba y una operación apropiada. Requiere un conductor para el fluido de potencia. Se tiene la opción de la bomba libre y el sistema cerrado.

Eficiencia (potencia hidráulica de salida entre potencia hidráulica de entrada).

Buena: No tan buena como en el bombeo mecánico debido a la RGL. Fricción y el desgaste de la bomba. Las eficiencias se encuentran entre 30% y 40% con una RGL>100; puede ser mayor con una RGL más baja.

BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET Es competitivo con el bombeo mecánico. Incrementa su costo a mayor potencia requerida. Requiere programas de cómputo para su dimensionamiento. Tolera solidos de manera moderada. No tiene partes móviles en la bomba. Larga vida útil. Procedimientos de reparación simples. Razonable: Eficiencia máxima de solo 30%: Influenciada altamente por el fluido de potencia y el gradiente de producción. Eficiencias entre el 10% y el 20%

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CONSIDERACIONES DE DISEÑO Y CARACTERISTICAS GENERALES BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON Buena a excelente: puede variar el gasto del fluido de potencia y la velocidad de la bomba subsuperficial. Se tienen diversos tamaños de bombas y relaciones bomba/motor que se adaptan a las necesidades de producción y de profundidad.

BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET Buena a excelente: el gasto del fluido de potencia y la presión se ajustan a la producción y la capacidad de Flexibilidad. bombeo. La selección de garganta y la tobera extiende el rango de volumen y capacidad. Alto costo en la potencia A menudo son más altos que en debido al requerimiento de la el bombeo mecánico, incluso en misma. Bajos costos de Costos sistemas libres. Su corta vida útil mantenimiento de la bomba al operativos incrementa los costos operativos tener un correcto totales. dimensionamiento de la garganta y la tobera. Buena con un Buena con un correcto diseño y dimensionamiento propio de correcta operación de los la garganta, la tobera y las sistemas. Los problemas y condiciones de operación. Se cambios en las condiciones de Confiabilidad debe evitar la operación en el pozo reducen la confiabilidad de rango de cavitación de la la bomba subsuperficial. Se da garganta. Se dan mayores inactividad frecuente por problemas con presiones problemas operativos. >4000 psi. Se usa un programa de Se usa un diseño simple a diseño por computadora. La computador. La bomba libre se bomba subsuperficial y el puede sacar fácilmente para equipo de pozo requieren de servicio. Las unidades de un solo procedimientos básicos de pozo son flexibles, pero operación. La bomba libre se Sistema requieren costos extras. Una saca fácilmente para planta central para varios pozos reparación o reemplazo. El es más compleja; usualmente arreglo de bomba jet requiere representa problemas en usualmente de pruebas de pruebas y tratamientos. ensayo y error para llegar al mejor arreglo o al óptimo. Tabla 4 Consideraciones de Diseño del Bombeo Hidráulico tipo Pistón y Jet Fuente: SPE, 1999, Lea,

James.

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2.1.7.2

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Consideraciones de operación

La tabla 5 muestra algunas de las limitantes que puede presentar el bombeo hidráulico dependiendo del tipo de pozo, es decir, su profundidad, su geometría, su estado mecánico, su ubicación, así como el tipo de fluido, cantidad de gas, contenido de sólidos, temperatura: CONSIDERACIONES DE OPERACION BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON

BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET

Limitantes por tubería de revestimiento (para tubería de producción)

Requiere una TR más grande para sistemas paralelos abiertos o cerrados. Un revestimiento pequeño puede generar perdidas excesivas por fricción y limitar la producción

Las tuberías de revestimiento pequeñas usualmente limitan el gasto de producción debido a latas perdidas por fricción. Las TR grandes pueden requerir aparejos duales.

Límites de profundidad

Limitado por la presión del fluido de potencia (5000 psi) o la potencia requerida. Las bombas de bajo volumen/altas cargas operan hasta 5000 m

Limitado por la presión del fluido motriz (5000 psi) o la potencia requerida. La profundidad practica de operación puede ser hasta de 600 m

Capacidad de admisión

Nivel de ruido

Prominencia Flexibilidad de la fuerza motriz

Razonable: no tan buena como en el bombeo mecánico. La presión de entrada<100 psi usualmente resulta en reparaciones de la bomba. El gas libre reduce la eficiencia y la vida útil. Bueno: Ruido de pozo bajo. Las unidades del fluido motriz pueden ser a prueba de ruido. Razonable a buena: el equipo de cabeza de pozo tiene bajo perfil. Requiere equipo de tratamiento y de bombeo a alta presion Excelente: la fuerza motriz puede ser un motor eléctrico, de gas o de diésel.

Pobre a razonable:>350 psi para pozos de 1500 m con baja RGL. El objetivo típico de diseño es 25% de sumergencia. Las mismas características que en el Bombeo Hidráulico tipo pistón. Mismas características que en el bombeo hidráulico tipo pistón. Mismas características que en el bombeo hidráulico tipo pistón.

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CONSIDERACIONES DE OPERACIÓN

Supervisión

BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON Buena/Razonable: El desempeño de la bomba subsuperficial se puede analizar con el gasto y la presión en superficie del fluido de potencia, la velocidad y el gasto de producción la presión de fondo se obtiene con bombas libres.

BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET

Mismas características que en el bombeo hidráulico tipo pistón.

Mismas características que en el Bombeo Hidráulico tipo Pistón. Se pueden llevar a cabo pruebas de producción Pruebas de tres etapas ajustando los diferentes gastos, se usa un registrador in situ para monitorear la presión de succión. Bueno/Excelente: el inhibidor Buena/Excelente: se pueden con el fluido de potencia se Habilidad circular tratamientos inhibidores mezcla con el fluido para manejar continuamente o por etapas producido en la entrada de la corrosión e junto con el fluido motriz para un garganta. El tratamiento por incrustaciones control efectivo. etapas en el espacio anular es factible. Excelente: si la tubería de Excelente: Las bombas jet producción se puede correr en cortas pueden pasar a través el pozo, la bomba normalmente de dog legs de hasta 24°/100 Pozos pasará a través de ella. Las pies en una tubería de desviados bombas libres se pueden retirar producción de 2 pg. sin sacar la tubería. Su Condiciones iguales que en operación en pozos horizontales el bombeo hidráulico tipo es factible. pistón. Razonable: se han hecho Mismas características que aplicaciones con tres sartas sin el BH tipo pistón Aplicaciones venteo con aislamiento exceptuando la posibilidad duales completo de la producción y el de manejar RGL mayores fluido motriz de cada zona pero con eficiencia reducida. Razonable: Las pruebas de pozo en unidades de pozo individuales presentan pocos problemas. Cuando se tiene un sistema central para varios pozos es más complejo; requiere mediciones precisas del fluido de potencia.

Tabla 5 Consideraciones de Operación Bombeo Hidráulico tipo Pistón y Jet Fuente: SPE, 1999, Lea,

James

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CONSIDERACIONES DE OPERACIÓN BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON Razonable: Operación factible en pozos altamente desviados. Requiere espacio en el piso Aplicación para los tanques de tratamiento costa afuera y bombas. Se puede utilizar agua como fluido de potencia puede representar riesgos de incendios. Buena/Excelente: circular calor Capacidad de a la bomba subsuperficial para manejo de minimizar la formación. Es parafinas posible el uso de inhibidores. Tapones solubles disponibles. Son posibles, pero puede haber Terminaciones problemas de gas o altas en agujeros perdidas por fricción. Adecuado delgados para bajos gastos y baja RGL. Pobre: Requiere <10 ppm de sólidos en el fluido de potencia para una buena vida útil. Los Manejo de fluidos producidos deben tener arena y bajo contenido de solidos (<200 solidos ppm de partículas de 15µm) para una vida útil razonable se puede inyectar agua dulce a las acumulaciones de sal. Excelente: los materiales Limitación por estándar resisten hasta 150 °C temperatura y hasta 260 °C con materiales especiales.

BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET Buena: El agua producida o de mar se puede utilizar como fluido de potencia con un sistema de pozo o separador de fluido de potencia antes del sistema de tratamiento de la producción. Mismas características que en el Bombeo Hidráulico tipo pistón. Mismas características que en el bombeo Hidráulico tipo Pistón. Razonable/buena: las bombas jet operan con 3% de arena en el fluido producido. Pueden tolerar 200 ppm de partículas 25 µm en el fluido de potencia. Se puede usar tratamientos con agua dulce para las acumulaciones de sal. Excelente: es posible operar hasta con 260 °C con materiales especiales.

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CONSIDERACIONES DE OPERACIÓN BOMBEO HIDRAULICO TIPO PISTON

Capacidad de manejo de fluido con alta viscosidad

Capacidad para producir grandes volúmenes Capacidad para producir bajos volúmenes

Buena: Es posible producir con > 8 °API y µ < 500 cp. El fluido de potencia puede usarse para diluir la producción de baja densidad. Buena: limitada por las tuberías y el requerimiento de potencia. Produce 3000 BPD a 1200 m y 1000 BPD 2900 m con un sistema de 3500 psi. Razonable: no tan buena como en el bombeo mecánico. Produce de 100 a 300 BPD de 1200 m a 2900 m; puede llegar a producir >75 BPD a 3500 m.

BOMBEO HIDRAULICO TIPO JET Buena/Excelente: la producción con viscosidades hasta 800 cp es posible. El petróleo de motriz de > 24 °API y µ < 50 cp o el agua como fluido de potencia reduce las perdidas por fricción. Excelente: hasta 15000 BPD con la presión de fondo fluyendo, tuberías, tamaño y potencia adecuadas.

Razonable: > 200 BPD a 1200 m

Tabla 6 Consideraciones y comparaciones para Métodos de levantamiento SPE 24834

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CAPITULO III APLICACIÓN EN EL CAMPO HUMBERTO SUAREZ ROCA 3.

INFORMACION DEL CAMPO HSR

3.1

Áreas con potencial hidrocarburífero

Bolivia cuenta con zonas de alto potencial hidrocarburífero según estudios geofísicos en las distintas cuencas sedimentarias, constituyéndose estas como nuevas reservas en el futuro, como ser la cuenca Madre de Dios, Sub-andino Norte y Sur, Pie de Monte, el Chaco, Pantanal y parte del Altiplano. Estas zonas representan el actual potencial hidrocarburífero de Bolivia y es de interés tanto de los técnicos como de las gestiones gubernamentales para realizar posteriores exploraciones.

Figura 14 Zona de Ubicación del campo HSR en el área Boomerang Hills. Fuente: Hidrocarburos Bolivia.

El área Humberto Suarez Roca, que abarca los Campos Patujusal, los Cusis y Humberto Suarez Roca, es el mejor candidato para la aplicación de métodos de levantamiento artificial, por contar con petróleo relativamente pesado con grados API que abarca entre 25 – 35, y por ser actualmente el petróleo más viscoso que produce Bolivia. 73

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3.2

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Cronología del Campo Humberto Suárez Roca

El Pozo HSR – X1 (antes SRW – X3), Perforado por YPFB en 1982 alcanzo 2446 metros de profundidad final, fue el pozo descubridor de petróleo y gas en el reservorio Sara del sistema Silúrico. Durante su perforación se cumplieron los objetivos de investigar las areniscas Ayacucho y Piraí del Devónico y arenisca Sara del Silúrico, considerados como objetivos básicos. Asimismo, se investigaron las areniscas del Terciario Basal, Cretácicas y Carboníferas como objetivos Secundarios. Después de las evaluaciones correspondientes de las formaciones atravesadas, se concentró la atención en la Arenisca Sara, en la que se efectuó una prueba de producción, en el tramo 2132 – 2136 mbbp, (metros bajo boca pozo), con resultados altamente favorables por tratarse de hidrocarburo, hasta la fecha, pesado (24 – 31 °API). Este nivel corresponde al reservorio Sara “A” con (5,3 – 29,5) metros de espesor neto producido de petróleo. Nueve pozos fueron perforados por YPFB hasta diciembre de 1994, sumando un total de diez pozos en el campo. El pozo HSR – 2 CON 2190 mbbp, cumplió con el objetivo de demostrar la productividad del reservorio Sara hacia el oeste del pozo descubridor (HSR – X1). A pesar de la posición estructural más baja de este pozo con relación al descubridor (- 41 metros), el reservorio Sara salió productor de petróleo entre (24 – 31) °API con una presión similar a la obtenida en el pozo descubridor de 2990 (psi). Este nivel corresponde al reservorio Sara “A” con 5.3 metros de espesor productivo de petróleo. El pozo HSR – 5 con 2070 metros de profundidad final, resulto gasífero, este corresponde al reservorio Sara “BC” de 41.4 metros de espesor productivo. La perforación del pozo HSR – 4 con 2745.5 metros de profundidad cumplió el programa y los objetivos propuestos, alcanzando el Bloque Bajo de la estructura y 74

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permitiendo la evaluación del mismo. Las pruebas de producción en la arenisca Sara “A” con un espesor productivo de 10.6 metros y espesor saturado de gas en el reservorio Sara “BC” de 33.1 metros de espesor. Con el pozo HSR – 4, se ha definido con mayor precisión la faja petrolífera del campo en el sector central. La prueba de producción en la arenisca Piraí tuvo resultados positivos, constituyéndose en un nivel productor de gas. El espesor saturado de hidrocarburos es de aproximadamente 15 metros. El pozo HSR – 6 con 2226 metros de profundidad, cumplió con el objetivo de mantener una adecuada producción de petróleo en el campo. Este pozo fue menos profundo perforado hasta la fecha, sin haber penetrado la falla “B”. en este pozo el reservorio Sara “BC” tiene 6.8 metros de espesor productivo de gas y el reservorio Sara “A” tiene 18.9 metros de espesor productivo de petróleo. El pozo HSR – 8 con 2230 metros de profundidad final, cumplió satisfactoriamente los objetivos propuestos. Se determinó que la Arenisca Sara “A” tiene 26 metros correspondientes al cinturón petrolífero, también determino que la Arenisca Ayacucho tiene buenas perspectivas de contener hidrocarburos. El pozo HSR – 10 alcanzo una profundidad de 2250 metros. En la arenisca Sara “BC” se determinó un espesor útil productivo de 5 metros para gas y 20 metros para petróleo en la arenisca Sara “A”, con una porosidad de 15% y una saturación de agua de 38%. El petróleo tiene una densidad de 25.3 °API. Asimismo se determinó que la Arenisca Ayacucho tiene un espesor útil de 13 metros, una porosidad de 13% y una saturación de 42%, quedando como reservorio potencial para una posterior intervención y explotación. En 1997 con la capitalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos YPFB el área productora quedo adjudicada a la Empresa petrolera CHACO S.A. la cual es actualmente la operadora de este campo.

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A partir de 1999 la producción de este campo se realizó mediante levantamiento artificial con agua (Hydraulic Lift) y gas (gas Lift) como fluidos motrices. En este campo se perforaron diez pozos, actualmente tres son productores, uno es sumidero, tres están cerrados por ser improductivos y tres esperando intervención. La profundidad promedio de estos pozos es de 2300 metros, profundidad a la cual se encuentran los niveles productores Sara y Piraí. La producción promedio por día actual de este campo es de 390 barriles de petróleo y 0.3 millones de pies cúbicos de gas. 3.3

Ubicación Geográfica del Campo HSR

El centro del campo Humberto Suarez Roca se halla ubicado aproximadamente entre el punto medio del pozo HSR – X1 y el pozo HSR – 6, Cuyas Coordenadas UTM son las siguientes: X = 416657.90

Y = 8124218.00

Zt = 260 msnm

Las mismas coordenadas corresponden a las coordenadas geográficas: 16° 53’ 06”.5

de latitud sur

63° 46’ 46”.7 de longitud oeste El punto señalado, corresponde aproximadamente con el centro del bloque productor en el reservorio Sara, donde se tiene una cota de -1897 msnm, del contacto agua-petróleo. Políticamente el campo Humberto Suarez Roca (HSR) Se encuentra ubicado en la provincia Sara del Departamento de Santa Cruz. Está localizado a 111 km al norte 38° Oeste de la Ciudad de Santa Cruz, en la parte central de los lomeríos de Santa Rosa (Boomerang Hills), dentro de la zona de Pie de Monte del Subandino. A continuación, en la Tabla 7 presenta los pozos productores e inyectores: 76

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POZO

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X

Y

Profundidad

Elevación KB

Coordenadas

Coordenadas

Total (m)

HSR – X1

416910.96

8124083.68

2446

256.90

HSR – 4

416646.60

8124424.49

2745

276.10

XSR6

416357.28

8124349.21

2226

261.30

HSR – 10

416629.22

8124242.98

2250

278.20

(Inyector) Tabla 7 Cuadro Estructural comparativo HSR. (YPFB CHACO S.A.)

3.4

Características geológicas del campo HSR

Los antecedentes geológicos, las características morfoestructurales y el tipo de estructura que conforma el reservorio perteneciente al campo HSR se explican con detalle a continuación: 3.4.1 Antecedentes geológicos. En 1960 con trabajos de cobertura sísmica se define la estructura de Santa Rosa de 18 km de largo, situada entre las estructuras de Palometas por el Este y Junín por el Oeste. Posteriormente se perforaron algunos pozos pero fueron improductivos, hasta que en 1973 se perfora el pozo Santa Rosa Oeste – X1 (SRW X – 1) con el cual se descubren reservorios gasíferos en niveles del Devónico (Arenisca Ayacucho y Piraí) y del Silúrico (arenisca Sara). En 1981 se perfora el pozo (SRW – X2), éste resultó improductivo. En base a estos resultados y buscando una mejor posición estructural, se propuso la perforación del pozo SRW – X3 el cual en 1982 alcanzo la profundidad final de 2446 metros, con la que se investigó todos los reservorios de los sistemas terciario, cretácico, Carbonífero, Devónico y Silúrico.

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Realizada la evaluación de los reservorios atravesados, se concentró el interés en la arenisca Sara del Silúrico en la que se efectuó una sola prueba de producción con resultados altamente favorables, por tratarse de un hidrocarburo pesado. Posteriormente, se determinó que la culminación donde se perforó el pozo petrolífero SRW – X3 se denomine Campo Humberto Suarez Roca, por lo que el pozo SRW – X3 fue denominado como pozo HSR – X1, quedando separado al Oeste de la estructura de Santa Rosa Oeste con el pozo SRW – X1. 3.4.2 Características Morfoestructurales El campo Humberto Suárez Roca está ubicado entre los campos Santa Rosa y Santa Rosa Oeste, sobre un mismo lineamiento estructural. Morfoestructuralmente el campo HSR se encuentra dentro de la zona de Pie de Monte, correspondiente al área Boomerang en su sector oriental (Entre los Ríos Piraí y Yapacaní); área caracterizada por una cadena de colinas alineadas en forma de arco de rumbo general Este – Oeste, denominado Boomerang Hills. Dichas colinas presentan una topografía suavemente ondulada con diferencia de relieve del orden de los 70 metros. Regionalmente, el área Boomerang se encuentra a su vez dentro de la zona del “Codo del Subandino” en la región de Santa Cruz. Tal como acontece en todo el Subandino, el relieve topográfico en el área del Boomerang se halla e relación directa con el relieve estructural. Específicamente el Boomerang Hills refleja la deformación tectónica del ultimo frente de la orogénesis Andina que se inició en el Mioceno medio de la era Terciaria, dicha deformación tectónica dio origen a un importante lineamiento anticlinal.

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3.4.3 Estructura. El campo Humberto Suarez Roca corresponde a una estructura separada de las estructuras Santa Rosa y Santa Rosa Oeste por sillas estructurales; de tal modo que de este a Oeste se encuentran las estructuras de Santa Rosa, Humberto Suárez Roca, Santa Rosa Oeste, Junín, Palacios, Urucú y Puerto Palos. Inmediatamente al Sur del Lineamiento indicado, se encuentran las estructuras de Bufeo, Puquío y Yapacaní, detrás de este lineamiento se encuentran las estructuras de los Cusis, Penocos y Patujusal. Fallas antitécticas configuran en el flanco un sistema de cuatro bloques fallados en los que los reservorios Devónicos y Silúricos sellan pendiente arriba contra la falla longitudinal y lateralmente contra las fallas antitécnicas. El campo Humberto Suárez Roca Corresponde a un anticlinal fallado longitudinalmente según su eje de charnela, constituyendo un flanco de pendiente general suave de 12° hacia el Sur, el cual se halla fracturado longitudinalmente por la falla “B” de orientación Este-Oeste y de buzamiento Sur; de tal modo que los reservorios Devónicos y Silúricos cierran hacia el Norte pendiente arriba contra la Falla “B” o Boomerang de igual manera los reservorios cierran lateralmente en sentido Este-Oeste contra fallas antitécticas de orientación Noreste-Suroeste, constituyendo bloques diferenciados; por lo que la estructura Humberto Suárez Roca se define como una trampa de falla. Las fallas antitécticas en combinación con la falla Boomerang, Resultan a la estructura una configuración de bloques escalonados, afectando la posición estructural relativa de cada uno de los reservorios.

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El sistema de fallas mencionadas divide a la estructura en cuatro bloques, el Bloque Central 146 (HSR – 1, HSR – 6 y HSR – 10), el Bloque Occidental 9 (HSR – 9), el más alto estructuralmente, el Bloque Oriental 358 (HSR – 3, HSR – 5 y HSR – 8), más alto que el bloque central y el Bloque Sur 27 (HSR – 2 y HSR – 7), el mas bajo estructuralmente.

3.4.4 Secuencia Estratigráfica La secuencia estratigráfica atravesada comprende sedimentitas de edad Terciaria. Cretácica,

Carbonífera,

Devónica

y Silúrica.

La

Secuencia

estratigráfica

esquematizada del campo HSR es representada por la tabla 18. El reservorio productor del campo Humberto Suárez Roca es la Arenisca Sara del sistema Silúrico. El número de reservorios probados del campo HSR son tres:

 Piraí de la Formación Yapacaní.  Sara “A” (petrolífero) de la formación El Carmen.  Sara “BC” (Gasífero) de la Formación El Carmen.

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Figura 15 Columna Estratigráfica, Fuente: YPFB CHACO S.A.

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SISTEMA

FORMACION

RESERVORIO

Chaco Inferior TERCIARIO

Yecua Petaca Yantata

CRETÁCICO Ichoa CARBONÍFERO Limoncito (Los Monos)

1

Reservorios Potenciales Reservorio de Gas 3 Cinturón de petróleo 4 Casquete de gas 2

1–A 1–C DEVÓNICO

Yapacaní

Ayacucho Superior1 Ayacucho Inferior2 Piraí3

Boomerang (Icla) Sara A3 SILÚRICO

El Carmen Sara BC4

Tabla 8 Secuencia Estratigráfica, Fuente: YPFB CHACO S.A.

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a. Formación Yapacaní La formación Yapacaní tiene en su conjunto un espesor de 230 m, en dicha formación la arenisca Piraí es la que se encuentra probada, siendo un reservorio de gas, mientras que las areniscas Ayacucho Superior e Inferior son consideradas como reservorios potenciales. La arenisca Piraí, con un espesor del orden de los 40 m, está constituida por un solo paquete arenoso. Se compone de arenisca cuarzosa, gris claro, de grano fino a muy fino, subangular a subredondeado, bien seleccionada, dura, de porosidad promedio de 13 por ciento. b. Formación El Carmen. La formación El Carmen comprende la secuencia Silúrica, en su conjunto tiene un espesor promedio de 250m, la formación El Carmen abarca la arenisca Sara en la parte superior y otra arenisca sin especificar en la parte inferior. La arenisca Sara comprende dos reservorios, La Arenisca BC con espesores productivos de gas de (6.8 – 33.1) metros y la Arenisca A con espesor productivo de petróleo (cinturón de petróleo) de (5.3 – 29.5) metros. Según análisis, La arenisca Sara es cuarzosa, limpia, gris blanquecino de grano fino subangular, selección regular a buena, de porosidad promedio de 15%, permeabilidad promedio de 15md y densidad de roca 82 lb/pie 3. Estas sedimentitas se depositaron en ambiente de alta energía. La Arenisca Sara tiene un espesor promedio de 65 metros. Por debajo de la Arenisca Sara se presenta una arenisca cuarzosa, blanquecina, de grano fino a medio, subangular a subredondeado, de regular a pobre selección, silícea, dura, compacta con intercalaciones en el tope de láminas de limolita muy oscuras con hojuelas de mica dispersa. En todo el tramo intercalan niveles muy delgados de limolita gris oscuras micácea. Este reservorio tiene un espesor promedio de más de 185 m. 83

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3.4.5 Análisis de reservorio 3.4.5.1 Parámetros Petrofísicos Los parámetros petrofísicos se reportan en la tabla 9: Reservorio

Ø (%)

Sw (%)

Arenisca 1 – C

13.4

30.7

Ayacucho Sup.

16.4

43.5

Ayacucho Inf.

14.5

4.8

Sara BC (Gas)

12.3

43.5

Sara A (Petróleo)

15.2

37.0

Tabla 9 Parámetros del Reservorio Sara "A" YPFB Chaco

El análisis cromatográfico de gases se muestra en la tabla A1 en el anexo A, es una cromatografía actual, la que pertenece a los pozos HSR – X1 y HSR – 4 que corresponden al bloque (146).

Nombre de Zona

Profundidad Tope

Espesor interno

Espesor Neto de La Formación

HSR-5

2088,88

71

54,25

HSR-10

2113

63

43,75

HSR-X1

2118

80

36,75

HSR-8

2092

102

39,50

HSR-4

2097

87

33,50

HSR-6

2111,91

64

43,75

77,83

41,92

Valores Promedios

Tabla 10 Parámetros petrofísicos del Campo HSR (YPFB Chaco S.A.)

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3.4.5.2 a.

Reservas de petróleo en la Arenisca Sara “A”

Reservas Originales In Situ

Las reservas originales In Situ de petróleo han sido estimadas utilizando el método volumétrico. Las reservas están sustentadas por la evaluación realizada por la compañía INTECH en el año 1991, las mismas se muestran a continuación: Reservorio

Originales In Situ Petróleo (Bbls)

Sara “A”

6,727,700.00

Reserva Probada

Gas en solución

Petróleo

Gas en solución

( MMPC)

(Bbls)

( MMPC)

2,520.00 1,177,100.00

1,260.00

Tabla 11 Reservas Originales de Hidrocarburos (YPFB Chaco S.A.)

Según Estudios Recientemente realizados por YPFB el factor de recuperación de la arenisca Sara es de 16% más un 7% adicional por el casquete de gas. La explotación actual es mediante inyección de agua a través de los baleos en la zona petrolífera en la posición estructural óptima. Este método de recuperación es combinado con métodos de elevación artificial, Gas Lift e Hydraulic Lift, con los que se logra factores entre 30% y 40% (Vasquez, 2012).

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3.5

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Información técnica del yacimiento Sara del Campo HSR.

En la tabla 12 enumera las propiedades petrofísicas, las propiedades de los fluidos y la información geológica del reservorio Sara A. PROPIEDADES

VALOR

Litología

Arenisca cuarzosa limpia gris blanquecina

Temperatura de fondo de pozo (ªF)

155

Presion original (Psi)

2997

Presión Actual del Reservorio (Psi)

2790

Producción promedio oil (BPD)

127

Np (MMbbls)

1.303

Factor de recuperación (%)

27

Prof. Media (mbbp)

2417

Espesor promedio de la form. (m)

17

Porosidad promedio (%)

15

Permeabilidad en la matriz (mD)

15

Saturación de agua (%)

36

Saturación petróleo (%)

64

Densidad aceite (ºAPI)

29

Viscosidad (cp) a Ty

1.3

Tabla 12 Información Técnica del reservorio Sara A (YPFB Chaco S.A.)

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CAPITULO IV EVALUACION TÉCNICA

La disminución de presión del campo Humberto Suárez Roca se debe a una larga vida de explotación, que causa la acumulación o tapones de líquidos en el fondo de los pozos dificultando su producción. El flujo de gas que naturalmente proporciona el yacimiento más los sistemas actuales de levantamiento de fluido no son superficiales para extraer todos estos líquidos por lo que se van acumulando en el fondo de los pozos provocando contrapresión al yacimiento y pérdida de producción. Instalar un sistema de Bombeo Hidráulico en el pozo en estudio, es una alternativa técnica y económica para extraer el hidrocarburo ya que tiene la ventaja adicional de aumentar la producción, así como reducir significativamente las emisiones de metano relacionado con las operaciones de purgado (despresurizado).

5.1

Pasos para la evaluación técnica del sistema de bombeo Hidráulico:

Paso 1:

Determinación de la viabilidad técnica de una instalación de

Bombeo Hidráulico

El sistema Bombeo Hidráulico es aplicable a un pozo en

específico del yacimiento en estudio, porque experimenta acumulación de líquido en el pozo, producen suficiente volumen de gas y la presión que se acumula en el casing es considerable para levantar fluidos del fondo hacia la superficie. Paso 2:

Considerar el costo de un sistema de Bombeo Hidráulico.

Los costos relacionados con el sistema a implementar incluyen el capital, los gastos de establecimiento, mano de obra, compra e instalación del equipo, así como el costo continuo para operar y mantener el sistema. Véase Capitulo VI

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Paso 3:

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Aspectos relacionados al Sistema Bombeo Hidráulico.

 beneficios adicionales y Reducción de costos Los costos que se evitan dependen del tipo de sistemas de eliminación, el evitar el tratamiento del pozo, la reducción del costo de energía eléctrico y el costo de tener menos servicios e intervenciones al pozo.  Tratamientos que se evitan en el pozo. El costo de tratamientos del pozo incluye los tratamientos químicos, las limpiezas microbianas y la eliminación de varillas del agujero del pozo. La información de pozos poco profundos muestra el costo de remedio de pozos incluyendo la remoción de varillas y la rehabilitación de la tubería. El costo de los tratamientos químicos (inhibidores, solventes, dispersantes, líquidos calientes, modificadores de cristales y agentes tensoactivos o surfactantes) se reportan como un mayor costo para mantener el pozo en las condiciones operables.

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5.2

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Aplicación matemática y dimensionamiento del diseño BH

DISEÑO DE BOMBEO HIDRAULICO LONGITUD DE LA TUBERIA 6890 PROFUNDIDAD DE LA BOMBA [pie] 6562 DIAMETRO EXTERIOR DE LA TUBERIA 2.875 DIAMETRO INTERIOR DE LA TUBERIA 2.441 DIAMETRO INTERIOR DEL CSG 6.094 PRESION EN LA CABEZA DEL POZO 100 FLUIDO MOTRIZ petróleo DENSIDAD DEL PETROLEO 34.7 GRAVEDAD ESPECIFICA DEL AGUA 1.05 RELACION GAS LIQUIDO 215 FRACCION DE AGUA 0.36 TASA DE Producción 40 PRESION DE FONDO 2122 PRESION DE FLUJO (BHP) Pwf 1422 CAUDAL DE FLUJO DESEADO BPD 200 TEMPERATURA DE CABEZA DE POZO °F 100 TEMPERATURA DE FONDO DE POZO °F 148 VISCOSIDAD A Ty 1.6 Tabla 13 Datos de Pozo HSR - 1

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5.2.1 Secuencia de cálculos Para desarrollar el método se opta por utilizar el método de los 24 pasos para hallar el diseño optimo del sistema 1. Fijar la presión superficial PT = 3500 PSI 2. Como valor inicial suponer una relación de flujo adimensional igual a 1. Este es utilizado únicamente para calcular las pérdidas de presión por fricción. M=1 3. Calcular el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su gravedad API 0.433 ∗ 141.5 𝐺𝑜 = 131.5 + °𝐴𝑃𝐼 𝐺𝑜 =

0.433 ∗ 141.5 131.5 + 34.7

Go= 0.369 psi/ pie 4. Calcular el gradiente de la presión del fluido producido, basado en los gradientes de petróleo y agua. 𝐺𝑠 = 𝐺𝑤 ∗ 𝑤𝑐 + (1 − 𝑊𝑐 ). ∗ 𝐺𝑜 𝐺𝑠 = 0.455 ∗ 0.36 + (1 − 0.36). ∗ 0.369 Gs= 0.398 Psi/pie 5. Estimar el factor de volumen de formación para el petróleo y el agua. 𝐺𝑂𝑅 1.2 𝐵𝑇 = [1 + 2.8 ∗ ( ) ] ∗ (1 − 𝑤𝑐 ) + 𝑊𝐶 𝑃𝑠 215 1.2 𝐵𝑇 = [1 + 2.8 ∗ ( ) ] ∗ (1 − 0.36) + 0.36 2122 BT= 1.283

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6. Calcular el caudal del fluido motriz, con base en la producción deseada y la relación de flujo adimensional, M. M=1 relación de flujo adimensional M 𝑄𝑁 =

𝑄𝑁 =

𝐺𝑆 ∗ 𝑄𝑆 ∗ 𝐵𝑇 𝐺𝑁 ∗ 𝑀

0.398 ∗ 200 ∗ 1.283 0.3686 ∗ 1

GN= Gradiente de fluido motriz que pasa a través de la tobera

𝐺𝑁 =

0.433 ∗ 141.5 = 0.3686 131.5 + 34.7

QN= 277.85 BPD

7. Utilizando la ecuación: 2.02 ∗ 10−6 ∗ 𝐿 ∗ ((𝐷1 + 𝐷2 ) ∗ µ)0.21 𝑃𝐹𝑁 = [ ] ∗ 𝐺 ∗ 𝑄1.79 𝐶 ∗ 𝐺 0.21 𝑃𝐹𝑁 = [

2.02 ∗ 10−6 ∗ 6890 ∗ ((2.441 + 0) ∗ 1.6)0.21 ] ∗ 0.369 ∗ 277.851.79 86.66 ∗ 0.3690.21 2

𝐶 = (𝐷1 − 𝐷2 ) ∗ ((𝐷1 2 − 𝐷2 2 ) ) ∗

𝐶 = (2.441 − 0) ∗ ((2.4412 − 02 )2 ) ∗

𝐷1 (𝐷1 − 𝐷2 )0.1

2.441 = 86.66 (2.441 − 0)0.1

PFN = 2.18

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8. Calcular la presión del fluido motriz en la tobera PN, como la suma de la presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz, menos la perdida de presión por fricción de este, en la tubería. Seleccionar una presión de superficie (Pt), usualmente se toma entre 2000 – 4000 psig con mayores presiones requeridas a mayores profundidades y con mayor valor de R y mediante la ecuación PN Asumiendo PFN =0 PN= PT + GN * D - PFN PN = 3500 + 0.3686*6890 – 0.1 PN = 6037.81 psi 9. Calcular la presión del fluido de retorno QD, como la suma de la tasa de producción y la tasa del fluido motriz. QD = Q N + Q S QD = (277.85 + 200) = 477.85 BPD 10. Calcular el gradiente del fluido de retorno GD, como un promedio ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido producido.

𝐺𝐷 =

𝐺𝐷 =

𝐺𝑆 ∗ 𝑄𝑆 + 𝐺𝑁 ∗ 𝑄𝑁 𝑄𝑁

0.3979 ∗ 200 + 0.3686 ∗ 277.85 277.85

GD = 0.3909 psi/pie

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11. Calcular la fracción de agua del fluido de retorno FWD , dependiendo si el fluido motriz es petróleo o agua con las siguientes ecuaciones:  Si el fluido motriz es petróleo: 𝐹𝑊𝐷 =

𝐹𝑊𝐷 =

𝑄𝑆 ∗ 𝐹𝑊 𝑄𝐷

200 ∗ 0.36 477.85

𝐹𝑊𝐷 = 0.151  Si el fluido motriz es agua: 𝐹𝑊𝐷 = 𝐹𝑊𝐷 =

𝑄𝑁 + 𝑄𝑆 ∗ 𝐹𝑊 𝑄𝐷

277.85 + 200. ∗ 0.36 86.97 𝑭𝑾𝑫 = 𝟎. 𝟕𝟑

12. Determinar la relación gas – líquido del fluido de retorno RGL. 𝑅𝐺𝐿 =

𝑄𝑆 ∗ (1 − 𝑊𝑐 ) ∗ 𝐺𝑂𝑅 𝑄𝐷

𝑅𝐺𝐿 = 57.68 𝑃𝐶/𝐵𝐿 13. Determinar la viscosidad del fluido de retorno µD, como un promedio ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo. µD=FWD * µW + (1-FWD)* µO µD=0.151 * 0.55 + (1- 0.151) * 2.5 = 1.44

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14. Determinar la presión de descarga de la bomba PD, como la suma de la presión hidrostática del fluido de retorno, la caída de presión por fricción en el conducto de retorno y la contrapresión en la cabeza del pozo. Si la rgl es menor que 10 pc/bl, determinar PFD con la ecuación 12.

𝑃𝐹𝐷 = [

2.02 ∗ 10−6 ∗ 6890 ∗ ((6.094 + 2.875) ∗ 1.6)0.21 ] ∗ 2860 ∗ 477.851.79 = 𝟎. 𝟐𝟑𝟎𝟔 𝑷𝒔𝒊 6863 ∗ 0.3810.21 𝐶 = (6.094 − 2.875) ∗ ((6.0942 − 2.8752 )2 ) ∗

2.875 (6.094 − 2.875)0.1

C = 2860 PD = PWh + GD * L * PFD PD = 100+ 0.3909 * 6890 + 0.2306 PD = 2724.92 PSI 15. Calcular un nuevo valor de la relación de presiones H 𝑃𝐷 − 𝑃𝑆 𝐻= 𝑃𝑁 − 𝑃𝐷 𝐻=

2724.92 − 1000 6037 − 2724

𝑯 = 𝟎. 𝟓𝟐

Tabla 14 Relaciones de áreas óptimas. Melo (2007). Levantamiento artificial

Se determina que el valor de Relación de áreas R será 0.3

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16. Basado en este valor determinar la relación de áreas optimas

Figura 16 Curvas H-M de Guiberson, Melo 2007. Levantamiento Artificial

R= 0.25 17. Determinar el nuevo valor de M

C1=2R ; C1=2*0.3= 0.6

𝐶2 =

(1−2𝑅)∗𝑅 2 (1−𝑅)2

𝐶2 =

(1−2∗0.6)∗0.62 (1−0.6)2

C3= (1- KTD)*R2 C4= 1 + KN C1

0.6

KTD

0.2

C2

0.073

KN

0.03

C3

0.075

C4

1.03

M

0.50

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18. Calculo del porcentaje de error Error= 41.041 % No existe convergencia El presente estudio, al carecer de margen de error matemático menor al 1% se debe volver a calcular los anteriores parámetros asumiendo un nuevo valor de M. A través de las respectivas iteraciones en la tabla xxx se presenta los resultados analizados: Valor de M Go psi/pie Gs Psi/pie Bt QN BPD GN C PF PN Psi QD bpd GD

psi/pie FwD FwD*

GLR [PC/BL] µd C PFD PD H R KTD KN M= % ERROR

1.000 0.900 0.800 0.600 0.500 0.607 0.369 0.369 0.369 0.369 0.369 0.369 0.398 0.398 0.398 0.398 0.398 0.398 1.283 1.283 1.283 1.283 1.283 1.283 277.052 307.836 346.315 461.753 554.104 456.428 0.3686 0.3686 0.3686 0.3686 0.3686 0.3686 86.664 86.664 86.664 86.664 86.664 86.664 2.181 2.633 3.251 5.442 7.541 5.330 6037.812 6037.360 6036.742 6034.552 6032.452 6034.663 477.052 507.836 546.315 661.753 754.104 656.428 0.381 0.380 0.379 0.378 0.376 0.378 0.151 0.142 0.132 0.109 0.095 0.110 0.732 0.748 0.766 0.807 0.830 0.805 57.688 54.191 50.374 41.586 36.494 41.924 1.442 1.451 1.462 1.486 1.500 1.485 2860.020 2860.020 2860.020 2860.020 2860.020 2860.020 0.231 0.258 0.294 0.414 0.523 0.408 2724.819 2719.719 2714.157 2701.391 2694.032 2701.880 0.521 0.518 0.516 0.510 0.507 0.511 0.300 0.300 0.300 0.300 0.300 0.300 0.200 0.200 0.200 0.200 0.200 0.200 0.030 0.030 0.030 0.030 0.030 0.030 0.590 0.594 0.598 0.607 0.613 0.607 41.041 34.053 25.278 1.221 22.520 0.005 Tabla 15 tabla de Cálculos iterativos

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19. Calcular la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, ML 𝑀𝑙 =

1 − 0.3 2122 0.3 ∗ √ 1.3 ∗ (6039 − 2122)

= 3.61

20. Si M < ML, no existe problema de cavitación, en tal caso continuar en el paso 24, entonces se tendrán problemas de cavitación, por lo que se requiere un ajuste y continuar con el paso siguiente. 21. Fijar M= ML y encontrar un nuevo valor la relación de áreas seleccionada para calcular un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de comportamiento de la figura 16 también se puede usar para encontrar el valor de H correspondiente a ML. El valor de R se debe mantener constante en los cálculos para evitar cavitación. 22. Se calcula la presión de operación superficial requerida para evitar la cavitación:

Ecuación 14: Presión de operación requerida para evitar cavitación.

23.

Se recalcula la Presión de operación regresando al paso 5

24.

Determinar el área de la tobera requerida para manejar la tasa de flujo motriz

calculada en el paso 6 despejando An de la Ecuación 1

456

𝐴𝑛 =

6037 − 2122 0.3686

= 0.0047𝑝𝑢𝑙𝑔2

832 ∗ √

AN=

0.0050 Kobe

AT=

0.0131

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Potencia requerida para la bomba de superficie

𝑯𝑷𝑻𝒓𝒊𝒑𝒍𝒆𝒙 =

𝟏. 𝟕 ∗ 𝟏𝟎−𝟓 ∗ 𝟑𝟓𝟎𝟎 ∗ 𝟒𝟕𝟕 𝟎. 𝟗

HPTriplex = 31.74 HP

Potencia requerida para bomba de fondo HPpj = 1.7 * 10-5 * ΔP * QD ΔP = PD – PS HPpj = 1.7 * 10-5 * (2701 – 1000) Psi * 656.42 BPD HPpj = 18 HP Con los cálculos realizados se observa que el pozo HSR – 1 Operando con una presión superficial de 3500 Psi y produciendo 200 BPD de crudo, necesita una bomba tipo Jet con un área de tobera de 0.0044 plg2 y un área de gargata de 0.0054 plg2 , lo cual significa que la relación entre el área de la tobera y de la garganta debe ser de 0.3 a su vez debe inyectar una tasa de fluido motriz de 477 BPD con una bomba de superficie de 31.74 HP de potencia y 18 HP para la bomba de fondo. Comercialmente encontrar una bomba tipo Jet con las áreas de tobera y garganta mencionadas es difícil puesto que las áreas son predeterminadas, por lo que se toman la tobera y la garganta más cercanas a las necesarias y se determina la mejor relación R para cada uno de los fabricantes.

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CAPITULO V EVALUACION ECONOMICA La metodología que se establece para decidir sobre la conveniencia de financiar o no un determinado proyecto, se conoce como evaluación. La evaluación económica de un proyecto mide el valor económico del mismo, de acuerdo a los costos proyectados en el horizonte de planeación, a través de indicadores de evaluación; que determinen las opciones óptimas de inversión. Las técnicas de evaluación (herramientas de decisión) permiten determinar si un proyecto generará flujos de efectivo positivos, al calcular el valor del proyecto desde el punto de vista económico y social. El proceso de evaluación se realiza de acuerdo a ciertos parámetros o indicadores, que a partir del resultado que se obtenga, podrá tomarse la decisión de aceptación o de rechazo del proyecto. Sin embargo, también existen ciertos elementos que deben ser considerados al momento de decidir llevar a cabo un proyecto. Algunos de estos elementos son: 

Pronóstico de producción



Precio del crudo (aceite y gas)



Costos de inversión



Costos de producción



Costos de operación y mantenimiento



Entre otros

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5.1. Pronóstico de Producción Conocer las reservas de aceite y gas, por cualquiera de los métodos conocidos, es importante por las expectativas que se tienen a futuro cuando se realiza un análisis económico de un proyecto, debido a que los pronósticos realizados son críticos para la evaluación que asegurará resultados consistentes. Como se estimó desde un principio este es de 200Bbl/dia extra. 5.2. Precio del Crudo El precio del crudo en el caso de Bolivia este es fijo 30$us/Bbl D.S. 27691 Incentivo a la Producción 6.23 $us neto por D.S. 28984

Tabla 16 Incentivo a Campos Petroleros. Fuente: elaboración del CEDLA sobre la base del BEN, Boletín Estadístico YPFB, 2010, Informe de Gestión 2010.

5.3. Costos de Inversión La inversión de capital, es la que genera beneficios y se usa para adquirir o mejorar activos, con el fin de aumentar la capacidad o mejorar la eficiencia de la empresa. La inversión de capital para la evaluación del proyecto está enlazada a los costos del equipo de fondo y la tubería del fluido motriz a utilizar para el bombeo hidráulico. 100

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En el bombeo mecánico no se hace una inversión de capital debido a que el pozo actualmente cuenta con un sistema de levantamiento por bombeo mecánico, y sus componentes, tanto de superficie como de fondo, se utilizarán en el proyecto, lo cual permite hacer un ahorro en la inversión de capital. El equipo a utilizar en fondo para el bombeo hidráulico es una bomba tipo jet. Este equipo se comprará nuevo. En superficie, se instalará doscientos (200) metros de tubería flexible de alta tensión de tres pulgadas y media (3 1/2"), una válvula de bola de tres (3) pulgadas, dos (2) bridas con cuello RTJ de tres (3) pulgadas y dos (2) conectores terminales de la tubería de tres pulgadas y media (3 1/2"). En la siguiente Tabla, se muestran los costos asociados a la inversión de capital de cada uno de los componentes a utilizar y su precio de venta, para realizar la instalación de la bomba jet y la tubería de inyección de fluido motriz.

Tabla 17 Costos de inversión de capital para la instalación de la bomba jet y la tubería de inyección de fluido motriz. (Cifras en USD).Fuente: Asesoría en Ingeniería de Petróleos. (A.I.P S.A.S.), Bogotá, Colombia, 2016. Modificado por los Autores.

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5.4. Costos de Operación Los costos de operación, como su nombre lo indica, son los gastos que se dan durante la operación para llevar a cabo el proyecto, y se dan por compras y servicios que se utilizan durante la operación diaria de la compañía. Los recursos se consumen durante la operación del proyecto. Para la instalación de la bomba tipo jet del bombeo hidráulico, es necesario el uso de un equipo de servicio a pozo (workover), que será suministrado por la compañía operadora; y para la instalación de la tubería del fluido motriz es necesario de un técnico y dos ayudantes. En las siguientes Tablas, se muestran los costos de las instalaciones de la bomba jet y la tubería de inyección del fluido motriz respectivamente.

Tabla 18 Costos

equipo de workover para la instalación de la bomba jet. (Cifras en USD).

Fuente: Asesoría en Ingeniería de Petróleos. (A.I.P S.A.S.), Bogotá, Colombia, 2016. Modificado por el Autor.

En la Tabla la tarifa de operación del equipo incluye: bomba triplex 300 HP, tanques con capacidad de quinientos (500) barriles, preventoras de siete un dieciseisavo de pulgada (7 1/16”) por cinco mil (5000) lpc, un acumulador de presión, caseta del Company man, planta eléctrica y herramientas de levante y manejo requeridas para la operación. Además está incluido el costo del personal del equipo.

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Tabla 19 Costos de la instalación de la línea de inyección del fluido motriz. (Cifras en USD). Fuente: Asesoría

en Ingeniería de Petróleos. (A.I.P S.A.S.), Bogotá, Colombia, 2016.

El mantenimiento Preventivo se realizará en base al criterio de cada 3 meses

Tabla 20 Costos de Mantenimiento Prevtivo

5.5 En otros (Régimen Impositivo) Los contratos de operación establecen que los ingresos obtenidos por YPFB, por la comercialización de hidrocarburos en punto de fiscalización, primero es destinado al pago de Regalías (12%), Participación del TGN (6%) e IDH (32%).

Tabla 21 Distribución de Renta entre el Estado y el titular. Fuente YPFB Casa Matriz y Elaboración Propia

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Tabla 22 Clasificación de Costos Recuperables. Fuente YPFB Casa Matriz y Elaboración Propia

5.6 Retribución al Titular Este será conformado por la Ganancia del Titular una vez sea descontado los impuestos y Regalías; sumado a los costos recuperables ya que YPFB asume 50 % de los costos de la inversión a esto se le sumará el incentivo

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Tabla 23 Calculo de la Retribución al Titular. Fuente YPFB Casa Matriz y Elaboración Propia

Descripción

Símbolo

Upstream Precio de Referencia IDH+Regalias Costo de Producción Utilidad Bruta del Titular Impuesto a las Utilidades Utilidad Neta del Titular IVA a la Producción Incentivos en NOCRES

Por Rubros En Detalle Auxiliares Valor Unidad Valor Unidad Valor Unidad

PR IDH+REG CPr Ubt IUE UN IVA

30 $us/bbl 15 $us/bbl 5,77 $us/bbl 9.23 $us/bbl 2.31 $us/bbl 6.92 $us/bbl 4,05 $us/bbl 6,23 $us/bbl

Tabla 24 Calculo de Retribución Titular en Detalle. Fuente YPFB Casa Matriz y Elaboración Propia

5.6 Análisis Financiero Descripción

Producción 200 Bbl/dia

Inversión Precio de Referencia IDH+Regalias Costo de Producción Utilidad Bruta del Titular Impuesto a las Utilidades IVA a la Producción Utilidad Neta del Titular Incentivos en NOCRES Retribución al Titular Retribución al Titular Actualizado VAN ACUMULADO

Mes 1

Mes 2

Mes 3

Mes 4

Mes 5

Mes 6

-187710 18000 0 180000 180000 180000 180000 180000 90000 -90000 -90000 -90000 -90000 -90000 40620 -40620 -41298 -40620 -40620 -41298 49380 49380 48702 49380 49380 48702 12345 -12345 -12345 -12345 -12345 -12345 24300 -24300 -24300 -24300 -24300 -24300 12735 12735 12057 12735 12735 12057 37380 37380 37380 37380 37380 37380 50115

50115

49437

50115

50115

49437

49619 13809 -187710 1

49128

47983

48160

47683

46572

-88964

-40981

7179

54861 101433

Tabla 25 Retribución del Proyecto

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Mes 7

Mes 8

Mes 9

180000 -90000 -40620 49380 -12345 -24300 12735 37380

180000 -90000 -40620 49380 -12345 -24300 12735 37380

180000 -90000 -41298 48702 -12345 -24300 12057 37380

180000 -90000 -40620 49380 -12345 -24300 12735 37380

180000 -90000 -40620 49380 -12345 -24300 12735 37380

180000 -90000 -41298 48702 -12345 -24300 12057 37380

Retribución al Titular

50115

50115

49437

50115

50115

49437

Retribución al Titular Actualizado VAN ACUMULADO

46743

46280

45202

45368

44919

43873

148176

194456

239658

285027

329946

373819

Descripción Inversión Precio de Referencia IDH+Regalias Costo de Producción Utilidad Bruta del Titular Impuesto a las Utilidades IVA a la Producción Utilidad Neta del Titular Incentivos en NOCRES

Mes 10

Mes 11

Mes 12

Tabla 26 Retribución del Proyecto

5.6.1 Valor Actual Neto VAN El Valor Actual Neto es de 373819 $us 5.6.2 Periodo de recuperación de la Inversión PRI El Periodo es de 3 meses y 26 dias 5.6.3 Análisis Costo Beneficio B/C El Análisis es de 1,99

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CAPITULO VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1

Conclusiones  En base a los resultados obtenidos en el análisis técnico de este trabajo se concluyó que las bombas adecuadas para este sistema son las Jet, para el pozo HSR – 1, está ligeramente sobredimensionada, puesto que por buena práctica se puede obtener mayor producción, trabajando con los mismos equipos de superficie con los que actualmente se trabaja.  En base a los resultados obtenidos del análisis técnico del proyecto se concluyó que las bombas Jet óptimas para la implementación del sistema, el pozo HSR – 1 tendría una inyección de 277 Barriles de fluido motriz para una producción estimada de 200 BPD.  Con el sistema Bombeo hidráulico, se reducen los trabajos de mantenimiento para los pozos que producen por gas Lift, y las operaciones de despresurizado para los pozos que producen por flujo natural, aprovechando de mejor manera la energía del reservorio.  El reservorio Sara, a pesar de ser un campo maduro representa nuevas perspectivas en la explotación de hidrocarburos con el manejo adecuado y la aplicación de nuevas tecnologías de explotación como el sistema de Bombeo Hidráulico, alcanzando niveles de producción atractivos para este tipo de campo.

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6.2

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Recomendaciones  Según el estudio tanto técnico como económico realizado, se recomienda implementar el sistema Bombeo Hidráulico en el pozo escogido.  Con el fin de mejorar la confiabilidad en una futura selección de pozos para implementar un nuevo sistema de levantamiento artificial se recomienda actualizar los datos de pozos, sobre todo en aquellos que poseen mayor producción.  Invertir en la implementación del sistema de levantamiento por Bombeo Hidráulico en el campo Humberto Suárez Roca, debido a que se recupera la inversión en un corto tiempo, y genera ganancias para la empresa operadora con la reducción de costos de producción.  Se recomienda instalar el sistema en conjunto con un cambio de tuberías de producción para evitar futuros problemas con la comunicación entre el tubing y el casing, u obstrucciones en el recorrido de la mezcla de fluido motriz y fluido producido.  Se recomienda seguir la secuencia propuesta en este trabajo para su implementación del sistema de elevación para obtener resultados calculados ya que, existen parámetros sensibles su operación.

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ANEXOS

Anexo 1 Estado Sub-Superficial HSR - 1. YPFB CHACO S.A.

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Anexo 2 Relación de tamaño entre boquilla y garganta para diferentes marcas, Smart, Jet pump Selection

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Anexo 3 Relaciones de áreas y anulares de garganta para bombas Guiberson. Smart, E. (1985). Jet Pump Geometry Selection. Texas

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Bibliografía Córdova, G. (2003). SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO. Quito. Cunningham, R. G. (1995). Jet Pump Cavitation. Chen, S. S. (2010). Parametric Design and application of jet pumpings in an ultradeep Heavy oil Reservoir. Dresser Oil Tools. (s.f.). Introducción al Bombeo Hidráulico. Figueroa, R. (2011). Estudio del sistema de Bombeo Hidraulico en el campo Lago Agrio para incrementar su producción. Quito. G., A. J. (1953). Manual de hidráulica. Gómez, J. A. (2013). Bombeo hidráulico tipo jet. Kobe INC. (1986). introducción al bombeo hidráulico. Lea, J. F. (1999). Selection of artificial Lift. SPE 52157. M Corrales, F. I. (2001). CURSO: Sistemas De Levantamiento Artificiales. Oilwell Hydraulics INC. (1999). technical book. OTIS . (1982). Production equipment and services Handbook. Perez J. Carlos. (2011). Alternativas en el bombeo hidráulico tipo Jet para optimizar la producción de Hidrocarburos. Petrie, H. L. (1984). Jet pumping oil wells. . World Oil Magazine. Vasquez, G. S. (2012). EOR inyeccion de CO2 al campo HSR. Chuquisaca.

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