Diapositiva 1

BOMBEO POR CAVIDADES PROGRESIVASPOZO COLORADO 75

CARLOS ANDRES NUEZ SANABRIA 2102373LEANDRO PEA CERN 2102399LUIS CARLOS PRADA SOCHA 2102370OSCAR FABIN SUREZ SUREZ 2102409

MTODOS DE PRODUCCINESCUEALDE INGENIERA DE PETROLEOS

AGENDAINTRODUCCINDEFINICIN PRINCIPIO FSICOMODELAMIENTO MATEMTICODISEOESPECIFICACIONES Y DIMENSIONAMIENTO DE LOS EQUIPOSEVALUACIN FINANCIERAPRCTICAS OPERACIONALESPROBLEMAS Y SOLUCIONESINTRODUCCIN

http://ciudad-buenos-aires.all.biz/bomba-pcp-upstream-y-de-transferencia-para-g7084http://campoescuela.wordpress.com/about/DEFINICIN PRINCIPIO FSICOBombas helicoidales, Rene Moineau

http://www.youtube.com/watch?v=S2QY6tgjGKwMODELAMIENTO MATEMTICO

D: dimetro mayor del rotordr: dimetro de la seccin transversal del rotorE: excentricidad del rotorPs: paso del estatorPr: paso del rotorImagen tomada de Manual de cavidades progresivas, Marcelo Hirschfeldt Imagen tomada de Manual de cavidades progresivas, Marcelo Hirschfeldt CALCULO DEL TORQUE

Thidraulico: Funcin de la presin de cabeza por perdida de carga y presin diferencial [N*m o lbf*ft]

Tfriccion: Friccin entre el rotor y estator [N*m o lbf*ft]

T resistivo: Friccin entre las varillas y el tubing [N*m o lbf*ft]

6

CALCULO DE LA POTENCIA SUMINISTRADA A LA BOMBA C:Constante de pasaje de unidadesQ: caudal P: diferencia de presin HPP: potencia hidrulican:rendimiento energtico ELONGACION DE VARILLAS

Elongacin total de la varilla [cm]

Elongacin debida a las cargas axiales [cm]

Elongacin debida a expansin trmica(con tubing anclado) [cm]Espacio deseado entre rotor y perno de Paro [cm]. D= 30 cm si PCP 120 kgf/cm2

Longuitud original de las varillas [cm]Modulo de YoungTensiones soportadas por la varilla.CALCULO DE FUERZAS AXIALESLas varillas de la bomba estn sometidas a 2 esfuerzosPor la accin de bombeo

rea efectiva[in^2]Presin de descarga [psi]

CALCULO DE FUERZAS AXIALESPeso de las varillas

Carga axial total.

Longuitud varilla [ft]Peso varilla [lb/ft]

21.2 STB/d @190.6psiIPR METODO SPE 2931212COLORADO 75Oficina Campo Escuela12

51.6 psi190.6 psi

4530ft5522ft

PRESION DE ENTRADA

4521ft

4.33527E-051.265443964997.16ft

0.825

PRESION DE SALIDA

Fr=0.00001 (kgf/cm)/m/cP @ Qo= 3.370588 m3/d 21.2BPD Fr=4.33527E-05 psi/ft-cp @21.2BPDFACTOR DE FRICCION 15

1804.95psi 231.89 psi

1573.05psi0.433PARAMETROS DE SELECCION DE LA BOMBA CALCULOS PARA SELECCION DE LA BOMBA

21BPD0.8

SELECCION DE LA BOMBACatalogo weatherford Marca GEREMIA Weatherford Modelo 18 GP 30Lift capacity 4000 ftDesplazamiento 32 BPD @100rpmElastomero Alto Nitrilo ESPECICACIONES TECNICAS DE LA BOMBA

c4521ft4.33527E-05 psi/ft-cp1.265cpc504.84ft6.87 ppgc

PRESION TOTAL SOBRE LA BOMBA

PsepPytoPwhP1P2P7P8PTubP3P6P5P9P1=( Pyto-Pwfs ) Perdidas en medio porosoP2=( Pwfs-Pwf ) Perdidas en el completamientoP3= Presin entregada por la bomba P4=( Pvsv-Pdsc ) Perdidas en la vlvula de seguridadP5=( Pwh-Pdsv ) Perdidas en el choque de superficieP6=( Pdsc-Psep ) Perdidas en las lneas de flujoP7=P1+ P2=( Pyto-pwf ) Perdidas totales en el yto y el comp.P8= Ptub+ P3+ P4=( Pwf-Pwh ) Perdidas totales en el pozoP9= P5+ P6=( Pwh-Psep ) Perdidas totales en superficie

P4ANALISIS NODAL

PsepPytoPwhINFLOW:Pwf = Pyto-P1-P2 IPR (Mtodo de Sukarno)OUTFLOW:

Pwf =Psep+P6+P5+P4-P3+PTub

Pwf=Psep+ P6 + Ptub - P3 Pwh= psep + P6 pwf = pwh+ PTub - P3 ANALISIS NODAL EN FONDO 21INFLOW (IPR)Pwf (psi)Q (BPD)0.0021.48100.0021.47200.0021.16300.0020.53400.0019.58500.0018.32600.0016.75700.0014.86800.0012.66900.0010.151000.007.321100.004.181200.000.72OUTFLOWQ (BPD)Psep (psi)P6 (Psi)Pwh (psi)PTUB (psi)Pwf (SB)(psi)P3(pi)Pwf (CB)(psi)220.000.2520.25191.40211.65180.4031.25420.007.9627.96202.91230.87180.4050.47620.0027.3647.36201.23248.59180.4068.19820.0048.8468.84196.32265.15180.4084.751020.0072.0092.00188.92280.92180.40100.521220.0096.61116.61179.63296.24180.40115.841420.00122.48142.48169.00311.48180.40131.081620.00149.49169.49157.49326.98180.40146.581820.00177.54197.54145.57343.11180.40162.712020.00206.53226.53133.68360.22180.40179.8221.4720.00330.00350.0023.82373.82180.40193.42Correlacin de Beggs Correlacin de Hagedorn y Brown ANALISIS NODAL EN FONDO Q =21.2 BPD @ Pwf=190.2 psiQ(BPD)Pwf(PSI)

PsepPytoPwhINFLOW:Pwh = Pyto- P1- P2 + P3 - PTub- P4. Pwf = Pyto-P1-P2 f(IPR) Pwh=pwf + P3 - PTub. OUTFLOW:Pwh =Psep+P6+P5ANALISIS NODAL EN CABEZA 24INFLOW Q (BPD)Pwf (psi)P3 (psi)PTUB (psi)Pwh (psi)2.001164.14180.40431.54913.004.001105.46180.40440.86845.006.001043.32180.40430.72793.008.00977.02180.40429.42728.0010.00905.62180.40429.02657.0012.00827.69180.40428.09580.0014.00741.03180.40427.43494.0016.00641.85180.40426.25396.0018.00522.30180.40423.70279.0020.00359.74180.40420.14120.00OUTFLOWQ (BPD)Psep (psi)P6 (psi)Pwh (psi)2.0020.000.2520.254.0020.007.9627.966.0020.0027.3647.368.0020.0048.8468.8410.0020.0072.0092.0012.0020.0096.61116.6114.0020.00122.48142.4816.0020.00149.49169.4918.0020.00177.54197.5420.0020.00206.53226.53ANALISIS NODAL EN CABEZA Q =19 BPD @ Pwh=203 psi

Psep=20psiPytoPwhINFLOW:Psep = Pyto- P1- P2 + P3 - Ptub - P6 Pwf = Pyto-P1-P2 f(IPR) Pwh=pwf + P3 - PTub. Psep=Pwh- P6 OUTFLOW:Psep=20psiANALISIS NODAL EN SEPARADOR27INFLOWQ (BPD)Pwf (psi)P3 (psi)PTUB (psi)Pwh (psi)P6 (psi)Psep(psi)2.001164.14180.40431.54913.0015.99897.014.001105.46180.40440.86845.0042.38802.626.001043.32180.40430.72793.0077.66715.348.00977.02180.40429.42728.0097.76630.2410.00905.62180.40429.02657.00127.77529.2312.00827.69180.40428.09580.00180.00400.0014.00741.03180.40427.43494.00218.46275.5416.00641.85180.40426.25396.00246.00150.0017.00620.42180.40425.82375353,5721.43OUTFLOWQ (BPD)Psep(psi)2.0020.004.0020.006.0020.008.0020.0010.0020.0012.0020.0014.0020.0016.0020.0018.0020.0020.0020.00ANALISIS NODAL EN CABEZA Q =17 BPD @ Psep=20 psi29CURVA DE DECLINACIN32ANALISIS FINANCIERO CAPEXCostos del sistema PCP:Tuberas: US$ 60.000 Equipos: US$ 200.000

Costos de instalacin:Obras civiles: US$ 25.000Trabajos de Workover: US$ 20.000OPEXLifting Cost Crudo: US$ 15/BLLifting Cost Agua: US$ 0,6/BLLifting Cost Gas: US$ 0,2/1000 SCF

Precio de Venta: US $ 75/BL

Nota: Este precio ya tiene los descuentos de los impuestos. Por lo tanto, es lo que llega neto al proyecto.32ANALISIS FINANCIERO EgresosIngresos$ 305,0000$ 7,554$ 37,769$ 7,356$ 36,778$ 7,163$ 35,814$ 6,975$ 34,875$ 6,792$ 33,961$ 6,614$ 33,070$ 6,441$ 32,203$ 6,272$ 31,359$ 6,108$ 30,537$ 5,947$ 29,736$ 5,791$ 28,956$ 5,640$ 28,197Rentabilidad = US $ -295,400

ANALISIS FINANCIERO Inversin inicial = US$ 305.000TIO (anual) = 12%TIO (mensual) =0,95%

VPN$ 305,000.00$ 29,930.55$ 28,871.83$ 27,850.56$26,865.42$ 25,915.12$ 24,998.44$ 24,114.18$ 23,261.20$ 22,438.39$ 21,644.69$ 20,879.06$ 20,140.52$-8,090TOTAL

Segn el payback la inversion se recuperara en 12.4 meses ANALISIS FINANCIERO

ANALISIS FINANCIERO $296909$ 379231

c

CRITERIOS DE SELECCIN

-Produccin de fluidos altamente viscosos-Produccin con altas concentraciones de arena-Habilidad para tolerar altos porcentajes de gas libre (no se bloquea)-Muy buena resistencia a la abrasin-Capacidad de desplazamiento real de hasta 200 bbl/da-Capacidad de elevacin real de hasta 6000 ft-Resistencia a la temperatura hasta 280 FPRCTICAS OPERACIONALESINSTALACION EN SUPERFICIE

1. Despus del espaciado del rotor, conecte el vstago a la sarta de barras con el anillo de la brida de la tee de producciones su posicin.

2. Coloque una grampa auxiliar en el vstago por encima de la brida de la te de flujo, y el anillo, de forma tal que aproximadamente 6 pies (180 cm *) de vstago queden por encima de la te de flujo. Trate de no daar el anillo al librar el peso del sistema sobre el.

3. Alce el cabezal por los cansamos provistos tratando de que este la brida inferior lo mas horizontal posible durante todo el proceso de instalacin.

4. Introduzca el vstago en el eje hueco del cabezal con mucha precaucin y luego baje el cabezal. Conecte un trozo de barra de bombeo en la parte superior del vstago. 5. Levante la sarta de barras y el cabezal juntos.

6. Remueva la grampa auxiliar. PROBLEMAS Y SOLUCIONES

BAJO CAUDAL Y BAJA EFICIENCIA VOLUMETRICACAUSA PROBABLEACCION RECOMENDADARotor no est totalmente insertadoVerificar el espaciado y corregir si es necesarioPresin de descarga de la bomba inferior a la necesariaVerifique la altura de elevacin necesaria por caculos y cambie la bombaAlto GORProveer medios para anclas de gas natural, reemplazar la bomba por una de mayor desplazamiento y menor velocidadProduccin del pozo menor a la esperadaVerificar el nivel de fluido, monitorear cambios en la eficiencia volumtrica y compara con las curvas de comportamiento de la bombaSIN PRODUCCINCAUSA PROBABLEACCION RECOMENDADARotacin contrariaVerificar el giroRotor no insertado en el estatorVerificar medidas de la instalacin, re espaciar, re arrancar, monitorear caudalTubing sin hermeticidadVerificar nivel y presin. Saque la columna de produccin y repare la pescaTubing desenroscado o cortadoVerifique espaciado, saque la sarta de barras y tubingPROBLEMAS Y SOLUCIONES

PROBLEMAS CON ELASTOMEROS

HISTERESIS

Causa: Interferencia entre rotor y estator alta.Hinchamiento del elastmero. Solucin: Seleccionar la mejor combinacin rotor-estator (interferencia) ELASTOMERO QUEMADO POR ALTA TEMPERATURA

Causa: Bomba trabajando sin fluido (sin lubricacin) por largos perodos de tiempo.

Solucin: Monitorear los niveles dinmicos del pozo con mediciones indirectas (acsticas)Imagen tomada de Manual de cavidades progresivas, Marcelo Hirschfeldt Imagen tomada de Manual de cavidades progresivas, Marcelo Hirschfeldt

ELASTOMERO QUEMADOCausa: Asociada a una falla en el proceso de fabricacin.falta de pegamento en el interior del Housing o pegado ineficiente. Solucin: Analizar si es un problema de fabricacin e informar al fabricante

ABRASINCausa: Abrasividad de las partculascantidad, velocidad linear del fluido dentro de la bomba y en la seccin transversal de la cavidad. Solucin: Seleccionar bombas de mayor desplazamiento volumtrico. Imagen tomada de Manual de cavidades progresivas, Marcelo Hirschfeldt Imagen tomada de Manual de cavidades progresivas, Marcelo Hirschfeldt CONCLUSIONESSegn el anlisis econmico para un periodo de evaluacin de un ao, el proyecto no es rentable con las condiciones dadas

El sistema PCP no es el mejor para usar en este pozo debido a que el crudo tiene una gravedad API de 40 grados

Al implementar el sistema PCP en el pozo colorado 75 se obtuvo una produccin incremental promedio de 8 barrilesBIBLIOGRAFALiliana del Pilar Mosquera Trillos, Evaluacin y anlisis del desmepeo del sistema de levantamiento artificial por bombas de cavidades progresivas en el campo GUANDO-MELGAR

ESP OIL Engineering Consultants, bombeo por cavidad progresiva: operaciones, diagnstico, anlisis de falla y trouble shooting

NETZCH, Manual de sistemas PCP

T.E.W.Nind, Fundamentos de produccin y mantenimiento de pozos petroleros

H. Dale Beggs, Production Optimization Usin Nodal Analysis

Ricardo Jos Daz Viloria, Anlisis Nodal en la optimizacin de la produccin de los pozos en campo colorado.

7. SPE 29312 Inflow Performance Relationship For Perforated Wells Producing From Solution Gas Drive Reservoir

8. Oficina Campo Escuela Colorado, Datos de produccin y estado mecnico pozo C-75

9. Marquez Diana, Perez Brayan, Velandia Cristhian, Seminario PCP 2014-1

10. Fernando Calvete, Material para seminario