ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DEL BOMBEO...

UNIVERSIDAD UTE

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DEL BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE MEDIANTE ANÁLISIS NODAL DE

LOS POZOS: TPTD-049, TPTD-050, TPTD-053, DEL CAMPO

“TIPUTINI”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

JOSELYN DAYANNA VELOZ VARGAS

DIRECTOR: ING. IVÁN ANDRADE HERRERA, M.Sc

Quito, octubre 2018

© Universidad UTE. 2018

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 1718802059

APELLIDO Y NOMBRES: Joselyn Dayanna Veloz Vargas

DIRECCIÓN: Av. Amaru Ñan y Quipuc, pasaje 7

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO:

TELÉFONO MÓVIL: 0998680892

DATOS DE LA OBRA

TITULO:

Análisis Técnico-Económico del bombeo

electrosumergible mediante análisis nodal de los

pozos: TPTD-049, TPTD-050, TPTD-053, del

campo “Tiputini”.

AUTOR O AUTORES: Joselyn Dayanna Veloz Vargas

FECHA DE ENTREGA

DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN:

23 de octubre del 2018

DIRECTOR DEL

PROYECTO DE

TITULACIÓN:

Ing. Iván Andrade Herrera

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE

OPTA: Ingeniero de petróleos

RESUMEN:

El objetivo de este estudio fue realizar un análisis técnico económico de la eficiencia del bombeo electrosumergible mediante análisis nodal de los pozos: TPTD-049, TPTD-050 y TPTD-053 del Campo Tiputini. Se evaluó la producción de los pozos mediante los parámetros petrofísicos más importantes como: presiones, gravedades específicas, relación gas-petróleo, profundidades; también historiales de producción y análisis nodal, con las que se

mailto:[email protected]

DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTO

A Dios, por su inmenso amor, por darme las fuerzas necesarias en el

trayecto de mi vida, mantenerme saludable y bendecirme alcanzando mis

metas como profesional y ser humano.

A Olga Vargas, mi madre por ser una madre inigualable que con su gran

amor supo sacarme adelante ante cualquier adversidad. A ella por ser la luz

en mi camino que con sus grandes cuidados me convirtió en la persona que

soy ahora. Gracias por estar siempre a mi lado, por tu apoyo incondicional y

amarme tal y como soy.

A Eduardo Veloz, mi padre por estar presente en mi vida y su apoyo

incondicional en el desarrollo de mi tesis. Gracias por su inmenso cariño y

ayudarme a llegar a donde estoy.

A Anita Lara, tu compañía ha sido una bendición del cielo en mi vida.

Gracias mamita por ser mi motor todos los días, una segunda madre, una

fortaleza en los momentos de crisis, un ejemplo admirable de madre.

Gracias por tu amor incalculable que siempre me has brindado, por guiar

mis pasos desde pequeña, preocuparte por mí y encaminarme con tus

valores.

A Kiara Veloz, mi hermana por ser mi amor chiquito que llego a mi vida hace

siete años para motivarme a conseguir mis sueños y metas. Gracias a tu

amor desinteresado, a tus sonrisas, a tu ternura desmedida, a tus

travesuras, a tu compañía y a tu forma tan especial de decirme siempre

estaré junto a ti.

A Cynthia Núñez, mi tía del corazón por enseñarme cada día a ser un mejor

ser humano, a esforzarme por lo que quiero conseguir y ayudarme de

manera incondicional en cualquier momento. Gracias por ser un pilar

fundamental en mi vida y quererme como una verdadera sobrina

A Susana Veloz, mi madrina que siempre ha estado cuando más la he

necesitado al igual que mis primas Alison y Melany .Gracias por formar parte

de mi vida, animarme a salir adelante, escucharme en los momentos más

difíciles y por su cariño verdadero.

i

DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTO

Al Ing. Daniel Orellana, Ing. Iván Andrade, Ing. Fausto Ramos y al Ing. Raúl

Baldeón por su colaboración en mi trabajo de titulación, por sus enseñanzas

dentro de las aulas de clases y guiarme por el camino del éxito para alcanzar

mi meta de ser Ingeniera de Petróleos.

A la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), por ser un

lugar de aprendizaje y crecimiento profesional durante mis prácticas

profesionales y trabajo de titulación.

A Grace Bedoya, Karen Baldeón, Briguitte Proaño, Nicole Izquierdo, Jorge

Salazar y Andrés Landeta por ser mis amigos incondicionales, por apoyarme

en los problemas, disfrutar conmigo momentos inolvidables y quererme con

mis virtudes y defectos.

A él, por haber sido mi inspiración, una luz en mi camino, una esperanza en

mi corazón, por ser mi complemento perfecto, por ser mi hogar en momentos

de crisis, por preocuparse por mis problemas, por animarme a ser mejor, por

darme experiencias que me hicieron más fuerte y ayudarme a crecer de su

mano mientras estuvo a mi lado, sé que quiso lo mejor para mí.

ii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

1.1 OBJETIVOS 9

1.1.1 OBJETIVO GENERAL 9

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 9

2. METODOLOGÍA 10

2.1 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS TPTD-49,

TPTD-50 Y TPTD-53 10

2.1.1 EVALUACIÓN DE LOS POZOS MEDIANTE LA TÉCNICA

DEL ANÁLISIS NODAL 10

2.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA BOMBA 11

2.2.1 ANÁLISIS DE LA EFICIENCIA DE LA BOMBA 17

2.3 ANÁLISIS ECONÓMICO 18

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 19

3.1 ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN 19

3.1.1 EVALUACIÓN DE LOS POZOS MEDIANTE LA TÉCNICA

DE ANÁLISIS NODAL 21

3.3 DISEÑO DE LA BOMBA 26

3.3.1 ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO

DE LAS BOMBAS INSTALADAS 31

3.3.1.1 Bomba S8000N instalada en los pozos TPTC-049 31

3.3.1.2 Bomba S8000N instalada en el pozo TPTD-053 33

3.3.1.3 Bomba ESP TG70000 instalada en el pozo TPTD-050 34

3.3.2 ANÁLISIS DE LAS NUEVAS BOMBAS 36

3.3.2.1 Pozo TPTD-049 con la bomba RC1000 36

3.3.2.2 Pozo TPTD-050 con la bomba TD460 37

iii

PÁGINA

3.3.2.3 Pozo TPTD-053 con la bomba DN1800 39

3.4 ANÁLISIS ECONÓMICO 40

3.4.1 PRESUPUESTO DE LAS BOMBAS INSTALADAS 42

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 52

4.1 CONCLUSIONES 52

4.2 RECOMENDACIONES 53

5. BIBLIOGRAFÍA 54

6. ANEXOS 57

iv

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Producción de los tres pozos del Campo Tiputini 19

Tabla 2. Condiciones petrofísicas del pozo TPTD-049, TPTD-050,

TPTD-053. 22

Tabla 3. Resultados de análisis nodal del pozo TPTD-49 22

Tabla 4. Resultados de análisis nodal del pozo TPTD-50. 23

Tabla 5. Resultados de análisis nodal del pozo TPTD-53. 23

Tabla 6. Condiciones de producción del pozo TPTD-49 23



Tabla 9. Gravedad especifica del petróleo y la mezcla 27

Tabla 10. Resultados para el diseño de bomba del pozo TPTD-49 27

Tabla 11. Resultados del gas para el diseño de bomba del pozo

TPTD-49 28



TPTD-50 29



TPTD-53. 30

Tabla 16. Datos de la bomba instalada en el pozo TCPD-049 32



Tabla 19. Condiciones de la bomba RC1000 del pozo TPTD-049 36

Tabla 20. Cálculos de potencia de la bomba RC1000 con caudal de

operación 37

Tabla 21. Condiciones de la bomba TD460 del pozo TPTD-050 38

Tabla 22. Cálculos de potencia de la bomba TD460 con caudal de

operación 38

Tabla 23. Condiciones de la bomba DN1800 del pozo TPTD-053 39

Tabla 24. Cálculos de potencia de la bomba DN1800 con caudal de

operación 40

v

Tabla 25. Costos del pozo TPTD-049 40

Tabla 26. Costos del pozo TPTC-050 41

Tabla 27. Costos del pozo TPTC-053 41

Tabla 28. Presupuesto de reacondicionamiento de la bomba

REDA S8000N del pozo TPTD-049 42

Tabla 29. Presupuesto de instalación de la Bomba RC 1000 del

pozo TPTD-049 43

Tabla 30. Ahorro de costos del pozo TPTD-049 44

Tabla 31. Presupuesto de reacondicionamiento de la bomba

ESP TG7000 del pozo TPTD-050 45

Tabla 32. Presupuesto de instalación de la bomba RC TD460 del pozo

TPTD-050. 46


Tabla 34. Presupuesto de reacondicionamiento de la bomba REDA

S8000N del pozo TPTD-053 48

Tabla 35. Presupuesto de instalación de la bomba DN1800 del pozo

TPTD-053 49


Tabla 37. Ahorro de la propuesta por año 51

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Equipo de Bombeo Electrosumergible (BES) de fondo y

superficie 4

Figura 2. Vida Productiva y tendencia lineal del pozo TPTD-049 19



Figura 5. Método de IPR compuesto para el pozo TPTD-49 24

Figura 6. Método de IPR compuesto para el pozo TPTD-050 25

Figura 7. Método de IPR compuesto para el pozo TPTD-53. 26

Figura 8. Gráfica de comportamiento de la bomba S8000N en el pozo

TPTD-049 31

Figura 9. Curvas del Comportamiento de la bomba instalada en el

pozo TPTD-049 32

Figura 10. Gráfica de comportamiento de la bomba S8000N en el

pozo TPTD-053 33

Figura 11. Curvas del Comportamiento de la bomba instalada en el

pozo TPTD-053 33

Figura 12. Gráfica de comportamiento de la bomba TG7000 en el

pozo TPTD-050 34

Figura 13. Curvas del Comportamiento de la bomba en el pozo

TPTD-050 35

Figura 14. Gráfica de comportamiento de la bomba RC1000 36

Figura 15. Gráfica de comportamiento de la bomba TD460 37

Figura 16. Gráfica de comportamiento de la bomba DN1800 39

vii

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO 1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DE FONDO DEL

POZO TPTD-049 57


POZO TPTD-050 58


POZO TPTD-053 59

ANEXO 4. DIAGRAMA PROPUESTO DE COMPLETACIÓN DE

FONDO DEL POZO TPTD-049 60





1. INTRODUCCIÓN

3

1. INTRODUCCIÓN

El bombeo electrosumergible forma un sistema artificial importante en el

Ecuador para la extracción del crudo. En el campo Tiputini se trabaja con

bombas electrosumergibles y al ser un campo estratégico para la

producción petrolera necesita un análisis técnico-económico como el

presente trabajo para conocer el funcionamiento de las bombas. Al ser las

bombas parte fundamental del equipo electrosumergible se debe

aprovechar su eficiencia y ventajas competitivas y comprobar si está

trabajando dentro de los parámetros óptimos y si no es de esta manera

realizar cambios y lograr incrementar la producción del campo.

El sistema de Bombeo Electrosumergible es uno de los sistemas más

utilizado en el campo petrolero, en el Campo Tiputini constituye el principal

sistema de Levantamiento artificial. Este campo produce grandes cantidades

de petróleo, siendo uno de los campos con mayor aporte a la producción

diaria del país, por tal razón es necesario un estudio de la eficiencia de las

bombas el cual nos llevara a un estudio económico el cual nos dará costos

de operación óptimos y a la vez un ahorro en la extracción de petróleo al

utilizar de manera apropiada las bombas electrosumergibles (Ortega, 2015).

Este sistema de levantamiento es muy eficiente, generalmente es usado en

reservorios potencialmente rentables, con alto índice de productividad, alta

relación agua – petróleo, baja relación gas – líquido y en pozos profundos;

con el objeto de manejar altas tasas de fluido (Cachumba, 2017).

Al ser el bombeo electrosumergible el sistema con mejor eficiencia y gran

uso en el país, se debe dar un adecuado funcionamiento y rendimiento a

todo el diseño del sistema de levantamiento artificial para eso se realiza el

presente estudio técnico y económico el cual plantea un rediseño del

sistema y a la vez un incremento de la producción de los respectivos pozos.

El sistema de bombeo electrosumergible tiene un rango de capacidades, que

va desde 100 a 30000 BPPD, trabaja a profundidades entre los 5000 pies y

15000 pies, el rango de eficiencia está entre 18% – 68% y son usadas en

pozos tanto verticales como desviados o inclinados (Cachumba, 2017).

Este método de levantamiento artificial produce grandes cantidades de flujo

a distintas condiciones del pozo cuyos resultados han sido excelentes en

pozos gasíferos, con fluidos abrasivos, diámetros reducidos, pozos con altas

temperaturas entre otros. La función principal del proceso integrado es el de

levantar fluido desde el fondo del pozo hasta superficie, mediante la rotación

centrífuga de una bomba instalada en subsuelo, consta de un motor eléctrico

el cual está ubicado en el fondo del pozo y es quien brinda la potencia

4

necesaria a la bomba para su funcionamiento. El sistema de bombeo

electrosumergible posee equipos fáciles de manipular y a la vez de alto

costo, lo cual hace su trabajo de extracción de petróleo eficiente y de gran

rentabilidad (Melo, 2014).

Las partes del sistema de levantamiento se dividen en dos grupos: los

componentes de superficie y los componentes de fondo como se puede ver

en la Figura1 y se detalla en los siguientes párrafos. El mecanismo de este

sistema de levantamiento se realiza con una bomba centrifuga multi-etapas

que está ubicada en el fondo, esta bomba eleva el fluido del pozo hasta la

superficie. La bomba es accionada por energía eléctrica que proviene de un

motor de fondo conectado por cables eléctricos a un tablero de control que

se encuentra en la superficie y controla su funcionamiento (Ortega, 2015).

Figura 1. Equipo de Bombeo Electrosumergible (BES) de fondo y superficie

(Guerrón, 2013)

El cabezal del pozo está diseñado para mantener la integridad del pozo en el

cual se encuentra la conexión eléctrica entre el equipo de superficie y el

equipo de fondo mediante un conector de potencia que alimenta el motor y

las conexiones entre los elementos de fondo (Pesántez, 2016).

5

El transformador provee al controlador del motor la energía necesaria para

su funcionamiento mediante corriente alterna. Los trasformadores usados

para los pozos que producen con bombeo electrosumergible son de dos

tipos: reductor y elevador multi-taps. El primer transformador disminuye el

voltaje para que trabaje de mejor manera el variador de frecuencia mientras

que el segundo transformador aumenta el voltaje desde el variador hacia el

motor (Cachumba, 2017).

La caja de venteo es un instrumento de venteo que elimina cualquier tipo de

gas que este en la armadura de protección del cable trifásico de potencia

que proviene del pozo evitando que llegue al panel de control lo cual puede

provocar una explosión. También llamada caja de empalme que posee

puntos de prueba que facilita las mediciones eléctricas (Ortega, 2015).

El variador de frecuencia es un equipo que controla la velocidad de rotación

del motor, por lo que si se incrementa la frecuencia también incrementará la

velocidad del motor y por ende su producción a mayor caudal. Puede operar

tanto con motores asincrónicos como con motores de imán permanente para

producción de hidrocarburos y sistemas para inyección de agua

(Castellanos, 2014).

Los motores de inducción son dispositivos que transforman energía eléctrica

en energía mecánica, induce voltajes y corrientes en el rotor. Desde el punto

de vista mecánico, el motor de inducción, se compone de dos grandes

conjuntos de piezas un estator y un rotor. Estos motores eléctricos que

operan con este levantamiento artificial son trifásicos de tipo jaula de ardilla,

de dos polos. La operación de estos motores oscila entre los 230 y los 5000

volts. El amperaje puede variar entre los 12 y los 200 Amperes (Escalante,

2015).

El sensor es un elemento electrónico acoplado en la parte inferior del motor

capaz de realizar monitoreo a través de un sistema SCADA y obtener

información en superficie en tiempo real. Los datos recolectados enviados a

través del cable de potencia mediante una señal eléctrica son: presión y

temperatura a la entrada de la bomba, presión y temperatura a la descarga

de la bomba, temperatura del motor, presión y temperatura del fondo del

pozo, resistencia de aislamiento del sistema, caudal de flujo en la descarga

de la bomba, presión anular, presión en la cabeza del pozo y corte de agua

en la descarga de la bomba (Castellanos, 2014).

La bomba centrifuga es una maquina cuya función básica es la de mover los

fluidos del pozo con un incremento de presión necesaria para que los fluidos

lleguen a superficie en la cabeza del pozo. Las bombas centrífugas son de

múltiples etapas, y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un difusor

6

estacionario. El volumen de fluido producido tiene gran relación con el

tamaño de etapa que se use, la carga o presión que la bomba genera

depende del número de etapas y de este número depende la potencia

requerida (Sánchez, 2010).

El protector es un componente ubicado entre el motor y la bomba conocido

como sello, el permite igualar la presión entre el motor y el anular lo cual

lleva a un buen funcionamiento del motor al evitar el paso del fluido del pozo

hacia él. Otra de las funciones es el suministro de un depósito de aceite para

el motor y compensar la expansión y contracción del fluido lubricante durante

los arranques y paradas del equipo eléctrico (Pozo, 2013).

El cable de potencia es un conductor eléctrico que permite transmitir energía

eléctrica hacia el motor eléctrico. Este elemento es resistente al deterioro y

va fijo a la tubería de producción por medio de flejes o protectores para

cable, por ende sus características físicas y eléctricas deben mantenerse

intactas aún en las peores condiciones de operación (Constante, 2002).

El separador de gas es un componente ubicado entre la bomba y el protector

en pozos con elevada relación gas-petróleo, siendo un factor importante

para evitar que el gas libre dentro de la bomba supere el 10%.Si el gas libre

sobrepasar este valor, afectara el funcionamiento y aumentara los daños en

la bomba como la cavitación o bloqueo por gas en la bomba (Constante,

2002).

Identificar los elementos que conforman el sistema de bombeo

electrosumergible ayudan a diseñar y seleccionar una bomba siguiendo

pasos básicos que permitan calcular las variables de diseño de una

instalación como: los datos de producción de pozo, potencial de producción

(Caudal máximo de extracción), carga dinámica total (TDH), selección del

tipo de bomba, dimensiones de la bomba (número de etapas), selección del

motor (potencia), selección del cable eléctrico de potencia, selección del

Transformador y Tablero. También se debe obtener datos para el análisis del

pozo como: caudal bruto actual, porcentaje de agua, densidad del fluido,

nivel dinámico, nivel estático, presión de boca de pozo, intervalo de

punzado(s), diámetro del Casing y diámetro del Tubing. Las características

nombradas anteriormente forman un conjunto de parámetros importantes en

el diseño y selección de la bomba, debido a que estos pueden alterar el

funcionamiento de la bomba (Ortega, 2015).

Al conocer sobre el estado en que se encuentran los pozos estudiados,

contar con historiales de producción, reacondicionamientos, cálculos de IPR

ayudara a realizar estudios de análisis nodal siendo una técnica que utiliza

las variables más esenciales para evaluar las condiciones de los pozos en

7

cuestión de producción. El análisis nodal se utiliza para optimizar el diseño

de la terminación con el fin de que se adecue el potencial de producción del

yacimiento y para establecer los límites presentes en el sistema de

producción y cualquier mecanismo de mejoramiento de la eficiencia de la

producción (Schlumberger, 2015).

Diferentes problemas se pueden descubrir con la aplicación del análisis

nodal, pero es necesario identificar los problemas que ocurren en los

equipos de bombeo electrosumergible como problemas por su naturaleza,

los cuales son mecánicas, eléctricas y de pozo; también existen fallas según

el procedimiento al que está sometido el equipo como en el transporte,

ensamble e instalación del equipo de Bombeo electrosumergible. El Bombeo

electrosumergible es un levantamiento artificial completo y de gran potencial

por tal razón los problemas que existan disminuyen su eficiencia, al aplicar el

estudio de análisis nodal hará que el bombeo electrosumergible sea de

mejor rendimiento y con excelentes resultados. Cuando existe un alto BSW,

elevadas temperaturas y gran presión podremos entender que existe un gran

problema en el potencial de los pozos el cual no se está aprovechando

adecuadamente por tal razón realizar un análisis nodal en pozos en los

cuales actúa el sistema de bombeo electrosumergible será beneficio en

cuestión del rendimiento del pozo (Constante, 2002).

El análisis nodal consiste en encontrar el caudal único que un sistema

hidráulico puede manejar, si se conocen las presiones a la entrada y salida

del mismo. En el análisis nodal existen dos curvas representativas mediante

las cuales se puede interpretar el comportamiento productivo de un pozo, se

las conoce como: curva de Inflow (oferta) y representa la presión de llegada

de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción, y la curva

de Outflow (demanda), es la presión requerida a la salida del nodo en

función del caudal de producción. Las oportunidades del análisis nodal para

buscar un mejor rendimiento en los pozos se dan mediante estas variables

de “Outflow” o Demanda y en variables del “Inflow” u oferta; para finalmente

seleccionar la mejor alternativa de eficiencia del pozo (Polo, 2013).

El software PIPESIM ayudara a determinar el potencial de producción y un

punto óptimo para realizar las operaciones del bombeo electrosumergible.

Este software permite realizar un análisis de sensibilidad sobre cualquier

variable, representando gráficamente el flujo de entrada/flujo de salida en

cualquier nodo del sistema, proporcionando una manera de entender dónde

pueden residir las oportunidades de mejoramiento de la producción. Por esta

razón podemos simular las curvas de oferta y demanda de las cuales se

obtiene gráficas de eficiencia, potencia y levantamiento de la bomba.

También el análisis nodal ha sido por mucho tiempo el método establecido

8

para evaluar el desempeño de los pozos y es crucial para comprender el

comportamiento y la sensibilidad de su sistema (Calispa, 2011).

Las curvas de comportamiento de las bombas enfatizan la eficiencia de la

bomba, la capacidad de elevación y la curva de BHP o potencia consumida

por etapa. Los fabricantes proporcionan estas curvas de funcionamiento

para obtener la capacidad optima que las bombas deben manejar; al hablar

de capacidad se refiere al volumen de caudal producido. Los valores de la

curva de eficiencia son variables con el diseño y tamaño de la bomba; en

general puede manifestarse que aumenta con el tamaño de la bomba,

debido a que hay menores pérdidas por la fricción del fluido. Cuando el

caudal se encuentra fuera del rango de operación existen dos alternativas, al

lado izquierdo siendo una tasa menor la bomba está sobredimensionada

existiendo un desgaste por empuje descendente conocida como Downthrust;

al lado derecho, la bomba puede sufrir un desgaste por empuje ascendente

conocido como Upthrust al manejar un caudal mayor al rango de operación.

(Guerrón, 2013).

Para concluir se busca resolver los problemas de eficiencia de la bomba

debido que trabaja fuera de su rango permitido, esto causa que el run life de

los equipos sea corto y al mismo tiempo el desarrollo productivo del pozo se

acorte. Al identificar los problemas de sobredimensionamiento en los tres

pozos del Campo Tiputini: Tiputini D53, Tiputini D50 y Tiputini D49 se podrá

ofrecer una solución con el presente trabajo en el ámbito técnico como

económico siendo una forma de optimizar la producción petrolera y la

economía de la empresa operadora.

9

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar un análisis técnico económico de la eficiencia del bombeo

electrosumergible mediante análisis nodal de los pozos: TPTD-049, TPTD-

050 y TPTD-053 del Campo Tiputini.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Evaluar la producción de los pozos: TPTD-049, TPTD-050 y TPTD-

053 del Campo Tiputini mediante los historiales de producción y un

análisis nodal.

• Calcular la eficiencia y potencia de las bombas electrosumergibles

instaladas en los pozos mediante las curvas de comportamiento

• Realizar un análisis económico de las bombas propuestas para los

pozos.

2. METODOLOGÍA

10

2. METODOLOGÍA

Los datos utilizados del bombeo electrosumergible para optimizar la

eficiencia de las bombas en los pozos seleccionados: TPTD-049, TPTD-050

y TPTD-053 del campo Tiputini se obtuvo de la Agencia de Regulación y

Control de Hidrocarburos (ARCH), cuya información fue generada por la

operadora Petroamazonas EP entre octubre 2017 hasta abril del 2018.

2.1 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS TPTD-49,

TPTD-50 Y TPTD-53

Mediante los reportes de producción durante el periodo de octubre 2017

hasta abril del 2018 se realizó graficas de producción en función del tiempo.

La línea de producción de barriles de agua y petróleo sirvió para obtener el

corte de agua mediante la relación de agua producida comparada con el

volumen total del líquido producido. Después se calculó la tendencia de

producción para barriles de fluido total, petróleo y agua en los próximos

años.

2.1.1 EVALUACIÓN DE LOS POZOS MEDIANTE LA TÉCNICA DEL

ANÁLISIS NODAL

Se utilizó las ecuaciones del método de Vogel para el cálculo del índice de

productividad, caudal en el punto de burbuja, caudal máximo y caudal con

respecto a las presiones en el reservorio. Para las siguientes ecuaciones se

consideró condiciones petrofísicas de la arena productora.

Según el método de Vogel se calculó el término de índice de productividad

mediante la ecuación 1.

𝐼𝑃 =𝑞𝑜

(𝑃𝑟−𝑝𝑤𝑓) [1]

Dónde:

IP: Índice de productividad del pozo (Bls/Día/PSI)

qo: Caudal esperado (Bls/día)

Pr: Presión del reservorio (PSI)

Pwf; Presión de fondo fluyente (PSI)

Para conocer el caudal en la presión de burbuja se aplicó la ecuación 2.

𝑞𝑏 = 𝐼𝑃(𝑃𝑟 − 𝑃𝑏) [2]

11

Dónde:

qb: Caudal en el punto de burbuja (Bls/día)



Pwf; Presión de fondo fluyente (PSI)

De esta manera se procedió a construir las curvas IPR de los tres pozos.

Hasta llegar a la presión de burbuja (Pb˂Pwf˂Pr) se aplicó la ecuación 3.

𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝐼𝑃(𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓) [3]

Dónde:


Qmax: Caudal máximo (Bls/día)


Pwf: Presión de fondo fluyente (PSI)

Para el siguiente intervalo (0<Pb<Pwf) se utilizó la ecuación 4.

[4]

Dónde:

qt: Tasa de flujo (Bls/día)

qb: Caudal en el punto de burbuja (Bls/día)

Qmax: Caudal máximo (Bls/día)


Pb: Presión de burbuja (PSI)

2.2 DISEÑO Y SELECCIÓN DE LA BOMBA

Como primer paso se obtuvo la gravedad especifica del petróleo mediante la

ecuación 5.

𝑆𝐺 =141.5

131.5+𝐴𝑃𝐼 [5]

Dónde:

SG: Gravedad específica

API: Grados API del crudo

−

−−+=

2

8.02.01b

wf

b

wf

bomáxbtP

P

P

Pqqqq

12

Para representar la gravedad específica de la mezcla se aplica la ecuación

6, tomando en cuenta que la gravedad específica del agua es 1.04.

𝑆𝐺𝑚 = (𝑓𝑤 • 𝛾𝑤) + (𝑓𝑜 • 𝛾𝑜) [6]

Dónde:

𝒇𝒘: Fracción de agua

𝜸𝒘: Gravedad específica del agua

𝒇𝒐: Fracción de petróleo

𝜸𝒐: Gravedad específica del petróleo

𝑺𝑮𝒎: Gravedad específica de la mezcla

En base a los datos de profundidades se calculó el nivel dinámico de fluido

∆ℎ = ℎ 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 − ℎ 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑛𝑠𝑜𝑟 [7]

Dónde:

h de la formación: Profundidad en la cara de la

formación productora (pies).

h del sensor: Profundidad a la altura del intake (pies).

∆h: Altura diferencial (pies).

Se procedió a obtener la presión a la altura diferencial mediante la ecuación

8.

𝑃 = (∆ℎ ∗ 0.433𝑃𝑠𝑖

𝑝𝑖𝑒𝑠∗ 𝑆𝐺𝑚) [8]

Dónde:

∆h: Altura diferencial (pies).

SGm: Gravedad especifica de la mezcla.

P: Presión a la altura diferencial (PSI)

𝑃𝑤𝑓 = 𝑃 + 𝑃 𝑑𝑒𝑙 𝐼𝑛𝑡𝑎𝑘𝑒 [9]

Dónde:

Pwf: Presión a la profundidad de formación (PSI)

P: Presión a la altura diferencial (PSI)

P: Presión del intake (PSI)

𝐿𝑓 = 𝑃𝑤𝑓∗2.31

SGm [10]

13

Dónde:

Lf: Altura de fluido (pies).



Se determinó el nivel dinámico del fluido mediante la ecuación 11.

𝑁𝑉𝐿 = ℎ 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 − 𝐿𝑓 [11]

Dónde:

NVL: Nivel Dinámico del Fluido (pies)

h de la formación: Profundidad en la cara de la

formación productora (pies).

Lf: Altura de fluido (pies).

Se calculó la altura dinámica del fluido a través de la ecuación 12. Se utilizó

la ecuación de Hazen-Williams (ecuación 13) para determinar las perdidas

por fricción.

𝑇𝐷𝐻 = ℎ𝑛 + 𝑝𝑓 + 𝑝𝑐 [12]

Dónde:

TDH: Altura dinámica total (pies)

hn: Altura neta (pies)

pf; Pérdidas por fricción (pies)

pc: Presión de cabeza (pies)

𝐹 =2.083(

100

𝐶)

1.852∗(

𝑄

34.3)

1.852

𝐼𝐷4.8655 [13]

Dónde:

F: Perdidas por fricción en pies/1000pies

C:120

Q: Caudal (BPD)

ID: Diámetro interno de la tubería en (pulgadas)

Luego se procedió a calcular la presión de cabeza estática cuyo valor fue

transformada en pies mediante la ecuación 14.

Wellhead (ft) = Pwh ∗2.31

SG [14]

Dónde:

Wellhead: Cabeza estática (pies)

14

Pwh: Presión de cabeza (PSI)

SG: Gravedad específica

La relación de solubilidad se calculó con la ecuación 15.

𝑅𝑠 = 𝑆𝐺𝑔 (𝑃𝑏

18∗

100.0125(𝐴𝑃𝐼)

100.0009(𝑇) )1.2048

[15]

Dónde:

Rs: Relación de solubilidad (PCS/Bls)

SGg: Gravedad específica del gas

P: Presión (PSI)

T: Temperatura (F)

Pb: Punto de burbuja (PSI)

Se calculó el factor volumétrico del petróleo mediante la ecuación 16.

𝛽𝑜 = 0.972 + 0.000147 (𝑅𝑠 (𝑆𝐺𝑔

𝑆𝐺𝑜) + 1.25𝑇)

1.175

[16]

Dónde:

𝜷𝒐: Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)

SGg: Gravedad específica del gas

SGo: Gravedad específica del petróleo.

T: Temperatura (F)

Se utilizó valores de presión y temperatura psudo-reducidas para encontrar

el valor de z en la gráfica de standing (Bánzer, 1998).

𝑃𝑠𝑟 = 𝑃

667+15∗𝑆𝐺𝑔+37.7∗𝑆𝐺𝑔2 [17]

Dónde:

Psr: Presión pseudoreducida (PSI)

SGg: Gravedad específica del gas.

𝑇𝑠𝑟 = 𝑇

168 + 325 ∗ 𝑆𝐺𝑔 − 12.5 ∗ 𝑆𝐺𝑔2

Dónde:

Tsr: Temperatura pseudoreducida (°F)

[18]

15

SGg: Gravedad específica del gas.

Para la ecuación 19 se utilizó el factor de compresibilidad z para obtener el

factor volumétrico del gas.

𝛽𝑔 = 0.00504 𝑍𝑇

𝑃 [19]

Dónde:

𝛽𝑔: Factor volumétrico del gas (PCY/PCS)

Z= Factor de compresibilidad del gas (Ad).

T= Temperatura del fondo del pozo (°R)

P= Presión (PSI)

Se calculó el gas total mediante la ecuación 20 donde se utilizó la relación

del gas producido con respecto al petróleo producido.

𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐺𝑂𝑅∗𝐵𝑃𝑃𝐷

1000(𝑀𝑃𝐶𝐷) [20]

Dónde:

GOR: Relación gas-petróleo (PCS/Bls)

BPPD: Barriles de petróleo por día (Bls)

Para el gas en solución se empleó la ecuación 21

𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 = 𝑅𝑠∗𝐵𝑃𝑃𝐷

1000(𝑀𝑃𝐶𝐷) [21]

Dónde:

Rs: Relación de solubilidad (PCS/Bls)


Se utilizó la ecuación 22 para el cálculo del gas libre.

𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 𝐺𝑇 − 𝑔𝑠 (𝑀𝑃𝐶𝐷) [22]

Dónde:

GT: Gas Total (MPCD)

gs: Gas en solución (MPCD)

16

Con las siguientes ecuaciones se calculó el volumen de petróleo, agua y

gas.

𝑉𝑜 = 𝐵𝑂𝑃D ∗ 𝛽𝑜 (𝐵𝑃𝑃𝐷) [23]

Dónde:

𝜷𝒐: Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)


𝑉𝑤 = 𝐵𝑊𝑃𝐷 ∗ 𝛽𝑤 (𝐵𝑊𝑃𝐷) [24]

Dónde:

𝜷𝒘: Factor volumétrico del agua (BY/BN)

BWPD: Barriles de agua por día (Bls)

𝑉𝑔 = 𝐺𝐴𝑆 𝐿𝐼𝐵𝑅𝐸 ∗ 𝛽𝑔 (𝐵𝐺𝑃𝐷) [25]

Dónde:

𝛽𝑔: Factor volumétrico del gas (PCY/PCS)

BGWP: Barriles de gas por día (Bls)

Se calculó el volumen total por medio de la ecuación 26

𝑉𝑡 = 𝑉𝑜 + 𝑉𝑔 + 𝑉𝑤 [26]

Dónde:

Vo: Volumen de petróleo (Bls)

Vw: Volumen de agua (Bls)

Vg: Volumen de gas (Bls)

Se obtuvo el porcentaje de gas libre mediante la ecuación 27.

𝐺𝐴𝑆 𝐿𝐼𝐵𝑅𝐸 =𝑉𝑔

𝑉𝑡∗ 100

[27]

Dónde:

Vg= Volumen de gas (Bls)

Vt= Volumen total (Bls)

17

2.2.1 ANÁLISIS DE LA EFICIENCIA DE LA BOMBA

Se realizó una comparación entre las curvas de eficiencia de las bombas

instaladas y las curvas de eficiencia de las bombas calculadas.Se indicó la

eficiencia, potencia y número de etapas que se utilizó mediante el dato de

caudal de cada pozo.

Se calculó el número de etapas con la ecuación 28 y mediante la gráfica de

curvas de comportamiento se obtuvo el levantamiento de la bomba.

𝑁°𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =𝑇𝐷𝐻

𝐻𝑒𝑎𝑑 [28]

Dónde:

TDH: Altura dinámica total (pies)

Head: Levantamiento (pies/etapa)

Se obtuvo la potencia requerida por medio de la ecuación 29.

Ẇ = 𝑁° 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 ∗ ẇ ∗ 𝑆𝐺𝑚 [29]

Dónde:

Ẇ: Potencia requerida (Hp)

ẇ: potencia de la bomba por etapa (hp/etapa)


Luego se determinó la potencia real transmitida por la bomba con la

ecuación 29.

Ẇ 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑡𝑖𝑑𝑎 = Ẇ ∗ % 𝜂 [30]

Dónde:

Ẇ transmitida: Potencia real transmitida al fluido (Hp)


% η: Porcentaje de eficiencia

Finalmente se aplicó la ecuación 31 para obtener las perdidas por eficiencia

de la bomba.

∆𝑃 = Ẇtransmitida −Ẇ [31]

Dónde:

∆𝑃: Pérdidas por eficiencia de la bomba (Hp) Ẇ transmitida: Potencia real transmitida al fluido (Hp)


18

2.3 ANÁLISIS ECONÓMICO

El análisis económico se realizó mediante la comparación de costos de

instalación, equipos y energía con el sistema de bombeo electrosumergible

instalado y el calculado. Se indicó todos los elementos necesarios para el

funcionamiento de ambas completaciones.

Mediante el método de costo-beneficio se determinó las opciones que

proveen la mejor forma de conseguir beneficios para ello se consideró

costos como: costo de etapa de $150 y costo de caballo de fuerza del motor

de $300; para el análisis de consumo de energía se utilizó el costo del Kwh

de 0.0933 USD. Mediante esta información se determinó los costos de

implementación para la completación instalada y la propuesta.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

19

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

3.1 ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN

Mediante la información proporcionada por la Agencia de Regulación y

Control Hidrocarburífero se obtiene la siguiente tabla 1 donde se observa la

producción del mes de Febrero del 2018 de los pozos escogidos para el

desarrollo de este tema. Se puede observar que el pozo TPTD-49 y TPTD-

50 tiene un bajo corte de agua que no supera ni el 1% pero el pozo TPTD-53

tiene un mayor corte de agua de 28%.

Tabla 1. Producción de los tres pozos del Campo Tiputini

PRODUCCIÓN TPTD-049 TPTD-050 TPTD-053 UNIDADES

BFPD 798 328 1966.43 Bls

BPPD 794.14 325 1424.86 Bls

BAPD 3.86 3 541.57 Bls

CORTE DE AGUA 0.5 0.9 28 %

(Petroamazonas EP, Plan de Desarrollo Bloque 43 ITT, 2017)

Figura 2. Vida Productiva y tendencia lineal del pozo TPTD-049

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Pro

du

cció

n (

bls

/día

)

Fechas de Producción

BPPD BFPD BAPD

Corte de Agua Proyección BPPD Proyección BFPD

Proyección BAPD

20

En la figura 2 del pozo TPTD-049 se observa la producción con la cual inicio

el pozo en Octubre del 2017 de 4030 BFPD hasta Febrero del 2018 con

798 BFPD. Se observa en la figura 3 que la vida productiva del pozo decrece

para Diciembre del 2017 en un 71 por ciento y para Febrero del 2018 en un

79 por ciento. Al realizar una línea de tendencia en la producción del fluido

cuyo valor R cuadrado establece una confiabilidad de 0.65, se mantiene a

través del tiempo estable y constante dentro de un promedio de 600 y 700

BFPPD. El corte de agua en la proyección del tiempo se mantiene en un

porcentaje de 0.5 por ciento, quiere decir que existe mayor producción de

petróleo.




328 BFPD. Se observa en la figura 3 que la vida productiva del pozo decrece

para Diciembre del 2017 en un 65 por ciento y para Marzo del 2018 en un 75

por ciento. Al realizar una línea de tendencia en la producción del fluido cuyo

valor R cuadrado establece una confiabilidad de 0.5, se mantiene a través

del tiempo estable y constante dentro de un promedio de 300 y 400 BFPPD.

El corte de agua en la proyección del tiempo se mantiene en un porcentaje

de 1 por ciento, quiere decir que existe mayor producción de petróleo.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Pro

du

cció

n (

Bls

/día

)


BPPD BFPD BAPD

Proyección de BPPD ProyeccIón de BFPD Proyección de BAPD

Corte de Agua

21




1966 BFPD. Se observa en la figura 4 que la vida productiva del pozo

desciende para Diciembre del 2017 en un 5 por ciento pero para Enero del

2018 mantiene una producción de 2000 BFPD cuyo porcentaje se eleva en

un 30 por ciento para Febrero del 2018. Al realizar una línea de tendencia en

la producción del fluido cuyo valor R cuadrado establece una confiabilidad de

0.7 existe un incremento ascendente en la producción a través del tiempo. El

corte de agua en la proyección del tiempo va ascendiendo desde 28% hasta

70% pero al no llegar a un 100% sigue siendo rentable.

3.1.1 EVALUACIÓN DE LOS POZOS MEDIANTE LA TÉCNICA DE

ANÁLISIS NODAL

Mediante la tabla 2 de condiciones petrofísicas proporcionada por la Agencia

de Regulación y Control Hidrocarburífero se inicia el análisis nodal para los

pozos.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

Pro

du

cció

n (

Bls

/día

)


BPPD BFPD BAPD

Proyección de BPPD Proyección de BFPD Proyección de BAPD

Corte de Agua

22

Tabla 2. Condiciones petrofísicas del pozo TPTD-049, TPTD-050, TPTD-053.

PARÁMETRO TPTD-049 TPTD-050 TPTD-053 UNIDAD

Presión de Reservorio (Pr) 1800 1800 1800 Psi

Presión de Burbuja (Pb) 212 212 212 Psi

Presión de Cabeza 280 280 280 Psi

Profundidad del Intake 3781.97 3952.34 3890.53 Pies

Presión de fondo fluyente (Pwf)

521.86 321.50 447.57 Psi

API 14.20 14.50 14.50 °API

Relación Gas-Petróleo (GOR)

840.21 540.81 25.40 PCS/Bls

BSW 0.48 0.92 27.44 %

Gravedad especifica (SGgas)

0.70 0.70 0.70

Gravedad especifica (SGagua)

1.04 1.04 1.04

BFPD 798 328 1966.43 Bls

BPPD 794.14 325 1424.86 Bls

BAPD 3.86 3 541.57 Bls

Temperatura(T) 157.38 157.38 157.38 °F

Arena M1 4257.52 4428.72 4357.81 Pies

(Petroamazonas EP, Reportes finales, 2017)

En las siguientes tablas se indica los resultados de las ecuaciones del

método de Vogel mediante las cuales se obtiene el índice de productividad la

cual se utiliza en las tablas 6, 7 y 8 para indicar la tasa de producción en

diferentes puntos como el caudal en el punto de burbuja y el caudal máximo.

Tabla 3. Resultados de análisis nodal del pozo TPTD-49

ANÁLISIS NODAL TPTD-49 UNIDAD

Índice de productividad 0.62 bls/día/psi

Caudal máximo 1123.82 Bls

Caudal en el punto de burbuja 991.46 Bls

23

Tabla 4. Resultados de análisis nodal del pozo TPTD-50.





Tabla 5. Resultados de análisis nodal del pozo TPTD-53.





Tabla 6. Condiciones de producción del pozo TPTD-49

PRESIONES TPTD-49

qt (bls/día) qo (bls/día) qw (bls/día)

1800 0.00 0.00 0.00

1700 62.43 62.13 0.30

1600 124.87 124.27 0.60

1500 187.30 186.40 0.91

1400 249.74 248.53 1.21

1300 312.17 310.66 1.51

1200 374.61 372.80 1.81

1100 43.04 434.93 2.11

1000 499.47 497.06 2.41

900 561.91 559.19 2.72

800 624.34 621.33 3.02

700 686.78 683.46 3.32

600 749.21 745.59 3.62

500 811.65 807.72 3.92

400 874.08 869.86 4.22

300 936.52 931.99 4.53

212 991.46 986.67 4.79

212 991.46 986.67 4.79

200 1004.60 999.75 4.86

150 1052.08 1046.99 5.09

100 1087.77 1082.51 5.26

50 1111.68 1106.31 5.37

0 1123.82 1118.39 5.43

24

Figura 5. Método de IPR compuesto para el pozo TPTD-49


PRESIONES TPTD-50


1800 0.00 0.00 0.00

1700 22.18 21.98 0.20

1600 44.37 43.96 0.41

1500 66.55 65.95 0.61

1400 88.74 87.93 0.81

1300 110.92 109.91 1.01

1200 133.11 131.89 1.22

1100 155.29 153.87 1.42

1000 177.48 175.85 1.62

900 199.66 197.84 1.83

800 221.85 219.82 2.03

700 244.03 241.80 2.23

600 266.22 263.78 2.43

500 288.40 285.76 2.64

400 310.59 307.74 2.84

300 332.77 329.73 3.04

212 352.29 349.07 3.22

212 352.29 349.07 3.22

200 356.96 353.70 3.26

150 373.83 370.41 3.42

100 386.52 382.98 3.54

50 395.01 391.40 3.61

0 399.32 395.67 3.65

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0,00 200,00 400,00 600,00 800,00 1000,00 1200,00

Pre

sió

n (

psi

)

Caudal (Bls/día)

IPR COMPUESTO IPR DEL PETROLEO IPR AGUA

25

Figura 6. Método de IPR compuesto para el pozo TPTD-050


PRESIONES TPTD-53


1800 0.00 0,00 0.00

1700 123.83 89.73 34.10

1600 247.66 179.45 68.21

1500 371.49 269.18 102.31

1400 495.32 358.91 136.42

1300 619.15 448.63 170.52

1200 742.98 538.36 204.62

1100 866.81 628.09 238.73

1000 990.64 717.81 272.83

900 1114.47 807.54 306.94

800 1238.31 897,27 341.04

700 1362.14 986.99 375.14

600 1485.97 1076.72 409.25

500 1609.80 1166.44 443.35

400 1733.63 1256.17 477.46

300 1857.46 1345.90 511.56

212 1966,43 1424.86 541.57

212 1966.43 1424.86 541.57

200 1992.50 1443.75 548.75

150 2086.66 1511.98 574.68

100 2157.45 1563.27 594.18

50 2204.88 1597.64 607.24

0 2228.95 1615.08 613.87

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 400,00 450,00

Pre

sió

n (

psi

)

Caudal (Bls/día)

IPR COMPUESTO IPR PETRÓLEO IPR AGUA

26

Figura 7. Método de IPR compuesto para el pozo TPTD-53.

Según la tabla 2 la producción de petróleo que se obtiene del pozo TPTD-49

es 794.14 bbl y mediante la tabla 4 el caudal máximo que se puede producir

implementando la bomba sugerida RC 1000 es 1123.82 bbl. En la figura 3 se

puede identificar la curva de IPR del petróleo donde se encuentra el caudal

máximo también.


es 325 bbl y mediante la tabla 5 el caudal máximo que se puede producir

implementando la bomba sugerida RC TD460 es 399.32 bbl. En la figura 4

se puede identificar la curva de IPR del petróleo donde se encuentra el

caudal máximo también.


es 1424.86 bbl y mediante la tabla 6 el caudal máximo que se puede

producir implementando la bomba sugerida DN1800 es 2228.95 bbl. En la

figura 5 se puede identificar la curva de IPR del petróleo donde se encuentra

el caudal máximo también.

3.3 DISEÑO DE LA BOMBA

La tabla 9 muestra los datos de gravedad específica de los pozos, cuyos

datos serán utilizados en la ecuación 8 para el cálculo de la presión a la

altura diferencial.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0,00 500,00 1000,00 1500,00 2000,00 2500,00

Pre

sió

n (

psi

)

Caudal (Bls/día)

IPR COMPUESTO IPR PETÓLEO IPR AGUA

27

Tabla 9. Gravedad especifica del petróleo y la mezcla

Pozos Gravedad específica

Gravedad específica de la

mezcla

TPTD-49 0.9712 0.9715

TPTD-50 0.9692 0.9698

TPTD-53 0.9692 0.9887

En la tabla 10, se representa los resultados obtenidos para encontrar la

altura dinámica total. Mediante la ecuación 7 se obtiene la altura diferencial

de 475.55 pies que muestra que la bomba puede estar ubicada a cualquier

profundidad debajo de esta profundidad mínima. Mediante la ecuación 9 se

obtiene la presión diferencial de 199.98 pies .Seguidamente con este valor

se calcula la altura neta, lo que permite obtener el nivel dinámico del fluido

de 3216.18 pies. También se calcula con la ecuación 13 de Hasen Williams

las perdidas por fricción de 2.44 pies para una tubería de 3 ½ con un

diámetro interno de 2.992 pulgadas.

Tabla 10. Resultados para el diseño de bomba del pozo TPTD-49

CÁLCULOS TPTD-49

UNIDAD

Altura diferencial

∆ℎ = 475.55 Pies

Presión a la altura diferencial

𝑃 = 199.98

Psi

Presión a profundidad de formación

𝑃𝑤𝑓 = 721.83

Psi

Altura neta con la presión de fondo fluyente

𝐿𝑓 = 1716.34

Pies

Nivel dinámico del fluido

𝑁𝑉𝐿 = 2541.18 Pies

Perdidas por Fricción

𝑓 = 2.44 𝑝𝑖𝑒𝑠/1000𝑝𝑖𝑒𝑠 Pies

Perdidas de fricción a la profundidad de intake

𝑃𝑓 = 9.23 𝑝𝑖𝑒𝑠

Pies

Presión de cabeza a altura

𝑊𝑒𝑙𝑙ℎ𝑒𝑎𝑑 = 665.77

Pies

Altura dinámica total (TDH)

𝑇𝐷𝐻 = 3216.18

Pies

Sumergencia de la bomba

𝑆𝑢𝑚𝑒𝑟𝑔𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 1240.99

Pies

28

La tabla 11 indica los resultados de los cálculos de gas donde el porcentaje

de gas libre en el pozo TPTD-49 es de 54.06% por lo cual se utilizará un

separador de gas al superar el 10% de gas libre.

Tabla 11. Resultados del gas para el diseño de bomba del pozo TPTD-49

CÁLCULOS DE GAS

TPTD-49 UNIDAD

Relación de solubilidad (Rs)

𝑅𝑠 = 15.09

PCS/Bls

Factor volumétrico del petróleo

𝛽𝑜 = 1.0496

BY/BN

Presión pseudo-reducidas

𝑃𝑠𝑟 = 2.59

Psi

Temperatura pseudo-reducida

𝑇𝑠𝑟 = 1.59

ºR

Comprensibilidad del gas

𝑧 = 0.87

Factor volumétrico del gas

𝛽𝑔 = 0.0015

PCY/PCS

Gas total

𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 667.25 (𝑀𝑃𝐶𝑆) MPCS

Gas en solución

𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 = 11.98 MPCS

Gas libre

𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 655.26 MPCS

Volumen del petróleo

𝑉𝑜 = 833.56 BLS

Volumen del agua

𝑉𝑤 = 3.86 BLS

Volumen del gas

𝑉𝑔 = 985.48 BLS

Volumen Total

𝑉𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1822.89 BLS

% de Gas libre

% 𝐺𝐴𝑆 𝐿𝐼𝐵𝑅𝐸 = 54.06 %

En la tabla 12, se realiza el procedimiento de la tabla 10 donde se calculó la

altura dinámica del pozo TPTD-050. La TDH que utiliza la bomba es de

3855.56 pies al sumar el nivel dinámico del fluido, las pérdidas de fricción y

la presión de cabeza convertida en altura. El nivel dinámico de 3186.78 pies

mediante la ecuación 11 indica la diferencia entre la profundidad de la

formación y la atura neta. También se calculó con la ecuación 13 de Hasen

Williams, las perdidas por fricción de 1.86 pies para una tubería de 3 ½ con

un diámetro interno de 2.992”.


CÁLCULOS TPTD-50

UNIDAD

Altura diferencial

∆ℎ = 47.38 Pies


𝑃 = 199.91 Psi

29

Tabla 12. Resultados para el diseño de bomba del pozo TPTD-50 continuación…


𝑃𝑤𝑓 = 521.41

Psi


𝐿𝑓 = 1241.94

Pies


𝑁𝑉𝐿 = 3186.78 Pies




𝑃𝑓 = 1.86 𝑝𝑖𝑒𝑠

Pies



Pies


𝑇𝐷𝐻 = 3855.56

Pies



Pies

La tabla 13 indica los resultados de los cálculos de gas. En la siguiente tabla

el porcentaje de gas libre en el pozo TPTD-050 es de 42.72% por lo cual se

utilizará un separador de gas al superar el 10% de gas libre como sucedió en

el pozo TPTD-049, el porcentaje de gas es venteado al espacio anular.

Tabla 13. Resultados del gas para el diseño de bomba del pozo TPTD-50

CÁLCULOS DE GAS

TPTD-50 UNIDAD


𝑅𝑠 = 15.61

PCS/Bls


𝛽𝑜 = 1.0498

BY/BN


𝑃𝑠𝑟 = 2.59

Psi


𝑇𝑠𝑟 = 1.59

ºR

Comprensibilidad del gas

𝑧 = 0.87


𝛽𝑔 = 0.0015

PCY/PCS

Gas total

𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 175.76 MPCS

Gas en solución


Gas libre



𝑉𝑜 = 341.19

BLS

Volumen del agua

𝑉𝑤 = 3 BLS

Volumen del gas

𝑉𝑔 = 256.70 BLS

30

Tabla 13. Resultados del gas para el diseño de bomba del pozo TPTD-50 continuación…

Volumen Total


% de Gas libre

% 𝐺𝐴𝑆 𝐿𝐼𝐵𝑅𝐸 = 42.72 %

En la tabla 14, se realiza el procedimiento de la tabla 10 y 12, donde se

calculó la altura dinámica para el pozo TPTD-053. La TDH que utiliza la

bomba es de 3558.56 pies para levantar los fluidos a superficie. También se

calculó con la ecuación 13 de Hasen Williams, las perdidas por fricción de

50.44 pies para una tubería de 3 ½ con un diámetro interno de 2.992”.


CÁLCULOS TPTD-53

UNIDAD

Altura diferencial

∆ℎ = 467.28 Pies


𝑃 = 196.10

Psi


𝑃𝑤𝑓 = 643.67

Psi


𝐿𝑓 = 1503.89

Pies


𝑁𝑉𝐿 = 2853.92 Pies




𝑃𝑓 = 50.44

Pies



Pies


𝑇𝐷𝐻 = 3558.56

Pies



Pies

En el caso del pozo TPTD-053 el gas libre tiene un porcentaje de 1.02% por

lo cual no se necesitará un separador de gas ya que el porcentaje de gas

libre es menor al 10%. El pozo TPTD-053 utilizará intake que permitirá la

entrada del fluido del pozo hacia la bomba.

Tabla 15. Resultados del gas para el diseño de bomba del pozo TPTD-53.

CÁLCULOS DE GAS TPTD-53 UNIDAD


𝑅𝑠 = 15.61 PCS/Bls


𝛽𝑜 = 1.0498 BY/BN

31

Tabla 15. Resultados del gas para el diseño de bomba del pozo TPTD-53 continuación…


𝑃𝑠𝑟 = 2.59 Psi


𝑇𝑠𝑟 = 1.59 ºR

Comprensibilidad del gas 𝑧 = 0.87


𝛽𝑔 = 0.0015 𝑃𝐶𝑌/𝑃𝐶𝑆 PCY/PCS

Gas total

𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 36.19 (𝑀𝑃𝐶𝑆) MPCS

Gas en solución


Gas libre



𝑉𝑜 = 1495.83 BLS

Volumen del agua

𝑉𝑤 = 541.57 BLS

Volumen del gas

𝑉𝑔 = 20.97 BLS

Volumen Total


% de Gas libre

% 𝐺𝐴𝑆 𝐿𝐼𝐵𝑅𝐸 = 1.02 %

3.3.1 ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE LAS

BOMBAS INSTALADAS

3.3.1.1 Bomba S8000N instalada en los pozos TPTC-049

Figura 8. Gráfica de comportamiento de la bomba S8000N en el pozo TPTD-049

(REDA, 2007)

32

Figura 9. Curvas del Comportamiento de la bomba instalada en el pozo TPTD-049

(REDA, 2007)

Mediante los datos obtenidos de las figuras 8 y figura 9 se obtuvo los datos

de la tabla 16 donde se identifica que el caudal con el que trabaja la bomba

de 798 bls/día está fuera del rango óptimo de operación siendo la parte

sombreada desde 3500 hasta 10500 bls/día; por esta razón la bomba

instalada está trabajando bajo el rango de eficiencia llamado downthrust

existiendo un sobredimensionamiento.

Tabla 16. Datos de la bomba instalada en el pozo TCPD-049

Modelo y tipo de Bomba REDA S8000N

Levantamiento 70 pies/etapa

Eficiencia 13 %

Potencia 1.88 pies/etapa

Caudal de operación 798 Bbl

Frecuencia de operación 60 Hz

33

3.3.1.2 Bomba S8000N instalada en el pozo TPTD-053

Figura 10. Gráfica de comportamiento de la bomba S8000N en el pozo TPTD-053

(REDA, 2007)

Figura 11. Curvas del Comportamiento de la bomba instalada en el pozo TPTD-053

(REDA, 2007)

Se identifica que la bomba S8000N instalada en el pozo TPTD-053 mediante

la figura 10 y figura 11 que maneja un caudal de 1966.43 bls/día está

34

trabajando fuera del rango óptimo de operación de la bomba el cual va de

3500 bls/día hasta 10500 bls/día. También se observa que la eficiencia es

baja de 35% porque esta bomba debe trabajar dentro del 60% y 80% de

eficiencia, por lo tanto se debe realizar un cambio de bomba debido a que la

instalada está sobredimensionada trabajando bajo el rango de eficiencia. Los

datos obtenidos de las figuras 10 y 11 se representaron en la siguiente tabla.


Modelo y tipo de Bomba REDA S8000N


Eficiencia 35 %

Potencia 2.1 Hp/etapa

Caudal de operación 1966.43 Bbl


3.3.1.3 Bomba ESP TG70000 instalada en el pozo TPTD-050

Figura 12. Gráfica de comportamiento de la bomba TG7000 en el pozo TPTD-050

(REDA, 2007)

35

Figura 13. Curvas del Comportamiento de la bomba en el pozo TPTD-050

(REDA, 2007)

En la figura 12 y figura 13 se representa las curvas de desempeño de la

bomba cuyos datos se interpretan en la tabla 18. El área sombreada de

amarillo representa el rango óptimo de operación de la bomba desde 5000

bls/día hasta 9000 bls/día, pero esta bomba está trabajando con un caudal

de 328 bls/día por lo tanto se encuentra sobredimensionada y con una

eficiencia muy baja de un 5 % porque esta bomba debe trabajar dentro del

55% y 65% de eficiencia por lo tanto debe existir un cambio de bomba en el

pozo. Los datos obtenidos de las figuras 12 y 13 se representaron en la

siguiente tabla.


Modelo y tipo de Bomba ESP TG7000


Eficiencia 5 %

Potencia 1.66 pies/etapa

Caudal de operación 328 Bbl


36

3.3.2 ANÁLISIS DE LAS NUEVAS BOMBAS

3.3.2.1 Pozo TPTD-049 con la bomba RC1000

Figura 14. Gráfica de comportamiento de la bomba RC1000

(REDA, 2007)

En la tabla 19, se presenta el nuevo modelo de bomba para el pozo TPTD-

049 cuyos datos fueron obtenidos de la curva de eficiencia de la figura 14

usando el software Pipesim. La curva roja muestra la máxima eficiencia de

un 67% con el caudal de operación y un 66% con el caudal máximo que

podemos obtener del pozo TPTD-049.Además la curva azul indica que 33

pies de fluido serán levantados con cada etapa manteniendo un caudal de

operación de 798 bls/día mientras que con un caudal máximo de 1123.82

bls/día se realiza un levantamiento de 27 pies de fluido por cada etapa. En

cuestión de potencia tenemos de un 0.251 caballo de potencia por etapa y

0.280 caballos de potencia por etapa respectivamente.

Tabla 19. Condiciones de la bomba RC1000 del pozo TPTD-049

Modelo y tipo de Bomba RC1000

Caudal 798 Qmáx= 1123.82 bls/día

Levantamiento 33 27 pies/etapa

Eficiencia 67 66 %

Potencia 0.251 0.280 pies/etapa

Frecuencia de operación 60 60 Hz

La bomba escogida para el pozo TPTD-049 es la RC1000 cuyo rendimiento

es óptimo dentro del rango de 250 bls/día hasta 2000 bls/día por lo tanto es

37

excelente para este pozo que trabaja con un caudal de 798 bls/día y puede

alcanzar un caudal máximo de 1123.82 bls/día. En la tabla 20 se identifica la

cantidad de etapas y de potencia que necesita la bomba para llevar el fluido

a superficie teniendo el caudal de operación. La altura dinámica que necesita

la bomba es de 3216.18 pies para levantar el fluido a superficie mediante 97

etapas y 29 caballos de potencia incluyendo el rango de seguridad del 20%.

Además, la bomba funciona con un motor de 36 Hp a la frecuencia de 60 Hz.

Tabla 20. Cálculos de potencia de la bomba RC1000 con caudal de operación

CÁLCULOS DE POTENCIA TPTD-049 UNIDAD

Número de etapas

𝑁°𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 = 97

Potencia requerida

𝐻𝑝 = 24 Hp

Potencia al fluido

𝐻𝑝𝑟 = 16 Hp

Potencia de acuerdo a la eficiencia de la bomba

∆ℎ𝑝 = 8

Hp

3.3.2.2 Pozo TPTD-050 con la bomba TD460

Figura 15. Gráfica de comportamiento de la bomba TD460

(REDA, 2007)

38


050 cuyos datos fueron obtenidos de las curvas de eficiencia de la figura 15

usando el software Pípesem. La curva roja muestra la máxima eficiencia de




operación de 328 bls/día mientras que con un caudal máximo de 399.32

bls/día se realiza un levantamiento de 32 pies de fluido por cada etapa. En

cuestión de potencia tenemos de unos 0.132 caballos de potencia por etapa

y 0.142 caballos de potencia por etapa respectivamente.

Tabla 21. Condiciones de la bomba TD460 del pozo TPTD-050

Modelo y tipo de Bomba TD460

Caudal 328 Qmáx= 399,32 bls/día


Eficiencia 53 55 %



La bomba escogida para el pozo TPTD-050 es la TD460 cuyo rendimiento

es óptimo dentro del rango de 300 bls/día hasta 600 bls/día y por lo tanto es

excelente para este pozo que trabaja con un caudal de 328 bls/día y puede

alcanzar un caudal máximo de 399.32 bls/día. En la tabla 22 se identifica la

cantidad de etapas y de potencia que necesita la bomba para llevar el fluido

a superficie teniendo el caudal de operación. La altura dinámica que necesita

la bomba es de 3855.56 pies para levantar el fluido a superficie mediante

113 etapas y 17 caballos de potencia incluyendo el rango de seguridad del

20%. Además, la bomba funciona con un motor de 36 Hp a la frecuencia de

60 Hz.

Tabla 22. Cálculos de potencia de la bomba TD460 con caudal de operación


Número de etapas


Potencia requerida

𝐻𝑝 = 15 Hp

Potencia al fluido

𝐻𝑝𝑟 = 8 Hp


∆ℎ𝑝 = 7

Hp

39

3.3.2.3 Pozo TPTD-053 con la bomba DN1800

Figura 16. Gráfica de comportamiento de la bomba DN1800

(REDA, 2007)


053 cuyos datos fueron obtenidos de las curvas de eficiencia de la figura 16

usando el software Pípesem. La curva roja muestra la máxima eficiencia de




operación de 1966,43 bls/día mientras que con un caudal máximo de

2228.95 bls/día se realiza un levantamiento de 15 pies de fluido por cada

etapa. En cuestión de potencia tenemos de unos 0.302 caballos de potencia

por etapa y 0.291 caballos de potencia por etapa respectivamente

Tabla 23. Condiciones de la bomba DN1800 del pozo TPTD-053

Modelo y tipo de Bomba DN1800

Caudal 1966,43 Qmax= 2228,95 bls/día


Eficiencia 73 69 %



La bomba escogida para el pozo TPTD-053 es la DN1800 cuyo rendimiento

es óptimo dentro del rango de 1250 bls/día hasta 2400 bls/día por lo tanto es

excelente para este pozo que trabaja con un caudal de 1966.43 bls/día y

40

puede alcanzar un caudal máximo de 2228.95 bls/día. En la tabla 24 se

identifica la cantidad de etapas y de potencia que necesita la bomba para

llevar el fluido a superficie teniendo el caudal de operación. La altura

dinámica que necesita la bomba es de 3558.56 pies para levantar el fluido a

superficie mediante 198 etapas y 71 caballos de potencia incluyendo el

rango de seguridad del 20%. Además, la bomba funciona con un motor de

90 Hp a la frecuencia de 60 Hz.

Tabla 24. Cálculos de potencia de la bomba DN1800 con caudal de operación


Número de etapas


Potencia requerida

𝐻𝑝 = 59 Hp

Potencia al fluido

𝐻𝑝𝑟 = 43 𝐻𝑝 Hp


∆ℎ𝑝 = 16 𝐻𝑝 Hp

3.4 ANÁLISIS ECONÓMICO

En las siguientes tablas se muestra las diferencias entre los costos de la

bomba instalada y la bomba propuesta. En la tabla 25 se determina el costo

de la completación instalada con la bomba REDA S8000N de 98 474.45

USD mientras que con la bomba propuesta RC 1000 es 40 555.59 USD. En

este caso la diferencia de estos valores indica un ahorro 57 918.86 USD y

haciendo una comparación con la eficiencia se obtiene un 54% de eficiencia

más que con la completación instalada, siendo esto un beneficio y ganancia

para la operadora.

Tabla 25. Costos del pozo TPTD-049

Completación pozo TPTD-049

Eficiencia %

Costo de Implementación

(USD)

Costo de consumo

de energía (USD/kwh)

Costo total

(USD)

Bombeo Electrosumergible Bomba instalada: REDA

S8000N 13% 37101.59 61372.9 98474.45

Bombeo Electrosumergible propuesto Bomba RC 1000

67% 23174.53 17381.1 40555.59

41

En la tabla 26 se determina el costo de la completación instalada con la

bomba REDA S8000N de 134 530.48 USD mientras que con la bomba

propuesta RC TD460 es 32 853.07 USD. En este caso la diferencia de estos

valores indica un ahorro 101 677.66 USD y haciendo una comparación con

la eficiencia se obtiene un 18% de eficiencia más que con la completación

instalada, siendo esto un beneficio y ganancia para la operadora.

Tabla 26. Costos del pozo TPTC-050


Eficiencia %

Costo de Implementación

(USD)

Costo de consumo

de energía (USD/kwh)

Costo total (USD)

Bombeo Electrosumergible Bomba instalada: ESP TG7000

35% 50076.25 84454.48 134530,73

Bombeo Electrosumergible propuesto Bomba RC TD460

53% 22235.93 10617.13 32853,07

En la tabla 27 se determina el costo de la completación instalada con la

bomba ESP TG7000 de 127 920.71 USD mientras que con la bomba

propuesta DN 1800 es 94 076.63 USD. En este caso la diferencia de estos

valores indica un ahorro 33 844.08 USD y haciendo una comparación con la

eficiencia se obtiene un 68% de eficiencia más que con la completación

instalada, siendo esto un beneficio y ganancia para la operadora

Tabla 27. Costos del pozo TPTC-053


Eficiencia %

Costo de Implementación (USD)

Costo de consumo de energía (USD/kwh)

Costo total (USD)

Bombeo Electrosumergible Bomba instalada: REDA S8000N

5% 48820.62 79100.09 127920.71

Bombeo Electrosumergible propuesto Bomba DN1800

73% 50905.14 43171.49 94076.63

42

3.4

.1

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44

En la tabla 28 podemos ver el presupuesto de reacondicionamiento de la

bomba instalada del pozo TPTD-049 el cual es de 162 523.20 USD, incluye

todos los costos de CAPEX como equipos, maquinarias, tuberías, bomba,

motor, herramientas bes y costos de OPEX como salarios y comida. Al

compararla con la tabla 29 del presupuesto de instalación de la bomba RC

1000 que sería la bomba propuesta para que no exista un

sobredimensionamiento; este presupuesto incluye los anteriores costos

mencionados más el lucro cesante en este caso 31 088.64 USD los cuales

se toman en cuenta debido a la reparación de equipo de fondo BES que

toma 2 días en los cuales existe una pérdida de producción de petróleo para

la operadora. El presupuesto de instalación es de 185 786.74 USD, el cual

es mayor al valor de reacondicionamiento por 23 263.53 USD siendo este

valor una inversión para tener una mayor rentabilidad También debemos

tomar en cuenta que el presupuesto de reacondicionamiento se utiliza cada

año en las completaciones instaladas debido a que existe un

sobredimensionamiento mientras que el presupuesto de instalación permite

un tiempo de vida de los equipos de 3 años, al pasar los 3 años se espera

que el pozo entre en reacondicionamiento de forma natural al tener

problemas con los equipos de fondo, si llegara el caso. Por lo tanto, si se

sigue trabajando con las bombas sobredimensionadas el presupuesto de

reacondicionamiento de la bomba instalada será en tres años 487 569.62

USD mientras al trabajar con el presupuesto de instalación de la bomba

propuesta existirá un ahorro aproximado de 300 000 USD al año al realizar

un reacondicionamiento a los 3 años sin ser necesario un

reacondicionamiento antes de este tiempo.

Tabla 30. Ahorro de costos del pozo TPTD-049

Costos/Completaciones 1 año (USD) 3 años (USD)

Presupuesto de reacondicionamiento de la bomba REDA S8000N del pozo TPTD-049

162523.20 487569.62

Presupuesto de instalación de la Bomba RC 1000 del pozo TPTD-049

185786.74 -

Inversión 23263.53 -

Ahorro de reacondicionamiento 301782.88 905348.64

Ahorro de costos de energía 43991.79 131975.38

Ahorro de costos totales 57918.86 173756.59

45

Tab

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1. P

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esto

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43.8

5

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H

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2631

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2

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1719

66.3

8

To

tal

1926

02.3

5

47


bomba instalada del pozo TPTD-050 el cual es de 177 054.82 USD, incluye



compararla con la tabla 32 del presupuesto de instalación de la bomba RC

TD460 que sería la bomba propuesta para que no exista un


mencionados más el lucro cesante que en este caso es 35 481.60 USD los

cuales se toman en cuenta debido a la reparación de equipo de fondo BES

que toma 2 días en los cuales existe una pérdida de producción de petróleo

para la operadora. El presupuesto de instalación es de 192 602.35 USD, el

cual es mayor al valor de reacondicionamiento por 15 547.63 USD siendo

este valor una inversión para tener una mayor rentabilidad. También

debemos tomar en cuenta que el presupuesto de reacondicionamiento se

utiliza cada año en las completaciones instaladas debido a que existe un






reacondicionamiento de la bomba será en tres años 531 164.46 USD

mientras al trabajar con el presupuesto de instalación de la bomba propuesta

existirá un ahorro aproximado de 300 000 USD al año al realizar un

reacondicionamiento a los 3 años sin ser necesario un reacondicionamiento

antes de este tiempo.



Presupuesto de reacondicionamiento de la bomba ESP TG7000 del pozo TPTD-050

177054.82 531164.46

Presupuesto de instalación de la bomba RC TD460 del pozo TPTD-050.

192602.35 -





48

Tab

la 3

4. P

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2

49

Tab

la 3

5. P

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7577

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EA

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380

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2

19

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5090

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Gen

era

les

V

acuum

43.8

5

60

H

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2631

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2

350

G

AL

1607

.76

Gen

era

les

S

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rios C

om

pan

y m

an

1036

5

Día

5180

Lu

cro

ce

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te

4601

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4

Subto

tal sin

IV

A

2111

67.4

3

To

tal

2365

07,5

2

50


bomba instalada del pozo TPTD-049 el cual es de 175 648,52 USD, incluye



compararla con la tabla 35 del presupuesto de instalación de la bomba

DN1800 que sería la bomba propuesta para que no exista un


mencionados más el lucro cesante en este caso 46 013.44 USD los cuales

se toman en cuenta debido a la reparación de equipo de fondo BES que

toma 2 días en los cuales existe una pérdida de producción de petróleo para

la operadora. El presupuesto de instalación es de 236 507.52 USD, el cual

es mayor al valor de reacondicionamiento por 60 859.01 USD siendo este

valor una inversión para tener una mayor rentabilidad. También debemos

tomar en cuenta que el presupuesto de reacondicionamiento se utiliza cada

año en las completaciones instaladas debido a que existe un






reacondicionamiento será en tres años 526 945.55 USD mientras al trabajar

con el presupuesto de instalación de la bomba propuesta existirá un ahorro

aproximado de 300 000 USD al año al realizar un reacondicionamiento a los

3 años sin ser necesario un reacondicionamiento antes de este tiempo.



Presupuesto de reacondicionamiento de la bomba REDA S8000N del pozo TPTD-053

175648.51 526945.54

Presupuesto de instalación de la bomba DN1800 del pozo TPTD-053

236507.52 -





51

El ahorro anual de los tres pozos es de 1 124 223.62 dólares al utilizar las

nuevas bombas propuestas. Esta evaluación es económicamente rentable a

comparación de las bombas sobredimensionadas que generan costos

mayores en equipos, instalación y energía. Por tal razón el tiempo de vida de

los equipos se incrementará de un año a 3 años, teniendo que aplicar

reacondicionamiento una vez que el pozo tenga problemas operativos, y

esto sucederá en un año con la completación instalada mientras que con la

completación propuesta se incrementa la vida operativa, la eficiencia y la

producción.

Tabla 37. Ahorro de la propuesta por año

Costos/Completaciones Completación Propuesta

Ahorro de reacondicionamiento 930783.02 USD

Ahorro de costos totales 193440.60 USD

Ahorro de la Propuesta 1124223.62 USD

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

52

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES

• Se concluye que las bombas electrosumergibles de los pozos TPTD-

049, TPTD-050 y TPTD-053 se encuentran sobredimensionadas y la

aplicación de las bombas propuestas serian la mejor opción para

incrementar la producción y el tiempo de vida del equipo

electrosumergible,

• Mediante el análisis nodal de los pozos seleccionados, se reflejó el

verdadero potencial de producción, el caudal máximo que se obtiene

de estos pozos respectivamente puede ser producidos mediante las

bombas propuestas, de esta manera el tiempo de vida de los equipos

se extenderá por tres años o más y los costos serán menores.

• Como resultado del análisis mecánico de la bomba se determinó un

nuevo diseño de bomba para los pozos al identificar que las bombas

se encuentran sobredimensionadas y fuera del rango de eficiencia

que el pozo necesita para tener su producción óptima.

• Las curvas de comportamiento de las bombas demostraron los bajos

rangos de eficiencia de la bomba existiendo un

sobredimensionamiento de las bombas, por tal razón se propone las

nuevas bombas dentro del rango óptimo de eficiencia para

incrementar la producción del pozo y disminuir costos.

• Con el análisis económico se concluye que existe un ahorro de 1 124

223.62 dólares con respecto a los equipos, instalaciones y energía.

.

53

4.2 RECOMENDACIONES

• Se recomienda realizar estudios de análisis nodal en la producción de

pozos del campo Tiputini para identificar si existe problemas de

producción o las bombas están trabajando bajo el rango óptimo de

operación

• Realizar análisis del estado mecánico del bombeo electrosumergible

para optimizar la producción de pozos en el Campo Tiputini.

• Efectuar estudios de factibilidad en pozos perforados y trabajando con

bombeo electrosumergible del campo Tiputini para analizar el cambio

de sistema de levantamiento artificial si es necesario.

5. BIBLIOGRAFÍA

54

5. BIBLIOGRAFÍA

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comunes que se presentan en los equipos de levantamiento artificial

electrosumergible instalados en los pozos del campo auca mediante

análisis del historial de cambios de equipos BES en dichos pozos. (U.

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Obtenido de

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mediante el programa Subpump 7.0, en los pozos del bloque 27. (U.

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6. ANEXOS

57

6. ANEXOS


POZO TPTD-049

(Petroamazonas EP, Reporte final de perforación pozo TPTD-049, 2017)

58


POZO TPTD-050


59


POZO TPTD-053


60


FONDO DEL POZO TPTD-049

(PIPESIM, 2018)

61



(PIPESIM, 2018)

62



(PIPESIM, 2018)

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