SISTEMAS BM BCP Bes

 

  INGENIERIA PETROLERA

SISTEMAS ARTIFICIALES DE EXPLOTACION

DISEÑO Y SELECCIÓN DE SAE PARA UN POZO PETROLERO

 

ORDEN:

Seleccionar el sistema artificial (BM, BCP, BES) INFORMACION: 1) Recopilar y analizar la información a) Prueba de producción Presión de fondo estática (pws): 2000 psia a 5959 ft Presión de fondo fluyendo (pwf): 1500 psia Presión en cabeza (pwh): 200 psi Ritmo de producción: 474 bpd (85% aceite) RGA: 350 cf/bl Temperatura de fondo: 170 °F Presión de saturación: 2000 psia (empuje por gas disuelto) b) Tipo de fluidos Densidades  Aceite: 30 °API , 0.876  Agua: 1.02 Gas: 0.75 Nota: el pozo no produce fluidos corrosivos c) Estado mecánico TR: 5 ½ “OD  TP: 2 3/8” OD 

Intervalo disparado: 5900-5970 ft, 6000-6030 ft d) Datos complementarios: Sistema de potencia: voltaje primario: 7200/12470

 

Selección de SAE.

La selección del equipo, debe estar basado en las características de todo el sistema. 1. Pruebas de Producción Los datos del comportamiento de flujo en el yacimiento y en la tubería vertical, establecen la capacidad máxima de producción del pozo y la presión de fondo fluyendo para cualquier gasto menor que el máximo. Este comportamiento se describe con las presiones estáticas y de fondo fluyendo, medidas a una profundidad conocida, y con el gasto correspondiente. Si no existe presencia de gas, los niveles estático y dinámico del fluido son suficientes, en lugar de las presiones. La presión de fondo fluyendo para cualquier otro gasto, se determina con los gastos de la curva de comportamiento de flujo, calculadas mediante: a) Línea recta del IP, utilizado cuando no hay gas presente o cuando todo el gas se encuentra en solución a la profundidad del intervalo productor. b) Curva de IPR utilizada cuando la presión de fondo fluyendo es inferior a la de saturación, lo que implica la presencia de gas libre en el yacimiento. Cuando se tiene gas presente los datos como la temperatura de fondo fluyendo y en la cabeza son necesarios. La cantidad de gas en solución y el volumen de gas libre son sensibles a la variación de temperatura, y cambian continuamente durante su trayectoria por la T.P. También la selección del material para el cable conductor, queda afectada por la temperatura del medio ambiente al que está expuesto. 2. Tipos de Fluidos Producidos. Es de gran importancia el análisis de datos de pruebas PVT aun para cuando el fluido producido no tenga presencia de gas, y si los datos no se tienen disponibles, entonces es válido recurrir a las correlaciones; para las que se deberán conocer parámetros como densidad relativa del agua y gas, la densidad API del aceite, el porcentaje de agua producida y las RGA. Los datos obtenidos ya sea por pruebas PVT o correlaciones influyen directamente sobre la demanda de potencia al motor y la viscosidad, además, influye sobre las curva de comportamiento de las bombas. 3. Estado Mecánico del Pozo. La importancia que tiene el estado mecánico radica en que podemos determinar los diámetros de tubería que fueron manejados en el pozo, con esto puede ser determinado el diámetro máximo del motor y bomba que serán introducidos al pozo. La importancia radica en hacer la instalación más eficiente, conforme los diámetros de motor y bomba sean mayores.  Así también, podemos determinar la colocación del aparejo el cual debe ir acorde a la profundidad media del intervalo disparado, en caso de una instalación tradicional. En el caso de que la zona disparada quede por arriba de la bomba, se requiere una instalación especial, la cual consiste en colocar una camisa de recubrimiento a lo largo del aparejo, para obligar a los fluidos a pasar por la parte externa del motor para su enfriamiento. 4. Datos Complementarios. Otra información indispensable para el diseño del aparejo que no tiene que ver con el yacimiento ni el pozo, se refiere al voltaje disponible el suministro energía delalos transformadores y otros componentes eléctricos. Los (Hz) depara la corriente, quedegobiernan velocidad del motor y el

 

rendimiento de la bomba. El tamaño y tipo de rosca para la elección de la válvula de contra presión, la de drene, la extensión de la mufa y la bola colgadora . Los 3 sistemas que se nos dan a escoger son los siguientes: Bombeo mecánico. Bombeo por cavidades progresivas. Bombeo eléctrico sumergible.  Analizando los datos, nos damos cuentas que son amigables a los SAE, pozo vertical, donde las curvaturas no afectan las varillas, relativamente bajo rga benéfico para bombas que manejan bajas cantidades de gas, el pozo no produce fluidos corrosivos, temperatura promedio, no es demasiado alta como para perjudicar el funcionamiento. Basados en estos datos pues podría seleccionarse cualquier bomba, pero también se selecciona en cuanto a ventajas y no solo a desventajas. El Bombeo mecánico tiene como ventaja la producción de aceites viscosos a bajos gastos, además de que se vería limitado el ritmo de producción alto que vamos a manejar debido a la profundidad, esta es demasiado grande como para acarrear este rp, el aceite producido se asume es de baja viscosidad, por lo tanto el uso de un Bombeo mecánico basado en estos argumentos, es, invalido. El bombeo mecánico por cavidades progresivas tiene como ventaja principal el levantamiento de aceites muy viscosos y este no es el caso, además de que el estado mecanico no permite la selección de la bomba optima por que la requerida tiene un drift mayor al ID de la TP (ID = 1.995 por tablas de tamsa) y se estaría forzando la bomba al levantar un volumen mayor al que fue diseñado y si se selecciona la inmediata mayor estaría de cierta manera sobre-diseñada. De esta manera queda también descartado. El bombeo electro sumergible tiene como ventaja trabajar en altas profundidades y trabaja con altos ritmo de producción, que para nuestro pozo es el caso, relativamente porque también trabaja con rp mucho mayores. Por lo cual se diseñara una bomba de un SAE de bombeo electro centrifugo para levantar 770 BPD.

 

DISEÑO DE LA BOMBA CDT = PROFBOMBA +PWH+DPF-SUMERGENCIA Como pre-requisito se sitúa a la bomba a 5850 ft Se considera una densidad única del aceite para facilitar el cálculo de 7.3 ppg Una pwh = 200 psi Caída de presión por método grafico = 10 ft aprox. Sumergencia = 300 psi CDT = (5850 ft x 0.052 x 7.3 ppg) + (200 psi) + (10ft x 0.052 x 7.3)  – (300 psi) CDT = 2125 PSI De la gráfica de potencia, eficiencia Capacidad de carga= 2750 por 100 etapas = 27.5 # Etapas = 2125/27.5 # Etapas = 78 etapas Con una potencia en HP Potencia = (HP/ETAPAS)X TOTAL ETAPAS P= (40/100) X (78) X 0.876 P = 28 HP CON una eficiencia de 40 %