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
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 7. Condiciones de producción del pozo TPTD-050 24
Tabla 8. Condiciones de producción del pozo TPTD-53 25
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
Tabla 12. Resultados para el diseño de bomba del pozo TPTD-50 28
Tabla 13. Resultados del gas para el diseño de bomba del pozo
TPTD-50 29
Tabla 14. Resultados para el diseño de bomba del pozo TPTD-53 30
Tabla 15. Resultados del gas para el diseño de bomba del pozo
TPTD-53. 30
Tabla 16. Datos de la bomba instalada en el pozo TCPD-049 32
Tabla 17. Datos de la bomba instalada en el pozo TCPD-053 34
Tabla 18. Datos de la bomba instalada en el pozo TCPD-050 35
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 33. Ahorro de costos del pozo TPTD-050 47
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 36. Ahorro de costos del pozo TPTD-053 50
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 3. Vida Productiva y tendencia lineal del pozo TPTD-050 20
Figura 4. Vida Productiva y tendencia lineal del pozo TPTD-053 21
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
ANEXO 2. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DE FONDO DEL
POZO TPTD-050 58
ANEXO 3. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DE FONDO DEL
POZO TPTD-053 59
ANEXO 4. DIAGRAMA PROPUESTO DE COMPLETACIÓN DE
FONDO DEL POZO TPTD-049 60
ANEXO 5. DIAGRAMA PROPUESTO DE COMPLETACIÓN DE
FONDO DEL POZO TPTD-050 61
ANEXO 6. DIAGRAMA PROPUESTO DE COMPLETACIÓN DE
FONDO DEL POZO TPTD-053 62
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)
IP: Índice de productividad del pozo (Bls/Día/PSI)
Pr: Presión del reservorio (PSI)
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:
IP: Índice de productividad del pozo (Bls/Día/PSI)
Qmax: Caudal máximo (Bls/día)
Pr: Presión del reservorio (PSI)
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)
Pwf: Presión de fondo fluyente (PSI)
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).
Pwf: Presión de fondo fluyente (PSI)
𝑺𝑮𝒎: Gravedad específica de la mezcla
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)
BPPD: Barriles de petróleo por día (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)
BPPD: Barriles de petróleo por día (Bls)
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)
𝑺𝑮𝒎: Gravedad específica de la mezcla
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)
Ẇ: Potencia requerida (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)
Ẇ: Potencia requerida (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.
Figura 3. Vida Productiva y tendencia lineal del pozo TPTD-050
En la figura 3 del pozo TPTD-050 se observa la producción con la cual inicio
el pozo en Octubre del 2017 de 1151 BFPD hasta Febrero del 2018 con
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
)
Fechas de Producción
BPPD BFPD BAPD
Proyección de BPPD ProyeccIón de BFPD Proyección de BAPD
Corte de Agua
21
Figura 4. Vida Productiva y tendencia lineal del pozo TPTD-053
En la figura 4 del pozo TPTD-050 se observa la producción con la cual inicio
el pozo en Octubre del 2017 de 1128 BFPD hasta Febrero del 2018 con
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
)
Fechas de Producción
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.
ANÁLISIS NODAL TPTD-50 UNIDAD
Índice de productividad 0.22 bls/día/psi
Caudal máximo 399.32 Bls
Caudal en el punto de burbuja 352.29 Bls
Tabla 5. Resultados de análisis nodal del pozo TPTD-53.
ANÁLISIS NODAL TPTD-53 UNIDAD
Índice de productividad 1.24 bls/día/psi
Caudal máximo 2228.95 Bls
Caudal en el punto de burbuja 1966.43 Bls
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
Tabla 7. Condiciones de producción del pozo TPTD-050
PRESIONES TPTD-50
qt (bls/día) qo (bls/día) qw (bls/día)
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
Tabla 8. Condiciones de producción del pozo TPTD-53
PRESIONES TPTD-53
qt (bls/día) qo (bls/día) qw (bls/día)
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.
Según la tabla 2 la producción de petróleo que se obtiene del pozo TPTD-50
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.
Según la tabla 2 la producción de petróleo que se obtiene del pozo TPTD-53
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”.
Tabla 12. Resultados para el diseño de bomba del pozo TPTD-50
CÁLCULOS TPTD-50
UNIDAD
Altura diferencial
∆ℎ = 47.38 Pies
Presión a la altura diferencial
𝑃 = 199.91 Psi
29
Tabla 12. Resultados para el diseño de bomba del pozo TPTD-50 continuación…
Presión a profundidad de formación
𝑃𝑤𝑓 = 521.41
Psi
Altura neta con la presión de fondo fluyente
𝐿𝑓 = 1241.94
Pies
Nivel dinámico del fluido
𝑁𝑉𝐿 = 3186.78 Pies
Perdidas por Fricción
𝑓 = 0.47 𝑝𝑖𝑒𝑠/1000𝑝𝑖𝑒𝑠 Pies
Perdidas de fricción a la profundidad de intake
𝑃𝑓 = 1.86 𝑝𝑖𝑒𝑠
Pies
Presión de cabeza a altura
𝑊𝑒𝑙𝑙ℎ𝑒𝑎𝑑 = 666.92
Pies
Altura dinámica total (TDH)
𝑇𝐷𝐻 = 3855.56
Pies
Sumergencia de la bomba
𝑆𝑢𝑚𝑒𝑟𝑔𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 766.11
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
Relación de solubilidad (Rs)
𝑅𝑠 = 15.61
PCS/Bls
Factor volumétrico del petróleo
𝛽𝑜 = 1.0498
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 = 175.76 MPCS
Gas en solución
𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 = 5.07 MPCS
Gas libre
𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 170.09 MPCS
Volumen del petróleo
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
𝑉𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 600.89 BLS
% 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”.
Tabla 14. Resultados para el diseño de bomba del pozo TPTD-53
CÁLCULOS TPTD-53
UNIDAD
Altura diferencial
∆ℎ = 467.28 Pies
Presión a la altura diferencial
𝑃 = 196.10
Psi
Presión a profundidad de formación
𝑃𝑤𝑓 = 643.67
Psi
Altura neta con la presión de fondo fluyente
𝐿𝑓 = 1503.89
Pies
Nivel dinámico del fluido
𝑁𝑉𝐿 = 2853.92 Pies
Perdidas por Fricción
𝑓 = 12.97 𝑝𝑖𝑒𝑠/1000𝑝𝑖𝑒𝑠 Pies
Perdidas de fricción a la profundidad de intake
𝑃𝑓 = 50.44
Pies
Presión de cabeza a altura
𝑊𝑒𝑙𝑙ℎ𝑒𝑎𝑑 = 654.20
Pies
Altura dinámica total (TDH)
𝑇𝐷𝐻 = 3558.56
Pies
Sumergencia de la bomba
𝑆𝑢𝑚𝑒𝑟𝑔𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 1066.53
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
Relación de solubilidad (Rs)
𝑅𝑠 = 15.61 PCS/Bls
Factor volumétrico del petróleo
𝛽𝑜 = 1.0498 BY/BN
31
Tabla 15. Resultados del gas para el diseño de bomba del pozo TPTD-53 continuación…
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 PCY/PCS
Gas total
𝐺𝑎𝑠 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 36.19 (𝑀𝑃𝐶𝑆) MPCS
Gas en solución
𝐺𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 = 22.24 MPCS
Gas libre
𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 13.95 MPCS
Volumen del petróleo
𝑉𝑜 = 1495.83 BLS
Volumen del agua
𝑉𝑤 = 541.57 BLS
Volumen del gas
𝑉𝑔 = 20.97 BLS
Volumen Total
𝑉𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 2058.38 BLS
% 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.
Tabla 17. Datos de la bomba instalada en el pozo TCPD-053
Modelo y tipo de Bomba REDA S8000N
Levantamiento 68 pies/etapa
Eficiencia 35 %
Potencia 2.1 Hp/etapa
Caudal de operación 1966.43 Bbl
Frecuencia de operación 60 Hz
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.
Tabla 18. Datos de la bomba instalada en el pozo TCPD-050
Modelo y tipo de Bomba ESP TG7000
Levantamiento 54 pies/etapa
Eficiencia 5 %
Potencia 1.66 pies/etapa
Caudal de operación 328 Bbl
Frecuencia de operación 61 Hz
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
En la tabla 21, se presenta el nuevo modelo de bomba para el pozo TPTD-
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
un 53% con el caudal de operación y un 55% con el caudal máximo que
podemos obtener del pozo TPTD-050.Además la curva azul indica que 34
pies de fluido serán levantados con cada etapa manteniendo un caudal 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
Levantamiento 34 32 pies/etapa
Eficiencia 53 55 %
Potencia 0.132 0.142 pies/etapa
Frecuencia de operación 60 60 Hz
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
CÁLCULOS DE POTENCIA TPTD-050 UNIDAD
Número de etapas
𝑁°𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 = 113
Potencia requerida
𝐻𝑝 = 15 Hp
Potencia al fluido
𝐻𝑝𝑟 = 8 Hp
Potencia de acuerdo a la eficiencia de la bomba
∆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)
En la tabla 23, se presenta el nuevo modelo de bomba para el pozo TPTD-
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
un 73% con el caudal de operación y un 69% con el caudal máximo que
podemos obtener del pozo TPTD-050.Además la curva azul indica que 18
pies de fluido serán levantados con cada etapa manteniendo un caudal 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
Levantamiento 18 15 pies/etapa
Eficiencia 73 69 %
Potencia 0.302 0.291 pies/etapa
Frecuencia de operación 60 60 Hz
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
CÁLCULOS DE POTENCIA TPTD-053 UNIDAD
Número de etapas
𝑁°𝐸𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 = 198
Potencia requerida
𝐻𝑝 = 59 Hp
Potencia al fluido
𝐻𝑝𝑟 = 43 𝐻𝑝 Hp
Potencia de acuerdo a la eficiencia de la bomba
∆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
Completación pozo TPTD-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
Completación pozo TPTD-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
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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
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En la tabla 31 podemos ver el presupuesto de reacondicionamiento de la
bomba instalada del pozo TPTD-050 el cual es de 177 054.82 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 32 del presupuesto de instalación de la bomba RC
TD460 que sería la bomba propuesta para que no exista un
sobredimensionamiento; este presupuesto incluye los anteriores costos
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
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 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.
Tabla 33. Ahorro de costos del pozo TPTD-050
Costos/Completaciones 1 año (USD) 3 años (USD)
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 -
Inversión 15547.53 -
Ahorro de reacondicionamiento 338562.12 1015686.35
Ahorro de costos de energía 73837.34 221512.03
Ahorro de costos totales 101677.66 305032.99
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3.4
4
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tal sin
IV
A
2111
67.4
3
To
tal
2365
07,5
2
50
En la tabla 34 podemos ver el presupuesto de reacondicionamiento de la
bomba instalada del pozo TPTD-049 el cual es de 175 648,52 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 35 del presupuesto de instalación de la bomba
DN1800 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 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
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 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.
Tabla 36. Ahorro de costos del pozo TPTD-053
Costos/Completaciones 1 año (USD) 3 años (USD)
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 -
Inversión 60859.01 -
Ahorro de reacondicionamiento 290438.02 871314.07
Ahorro de costos de energía 35928.59 107785.78
Ahorro de costos totales 33844.08 101532.23
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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6. ANEXOS
57
6. ANEXOS
ANEXO 1. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DE FONDO DEL
POZO TPTD-049
(Petroamazonas EP, Reporte final de perforación pozo TPTD-049, 2017)
58
ANEXO 2. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DE FONDO DEL
POZO TPTD-050
(Petroamazonas EP, Reporte final de perforación pozo TPTD-050, 2017)
59
ANEXO 3. DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DE FONDO DEL
POZO TPTD-053
(Petroamazonas EP, Reporte final de perforación pozo TPTD-053, 2017)
60
ANEXO 4. DIAGRAMA PROPUESTO DE COMPLETACIÓN DE
FONDO DEL POZO TPTD-049
(PIPESIM, 2018)
61
ANEXO 5. DIAGRAMA PROPUESTO DE COMPLETACIÓN DE
FONDO DEL POZO TPTD-050
(PIPESIM, 2018)
62
ANEXO 6. DIAGRAMA PROPUESTO DE COMPLETACIÓN DE
FONDO DEL POZO TPTD-053
(PIPESIM, 2018)
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