evaluaciÓn del uso de un controlador de bombeo...
TRANSCRIPT
EVALUACIÓN DEL USO DE UN CONTROLADOR DE BOMBEO MECÁNICO Y SUS FUNCIONES AVANZADAS PARA LA MEJORA DE LAS CONDICIONES
DE OPERACIÓN EN EL CAMPO LA CIRA INFANTAS
JORGE ALEJANDRO CALDERÓN ARIAS DANIEL FELIPE PARRA SERRANO
FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERÍAS
PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTÁ D.C.
2019
EVALUACIÓN DEL USO DE UN CONTROLADOR DE BOMBEO MECÁNICO Y SUS FUNCIONES AVANZADAS PARA LA MEJORA DE LAS CONDICIONES
DE OPERACIÓN EN EL CAMPO LA CIRA INFANTAS.
JORGE ALEJANDRO CALDERÓN ARIAS DANIEL FELIPE PARRA SERRANO
Proyecto integral de grado para optar título de: INGENIERO DE PETRÓLEOS
Director FÉLIX ANDRÉS CEPEDA GÓMEZ
Ingeniero de Sistemas
FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERÍAS
PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTÁ D.C.
2019
3
Nota de aceptación ___________________________________ ___________________________________ ___________________________________ ___________________________________ ___________________________________ ___________________________________
___________________________________ Ing. Manuel Guillermo Aldana Arévalo
Jurado 1
___________________________________ Ing. Jorge Andrés Tovar Moreno
Jurado 2
Bogotá D.C., Agosto 2019
4
DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD
Presidente Institucional y Rector del Claustro Dr. MARIO POSADA GARCÍA-PEÑA
Vicerrector de Desarrollo y Recursos Humanos Dr. LUIS JAIME POSADA GARCÍA-PEÑA
Vicerrectora Académica y de Posgrados
Dra. ANA JOSEFA HERRERA VARGAS Decano Facultad de Ingenierías
Ing. JULIO CÉSAR FUENTES ARISMENDI Director Programa de Ingeniería de Petróleos
Ing. JUAN CARLOS RODRÍGUEZ ESPARZA
5
Las directivas de la Fundación Universidad de América junto con el cuerpo docente, no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento. Estos corresponden únicamente a los autores.
6
A Dios por mi salud y bienestar y el de mi familia, por las oportunidades que me ha brindado a lo largo de mi vida. A mis padres Uriel y Lucía, a ellos debo todo lo que soy,
gracias por su lucha, apoyo y comprensión. Este logro es de ustedes.
A mis hermanos Julián y Mateo, por sus consejos, experiencias y momentos de risa.
A mis amigos, quienes hicieron de estos años una etapa inolvidable.
A mi compañero y amigo Daniel, por su paciencia y apoyo en este proceso.
Jorge Alejandro Calderón Arias
7
Dedico primero este trabajo a Dios, por darme la vida y una buena familia, por brindarme la sabiduría para culminar este proyecto y posteriormente mi carrera, por ayudarme en los
momentos difíciles y en mi toma decisiones. A mis padres, José y Lucero, a mi hermano Fabián y su
esposa Andrea por siempre estar a mi lado por brindarme su amor y sabiduría en todo momento, por cada consejo que me
dieron durante estos años de estudio, por todo el esfuerzo realizado para poder llegar hasta este instante de mi vida, por enseñarme sus valores y guiarme por el buen camino,
por todas las experiencia vividas, por los momentos de rabia, de risas y dolor que hemos pasado.
A mis abuelos Heriberto y Rosalba quienes siempre a pesar de las dificultades que se presentaron siempre estuvieron a
mi lado dando su apoyo y son parte importante de la persona que soy hoy día y sé que siempre me protegen estén donde estén. A mi tío Marlon quien es un hermano, un amigo y un
compañero, siempre estuvo ayudándome en cada momento, me dio los mejores consejos para salir adelante por su
esfuerzo y sabiduría. A toda mi familia especialmente mi tío Armando y tía Oliva quienes siempre me ayudaron por sus palabras de apoyo para poder culminar este duro camino. A mi compañero y amigo de tesis Alejandro quien siempre
fue una ayuda en la universidad y fuera de ella, por su paciencia y amabilidad en la realización de este trabajo, por brindarme su amistad en estos años y estar siempre en los
momentos difíciles durante este camino. Por último a todos mis amigos compañeros de universidad y de colegio, por todos los momentos vividos, por las horas de
estudio y los momentos de ocio que tuvimos a lo largo de estos años.
Daniel Felipe Parra Serrano
8
AGRADECIMIENTOS
Los autores quieren expresar sus agradecimientos principalmente a Dios, a sus respectivas familias y a cada una de las personas que contribuyeron y confiaron en este proyecto. A la Compañía Operadora por permitirnos realizar este proyecto de grado facilitando personal de apoyo e información durante el tiempo de su realización. A los Ingenieros de Oxy y West, especialmente al Ingeniero Félix Cepeda quien fue nuestro director, sus conocimientos y apoyo fueron esenciales para el desarrollo de este proyecto. A la Universidad de América por brindarnos un espacio en el que nos pudimos formar personal y profesionalmente. Al cuerpo de asesores proporcionados por la Universidad de América y en especial a la Ingeniera Yatnielah Pirela, quien con su dedicación y apoyo fue fundamental en este proceso. A todos mil gracias.
9
CONTENIDO
pág. RESUMEN ............................................................................................................. 26 INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 27 OBJETIVOS .......................................................................................................... 28 1. GENERALIDADES DEL CAMPO LA CIRA INFANTAS ................................... 29 1.1 RESEÑA HISTÓRICA DEL CAMPO LA CIRA INFANTAS .............................. 29 1.2 LOCALIZACIÓN DEL CAMPO ........................................................................ 30
1.3 MARCO GEOLÓGICO .................................................................................... 32 1.3.1 Columna estratigráfica. ................................................................................. 32 1.3.1 Estratigrafía. .................................................................................................. 34
1.3.2 Geología Estructural. .................................................................................... 38 1.3.3 Geología del Petróleo. .................................................................................. 38 1.4 HISTORIA DE PRODUCCIÓN ........................................................................ 40
1.4.1 Mecanismo de producción primario. ............................................................. 40 1.4.2 Sistemas de levantamiento artificial. ............................................................. 40
1.4.3 Mecanismo de recuperación secundaria....................................................... 40 1.4.4 Número de pozos. ......................................................................................... 41 1.4.5 Producción histórica. ..................................................................................... 41
1.4.6 Propiedades de roca y fluidos. ...................................................................... 42 2. CONCEPTOS BÁSICOS DEL CONTROLADOR DE PRODUCCIÓN PARA BOMBEO MECÁNICO .......................................................................................... 43
2.1 BOMBEO MECÁNICO .................................................................................... 43 2.1.1 Principio de operación. ................................................................................. 44 2.1.2 Equipo de superficie. .................................................................................... 47
2.1.3 Equipo de fondo. ........................................................................................... 48 2.2 SISTEMA SCADA (LOWIS) ............................................................................. 54 2.2.1 Características y beneficios. ......................................................................... 55 2.3 CONTROLADOR DE PRODUCCION DE BM (SAM WELL MANAGER) ........ 55
2.3.1 Componentes. ............................................................................................... 56 2.3.2 Cartas dinamométricas. ................................................................................ 59
2.3.3 Modos de operación. .................................................................................... 62 3. IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMAS EN LOS POZOS DE ESTUDIO TENIENDO INSTALADO EL SAM WELL MANAGER ......................... 72 3.1 CIRA-2788 ....................................................................................................... 72
3.1.1 Condiciones del pozo 2788. .......................................................................... 77 3.2 INFA-3879 ....................................................................................................... 80 3.2.1 Condiciones del pozo 3879. .......................................................................... 83 3.3 CIRA-3506 ....................................................................................................... 87
10
3.3.1 Condiciones del pozo 3506. .......................................................................... 90 4. ANÁLISIS DE LOS EFECTOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL NUEVO CONTROLADOR COMPARÁNDOLO CON EL SAM WELL MANAGER. ......... 93
4.1 MODOS DE CONTROL .................................................................................. 93 4.1.1 Control por velocidad seccional. ................................................................... 93 4.1.2 Control llenado de bomba. ............................................................................ 94 4.1.3 Control de golpe de fluido. ............................................................................ 96 4.2 CIRA-2788 ....................................................................................................... 96
4.2.1 Pruebas 16 de marzo de 2018. ..................................................................... 96 4.2.2 Pruebas 2 de abril de 2018. .......................................................................... 98 4.2.3 Pruebas 8 de mayo de 2018. ...................................................................... 101
4.2.4 Pruebas 5 de junio de 2018. ....................................................................... 103 4.2.5 Pruebas 18 de junio de 2018. ..................................................................... 105 4.3 INFA-3879 ..................................................................................................... 111
4.3.1 Pruebas 16 de marzo de 2018. ................................................................... 111 4.3.2 Pruebas 31 de marzo de 2018. ................................................................... 113 4.3.3 Pruebas 8 de mayo de 2018. ...................................................................... 116
4.3.4 Pruebas 18 de junio de 2018. ..................................................................... 119 4.4 CIRA-3506 ..................................................................................................... 123 5. EVALUACIÓN FINANCIERA DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UN NUEVO CONTROLADOR DE BOMBEO MECÁNICO EN EL CAMPO LA CIRA INFANTAS 135
5.1 CONCEPTOS RELACIONADOS CON LA EVALUACIÓN FINANCIERA ..... 136 5.1.1 Valor presente neto. .................................................................................... 136 5.1.2 Tasa de interés de oportunidad. ................................................................. 137
5.1.3 Flujo de caja. ............................................................................................... 137 5.2 EVALUACIÓN FINANCIERA POZO CIRA-2788 ........................................... 137 5.2.1 Escenario nuevo controlador. ..................................................................... 138
5.3 EVALUACIÓN FINANCIERA POZO INFA-3879 ........................................... 141 5.4 EVALUACIÓN FINANCIERA POZO CIRA-3506 ........................................... 141 5.4.1 Escenario nuevo controlador. ..................................................................... 141 5.5 CONCLUSIÓN EVALUACIÓN FINANCIERA ................................................ 144 6. CONCLUSIONES ............................................................................................ 146 7. RECOMENDACIONES ................................................................................... 148 BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................... 149
11
LISTA DE FIGURAS
pág. Figura 1. Localización del Campo La Cira Infantas, Cuenca Valle Medio del Magdalena. Colombia. 31 Figura 2. Columna estratigráfica para la Cuenca del Valle Medio de Magdalena 33 Figura 3. Componentes básicos del sistema de bombeo mecánico 44 Figura 4. Ciclo de la bomba de subsuelo en bombeo mecánico 46 Figura 5. Designación API para unidades de superficie en bombeo mecánico 47
Figura 6. Designación API de las bombas de subsuelo 49 Figura 7. Tipos de válvula de asiento para bombeo mecánico 52 Figura 8. Anclas de fondo para bombeo mecánico 53
Figura 9. Varillas de fondo para bombeo mecánico 54 Figura 10. Dispositivo de control y mando eléctrico montado en el pozo 56 Figura 11. Transductor de posición tipo inclinómetro montado en punto de conexión viga balancín 57 Figura 12. Ubicación celda de carga sobre carrier 58 Figura 13. Transductor de giro ubicado en el motor 58
Figura 14. Transductor de giro ubicado en el crank de la unidad 59 Figura 15. Problemas identificados con cartas dinamométricas 62
Figura 16. Estado mecánico CIRA-2788 74 Figura 17. Estado mecánico INFA-3879 81 Figura 18. Daño de componentes de fondo; guía de varilla y conector de sarta de varilla 84
Figura 19. Guía de varilla y conector de sarta de varilla 85 Figura 20. Varilla partida 85 Figura 21. Tubería de producción rota 86
Figura 22. Estado mecánico CIRA-3506 88 Figura 23. Prensa estopa (Stuffing Box) 91 Figura 24. Secciones de carrera nuevo controlador 93
Figura 25. Pantalla de configuración velocidad seccional 94 Figura 26. Pantalla de configuración settings de control 95 Figura 27. Carga mensual promedio pozo 2788 101 Figura 28. Arreglo de inyección pozo 2788 108
Figura 29. Arreglo de inyección pozo 3879. 119 Figura 30. Configuración velocidad seccional, sección 1-2, pozo 3506 125
Figura 31. Configuración velocidad seccional, sección 2-3, pozo 3506 126 Figura 32. Configuración velocidad seccional, sección 3-4, pozo 3506 126 Figura 33. Configuración velocidad seccional, sección 4-5, pozo 3506 127 Figura 34. Configuración velocidad seccional, sección 5-6, pozo 3506 127 Figura 35. Configuración velocidad seccional, sección 6-1, pozo 3506 128
Figura 36. Arreglo de inyección pozo 3506. 132 Figura 37. Flujo de caja CIRA-2788 140 Figura 38. Flujo de caja CIRA-3506 144
12
LISTA DE GRÁFICAS
pág. Gráfica 1. Caudal de petróleo y agua producidos, e inyección de agua vs tiempo Campo LCI. 41 Gráfica 2. Carta dinamométrica ideal 60 Gráfica 3. Carta dinamométrica de superficie 60 Gráfica 4. Carta dinamométrica de fondo 61 Gráfica 5. Carta dinamométrica control por llenado de bomba 64
Gráfica 6. THP vs Tiempo caso pico en presión 66 Gráfica 7. THP vs Tiempo caso aumento progresivo en presión 66 Gráfica 8. Cargas y carta dinamométrica ejemplo pozo con interferencia de gas 68
Gráfica 9. Carta dinamométrica pozo 2788 interferencia de gas 77 Gráfica 10. Carta dinamométrica pozo 2788 bloqueo por gas 78 Gráfica 11. Fluido y sumergencia vs tiempo pozo 2788 controlador Sam Well Manager 79 Gráfica 12. Carta dinamométrica pozo 3879 golpe de bomba 83 Gráfica 13. Fluido y sumergencia vs tiempo pozo 3879 controlador Sam Well Manager 87 Gráfica 14. Carta dinamométrica pozo 3506 bloqueo por gas 90
Gráfica 15. Sumergencia vs tiempo pozo 3506 controlador Sam Well Manager 92 Gráfica 16. Carta dinamométrica pozo 2788, antes y después del controlador, prueba 16 de marzo de 2018. 97
Gráfica 17. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 2788, 16 de marzo de 2018 98
Gráfica 18. Carta dinamométrica pozo 2788, antes y después del controlador, prueba 2 de abril de 2018. 99 Gráfica 19. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 2788, 2 de abril de 2018 100
Gráfica 20. Carta dinamométrica pozo 2788, antes y después del controlador, prueba 8 de mayo de 2018. 102 Gráfica 21. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 2788, 8 de mayo de 2018 103
Gráfica 22. Carta dinamométrica pozo 2788, antes y después del controlador, prueba 5 de junio de 2018. 104 Gráfica 23. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 2788, 5 de junio de 2018 105 Gráfica 24. Carta dinamométrica pozo 2788, antes y después del controlador, prueba 18 de junio de 2018. 106 Gráfica 25. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 2788, 18 de junio de 2018 107
Gráfica 26. Lectura carta de fondo para eficiencia de bomba 109 Gráfica 27. Sumergencia y velocidad unidad vs tiempo pozo 2788 110 Gráfica 28. Carta dinamométrica pozo 3879, antes y después del controlador, prueba 16 de marzo de 2018 112 Gráfica 29. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 3879, 16 de marzo de 2018 113
Gráfica 30. Historial carga máxima pozo 3879 caso presencia de gas 114 Gráfica 31. Carta dinamométrica pozo 3879, antes y después del controlador, prueba 31 de marzo de 2018 115 Gráfica 32. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 3879, 31 de marzo de 2018 116
13
Gráfica 33. Carta dinamométrica pozo 3879, antes y después del controlador, prueba 8 de mayo de 2018 117 Gráfica 34. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 3879, 8 de mayo de 2018 118 Gráfica 35. Carta dinamométrica pozo 3879, antes y después del controlador, prueba 18 de junio de 2018 120 Gráfica 36. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 3879, 18 de junio de 2018 121 Gráfica 37. Sumergencia y velocidad unidad vs tiempo pozo 3879 123 Gráfica 38. Carta dinamométrica pozo 3506, antes y después del controlador, prueba 31 de julio de 2018 124
Gráfica 39. Sumergencia y velocidad unidad vs tiempo pozo 3506 129 Gráfica 40. Caudal de aceite y sumergencia vs tiempo pozo 3506 130 Gráfica 41. Caudal y corte de agua vs tiempo pozo 3506 131
Gráfica 42. Carta dinamométrica pozo 3506 después del controlador, prueba 29 de marzo de 2019 132 Gráfica 43. Carga máxima diaria CIRA-3506 134
Gráfica 44. Línea base de producción INFA-3879 evaluación financiera 141
14
LISTA DE CUADROS
pág. Cuadro 1. Propiedades petrofísicas del bloque infantas 42
Cuadro 2. Propiedades petrofísicas del bloque Cira 42 Cuadro 3. Consideración para la aplicación del bombeo mecánico 46 Cuadro 4. Ventajas y desventajas de bomba tipo inserta 50 Cuadro 5. Ventajas y desventajas de bomba tipo tubular 51 Cuadro 6. Generalidades unidad BM pozo 2788 72
Cuadro 7. Generalidades unidad BM pozo 3879 80 Cuadro 8. Generalidades unidad BM pozo 3506 87 Cuadro 9. Consideraciones para cálculo de VPN 137
Cuadro 10. Resultados evaluación financiera 144
15
LISTA DE TABLAS
pág. Tabla 1. Caudal teórico a partir de cartas dinamométricas CIRA-2788 109
Tabla 2. Caudal teórico a partir de cartas dinamométricas INFA-3879 122 Tabla 3. Caudal teórico a partir de cartas dinamométricas CIRA-3506 133 Tabla 4. Costo de levantamiento aceite pozo 2788 nuevo controlador 138 Tabla 5. Costo de levantamiento agua pozo 2788 nuevo controlador 139 Tabla 6. Costo de tratamiento de agua pozo 2788 nuevo controlador 139
Tabla 7. Ingresos por venta de aceite pozo 2788 nuevo controlador 140 Tabla 8. Costo de levantamiento aceite pozo 3506 nuevo controlador 142 Tabla 9. Costo de levantamiento agua pozo 3506 nuevo controlador 142
Tabla 10. Costo de tratamiento de agua pozo 3506 nuevo controlador 143 Tabla 11. Ingresos por venta de aceite pozo 3879 nuevo controlador 143
16
LISTA DE ECUACIONES
pág. Ecuación 1. Capacidad volumétrica bombeo mecánico 72
Ecuación 2. % Eficiencia volumétrica bombeo mecánico 73 Ecuación 3. Procedimiento cálculo capacidad volumétrica 108 Ecuación 4. Cálculo eficiencia de bomba a partir de la carta de fondo 109 Ecuación 5. Declinación exponencial 135 Ecuación 6. Declinación mensual 135
Ecuación 7. Valor presente neto 136 Ecuación 8. Conversión tasa efectiva anual a efectiva mensual 137 Ecuación 9. Valores futuros considerando inflación 137
17
GLOSARIO AGLOMERADO: roca ígnea extrusiva con tamaño de partícula mayor a 32 mm, está compuesta por fragmentos de rocas lava solidificada o de otras rocas. AMBIENTE DE DEPOSITACIÓN: corresponde al área y condiciones físicas bajo las cuales se depositan los sedimentos, indica; la fuente de los sedimentos, los procesos de depositación y la localización y el clima. AMBIENTE FLUVIAL: ambiente de depositación resultante de la acción de un rio o de agua viva. Los depósitos fluviales tienden a exhibir una buena selección debido al transporte relativamente regular positivo por los ríos. AMBIENTE MARINO: ambiente de depositación situado en el mar o en aguas oceánicas, entre la profundidad de la bajamar y el fondo. Los sedimentos provienen de los ambientes transicionales. AMBIENTE TRANSICIONAL: área geográfica que se encuentra localizada entre la zona continental terrestre y la zona marina. La fuerte intensidad de sedimentación da lugar a cambios continuos en la morfología y delimitación en la línea de costa, por lo que los ambientes sedimentarios que aparecen, son de gran complejidad y a veces de difícil separación. Los sedimentos depositados en estos ambientes son de aporte continental y marino. ANTICLINAL: pliegue en forma de arco en el que las capas de roca son convexas hacia arriba, las más antiguas forman el núcleo del pliegue, y, a partir del núcleo, se disponen rocas cada vez más modernas. Los anticlinales forman trampas de hidrocarburos en los pliegues con rocas de calidad yacimiento en su núcleo y sellos impermeables en las capas externas del pliegue. ARCILLA: mineral de origen clástico con un tamaño de partícula menor a 0,004 mm. ARCILLOLITA: roca sedimentaria clástica, de origen detrítico con tamaño de grano fino (menor a 0,004 mm), compuesta mineralógicamente por arcilla. ARCOSA: roca sedimentaria clástica, su textura es detrítica, un tamaño de grano tipo arena de 0,063 a 2 mm, con mala selección y granos no redondeados. ARENA: sedimento con tamaño de grano entre 0,063 a 2mm. ARENISCA: roca sedimentaria clástica, de textura detrítica con partículas de tamaño arena (0,063 a 2 mm).
18
BARRIL: unidad de medida de volumen común en el sector de los hidrocarburos. Un barril es equivalente a 42 galones EEUU y 158,987 litros y se abrevia BOPD. BASAMENTO: corresponde a la capa de roca por debajo de la cual no se espera que existan yacimientos de hidrocarburos económicos. El basamento normalmente lo conforman rocas ígneas o metamórficas deformadas, más antiguas, que rara vez desarrollan la porosidad y la permeabilidad necesarias para actuar como un yacimiento de hidrocarburos. BLOQUE: es un cuadrante limitado que el Estado otorga para la exploración y/o explotación de petróleo a compañías petroleras interesadas. CALIZA: roca sedimentaria conformada a base de carbonato de calcio (calcita), principalmente, y otros minerales como arcilla, cuarzo y hematita. Su origen proviene de aguas dulces o mares cálidos. CABECEO: también llamado inmersión o buzamiento axial, es el ángulo entre el eje y la línea horizontal contenidos en un plano vertical común. CAMPO: un campo de petróleo está formado por un yacimiento con una forma adecuada para el entrampamiento de hidrocarburos y que se encuentra cubierto por una roca impermeable o una roca que actúa como sello. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA: es un diagrama que muestra la secuencia vertical de las unidades de roca presentes debajo de una ubicación dada con las más antiguas en la parte inferior y las más jóvenes en la parte superior. Normalmente se dibujan a escala aproximada con espesores de roca proporcional. Los colores y los símbolos estandarizados generalmente se agregan para comunicar gráficamente los tipos de roca y algunas de sus características más importantes. CONGLOMERADO: roca sedimentaria clástica, de origen detrítico, conformada por clastos redondeados con un tamaño de partícula mayor a 2mm. Los clastos que la componen contienen minerales como cuarzo o feldespato. CONTACTO CONCORDANTE: superficie de estratificación que separa los estratos más antiguos de los más modernos, a lo largo de la cual no existen evidencias de erosión subaérea o marina o de ausencia de depositación, y a lo largo de la cual tampoco existen evidencias de la existencia de un hiato significativo. CONTACTO DISCORDANTE: una superficie geológica que separa los estratos más modernos de los estratos más antiguos y que representa un período de ausencia de depositación, combinado posiblemente con un proceso de erosión. Algunas discordancias son muy irregulares, en tanto que otras no poseen relieve y pueden ser difíciles de distinguir en una serie de estratos paralelos
19
CUENCA SEDIMENTARIA: depresión de la corteza terrestre, formada por la actividad tectónica de las placas, en la que se acumulan sedimentos. La persistencia de la depositación puede producir un grado adicional de depresión o subsidencia. Las cuencas sedimentarias, o simplemente cuencas, pueden tener forma de cubeta o de fosa alargada. Si las rocas generadoras de hidrocarburos se combinan con condiciones adecuadas de profundidad y duración de sepultamiento, pueden generarse hidrocarburos en la cuenca. DOLOMÍA: roca sedimentaria cuyo origen es químico, su tamaño de grano puede variar. El principal mineral que la conforma es dolomita, carbonato de calcio y carbonato de magnesio. ESTRATIFICACIÓN CRUZADA: estructura sedimentaria en la que una unidad de roca horizontal se compone de capas inclinadas. La arena depositada en el lado de sotavento de una duna de arena o la arena depositada en el lado de corriente descendente de una barra de desembocadura probablemente producirá una unidad de roca horizontal compuesta de capas inclinadas. La inclinación de las camas no tiene nada que ver con la deformación post-deposición. ESTRATIGRAFÍA: rama de la geología encargada de estudiarla composición, las edades relativas y la distribución de los estratos, y la interpretación de los estratos para elucidar la historia de la Tierra. La comparación, o correlación, de estratos separados puede incluir el estudio de litología, contenido fósil, edades relativas y absolutas, litoestratigrafía, bioestratigrafía y cronoestratigrafía. ESPESOR: espesor de una capa o de un estrato de roca sedimentaria, medido en forma perpendicular a su extensión lateral, presumiendo la existencia de depositación sobre una superficie horizontal. Dado que la depositación de sedimentos puede producirse sobre superficies inclinadas, el espesor aparente o medido de la capa podría diferir del espesor verdadero de la capa. El espesor de una capa dada a menudo varía a lo largo de su extensión. FACIE: características generales de una unidad de roca, que reflejan su origen y la diferencian de otras unidades adyacentes. La fuente mineralógica y sedimentaria, el contenido fósil, las estructuras sedimentarias y la textura distinguen una facies de otra. FALLA: interrupción o superficie laminar existente en una roca frágil a lo largo de la cual existe un desplazamiento observable. Dependiendo de la dirección relativa del desplazamiento entre las rocas, o bloques de fallas, a ambos lados de la falla, su movimiento se describe como directo (o normal), inverso o de desplazamiento de rumbo. FALLA INVERSA: tipo de falla formada cuando el bloque de falla a lo largo del labio alto se desplaza en forma ascendente, a lo largo de una superficie de falla, respecto
20
del labio bajo. Dicho movimiento puede producirse en zonas en las que la corteza terrestre se encuentra comprimida. FALLA DE CABALGAMIENTO: tipo de falla inversa en la que el plano de falla tiene una inclinación muy superficial, por lo general mucho menor que 45o. El bloque de falla de pared colgante se mueve hacia arriba de la superficie de falla con respecto a la pared de pie. FORMACIÓN: unidad fundamental litoestratigráfica. Un cuerpo de roca suficientemente característico y continuo para ser mapeado. En estratigrafía, una formación es un cuerpo de estratos de un tipo predominante o una combinación de diversos tipos; las formaciones múltiples forman grupos, y las subdivisiones de las formaciones son los miembros. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL: rama de la geología que se encarga de estudiar la estructura, la geometría y la disposición espacial de las rocas. La estructura o la deformación pueden incluir muchos mecanismos, tales como la formación de pliegues, fallas y fracturas. La estructura generalmente puede ser interpretada en términos de la deformación de la corteza terrestre conforme los continentes y las placas tectónicas se mueven y chocan. GRUPO: unidad litoestratigráfica de rango mayor que comprende dos, o más, formaciones adyacentes. KERÓGENO: materia orgánica sólida e insoluble producida de forma natural que se encuentra en las rocas generadoras y puede producir petróleo al calentarse. Kerogeno es la porción de materia orgánica natural que no es extraíble con solventes orgánicos. Los constituyentes orgánicos típicos del kerógeno son algas y material vegetal leñoso. Los Kerogenos tienen un alto peso molecular en relación con el bitumen, o materia orgánica soluble. El bitumen se forma a partir del kerógeno durante la generación de petróleo. El kerógeno se describen como Tipo I, que consisten principalmente en kerógeno algales y amorfos (pero presumiblemente algales) y altamente propensos a generar petróleo; Tipo II, material mixto de origen terrestre y marino que puede generar aceite ceroso; y Tipo III, material de origen terrestre leñoso que genera típicamente gas. LIDITA: roca sedimentaria silícea. A esta la compone cuarzo microcristalino o criptocristalino, óxidos de hierro y fósiles de microorganismos llamados radiolos. LIMOLITA: roca sedimentaria clástica, textura detrica, compuesta por sedimentos de tamaño de limo (0,004 a 0,063 mm), los minerales que la componen son oxido de cuarzo, principalmente, y otros como cuarzo y calcita.
21
LITOLOGÍA: es una rama de la geología que se encarga de estudiar las características de las rocas, la naturaleza macroscópica del contenido mineral su a granulometría, textura, tamaño de grano y su composición. LUTITA: roca sedimentaria clástica, con textura pelítica, detritos clásticos. Se compone de sedimentos tamaño arcilla (menor a 0,004 mm) y minerales arcillosos, además de cuarzo, feldespato y micas. MARCO GEOLOGICO: descripción de la estratigrafía, geología estructural y la geología del petróleo de la zona de donde se está realizando el trabajo. MIGRACION: movimiento de los hidrocarburos generados, desde la fuente hacia las rocas yacimiento. El movimiento de los hidrocarburos recién generados fuera de su roca generadora es la migración primaria, también denominada expulsión. El movimiento adicional de los hidrocarburos hacia la roca yacimiento en una trampa de hidrocarburos u otra zona de acumulación es la migración secundaria. La migración se produce habitualmente desde un área estructuralmente baja hacia un área más alta, debido a la flotabilidad relativa de los hidrocarburos, en comparación con la roca adyacente. La migración puede ser local o producirse a lo largo de distancias de cientos de kilómetros en las cuencas sedimentarias grandes, y es crucial para la formación de un sistema petrolero viable. PETROLEO: mezcla compleja de compuestos de hidrocarburos naturales que se encuentran en las rocas. El petróleo puede variar entre sólido y gaseoso, pero el término se utiliza generalmente para hacer alusión al petróleo crudo líquido. Las impurezas, tales como el azufre, el oxígeno y el nitrógeno, son comunes en el petróleo. Además existe un grado considerable de variación en lo que respecta al color, la gravedad, el olor, el contenido de azufre y la viscosidad en el los petróleos provenientes de áreas diferentes. PERMEABILIDAD: capacidad, o medición de la capacidad de una roca, para transmitir fluidos, medida normalmente en darcies o milidarcies. El término fue definido básicamente por Henry Darcy, quien demostró que la matemática común de la transferencia del calor podía ser modificada para describir correctamente el flujo de fluidos en medios porosos. POLÍMERO: molécula grande compuesta de unidades que se repiten. Algunos polímeros son de origen natural, tales como la goma de xantano, la goma de guar y el almidón. Otros polímeros son polímeros naturales modificados, tales como la carboximetilcelulosa (CMC), el hidroxipropil almidón y el lignosulfonato. Algunos son sintéticos, tales como los poliacrilatos, las poliacrilamidas y las polialfaolefinas. POLÍMERO HIDROFÍLICO: son polímeros que cuando tienen contacto con el agua forman cadenas largas de polímeros que ocupan los espacios porosos de la roca, atraen la fase del agua y repelan la fase del aceite; como consecuencia de ello se
22
reduce la permeabilidad relativa del agua y por tanto se impide su desplazamiento sin afectar a gran escala el flujo del aceite. POROSIDAD: volumen no solido de rocas que puede albergar fluidos. POZO: agujero perforado o el pozo, incluyendo el tramo descubierto o no entubado. El término pozo puede referirse al diámetro interno de la pared del pozo, la pared de roca que limita el pozo perforado POZO PETRÓLERO: pozo en producción con petróleo como su principal producto comercial. Los pozos de petróleo casi siempre producen algún gas y, frecuentemente, producen agua. La mayoría de los pozos de petróleo, a la postre, producen mayormente gas o agua PUMITA: roca ígnea volcánica, de textura vítrea con tamaño de grano fino (menor a 1 mm). Su composición mineralógica la conforman cuarzo, plagioclasa y feldespato potásico. ROCA GENERADORA: roca rica en materia orgánica que, si se calienta lo suficiente, generará petróleo o gas. Las rocas generadoras típicas, generalmente pizarras o calizas, contienen alrededor del 1% de materia orgánica y al menos el 0,5% de carbono orgánico total (COT), aunque una roca generadora rica puede tener hasta el 10% de materia orgánica. Las rocas generadoras marinas tienden a ser propensas al petróleo, mientras que las rocas generadoras terrestres (como el carbón) tienden a ser propensas a los gases. ROCA RESERVORIO: cuerpo de roca debajo de la superficie que tiene suficiente porosidad y permeabilidad para almacenar y transmitir fluidos. Las rocas sedimentarias son las rocas reservorio más comunes porque tienen más porosidad que la mayoría de las rocas ígneas y metamórficas y se forman en condiciones de temperatura en las que se pueden conservar los hidrocarburos. ROCA SELLO: roca relativamente impermeable, normalmente lutita, anhidrita o sal, que forma una barrera o una cubierta sobre y alrededor de la roca reservorio, de manera que los fluidos no puedan migrar más allá del yacimiento. Un sello es un componente crítico de un sistema petrolero completo. La permeabilidad de un sello capaz de retener los fluidos a través del tiempo geológico oscila entre 10 - 6 y 10 - 8 darcies. SEDIMENTO: granos no consolidados de minerales, materia orgánica o rocas preexistentes, que pueden ser transportados por el agua, el hielo o el viento, para luego ser depositados. Los procesos por los cuales los sedimentos se forman y son transportados tienen lugar en la superficie terrestre o cerca de ésta y a presiones y temperaturas relativamente bajas.
23
SELECCIÓN: grado de similitud geométrica de los granos de una roca. SHALE: roca sedimentaria clástica, de origen detrítico con tamaño de grano fino (menor a 0,004 mm), formada por partículas de arcilla. El ambiente de formación son aguas oceánicas profundas, lagos y lagunas. SUPRAYACENTE: cuerpo de roca ubicado por encima al cuerpo de roca referenciado. SUBYACIENTE: es aquel cuerpo de roca ubicado por debajo al cuerpo de roca referenciado. TOC: es la concentración de materia orgánica en las rocas generadoras representada por el porcentaje en peso de carbono orgánico. Un valor de aproximadamente 0,5% de porcentaje de carbono orgánico total en peso se considera el mínimo para una roca generadora efectiva, aunque valores de 2% se consideran el mínimo para los yacimientos de gas de esquisto; existen valores que exceden el 10%. El carbono orgánico total se mide a partir de muestras de 1 g de roca pulverizada que se queman y se convierten en CO o CO2. TRAMPA: configuración de rocas adecuadas para contener hidrocarburos, selladas por una formación relativamente impermeable a través de la cual los hidrocarburos no pueden migrar. Las trampas se describen como trampas estructurales (en estratos deformados, tales como pliegues y fallas) o trampas estratigráficas (en zonas en las que los tipos de rocas cambian, tales como discordancias, acuñamientos y arrecifes). YACIMIENTO: unidad de roca en el subsuelo que es porosa y permeable, y que contiene una acumulación de petróleo y / o gas natural.
24
ABREVIATURAS % ° ANH API BBL bbl BFPD BHA BM BOPD BPD BSW BWIPD BWPD CEP CMP ESP ESPCP FLAP Fo ft GLR hp Hz ID in IPR km KSCFD LCI Lbs MD mD OD OXY PCP PIT
Por ciento Grado Agencia nacional de hidrocarburos American petroleum institute Barril Barril Barriles de fluido por día (Bottom Hole Assembly) Arreglo de fondo de pozo Bombeo mecánico Barriles de petróleo por día Barriles por día Porcentaje de agua y sedimentos Barriles de agua inyectados por día Barriles de agua por día Carrera efectiva del pistón Carrera máxima del pistón Bombeo electrosumergible Bombeo electrosumergible con cavidades sumergible (Fluid Level About Pump) nivel de fluido sobre la bomba Carga de fluido Pies Relación gas – líquido (horse power) Caballos de fuerza Hertz Diámetro interno Pulgada Inflow performance relationship Kilómetro Miles de pies cúbicos estándar por día La Cira Infantas Libras (measure depth) Profundidad medida Milidarcy Diámetro externo Occidental petroleum Bombeo por cavidades progresivas (Pressure Indicator Transmitter) Indicador transmisor de presión
25
PLC PSI RTU Rw SCF SCADA SLA THP TIO TIR TOC USD VMM VPN TVD
(Programmable Logic Controller) Controlador lógico programable Unidad de presión (𝑙𝑏/𝑖𝑛2) (Remote Terminal Unit) Unidad terminal remota Radio de pozo (Standard cubic feet) Pies cubicos estandar (Supervisory control and data adquisition) Supervisión control y adquisición de datos Sistemas de levantamiento artificial (Tubing Head Pressure) Presión en cabeza de tubería de producción Tasa de interés de oportunidad Tasa interna de retorno Tropical Oil Company (United States Dollar) Dólar estadounidense Valle medio del magdalena Valor presente neto (True vertical depth) Profundidad vertical verdadera
26
RESUMEN
TÍTULO: EVALUACIÓN DEL USO DE UN CONTROLADOR DE BOMBEO MECÁNICO Y SUS FUNCIONES AVANZADAS PARA LA MEJORA DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN EN EL CAMPO LA CIRA INFANTAS. DESCRIPCIÓN: El siguiente proyecto fue realizado en el Campo La Cira Infantas, haciendo un recuento de las generalidades del mismo; su historia, localización, contrato, producción, características del yacimiento y de la formación. Principalmente el proyecto se enfoca en el sistema de levantamiento artificial de bombeo mecánico, describiendo los principales aspectos e identificando problemas y fallas del mismo, las cuales disminuyen su vida útil, aumentando costos y disminuyendo la producción. Paralelo a esto se presenta la utilización de un nuevo controlador para BM (se exponen sus principales características y protecciones a la unidad de bombeo), el cual es instalado en tres pozos piloto del Campo evaluando sus resultados y haciendo un contraste con los parámetros y condiciones previas a la instalación. Finalmente se desarrolla una evaluación técnica de los resultados y un análisis financiero identificando la viabilidad del proyecto y la posible implementación del controlador a nuevos pozos del Campo. PALABRAS CLAVE: Campo La Cira Infantas, Bombeo Mecánico, Falla bomba, Controlador producción, Velocidad seccional, Golpe fluido, Golpe bomba.
27
INTRODUCCIÓN
El presente proyecto se realiza con el carácter de Trabajo de Grado para la obtención del título de Ingeniero de Petróleos de los proponentes, con apoyo de la empresa Occidental de Colombia LLC y la Fundación Universidad de América. El Campo La Cira Infantas ubicado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena es al momento uno de los campos con mayor automatización del país, no solo a nivel de facilidades sino también en todo tipo de pozos, es así cómo desde hace años las compañías operadoras del Campo (Ecopetrol S.A y Occidental de Colombia LLC) han probado nuevas tecnologías en aras de optimizar su producción. Es en este punto precisamente donde toma lugar el proyecto, al evaluar el desempeño de un nuevo controlador para el sistema de levantamiento artificial bombeo mecánico, con el cual las compañías buscan mejorar las condiciones de operación dando solución a dos problemas principales de la unidad, el primero de ellos asociado a fallas del sistema debido a los golpes de bomba y de fluido, y el segundo a unidades bloqueadas por gas trabajando en seco. Desde el año 2005 en que se inició el contrato entre las compañías anteriormente mencionadas, se han probado tecnologías similares en los sistemas de levantamiento, es así como desde hace años se ha utilizado un controlador de bombeo mecánico el cual a pesar de tener excelentes características, se queda corto al momento en que el pozo presenta condiciones que ocasionan golpes y bloqueos. Para dar solución a este problema se realiza una comparación entre las condiciones operativas de tres pozos piloto antes y después de la instalación del nuevo controlador de bombeo mecánico y sus funciones avanzadas.
28
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL Evaluar el uso de un controlador de bombeo mecánico y sus funciones avanzadas para la mejora de las condiciones de operación en el Campo la Cira Infantas. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Describir las generalidades y geología del Campo La Cira Infantas, ubicado en
la Cuenca del Valle medio del Magdalena.
2. Definir conceptos básicos del controlador de producción para bombeo mecánico y específicamente el SAM WELL MANAGER instalado en el Campo La Cira Infantas.
3. Identificar problemas a partir de datos, pruebas y cartas dinamométricas de los
pozos a estudiar, que tienen instalado el controlador SAM WELL MANAGER. 4. Analizar los efectos de la implementación del nuevo controlador de producción
con sus funciones avanzadas en los pozos piloto, comparándolo con el SAM WELL MANAGER.
5. Evaluar financieramente la utilización del nuevo controlador de producción mediante el indicador de VPN.
29
1 GENERALIDADES DEL CAMPO LA CIRA INFANTAS El Campo La Cira Infantas se caracteriza por ser pionero en la producción de hidrocarburos del país. A continuación, se presenta una descripción con respecto a su historia, localización, contrato, estratigrafía, características de yacimiento y comportamiento histórico de producción. 1.1 RESEÑA HISTÓRICA DEL CAMPO LA CIRA INFANTAS La historia del Campo La Cira Infantas se remonta al siglo XVI donde los indígenas presentes en la región utilizaban el hidrocarburo para reducir el cansancio y la fatiga de los músculos, más adelante Gonzalo Jiménez de Quesada observó en las áreas de Carare y Opón estos emanaderos naturales, pero fue hasta el año de 1905 cuando el Coronel José Joaquín Bohórquez recogió muestras y las llevó al geólogo francés Roberto de Mares quien vio el potencial presente en ésta región, posteriormente De Mares persuadió al gobierno colombiano de realizar la primera concesión en su historia, la cual llevaría como nombre Concesión De Mares, abarcando un terreno de 1000 hectáreas en el departamento de Santander. Y fue el mismo De Mares quien consiguió los inversionistas para llevar a cabo el proyecto, de esta manera contactó al Norteamericano John Leonard, quien junto a 3 socios (George Crawford, Joseph Trees y Michael Benedum) fundaron lo que se conoció en esa época como Tropical Oil Company en 1916, con sede en Wilmington1. La operación petrolera del país comenzó el 29 de abril de 1918, a las 8:00 a.m., cuando la Tropical Oil Company (TOC), luego de varias semanas de perforación anunció el descubrimiento de crudo en su yacimiento. La TOC, más conocida como la ‘Troco’ y que operaba la Concesión De Mares, señaló el hallazgo de crudo en el pozo Infantas 2, e informó que comenzaban los trabajos para su extracción. Su producción inicial fue de 42 BOPD y posteriormente se perforarían dos pozos nuevos alcanzando un récord de producción para la época de 2000 BOPD. En 1924, la citada compañía extranjera, luego de varios estudios geológicos y perforaciones, anunció el descubrimiento de petróleo en un pozo cercano a Infantas, y al que bautizaron La Cira. Así, por la cercanía geográfica de los dos yacimientos y al ser operados por la misma empresa, el crudo de allí se comenzó a reconocer como producción de La Cira-Infantas. La actividad y resultados del campo fueron tan alentadores para la Troco, que intensificó las tareas, y para 1926 ya existían 171
1 EXXONMOBIL. Nuestra historia: La Tropical Oil Company y La Concesión de Mares (1917-1951) [En línea]. [Consultado en Febrero 2019]. Disponible en <URL: https://www.google.com/search?q=%3CURL%3A+http%3A%2F%2Fwww.essoymobil.com.co%2Fes-+co%2Ftropical-oilccompany%3E&oq=%3CURL%3A+http%3A%2F%2Fwww.essoymobil.com.co%2Fes-+co%2Ftropical-oil-company%3E&aqs=chrome..69i57.289j0j4&sourceid=chrome&ie=UTF-8
30
pozos de producción. Además, entre 1927 y 1930 operaban en la concesión 25 taladros, de los cuales 18 estaban dedicados al desarrollo.2 En el año de 1951 el Estado colombiano revierte la concesión De Mares la cual pertenecía a la empresa Tropical Oil Company (TOC) esto se da mediante un fallo de la corte suprema de justicia el 20 de septiembre de 1944, donde se especifica que todos los edificios, obras, herramientas, maquinaria entre otros equipos utilizados para la explotación de hidrocarburos son de propiedad del Estado, es de esta manera como Ecopetrol S.A. se hace cargo de la operación del Campo. Ecopetrol S.A. con el fin de aumentar la producción y salvar el Campo que estaba teniendo un gran declive en su producción, buscó nuevas alternativas; es así como en el año 2005 firma un contrato de asociación con la empresa Occidental de Colombia LLC, la cual generó una gran inversión de capital con el objetivo de recuperar alrededor de 200 millones de barriles presentes aún en el yacimiento3. 1.2 LOCALIZACIÓN DEL CAMPO El Campo La Cira Infantas se encuentra ubicado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en el departamento de Santander a 22 km de la ciudad de Barrancabermeja, en el corregimiento El Centro hacia la parte central de la antigua Concesión de Mares, al Este del río Magdalena y al Sur del río Sogamoso, abarcando un área aproximada de 160 km² y siendo el campo de mayor producción a lo largo de la historia en esta cuenca ver Figura 1. Para llegar al Campo se puede llegar vía aérea en vuelo directo desde el Aeropuerto El Dorado en la ciudad de Bogotá hasta el Aeropuerto Yariguies en la ciudad de Barrancabermeja, posteriormente se debe realizar un desplazamiento vía terrestre hacia Troncal Magdalena por un trayecto aproximado de 14 km. Otra forma de llegar al Campo es partiendo vía terrestre desde Bogotá, tomando la Autopista Medellín hasta La Dorada, Caldas, luego seguir por la Ruta 45 hasta Puerto Libre y tomar la Troncal Magdalena - Barrancabermeja por 12 km.
2 PORTAFOLIO. La Cira-Infantas, un siglo “sudando” petróleo [En línea]. [Consultado en Febrero 2019]. Disponible en <URL:https://www.portafolio.co/negocios/empresas/la-cira-infantas-un-siglo-sudando-petroleo-514864> 3 COLOMBIA. PRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA. Ecopetrol se asocia con Occidental en Campo La Cira-Infantas [En línea]. Bogotá. 2005. [Consultado en Febrero 2019]. Disponible en <URL: http://historico.presidencia.gov.co/prensa_new/sne/2005/septiembre/06/22062005.htm>
31
Figura 1. Localización del Campo La Cira Infantas, Cuenca Valle Medio del Magdalena. Colombia.
Fuente: CHAPARRO, Walter y ORDOÑEZ, David. Evaluación técnico financiera de los efectos de los modificadores de permeabilidades relativas en el Campo La Cira Infantas. Trabajo de grado Ingeniería de Petróleos. Bogotá D.C. Fundación Universidad de América. Facultad de Ingeniería. Departamento de Ingeniería de Petróleos, 2018. p. 36.
32
1.3 MARCO GEOLÓGICO En esta sección se realiza una breve descripción de la estratigrafía del Campo, en donde se incluye información sobre las formaciones presentes, geología estructural, geología del petróleo y características petrofísicas de los dos grandes bloques que conforman el yacimiento asociado al Campo La Cira Infantas. 1.3.1 Columna estratigráfica. El Campo La Cira Infantas se encuentra ubicado en la cuenca del Valle Medio de Magdalena la cual se ubica a lo largo de los tramos centrales del Valle del río Magdalena entre las cordilleras central y oriental de los andes colombianos. El registro sedimentario muestra una sucesión de depósitos continentales jurásicos superpuestos por el cretácico. Los sedimentos, tanto calcáreos como silicilásticos, son de transición al origen marino. La secuencia paleogenada está formada por rocas silicilásticas depositadas principalmente en Condición continental con alguna influencia marina 4 . A continuación, se muestra la columna estratigráfica de la cuenca del VMM. Ver Figura 2.
4 BARRERO, Dario, et al. Colombian Sedimentary Basins [En línea]. Bogotá, Colombia. ANH and B&M Exploration Ltda: 2007. [Consultado en Febrero de 2019]. Disponible en <URL: http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas-sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdf>. p, 78.
33
Figura 2. Columna estratigráfica para la Cuenca del Valle Medio de Magdalena
Fuente: Elaboración propia con base en: Columna estratigráfica generalizada, cuenca Valle Medio del Magdalena (tomada de ANH, 2012).
34
1.3.1 Estratigrafía. A continuación se realiza una descripción de la estratigrafía de la cuenca del VMM donde se habla de las formaciones presentes de la más antigua a la más reciente.
1.3.1.1 Formación Girón. Según M. Julivert5 este grupo fue depositado en el Pre-Cretácico en el Jurásico. Su composición de base a tope consta de lutitas pizarrosas de color rojizo en su parte basal, seguido de intercalaciones de areniscas de grano fino a grueso, arcosas grises y verdes, lutitas grises oscuras, intercalación de areniscas cuarzosas, un nivel de arcosas amarillas finalizando con un conglomerado en el tope del grupo, intercalado con lutitas compactas y areniscas. De base a tope se encuentra dividido por la siguiente secuencia de rocas: lutitas pizarrosas de color rojo con intercalaciones de areniscas de grano fino a grueso. Bancos de areniscas cuarzosas con estratificación cruzada, intercalación de lutitas de color gris a gris oscuro con areniscas de grano variable, intercalaciones de shales rojas con arcosas, lutitas rojas y un conglomerado de lutitas y areniscas compactadas. El espesor varía entre 8595 ft (2620m) y 11480 ft (3500m). El ambiente de depositación es continental en la base y en el tope transicional marino.Le infrayace discordantemente al basamento ígneo-metamórfico y suprayace con bajo ángulo discordante la Formación Tambor – Los santos. 1.3.1.2 Formación Tambor – Los Santos. Según M. Julivert6, esta formación fue depositada en el Cretáceo Inferior en el Valanginiense. En general, se compone de shales y conglomerados rojos y areniscas rojas-rosadas. Tiene capas de calizas en la parte superior. En la mesa de Los Santos está divide en tres niveles: inferior, que se compone de areniscas rojas; medio que está compuesto por una intercalación de arcillas con areniscas rojas-rosadas; y superior que se compone de areniscas blancas. El espesor es de 2133 ft (650m) aproximadamente variando regionalmente a lo largo de la misma, disminuye hacia el Macizo de Santander. El ambiente de depositación es de meandros, llanuras e intramareales. Le infrayace y suprayace discordantemente el Grupo Girón y la Formación Rosablanca, respectivamente. 1.3.1.3 Formación Rosablanca. Según la ANH 7 esta formación es de edad Hauterviano – Barremienso, se depositó en condiciones que variaron de transicional a nerítico interno (0 - 30 m). En la sección estratigráfica el nivel basal de esta formación muestra correlación y conservación de los espesores, presentando similitud en la respuesta de la curva de rayos gamma. Esta se caracteriza por presentar niveles de caliza oolítica negras duras y densas, hacia el tope se evidencia degradación en la calidad de las calizas al tope del miembro, las calizas
5 JULIVERT, Manuel. Léxico esgratigráfico de Colombia – Precámbrico, Paleozoico, Mesozoico. Vol. 5, Paris. Centre National de la Reserche Scientifique: 1968. p. 260-269. 6 Ibid, p. 453-456. 7 Agencia Nacional de Hidrocarburos. CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA. Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos. Colombia, 2012. p. 40.
35
son oolíticas con coloraciones marrones a gris y trazas de minerales pesados (pirita). 1.3.1.4 Formación La Paja. Según la ANH8 esta formación se depositó a finales del Barremiano tardío hasta el Aptiano temprano; probablemente correlaciona con el máximo nivel de inundación que se ha interpretado en la cuenca aproximadamente a 120 Ma. Se caracteriza por poseer lutitas marrones oscuras a negras, de ligeramente calcáreas a calcáreas, bastantes duras con trazas de calizas y en algunos casos se presentan micas y piritas como minerales accesorios, es rica en materia orgánica. Presenta buena continuidad en área de estudio. 1.3.1.5 Formación Tablazo. Según M. Julivert9 esta formación es de edad Aptiano-Albiano, está compuesta por lutitas de tipo calcáreo, margas y calizas masivas. Estas últimas tienen mayor presencia en el tope de la formación, contienen abundante pirita y se caracterizan por ser densas, duras y oscuras. Se considera como una excelente roca fuente. Su espesor varía entre 490 y 1380 ft. El ambiente de depositación fue de tipo transicional Esta formación suprayace e infrayace concordantemente a las formaciones Paja y Simití respectivamente. 1.3.1.6 Formación Simití. Según la ANH10 esta formación representa un marcador regional en toda la cuenca del Valle Medio del Magdalena. Se depositó durante el período Albiano y se caracteriza por lutitas marrones a grises, que varían de no calcáreas a moderadamente calcáreas, duras, compactas, laminadas con venas de calcita. Se depositó en paleobatimetrías que variaron de nerítico externo a batial, lo cual probablemente pudo afectar la generación de carbonatos y la disminución en la actividad biológica por las condiciones de anoxia presentes durante la sedimentación. De la misma manera, el incremento de sílice en esta sección principalmente lutítica, podría deberse a un reemplazo de calcio por sílice por transformaciones diagenéticas a altas temperaturas. 1.3.1.7 Formación La Luna. Según la ANH11 esta formación se depositó durante el período Turoniano - Santoniano, en paleobatimetrías que variaron de nerítico externo a batial. Consta de tres miembros denominados Salada, Pujamana y Galembo. De la integración bioestratigráfica, los miembros Salada y Pujamana se depositaron durante el Turoniano, y el Miembro Galembo durante el período Coniaciano – Santoniano.
8Agencia Nacional de Hidrocarburos. CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA. Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos. Colombia, 2012. p. 40. 9 JULIVERT, Manuel. Léxico esgratigráfico de Colombia – Precámbrico, Paleozoico, Mesozoico. Vol. 5, Paris. Centre National de la Reserche Scientifique: 1968. p. 450-452. 10Agencia Nacional de Hidrocarburos. CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA. Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos. Colombia, 2012. p. 40. 11Ibid, p. 41.
36
1.3.1.8 Formación Umir. Según M. Julivert 12 esta formación es de edad Campaniano-Maestrichtiano. Está compuesta en su mayoría por lodolitas grises intercaladas con carbones, y en menor proporción areniscas de tipo arcilloso, además de concreciones rojas (Hierro). Su espesor varía entre 750 y 3280 ft. Se depositó en un ambiente marino. Esta formación suprayace e infrayace concordantemente a las formaciones La Luna y Lisama respectivamente. 1.3.1.9 Formación Lisama. Según J. De Porta13, esta formación fue depositada en el Paleoceno entre el Daniense y el Selandiense. Se compone de shale de color rojo, pardo y gris con intercalaciones de areniscas grises de grano medio a fino que se hace más grueso en la parte superior. Se destacan lentejones de carbón. El espesor es de 4019 ft (1225m) aproximadamente. El ambiente de depositación es de continental - fluvial a transicional deltaico. Le infrayace concordantemente la Formación Umir y le suprayace discordantemente la Formación La Paz. 1.3.1.10 Formación La Paz. Según Morales14 , los sedimentos se depositaron durante el Eoceno Medio a Tardío. Constituido por capas gruesas de conglomerados y areniscas gruesas, sobre este segmento continúa un conjunto de areniscas de grano medio a fino y lodolitas grises. El espesor es variable llegando a 1.500 m.; la sucesión descrita corresponde a ambientes de alta energía asociados a abanicos aluviales y ríos. Su relación con la infrayaciente Formación Lisama es marcada por una discordancia regional, por el contrario, se encuentra en contacto concordante con la Formación Esmeraldas que la suprayace. 1.3.1.11 Formación Esmeraldas. Según De Porta15 , la formación se depositó durante el Eoceno Superior. Compuesto de areniscas y limolitas compactas dispuestas en láminas, micáceas, grises de grano fino y shales grises. El espesor es de 1.200 m. y disminuye en cercanías a la quebrada putana. El ambiente de depositación corresponde a sistemas fluviales de llanuras aluviales y ríos meándricos. Esta formación tiene contacto concordante con la infrayaciente Formación La Paz y la suprayace discordantemente la Formación Mugrosa, sin embargo, en los numerosos pozos perforados del Campo La Cira Infantas no se ha observado esta discordancia.
12 JULIVERT, Manuel. Léxico esgratigráfico de Colombia – Precámbrico, Paleozoico, Mesozoico. Vol. 5, Paris. Centre National de la Reserche Scientifique: 1968. p. 568.. 13 DE PORTA, Jaime. Léxico estratigráfico de Colombia – Terciario a Cuaternario. Vol. 5, Paris. Centre National de la Reserche Scientifique: 1974. p. 327-330. 14 MORALES, L. G. et al. General geology and oil occurrences of Middle Magdalena Valley, Citado por SARMIENTO, Gustavo; PUENTES, Javier y SIERRA, Camilo. Evolución Geológica y Estratigrafía del sector Norte del Valle Medio del Magdalena. En: Geología Norandina, 2015 p.69-70 15 DE PORTA, Jaime. Léxico estratigráfico de Colombia – Terciario a Cuaternario. Vol. 5, Paris. Centre National de la Reserche Scientifique: 1974. p. 198-199
37
1.3.1.12 Formación Mugrosa. Según J. De Porta16, esta formación fue depositada en el Eoceno Superior – Oligoceno. Se compone en tres niveles así: inferior, que se compone de areniscas de grano medio a fino intercaladas con shales de color azul o gris; medio, que se compone de shale masiva intercalada con arenisca de grano fino; y superior, que se compone de areniscas intercaladas con shale moteada. El Campo La Cira-Infantas, está en 2 zonas productoras: Zona B y Zona C.
Zona B. Se compone de arcillas intercaladas con capas laminadas de limolitas. En la zona superior el Horizonte fosilífero. El espesor de la zona varía entre 630 ft (192m) y 2050 ft (624m). Los pozos a evaluar en el presente proyecto, se encuentran produciendo esta zona.
Zona C. Se caracteriza por ser el reservorio más importante del Campo. Se compone de areniscas intercaladas con capas de lodolitas. El espesor varía entre 510 ft (155m) y 570 ft (173m).
1.3.1.13 Formación Colorado. Según la ANH17 esta formación fue sedimentada durante el Mioceno temprano. Se caracteriza por presentar areniscas de grano fino a muy fino, con abundantes intercalaciones de lutitas y limolitas, no consolidadas con finos lentes esporádicos de caliza. 1.3.1.14 Formación La Cira. Según J. De Porta18 la edad de la Formación es Oligoceno-Mioceno Inferior. Litológicamente está formada por arcillolitas de color marrón, gris azulado y rojo, también tienen intercaladas litoarenitas de grano medio a fino, los líticos son de rocas metamórficas, en las arcillolitas y limolitas algunas veces se encuentran restos de plantas las cuales son las encargadas de darle el aspecto carbonoso a las rocas. Tiene un espesor cercano a los 850 pies, que representa la parte superior de la Formación Colorado. El ambiente de depositación es ambiente fluvial de ríos meandriformes. El contacto con la formación Colorado Infrayacente, es de tipo concordante. 1.3.1.15 Formación Real. Según J. De Porta19 la edad de esta unidad corresponde al Mioceno Tardío. Constituido por conglomerados de guijos de chert negro, cuarzo y areniscas con intercalaciones de lodolitas varicoloreadas. Conformando un espesor de 3.430 m.; el ambiente de depositación fue continental. El contacto es discordante con el Horizonte Fosilífero La Cira que lo infrayace, y la suprayace la
16 DE PORTA, Jaime. Léxico estratigráfico de Colombia – Terciario a Cuaternario. Vol. 5, Paris. Centre National de la Reserche Scientifique: 1974. p.373-376. 17Agencia Nacional de Hidrocarburos. CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA. Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos. Colombia, 2012. p. 41. 18 DE PORTA, Jaime. Léxico estratigráfico de Colombia – Terciario a Cuaternario. Vol. 5, Paris. Centre National de la Reserche Scientifique: 1974. p. 229-239 19 Ibid., p. 418-422
38
Formación Mesa cuyo contacto es discordante. Sin embargo, este grupo no está presente en el área de influencia del Campo La Cira Infantas. 1.3.1.16 Formación Mesa. Según J. De Porta20 fue depositada en el Cuaternario. Se compone de una serie de conglomerados, granodiorita, cuarzo, chert, andesita y rocas metamórficas con lentes de arenas gruesas. El espesor es de 850 ft (250 m). El ambiente de depositación es continental. Le infrayace discordantemente el Grupo Real. 1.3.2 Geología Estructural. El Campo La Cira Infantas a lo largo del tiempo se ha visto afectado por distintos movimientos tectónicos asociados al levantamiento de las cordilleras central y oriental en las cuales se encuentra ubicada la cuenca del VMM, estos esfuerzos son de tipo compresional en las rocas del pre-cretácico. En el Campo se pueden identificar dos principales estructuras las cuales son Cira e Infantas. 1.3.2.1 Bloque La Cira. Está ubicado en la parte Norte del campo es un anticlinal asimétrico de carácter regional con eje en dirección Norte-Sur, presenta cabeceo (plunge) hacia el Norte y hacia el Sur y está cortado al Este del eje por la Falla La Cira, este bloque está dividido en 3 (Cira Norte, Cira Sur y Cira Este) para mejor manejo del campo y por las fallas presentes en el mismo, tiene una falla inversa en dirección Norte-Sur la cual atraviesa toda la estructura y es de carácter sellante “Falla la Cira”, adicionalmente tiene fallas normales perpendiculares a la falla principal, el Campo tiene un buzamiento entre 5° y 17°. 1.3.2.2 Bloque Infantas. Está ubicado en la parte sur la estructura de Infantas es un anticlinal asimétrico elongado, cerrado en ambos extremos y cortado a lo largo de su cresta por una falla inversa mayor (Falla de Infantas), se encuentra divido en 3 partes ( Infantas Norte, Infantas Central e Infantas Sur) esto debido al sistema de fallas normales presentes en este bloque las cuales están paralelas a la falla principal las cuales tienen un carácter sellante, esta estructura tiene un ángulo de buzamiento entre 7° y 47 °. 1.3.3 Geología del Petróleo. A continuación se describen los principales parámetros del sistema petrolífero del Campo La Cira Infantas ubicado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, donde están los pozos objeto de estudio. 1.3.3.1 Roca generadora. El petróleo de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena en especial del Campo la Cira Infantas proviene de las calizas y shales cretácicas presentes de las formaciones Simití, Tablazo y la Luna, siendo esta última la principal roca generadora de hidrocarburo del campo, debido a la materia orgánica
20 DE PORTA, Jaime. Léxico estratigráfico de Colombia – Terciario a Cuaternario. Vol. 5, Paris. Centre National de la Reserche Scientifique: 1974. p. 356-362.
39
presente en ella la cual varía entre un 1% y 6%, por otra parte presenta un kerógeno tipo II de espesor de 985 ft (300 m).21 1.3.3.2 Roca reservorio. En gran mayoría el petróleo probado en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena proviene del paleógeno, el cual se encuentra en las arenas de las formaciones Colorado (Zona A), Esmeraldas- La Paz (Zona D) y Mugrosa (Zona B y C), siendo esta última la principal formación en la cual se produce hidrocarburo, dichas formaciones tiene porosidades promedio entre 15-20% y permeabilidades promedio que van de 20 a 600 mD y un espesor aproximado de arena neta petrolífera de 800 a 1200 ft.22 1.3.3.3 Roca sello. Para el Campo la Cira Infantas las rocas sellos están dadas por arcillas dúctiles intercaladas a lo largo de la columna estratigráfica, estas se depositaron de la siguiente manera: lodolitas (Zona A), arcillas (Zona B), lodolitas con ambiente de depositación en llanuras fluviales (Zona C) y lutitas grises claro y verdosas (Zona D), las cuales supra e infrayecen las arenas productoras presentes en el Campo. 1.3.3.4 Migración. El Campo la Cira Infantas es atravesado por dos grandes fallas inversas: la Falla La Cira y la Falla Infantas y a su es atravesado perpendicularmente por fallas normales las cuales generan un canal para que el hidrocarburo migre. Las principales vías de migración son: migración vertical directa donde la Formación La Luna atraviesa la inconformidad del Eoceno, migración lateral a lo largo de las areniscas del Eoceno. Migración vertical a través de las fallas en áreas donde la Formación La Luna no atraviese la inconformidad del Eoceno.23 1.3.3.5 Trampa. Como se expuso anteriormente es una estructura formada principalmente por pliegues anticlinales asimétricos asociados a fallas inversas y normales presentes en todo el Campo generadas por la formación de las cordilleras central y oriental, la cual presenta dos fallas principales que favorecen el entrampamiento del hidrocarburo del campo.
21 BARRERO, Dario, et al. Colombian Sedimentary Basins [En línea]. Bogotá, Colombia. ANH and B&M Exploration Ltda: 2007. [Consultado en Febrero de 2019]. Disponible en <URL: http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdf>. p, 79. 22Ibid, p, 79. 23 BARRERO, Dario, et al. Colombian Sedimentary Basins [En línea]. Bogotá, Colombia. ANH and B&M Exploration Ltda: 2007. [Consultado en Febrero de 2019]. Disponible en <URL: http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas-sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdf>. p, 79.
40
1.4 HISTORIA DE PRODUCCIÓN A continuación, se presenta un seguimiento de la producción del Campo La Cira Infantas a lo largo de sus cien años de vida, identificando mecanismos de recuperación primarios y secundarios, así como los SLA implementados durante éste periodo. 1.4.1 Mecanismo de producción primario. Los dos bloques principales que conforman el Campo tienen desde sus inicios el mecanismo de producción por gas en solución y adicionalmente el bloque Infantas presenta drenaje gravitacional. Debido a su largo tiempo de explotación y al mecanismo de producción inicial, la presión en ciertas zonas ha disminuido de manera considerable, es por eso que desde un momento muy temprano los pozos dejaron de producir por flujo natural. 1.4.2 Sistemas de levantamiento artificial. Para el momento en que los pozos por flujo natural perdieron eficiencia, fue necesaria la implementación de sistemas de levantamiento artificial que ayudaran a llevar los fluidos hasta superficie. Inicialmente se utilizó el SLA de Gas Lift aprovechando el abundante caudal de gas que se producía, pero a medida que el número de pozos y el tamaño del Campo se iban incrementando, fue imposible mantener este tipo de levantamiento debido a las facilidades que requería, es así como en el año 1935 se dejó de utilizar y se dio paso al Bombeo Mecánico, el cual ha sido el SLA principal desde entonces, estando instalado a la fecha en alrededor del 70% de los pozos y dejando el 30% restante para el Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP) y el Bombeo Electrosumergible (BES). 1.4.3 Mecanismo de recuperación secundaria. El Campo LCI ha sido objeto de gran cantidad de pilotos y pruebas, en relación a recobro mejorado se han utilizado fluidos inherentes al yacimiento, como lo son la inyección de agua y gas. Inicialmente hacia el año 1928 se inició la inyección de gas la cual se suspende totalmente en el año 1986, paralelo a la inyección de gas se realizaron también proyectos de inyección de agua en los años 1946, 1957 y 1958, pero sería solo hasta el año 2005 (se firma el contrato de asociación entre Ecopetrol S.A y Oxy), que se iniciaría la mayor campaña de inyección de agua en su historia, es así como a junio de 2018 se estaban inyectando alrededor de 500.000 BWPD a la formación mediante la técnica de inyección selectiva, en la cual se utiliza una sarta de inyección con mandriles y válvulas reguladoras de flujo encargadas de enviar el caudal necesario a cada arena (debido a la intercalación de arenas presentes en el yacimiento). Para el desarrollo de este proceso el Campo cuenta con tres plantas de inyección de agua (PIA) las cuales se encargan de llevar el fluido a los parámetros óptimos, es así como el agua previamente tratada en las estaciones de recolección pasa por filtros de cascara de nuez para retirar la pequeña fracción de crudo que pueda estar aún presente en ella. Cierto porcentaje del agua inyectada corresponde a agua
41
industrial, dicha agua pasa primero por un proceso de desoxigenación a través de unas torres de vacío y un tratamiento con óxido de hierro, para posteriormente mezclarse con el agua de proceso, en donde el resultado de la mezcla es inyectado con inhibidores de corrosión e incrustaciones, para finalmente ser llevada a una presión cercana a los 1900 PSI por las bombas multi-etapas. El agua bombeada de las PIA´s llega a diversos múltiples de inyección los cuales se encargan de enviar el fluido a cada uno de los pozos inyectores. 1.4.4 Número de pozos. Se tiene a junio de 2018 un total de 1034 pozos productores activos (680 Bombeo Mecánico, 180 Bombeo por Cavidades Progresivas y 174 Bombeo electrosumergible). 476 pozos inyectores y alrededor de 1450 pozos abandonados. 1.4.5 Producción histórica. En la Gráfica 1. Se presenta la producción del Campo desde su descubrimiento hasta el año 2014 y se evidencia el notable incremento a partir del año 2005 en el que se inició el proyecto de inyección. Para el año 2014 la gráfica muestra una producción diaria cercana a los 40.000 BOPD y actualmente está rondando los 50.000 BOPD. Gráfica 1. Caudal de petróleo y agua producidos, e inyección de agua vs tiempo Campo LCI.
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. Tomado de: CHAPARRO, Walter y ORDOÑEZ, David. Evaluación técnico financiera de los efectos de los modificadores de permeabilidades relativas en el Campo La Cira Infantas. Trabajo de grado Ingeniería de Petróleos. Bogotá D.C. Fundación Universidad de América. Facultad de Ingeniería. Departamento de Ingeniería de Petróleos, 2018. p. 47.
42
1.4.6 Propiedades de roca y fluidos. A continuación, se presentan datos de petrofísica correspondientes a los bloques Cira e Infantas mediante los Cuadros 1 y Cuadro 2. Cuadro 1. Propiedades petrofísicas del bloque infantas
PROPIEDADES DE ROCA Y FLUIDOS INFANTAS
Porosidad promedio % 19%
Rango de porosidad % 7% - 31%
Permeabilidad promedio (mD) 150 mD
Rango permeabilidad (mD) 0.2 mD – 3900 mD
Relación Kv/Kh 0.42 – 0.6 (cored)
Reservorio naturalmente fracturado No
Gravedad API del aceite 22 – 32
GE del gas 0.65
Viscosidad aceite/gas (cP) 19/0.0165
Relación gas-aceite Rsi (SCF/STB) 180
Factor volumétrico Boi/Bgi (RB/STB o PC/PCS) 1.08/0.024
Salinidad del agua de formación (ppm Cl) 25000 – 35000
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. Cuadro 2. Propiedades petrofísicas del bloque Cira
PROPIEDADES DE ROCA Y FLUIDOS CIRA
Porosidad promedio % 21%
Rango de porosidad % 11% - 32%
Permeabilidad promedio (mD) 350 mD
Rango permeabilidad (mD) 1 mD – 3500 mD
Relación Kv/Kh 0.42 – 0.6 (cored)
Reservorio naturalmente fracturado No
Gravedad API del aceite 20 – 25
GE del gas 0.65
Viscosidad aceite/gas (cP) 19/0.0165
Relación gas-aceite Rsi (SCF/STB) 100
Factor volumétrico Boi/Bgi (RB/STB o PC/PCS) 1.08/0.024
Salinidad del agua de formación (ppm Cl) 25000 – 35000
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
43
2. CONCEPTOS BÁSICOS DEL CONTROLADOR DE PRODUCCIÓN PARA BOMBEO MECÁNICO
En el siguiente capítulo se describen las generalidades del sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico tales como sus componentes de superficie y subsuelo, además de ventajas y desventajas. Posteriormente se presentan las generalidades del sistema SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) utilizado en el campo para los pozos con Bombeo Mecánico. Finalmente se presenta lo que es un controlador de producción enfocado al SAM WELL MANAGER, sus componentes, funciones, modos de uso, protecciones y características principales. 2.1 BOMBEO MECÁNICO El bombeo mecánico es el sistema de levantamiento artificial más antiguo de todos y el más utilizado en la industria petrolera y en el Campo LCI, no solo por su gran versatilidad en el manejo de distintos factores que puedan afectar su funcionamiento si no a su menor costo, a pesar de que requiere una inversión alta en el equipo de superficie este puede llegar a tener una mayor vida útil en comparación con otros SLA, siempre y cuando se opere de manera adecuada y se realicen los mantenimientos correspondientes. En algún momento en la historia del Campo LCI se consideró la opción de utilizar otros SLA distintos al BM, BES y PCP, pero por cuestiones de disponibilidad de fluidos y facilidades a nivel de superficie fue imposible la masificación de estos sistemas en el Campo, por esta razón como se mencionó en el anterior capítulo en el Campo se cuenta con varias unidades de PCP y BES las cuales hoy día representan un 30% de la totalidad de los pozos, de tal manera que el sistema de levantamiento artificial más importante es el bombeo mecánico. Esta unidad se compone de dos partes esenciales para su funcionamiento; como lo son la bomba de fondo y el equipo de superficie, conectados entre sí a través de una sarta de varillas como se observa en la Figura 3.
44
Figura 3. Componentes básicos del sistema de bombeo mecánico
Fuente: Elaboración propia con base en: SCHLUMBERGER. Oildfield Review. Vol. 28. Bombeo Mecánico en pozos de recursos no convencionales. 2016. p. 44. 2.1.1 Principio de operación. El bombeo mecánico produce hidrocarburo por medio del movimiento reciprocante generado por la unidad de superficie, el cual es transmitido a fondo por medio de una sarta varillas ubicadas dentro de la tubería de producción, en el fondo del pozo se encuentra una bomba de subsuelo la cual
45
gracias a un juego de válvulas permiten la entrada de fluido y este es enviado a superficie desde el yacimiento. La bomba de subsuelo funciona gracias a las carreras ascendente y descendente que se generan dentro de ella como se observa en la Figura 4, las cuales permiten que el fluido entre al barril y después se envíe a superficie. La carrera ascendente, movimiento que se observa en las dos primeras secciones de la figura (movimiento de abajo hacia arriba); en esta etapa la válvula viajera se cierra debido a la diferencia de presiones que hay entre (P3) > (P2), lo cual genera que esta válvula impida el paso de fluido desde el barril hacia la tubería de producción, a su vez gracias a que (P2) < (P1) la válvula fija se abre debido a que la válvula se dirige hacia el lugar de menor presión, lo cual permite que el fluido entre a la bomba de fondo y llene el barril, donde P1 es la presión de succión de la válvula fija, P2 es la presión dentro del barril y P3 es la presión de succión de la válvula viajera. Posterior a esto en la carrera descendente las dos últimas secciones de la figura (movimiento de arriba hacia abajo); en este punto la válvula viajera abre debido a la presión ejercida por el pistón, el cual empuja hacia abajo el fluido presente en el barril de tal forma que (P2) > (P3), permitiendo el paso de fluido entre el barril de la bomba y la tubería de producción, al mismo tiempo la válvula fija se cierra debido a que (P2) > ( P1), lo cual genera que la válvula se desplace hacia el lugar de menor presión e impida la entrada de fluidos del yacimiento al barril de la bomba, por último cuando la bomba termina su carrera descendente, ambas válvulas se cierran y se vuelve a la carrera ascendente repitiendo las etapas continuamente24.
24 GALLO, Andrea y VÁSQUEZ, Carol. Evaluación técnico financiera del cambio de sistema de levantamiento artificial actual por bombeo electrosumergible en cuatro pozos del Campo La Cira Infantas. Trabajo de grado Ingeniería de Petróleos. Bogotá D.C. Fundación Universidad de América. Facultad de Ingeniería. Departamento de Ingeniería de Petróleos, 2018. pág 62.
46
Figura 4. Ciclo de la bomba de subsuelo en bombeo mecánico
Fuente: Elaboración propia con base en: VILLAMIZAR, Julio. Bombeo Mecánico. Sistemas de levantamiento. 2015. p. 7. A continuación, en el Cuadro 3 se observan, algunas características del bombeo mecánico tales como profundidad, desviación, tasas de producción entre otros. Cuadro 3. Consideración para la aplicación del bombeo mecánico
Rango típico Máximo
Profundidad de operación 100 a 11000 ft en TVD 16000 ft en TVD
Volumen de operación 5 a 1500 BPDF 5000 BPDF
Temperatura de operación 100 a 350 °F 550°F
Desviación del pozo 0 a 20 ° donde se ubica la bomba
Menor a 15°/100 ft donde se construye ángulo
Manejo de la corrosión Bueno a excelente con materiales mejorados
Manejo del gas Regular a bueno
Manejo de sólidos Regular a bueno
Gravedad API Mayor a 8° API
47
Cuadro 3. (Continuación)
Rango típico Máximo
Servicio Workover o pulling rig
Tipo de motor Motor eléctrico o de combustión interna
Aplicación Off shore Limitado por el espacio necesario
Eficiencia del sistema 45 al 60 %
Fuente: MONROY Manuel, Reciprocating Rod Lift Systems, Weatherford, 2009 pág, 2. 2.1.2 Equipo de superficie. Es el encargado de generar movimiento rotacional y transformarlo en movimiento lineal de acción reciprocante para transmitirlo al fondo del pozo. 2.1.2.1 Unidad de bombeo. Es la encargada de convertir el movimiento rotacional del motor en movimiento reciprocante ascendente y descendente para impulsar la sarta de varillas y accionar la bomba. Debido a que el bombeo mecánico es el SLA más antiguo está ampliamente certificado por el API, se tiene una clasificación tanto para las unidades en superficie como para las bombas de subsuelo. Como se ve en la Figura 5, a lo largo de los años se han inventado distintos tipos de unidades las cuales mejoran una o varias características del sistema ya sea la longitud de carrera, la facilidad de instalación o seguridad operativa. Figura 5. Designación API para unidades de superficie en bombeo mecánico
Fuente: Elaboración propia con base en: MONROY Manuel, Reciprocating, Rod Lift Systems, Weatherford, 2009. p 30.
48
2.1.2.2 Componentes de superficie. A pesar de que existen diversos tipos de unidad, todas ellas presentan componentes en común.
Generador de potencia. Básicamente es un motor el cual puede ser eléctrico o de combustión interna, esto depende de la disponibilidad de energía que se tenga en el campo, su función principal es suministrar la potencia necesaria para poner en marcha la unidad de bombeo y de esta manera se pueda producir el hidrocarburo; la elección del motor depende de la fuerza en (HP) que se necesite debido a la profundidad del pozo, nivel de fluido en fondo y velocidad de bombeo, estos motores por lo general se suelen sobredimensionar en caso de una emergencia.
Caja reductora. Es la encargada de reducir la velocidad en (RPM) que se genera en el motor y transmitir esta energía a la unidad de bombeo para que se pueda generar el movimiento reciprocante característico de este SLA.
Manivela. Es la responsable de transmitir el movimiento de la caja reductora a la viga balancín, está unida a ellos por medio de unos pines, los cuales se engranan en unos orificios y por medio de arreglos se le puede graduar la carrera del balancín.
Contrapesos. Son los encargados de ayudar a la caja reductora a generar el movimiento reciprocante durante la carrera ascendente de la unidad, cuando las cargas generadas son demasiado altas ayudan a levantar la sarta, luego durante la carrera descendente estos mantienen o almacenan la energía para que después se pueda subir de nuevo la sarta de varillas.
Barra pulida. Es el primer componente de fondo, se encarga de comunicar la unidad de bombeo con la sarta de varillas que se encuentra en la tubería de producción y es la única parte de la sarta que es visible en superficie, la barra pulida previene el desgaste de los empaques de la estopa (stuffing box) la cual es el sello que evita que el fluido no se dirija por la línea de producción.
Cabeza de caballo. Este componente está diseñado para transmitir fuerza y movimiento desde la viga balancín hasta la línea de producción. Su forma le permite dirigir el movimiento verticalmente por encima de cabezal del pozo, permitiendo que la varilla pulida se mueva sin cargas laterales no deseadas.
2.1.3 Equipo de fondo. Consta de una bomba de desplazamiento positivo la cual es la encargada de succionar el fluido presente en el pozo mediante el movimiento reciprocante de las varillas. Como se observa en la Figura 6, para la bomba de fondo se tiene una clasificación API.
49
Figura 6. Designación API de las bombas de subsuelo
Fuente: DABROWSKI, Alexander. GUELFO, Tomás. SIERRA, Tomás. “Uso y aplicaciones de equipos “Pump Off Controller” en bombeo mecánico”. Instituto Tecnológico de Buenos Aires. Trabajo final integrador. Especialización en producción de petróleo y gas natural. Argentina. 2017, p 13. 2.1.3.1 Bomba de fondo. Es la parte del sistema que toma el fluido del pozo, consta de un juego de válvulas que permiten la entrada de fluido al barril y mediante el movimiento generado por el pistón es enviado a superficie dentro de la tubería de producción. Se debe tener en cuenta que entre más grande sea la bomba, menor será la profundidad a la cual se puede instalar la misma, puede tener una configuración tubular o inserta.
50
Bomba tipo inserta. Consiste en un ensamblaje completo que va por dentro de la tubería de producción, este equipo es de menor capacidad debido a que debe tener un menor diámetro que el interno de la tubería de producción, consiste en el pistón dentro del barril y las dos válvulas (viajera y fija), este ensamblaje es asegurado a la sarta de producción mediante un niple de asentamiento en la profundidad deseada. Gracias a su configuración, en caso de presentarse una falla en la bomba, esta se puede sacar del pozo a través de la sarta de varillas25. A continuación en el Cuadro 4, se presentan las ventajas y desventajas de este tipo de bomba. Cuadro 4. Ventajas y desventajas de bomba tipo inserta
Ventajas Desventajas
● La bomba de subsuelo se puede retirar sin tener que sacar toda la tubería de producción.
● Menor costo de reparación asociado al equipo necesario para retirar la bomba.
● Apropiada para pozos de gran profundidad.
● Menos propensa a ruptura de barril.
● Mejor manejo del gas
● La varilla de conexión es el componente más débil.
● El barril puede pegarse por arena. ● El barril está expuesto a la
corrosión. ● Tiene menor capacidad
volumétrica.
Fuente: Elaboración propia con base en: MONROY Manuel, Reciprocating Rod Lift Systems, Weatherford, 2009 pág, 11.
Bomba tipo tubular. En este tipo de bomba el barril se encuentra roscado en la parte inferior de la tubería de producción, por esta razón la bomba tiene una capacidad volumétrica mayor al tener un diámetro de barril más grande. En el Cuadro 5. se evidencian las ventajas y desventajas de utilizar esta configuración.
25 MONROY Manuel, Reciprocating Rod Lift Systems, Weatherford, 2009. p 23.
51
Cuadro 5. Ventajas y desventajas de bomba tipo tubular
Ventajas Desventajas
● Mayor diámetro que la bomba insertable, por esta razón tiene un mayor volumen de fluido.
● No presenta tantos problemas para producir fluidos viscosos.
● Tiene una mayor área de flujo debido a su tamaño
● Al momento de una reparación es necesario sacar toda la sarta de varillas como la tubería de producción, lo cual aumenta notablemente el costo asociado al equipo necesario para realizar este trabajo.
● Es posible dañar el pistón al momento de llevarlo al fondo de pozo dentro de la tubería de producción.
● debido que la relación de compresión es menor que en las insertadas no es muy bueno con el manejo de gas
Fuente: Elaboración propia con base en: MONROY Manuel, Reciprocating Rod Lift Systems, Weatherford, 2009. p 12.
2.1.3.2 Componentes de fondo. A pesar de que existen todo tipo de componentes para el equipo en fondo, a continuación se presentan los esenciales para su funcionamiento.
Barril. Es el elemento más grande de la bomba de subsuelo, en el entra el fluido proveniente de la formación, dentro de él se encuentra el pistón y las dos válvulas encargadas de succionar el fluido, dependiendo de las características del pozo y de los fluidos se escoge su material y espesor.
Pistón. El pistón está conectado a la sarta de varillas y se encarga de bombear el fluido gracias al movimiento dentro del barril, el cual permite accionar las válvulas. Comúnmente se utilizan pistones lisos o con anillos según las características de los fluidos y la formación.
Válvulas viajera y de fondo. Las válvulas viajera y de fondo son válvulas de tipo bola de asiento, la viajera se encuentra ubicada en el pistón y se mueve con las carreras ascendente y descendente. Por otro lado, la válvula de fondo o fija está ubicada en la parte inferior del barril, y se encarga de permitir el paso de fluido hacia el barril y no viceversa.
Según el tipo de bomba y características de los fluidos producidos, existen válvulas de diversos tamaños y materiales:
Acero Acero inoxidable Aleación acero-cobalto
52
Carburo de tungsteno Carburo de titanio Carburo de níquel Cerámica Nitruro de silicio
Las válvulas (ver Figura 7) son la esencia de la bomba de fondo, debido a ello es muy importante que garanticen un buen sello de tal forma que se tenga una buena eficiencia de bomba. Figura 7. Tipos de válvula de asiento para bombeo mecánico
Fuente: Elaboración propia. Foto agosto de 2018. Campo LCI.
Sistema de anclaje. Es el componente encargado de anclar la bomba de subsuelo con la sarta de tubería, evita que el movimiento reciprocante del pistón desajuste la bomba. En algunos casos el anclaje puede funcionar para separar el gas del petróleo en fondo de pozo, por medio de una separación natural al poner una barrera antes de que el fluido entre a la bomba (el gas puede afectar la eficiencia de bomba). (Ver Figura 8).
53
Figura 8. Anclas de fondo para bombeo mecánico
Fuente: MONROY Manuel, Reciprocating Rod Lift Systems, Weatherford, 2009. p 54.
Varillas. Son las encargadas de transmitir el movimiento reciprocante generado por el equipo de superficie a la bomba de subsuelo, son el componente más débil de todo el sistema de fondo en especial las uniones, ya sea entre varillas o con la bomba de subsuelo, se debe tener en cuenta que las varillas están expuestas a distintas cargas cíclicas generadas por el movimiento ascendente y descendente, además de estar en un medio corrosivo y erosivo. Dependiendo de las características del pozo se debe hacer el diseño y escoger el material adecuado para cada una de las varillas, debido a que una falla puede generar una gran inversión en la reparación de la sarta. La longitud de las varillas va entre 25 y 30 pies, están clasificadas por la norma API 11B en cinco grados, además de la Norma AISI/SAE que determina los principales elementos aleantes Níquel, Cromo y Molibdeno viene con conexiones macho y hembra en cada uno de los extremos, en algunos casos existen barras de peso las cuales tienen como función darle rigidez a la sarta de varillas para evitar que se pandee o se rompa. (Ver Figura 9).
54
Figura 9. Varillas de fondo para bombeo mecánico
Fuente: MONROY Manuel, Reciprocating, Rod Lift Systems, Weatherford, 2009. p 58.
2.2 SISTEMA SCADA (LOWIS) Un sistema SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) es un software que permite monitorear y controlar procesos industriales a distancia. Dentro del Campo LCI se cuenta con LOWIS (Life Of Well Information System) como uno de los principales sistemas para dicho fin, LOWIS es una suite de herramientas de software basada en web diseñada para mejorar la eficiencia y efectividad de los procesos de gestión de pozos. Sus herramientas cubren el ciclo de vida de las operaciones de producción de petróleo y gas e incluyen supervisión en tiempo real con alarmas, ajustes de configuración de controladores, diseño y análisis de sistemas de levantamiento artificial, tendencias, reportes y gráficos instantáneos, así como todos los aspectos de la administración de servicios de pozo, incluyendo planificación de trabajos, finanzas, prioridades, y capacidades retrospectivas y de tarjetas de puntuación. LOWIS puede funcionar también como una interfaz única de usuario para múltiples bases de datos, permitiendo un acceso más rápido a todo tipo de data de producción desde fuentes dispares26.
26 WEATHERFORD INTERNATIONAL. LOWIS Beam 5.0 guía de usuario. 2008. Capítulo 1 p 20.
55
2.2.1 Características y beneficios. Al combinar varias herramientas importantes de supervisión, análisis y administración en una sola aplicación, LOWIS proporciona al usuario la oportunidad de identificar y responder más rápidamente a la amplia variedad de problemas que pueden surgir en las operaciones de crudo y gas. Una resolución más rápida de problemas puede reducir los costos del levantamiento en general. LOWIS igualmente centraliza el acceso a la data (es posible acceder al sistema desde diversas ubicaciones y dispositivos en conjunto), en una forma que mejora la coordinación de los esfuerzos entre las disciplinas y miembros de equipos. Para automatización, LOWIS incluye más de ochenta controladores de protocolos nativos que facilitan la configuración y soportan toda la funcionalidad de muchos controladores y unidades terminales remotas (RTU) distintas. Por último, el mismo posee la potencia para soportar múltiples dispositivos sobre un solo canal de comunicaciones y provee soporte para todos los controladores, RTUʹs y PLCʹs conformes al protocolo de comunicaciones que se maneje27.
2.3 CONTROLADOR DE PRODUCCION DE BM (SAM WELL MANAGER) Un controlador de producción es un dispositivo electrónico pre-programado montado en el pozo (ver Figura 10), que contiene robustos algoritmos de control orientados a la protección de la unidad y a la maximización de la tasa de producción, este se encarga de recolectar, procesar, almacenar y analizar información proveniente de sensores y transductores ubicados en la unidad de bombeo, a partir de ello determina si el pozo y la unidad están en condiciones de bombeo adecuadas, en caso de no estarlo toma acción sobre el motor de la unidad deteniéndolo y entrando en un tiempo muerto (según programación), posterior a éste tiempo muerto el controlador realiza un nuevo análisis y determina si en ese momento las condiciones son apropiadas para encender la unidad. Adicionalmente un controlador de producción tiene la capacidad de detectar malfuncionamiento, problemas con la unidad de bombeo y los sensores28. El Sam Well Manager es un controlador de producción para bombeo mecánico de Lufkin Automation (propiedad de General Electric), el cual tiene todos los atributos anteriormente descritos para un controlador de BM, ha sido utilizado en el Campo LCI desde el año 2005 permitiendo optimizar la producción de gran cantidad de pozos y aportando también a la identificación de fallas tempranas de la unidad, logrando así reducir costos asociados a aquellos problemas mayores que se puedan generar debido a dichas fallas.
27 Ibid. p 21-22. 28 LUFKIN AUTOMATION. Sam Well Manager, manual de usuario, Instrucciones para la instalación y operación del sistema de control y análisis Sam Well Manager para pozos de bombeo mecánico. Houston Texas 77031. 2001, sección 2 p 2.
56
Figura 10. Dispositivo de control y mando eléctrico montado en el pozo
Fuente: DABROWSKI, Alexander. GUELFO, Tomás. SIERRA, Tomás. “Uso y aplicaciones de equipos “Pump Off Controller” en bombeo mecánico”. Instituto Tecnológico de Buenos Aires. Trabajo final integrador. Especialización en producción de petróleo y gas natural. Argentina. 2017, p 21. 2.3.1 Componentes. Para el desarrollo de las funciones anteriormente descritas todo controlador requiere de ciertos instrumentos de medición; basicamente utiliza transductores de posición y carga, y sensores para las RPM del motor y las vueltas del brazo de la manivela. 2.3.1.1 Transductor de posición. El transductor de posición (ver Figura 11) consiste en un inclinómetro ubicado en el punto de conexión de la viga balancín, este funciona bajo el principio gravitacional y se encarga de medir el ángulo de inclinación con respecto a la vertical.
57
Figura 11. Transductor de posición tipo inclinómetro montado en punto de conexión viga balancín
Fuente: DABROWSKI, Alexander. GUELFO, Tomás. SIERRA, Tomás. “Uso y aplicaciones de equipos “Pump Off Controller” en bombeo mecánico”. Instituto Tecnológico de Buenos Aires. Trabajo final integrador. Especialización en producción de petróleo y gas natural. Argentina. 2017, p 21. 2.3.1.2 Transductor de carga. El transductor de carga (ver Figura 12), más conocido como celda de carga utiliza cuatro galgas extensiométricas conectadas eléctricamente a un puente de wheatstone, las galgas extensiométricas son sensores que miden la deformación debido a la carga, y el puente de wheatstone es un circuito utilizado para la medición eléctrica compensada del instrumento basado en las resistencias.
58
Figura 12. Ubicación celda de carga sobre carrier
Fuente: Elaboración propia con base en: SAM WELL MANAGER. Manual de Usuario. Instrucciones para la instalación del sistema de control y análisis Sam Well Manager para pozos de bombeo mecánico. Lufkin Automation. Sección 5 p 14. 2.3.1.3 Sensor RPM del motor. El sensor de RPM es un sensor tipo Hall (ver Figura 13), que como su nombre lo indica utiliza el efecto Hall para la medición de campos magnéticos o corrientes, a través de ellos determina la posición. Para la medición se utiliza un imán ubicado en el rotor del motor y un sensor al costado del rotor que va contando las vueltas del mismo. Figura 13. Transductor de giro ubicado en el motor
Fuente: Elaboración propia con base en: SAM WELL MANAGER. Manual de Usuario. Instrucciones para la instalación del sistema de control y análisis Sam Well Manager para pozos de bombeo mecánico. Lufkin Automation. Sección 5 p 19.
59
2.3.1.4 Sensor brazo de manivela o Crank. El sensor de crank (ver Figura 14) al igual que el sensor RPM es un sensor tipo Hall y su principio de medición es el mismo. Para la medición se utiliza un imán ubicado en el crank y un sensor ubicado frente a éste que va contando las vueltas del crank. Figura 14. Transductor de giro ubicado en el crank de la unidad
Fuente: Elaboración propia con base en: SAM WELL MANAGER. Manual de Usuario. Instrucciones para la instalación del sistema de control y análisis Sam Well Manager para pozos de bombeo mecánico. Lufkin Automation. Sección 5 p 22. 2.3.2 Cartas dinamométricas. Durante el proceso de producción es esencial conocer las condiciones de operación de las unidades, y el BM no es la excepción. Las cartas dinamométricas (ver Gráfica 2) son una herramienta que permite comprender el comportamiento de la bomba en el fondo del pozo, de tal forma que es posible diagnosticar y corregir problemas de funcionamiento logrando operar el sistema de una forma óptima. Como su nombre lo indica, las cartas grafican la fuerza en forma de peso (carga del sistema) vs la posición durante los recorridos de la unidad.
60
Gráfica 2. Carta dinamométrica ideal
Fuente: HIRSCHFELDT, Marcelo. “Guia de interpretación de dinamométrica y cálculo de desplazamiento en bombas de profundidad”. Oil Production Consulting. 2016. Disponible en www.oilproduction.net 2.3.2.1 Carta de superficie. Típicamente para la obtención de esta carta (ver Gráfica 3) es necesaria la instalación de un dinamómetro en la barra lisa acompañado de un sensor de posición de la sarta como se observa en las Figuras 11 y 12. Gráfica 3. Carta dinamométrica de superficie
Fuente: HIRSCHFELDT, Marcelo. “Guia de interpretación de dinamométrica y cálculo de desplazamiento en bombas de profundidad”. Oil Production Consulting. 2016. Disponible en www.oilproduction.net
61
Debido a que el material de las varillas no es totalmente rígido y a la existencia de esfuerzos dinámicos, el movimiento generado en superficie no es transmitido con total efectividad hasta la bomba de fondo, adicionalmente el peso de la sarta de varillas y la fuerza de flotación ocasionan que el comportamiento representado en la carta de superficie difiera de la de fondo. 2.3.2.2 Carta de fondo. En los años 60 el ingeniero Sam Gibbs desarrolló una serie de algoritmos los cuales a través de los datos de superficie permiten inferir la carta de fondo, para ello es necesario tomar en cuenta las características de los fluidos producidos, del pozo y de la unidad montada en el mismo29. Gráfica 4. Carta dinamométrica de fondo
Fuente: HIRSCHFELDT, Marcelo. “Guia de interpretación de dinamométrica y cálculo de desplazamiento en bombas de profundidad”. Oil Production Consulting. 2016. Disponible en www.oilproduction.net La carta que se muestra en la Gráfica 4 representa un caso ideal, en la práctica no siempre se tiene dicho caso debido a aspectos mecánicos de la unidad y/o cuestiones propias del yacimiento, a continuación, en la Figura 15 se presentan las principales situaciones que se pueden identificar a través de las cartas dinamométricas.
29 DABROWSKI, Alexander. GUELFO, Tomás. SIERRA, Tomás. “Uso y aplicaciones de equipos “Pump Off Controller” en bombeo mecánico”. Instituto Tecnológico de Buenos Aires. Trabajo final integrador. Especialización en producción de petróleo y gas natural. Argentina. 2017, p 17.
62
Figura 15. Problemas identificados con cartas dinamométricas
Fuente: HIRSCHFELDT, Marcelo. “Guia de interpretación de dinamométrica y cálculo de desplazamiento en bombas de profundidad”. Oil Production Consulting. 2016. Disponible en www.oilproduction.net 2.3.3 Modos de operación. El Sam Well Manager maneja tres modos de operación. 2.3.3.1 Forzado (Host). Arranca y para la unidad de bombeo con un comando del usuario teniendo solamente la capacidad de control para carga pico y mínima, además de la capacidad de chequeo de sensores de carga y posición. Un comando global de Apagado del Modo Host se puede entregar desde el programa SCADA
63
para parar pozos específicos y mantenerlos parados hasta que se decida rearrancarlos30. 2.3.3.2 Sincronizado (Timed). La unidad trabaja para un ciclo de apagado o encendido en el tiempo programado por el usuario teniendo solamente la capacidad de control para carga pico y mínima, además de la capacidad de chequeo de sensores de carga y posición. Este modo se utiliza temporalmente para continuar ciclando el pozo a una configuración de encendido/apagado histórica hasta que las reparaciones para un sensor de entrada de posición y carga defectuoso sean realizadas31. 2.3.3.3 Normal (Auto). Es el modo más usado e incluye las siguientes características:
Funciones de Control Primario. El propósito básico del Sam Well Manager es determinar cuando la sumergencia de la bomba no genera una presión de succión en la bomba lo suficientemente alta como para completar el llenado de la bomba durante la carrera ascendente. Están disponibles tres métodos que se pueden utilizar con el SAM Well Manager para detectar una condición de parada de bombeo:
Porcentaje de llenado de la bomba. Por medio de las entradas de posición y carga calcula para la carta de fondo un “Gross stroke” y un “Net stroke”, y con una relación entre ellas se calcula el llenado de la bomba durante el ciclo de bombeo. (Ver Gráfica 5).
30 SILVA, Ronald. Ingeniería de producción Oxy. Manual para la configuración, optimización de la producción y diagnóstico de problemas en Bombeo Mecánico con LOWIS. Pág 4. 2019.
31 Ibid. p 5.
64
Gráfica 5. Carta dinamométrica control por llenado de bomba
Fuente: SCADA, Lowis. Campo LCI. Tomado de: SILVA. Ronald. Ingeniería de producción Oxy. Manual para la configuración, optimización de la producción y diagnóstico de problemas en Bombeo Mecánico con LOWIS. Pág 5. 2019.
Control de setpoint único. Ubica sobre el dinagrama los puntos que serán los límites gráficos de las entradas de carga y posición. Sin embargo, varios factores generan dificultad para analizar la carta de superficie y, en algunos pozos, muchos de los asistentes de análisis más sofisticados con el método de control de fondo del pozo, no están disponibles32.
Potencia del motor. Este método utiliza las entradas de Efecto Hall provenientes del eje motor y del brazo de la manivela. El control de Potencia del Motor es el menos sofisticado de los métodos de control. Es conveniente para condiciones típicas de pozo estable, en pozos de recuperación primaria maduros con poco gas o sin gas. No está disponible ninguna información del dinagrama, por lo que la capacidad de análisis es mínima; es de bajo costo dado que no se necesita una celda de carga. La potencia del motor es un método de control al cual el Sam Well Manager puede regresar si la entrada de la señal de carga se pierde33.
Funciones de control de malfuncionamiento. El Sam Well Manager desarrolla muchas funciones de controles secundarias para detectar mal
32 SILVA, Ronald. Ingeniería de producción Oxy. Manual para la configuración, optimización de la producción y diagnóstico de problemas en Bombeo Mecánico con LOWIS. P 5. 2019. 33 Ibid. P 6.
65
funcionamiento del equipo de bombeo y ayudar a la protección del equipo contra daños futuros en el caso de una falla. El Sam Well Manager permite un número programable de re-intentos cuando ocurre un caso de malfuncionamiento. En la primera ocurrencia el Sam Well Manager parará la unidad de bombeo por el DT programado, luego reintenta arrancar la unidad de bombeo nuevamente. Si la condición se ha despejado se borra el conteo consecutivo y continúa con la operación normal. Si la condición continúa para el número programado de reintentos, se parará la unidad de bombeo en un estado de mal funcionamiento, que requiere que el operador resuelva el problema y arranque la unidad. Las características de control de malfuncionamiento se pueden habilitar o deshabilitar individualmente. Los controles de malfuncionamiento incluyen34:
Alta y baja THP. Para que el controlador pueda tomar acción por valores de presión en el pozo este debe tener montado un PIT en cabeza. Las protecciones por presión apuntan principalmente a la seguridad del pozo y de las líneas que llevan el fluido hasta las facilidades de producción, estando así limitado a un valor por debajo del máximo que resista la tubería. Las acciones del controlador son programables según los requerimientos, típicamente para los casos de presión se programa un apagado instantáneo de la unidad para evitar derrames, principalmente en caso de ser una alta THP, posteriormente es necesario revisar el pozo y analizar la tendencia de presión que tuvo antes de llegar al valor de shut down; en caso de que la presión se comporte como un pico puede significar un bache de gas (ver Gráfica 6), por lo cual se podría operar el sistema normalmente35.
34 SILVA, Ronald. Ingeniería de producción Oxy. Manual para la configuración, optimización de la producción y diagnóstico de problemas en Bombeo Mecánico con LOWIS. P 5. 2019.
35 CALDERÓN, Jorge. Ingeniería de producción Oxy. Manual de procedimientos CIO. La Cira Infantas. P 5. 2018.
66
Gráfica 6. THP vs Tiempo caso pico en presión
Fuente: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2018. En caso de que la presión muestre una tendencia de aumento progresiva (ver Gráfica 7) significa que algo está obstruyendo el flujo y debe ser corregido antes de encender nuevamente la unidad. Gráfica 7. THP vs Tiempo caso aumento progresivo en presión
Fuente: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2018.
Alta y baja carga. Comúnmente se configura un apagado de la unidad cuando se presenta una alta o baja carga (se deben establecer valores prudentes según las características del pozo, de tal forma que se proteja la unidad sin afectar la operación de la misma). Al momento de aparecer una alarma por carga es necesario revisar la tendencia de dicha variable en el pozo, para ello se obtienen
67
gráficas de carga vs tiempo en las que se visualizan las curvas de alta y baja carga (según la carrera de la unidad), dichas curvas se comportan como espejos, es decir que si una aumenta la otra disminuye y viceversa. Para un correcto análisis y diagnóstico del pozo es necesario no sólo revisar las curvas anteriormente descritas, sino también la carta dinamométrica, los problemas más comunes cuando hay alarma por carga son: settings de carga muy ajustados, daño en la instrumentación, varilla partida o cambio en condiciones del pozo36. A continuación, en la Gráfica 8, se muestra un caso en que el controlador presenta alarma por alta y/o baja carga, al revisar las cartas dinamométricas se evidencia la presencia de gas, en donde el pistón durante la carrera descendente debe comprimir dicha cantidad de gas antes de la apertura de la válvula viajera, en dicha carrera se presenta una menor carga debido primero a un efecto similar al de flotación y segundo a que al estar cerrada la válvula viajera al inicio del descenso no se tiene fluido dentro del barril.
36 CALDERÓN, Jorge. Ingeniería de producción Oxy. Manual de procedimientos CIO. La Cira
Infantas. P 6. 2018.
68
Gráfica 8. Cargas y carta dinamométrica ejemplo pozo con interferencia de gas
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2018.
Deslizamiento de correas. Como se mencionó anteriormente, el controlador obtiene información de los sensores de Crank y RPM del motor, a partir de ello analiza si se mantiene la relación entre ambos, de no ser así alarma un deslizamiento de correas, en ocasiones esta alarma se puede corregir desde configuración ajustando el valor de RPM/STK (para ajustar este valor se hace un cálculo sencillo en el que se dividen las revoluciones del motor entre los strokes de la unidad). En caso de que no se corrija desde configuración significa que las correas no tienen la suficiente tensión para mantener la relación correcta entre el motor y el crank o manivela37.
37 CALDERÓN, Jorge. Ingeniería de producción Oxy. Manual de procedimientos CIO. La Cira Infantas. P 12. 2018.
69
No crank. Esta indica que hay alguna falla con el sensor de crank, sin embargo se recomienda revisar tendencia de THP y dinagrama para descartar problemas más graves38.
Altos ciclos. Los ciclos de un pozo se entienden como el número de veces que la unidad se detiene en el día, es por eso que se busca tener un pozo con bajos ciclos, pero trabajando con un buen llenado de bomba. A pesar de que se suelen ajustar valores máximos para los ciclos, se debe tener en cuenta que cada pozo tiene condiciones diferentes y en ocasiones puede exceder este valor. Cuando el controlador alarme altos ciclos se debe identificar la causa o causas de los mismos, de tratarse de un problema de automatización se pueden deshabilitar alarmas hasta que se realice el mantenimiento correspondiente, de tal forma que el pozo se mantenga trabajando. En caso de ser un problema de nivel y bajo llenado de bomba es necesario ajustar los valores de idle time (tiempo que está detenida la unidad), debido a que probablemente sea un tiempo muy pequeño en el que el pozo no alcanza a recuperar nivel39.
Bajo Run Time alto FLAP. El controlador por sí solo no arroja datos de nivel,
pero sí de bajo Run Time (tiempo que trabaja la unidad entre ciclos), es necesario cruzar dicha información con los datos de nivel del pozo. Cuando un pozo presenta bajo Run Time y alto FLAP el proceso es similar al descrito anteriormente, teniendo en cuenta que en este punto se busca aumentar el Run Time para tumbar el alto nivel de fluido, es preciso identificar las causas del bajo tiempo de funcionamiento y corregirlas40.
Torque máximo. Detendrá el pozo si el torque máximo calculado, para un
recorrido, excede el límite permitido. Logic expression. El software permite monitorear algunas variables en
superficie tales como temperatura y presión (Casing o tubing), fugas en el stuffing box (leak detector), entre otros. Con estas variables se pueden tomar decisiones como parar o arrancar la unidad, encender alarmas, etc41.
Acciones de Control de Apagado de la Bomba. Cuando el Sam Well Manager detecta una condición de parada es capaz de realizar un control de velocidad o
38 Ibid. P 12.
39 CALDERÓN, Jorge. Ingeniería de producción Oxy. Manual de procedimientos CIO. La Cira Infantas. P 13. 2018.
40 Ibid. P 15.
41 SILVA, Ronald. Ingeniería de producción Oxy. Manual para la configuración, optimización de la producción y diagnóstico de problemas en Bombeo Mecánico con LOWIS. P 7. 2019.
70
realizar un apagado cíclico evitando dejar la unidad trabajando en condiciones que la desgasten con mayor rapidez42.
Control de Velocidad Variable (VFD). El software ajusta la velocidad para mantener un porcentaje de llenado de la bomba. Es compatible el método de control por carta de fondo y el método de control por carta de superficie43.
Control del Ciclo de Encendido/Apagado (Modo experto). El usuario asigna un tiempo el cual después de encontrar una condición de parada este entrará en mínima velocidad hasta detenerse, y después asignar el tiempo que este permanecerá apagado antes de volver a arrancar (Down time DT). Este DT puede ser programado directamente por el usuario o se puede dejar al software variar este valor hasta encontrar un DT óptimo (Down time mode)44.
Mediciones adicionales del Controlador. El Sam Well Manager tiene unos atributos adicionales que permiten adquirir mayor cantidad de información acerca del pozo y su comportamiento45.
Producción Inferida. El SAM Well Manager incluye un algoritmo de producción inferida (IPA), para calcular la producción de fluido total de la unidad de bombeo, también incluye la habilidad de parar la unidad de bombeo una vez se alcance una producción de fluido permisible; se utilizan las medidas de SPM, diámetro de la bomba y duración del recorrido de la bomba inferido del dinagrama. El método de recorrido sumergido inferido se determina por el método de control seleccionado, el control en el fondo del pozo utiliza la carta de la bomba y el control de superficie deduciendo el recorrido sumergido desde el dinagrama de superficie, el IPA tiene un factor K para ajuste por deslizamiento alrededor de la bomba y/o contracción del volumen del fluido, como separación de gas de la solución dentro del tanque de producción46.
Memoria Intermedia de la Historia Diaria. El Sam Well Manager mantiene un archivo histórico para las 24 horas previas de lo siguiente: Indicador de encendido y apagado por minuto, salida del control de velocidad cada minuto y tasa de flujo de gas calculado cada 8 minutos. También mantiene un histórico de 60 días previos de: Tiempo de Operación por día en porcentaje, producción Inferida por día en barriles, valores más altos para
42 SILVA, Ronald. Ingeniería de producción Oxy. Manual para la configuración, optimización de la producción y diagnóstico de problemas en Bombeo Mecánico con LOWIS. P 7. 2019.
43 Ibid. P 7.
44 Ibid. P 7.
45 Ibid. P 7.
46 Ibid. P 7.
71
la carga de la barra lisa por día, valores más bajos para la carga de la barra lisa por día, volumen de producción de gas por día en MCF, valor más alto para los caballos de fuerza de la barra lisa por día (PRHP) y valores de Carga de los Últimos 400 ciclos47.
Memoria Intermedia de dinagramas. El software almacena un número de
dinagramas como un archivo histórico: últimos cinco ciclos de bombeo, últimas cinco ciclos antes de las dos últimas paradas, primer recorrido en un rearranque después de una parada por mínima velocidad y las cartas elegidas por el usuario48.
47 SILVA, Ronald. Ingeniería de producción Oxy. Manual para la configuración, optimización de la producción y diagnóstico de problemas en Bombeo Mecánico con LOWIS. P 8. 2019.
48 Ibid. P 8.
72
3. IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMAS EN LOS POZOS DE ESTUDIO TENIENDO INSTALADO EL SAM WELL MANAGER
En el siguiente capítulo se presentan los problemas evidenciados en los pozos (2788 - 3506 y 3879) teniendo instalado el SAM WELL MANAGER, esto mediante datos de producción, niveles de sumergencia y cartas dinamométricas, las cuales indican el estado del pozo. Conjuntamente se describen en detalle los problemas evidenciados y afectaciones a la bomba de fondo. 3.1 CIRA-2788 El pozo 2788 fue perforado y completado a principios del año 2014, está ubicado en el bloque Cira Este del Campo LCI y produce de la formación Mugrosa (Arena C), su fondo real se encuentra a una profundidad de 4.650 ft, tiene tope y base de perforados a 3.635 ft y 4.249 ft respectivamente. Inicialmente el pozo fue instalado con un SLA electrosumergible, pero debido a la alta producción de gas que para el año 2017 alcanzó los 52 KSCFD, se tomó la decisión de cambiar a un SLA por bombeo mecánico, el cual, a pesar de no tener un excelente manejo para los altos caudales de gas, sí representa una mejor opción para esta condición en comparación con las bombas electrosumergibles.
A continuación, en el Cuadro 6, se presentan algunas generalidades de la unidad instalada actualmente en el pozo.
Cuadro 6. Generalidades unidad BM pozo 2788
Unidad BM M-912DS-427-192
Diámetro de pistón (in) 2,25
Longitud recorrido (in) 192
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. Con los datos presentados anteriormente en el Cuadro 6, y con información adicional de la velocidad (SPM), Run Time diario (horas) y el caudal diario (bpd), se pueden hacer cálculos de capacidad volumétrica y eficiencia de la bomba mediante Ecuación 1 y 2 respectivamente.
Ecuación 1. Capacidad volumétrica bombeo mecánico
𝑪𝒂𝒑 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎é𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 = 𝟎, 𝟏𝟏𝟔𝟔 ∗𝑫𝟐 ∗ 𝑳 ∗ 𝒗 ∗ 𝑹𝑻
𝟐𝟒
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
73
Donde: D: diámetro de pistón (in) L: longitud de recorrido (in) v: velocidad (SPM) RT: Run Time (horas)
Ecuación 2. % Eficiencia volumétrica bombeo mecánico
𝑬𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎é𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂:𝑪𝒂𝒖𝒅𝒂𝒍 𝒅𝒆 𝒑𝒓𝒐𝒅𝒖𝒄𝒄𝒊ó𝒏 (𝒃𝒑𝒅)
𝑪𝒂𝒑𝒂𝒄𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎é𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 (𝒃𝒑𝒅)∗ 𝟏𝟎𝟎%
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
A continuación, en la Figura 16 se presenta el estado mecánico del pozo, allí se puede evidenciar que el intake de la bomba se encuentra a una profundidad de 4.281 ft, es decir, 32 ft debajo de la base de perforados.
74
Figura 16. Estado mecánico CIRA-2788
75
Figura 16. (Continuación)
76
Figura 16. (Continuación)
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
77
3.1.1 Condiciones del pozo 2788. A pesar de lo mencionado anteriormente con respecto al manejo del gas en los SLA de Bombeo Mecánico, para el pozo 2788 dicho caudal fue tan alto que la unidad constantemente tenía paradas por baja eficiencia. A continuación, en las Gráficas 9 y 10 se presentan dos cartas dinamométricas que representan diferentes instantes de tiempo del pozo 2788, ambos casos presentan en una sola gráfica las cartas de pump-off (carta roja que muestra el comportamiento del pozo al momento de detenerse) y full card (carta verde que muestra el comportamiento del pozo al momento de arrancar). Para éste caso (ver Gráfica 9) la carta de pump-off muestra una condición de interferencia de gas la cual ocasiona que el punto de “pump fillage setpoint” (porcentaje de llenado de bomba mínimo para que la unidad se mantenga encendida, éste punto se puede configurar desde el SCADA o directamente en el controlador y en el momento en que salga de la carta, la unidad se detiene) quede fuera de la carta, causando que la unidad se detenga. Posteriormente según la full card se evidencia que la unidad arranca nuevamente pero encuentra la misma condición de bajo llenado, en consecuencia resulta imposible mantener la unidad en operación. Gráfica 9. Carta dinamométrica pozo 2788 interferencia de gas
Fuente: Controlador Sam Well Manager pozo CIRA-2788. Campo LCI. Diciembre 2017.
78
En éste caso (ver Gráfica 10) similar al anterior se presenta una carta pump-off en la que se evidencia bajo llenado de bomba, ocasionado de igual manera por la interferencia de gas en el barril, la cual a diferencia del caso anterior es tan alta que no permite la apertura de las válvulas de fondo evitando que entre fluido a la bomba, es así como la carta “no gana carga”. Para éste caso se muestra también que, al momento de arrancar nuevamente la unidad, el pozo presenta un llenado de bomba del 100% teniendo condiciones óptimas de operación. Gráfica 10. Carta dinamométrica pozo 2788 bloqueo por gas
Fuente: Controlador Sam Well Manager pozo CIRA-2788. Campo LCI. Diciembre 2017. A continuación, en la Gráfica 11, se presentan en conjunto los niveles de sumergencia y caudales de producción tomados al pozo CIRA-2788 desde el 27 de noviembre de 2017 hasta el 31 de diciembre del mismo año, periodo previo a la instalación del nuevo controlador de producción. En cuanto a los caudales de producción no se puede realizar un análisis robusto debido a que no se cuenta con suficientes datos, por otro lado con respecto a la sumergencia del pozo se observa que en la mayoría de pruebas se obtuvo un nivel demasiado alto, superior a los 500 ft. El nivel de sumergencia es medido con respecto al intake de la bomba y se expresa en pies (ft), dicho nivel es la columna de fluido que está presente por encima de la bomba en el espacio anular entre la tubería de producción y el revestimiento del pozo. A pesar de que esta columa de fluido actua como un “pistón” ayudando a
79
ingresar el fluido a la bomba y reduciendo el consumo energético de la unidad, el tener un nivel tan alto se traduce en una cantidad de fluido que se está dejando de producir, debido a que la formación ya lo aportó y se encuentra dentro del pozo pero no está siendo producido. Por otro lado, tener un nivel de sumergencia igual a cero sería un caso ideal, pero al tener el pozo en ésta condición se pueden generar otros problemas como bajo llenado de bomba, reduciendo la eficienca y ocasionando un golpe en la misma. Según lo anterior se busca tener un nivel de sumergencia bajo que garantice una buena eficiencia, sin afectar la integridad de la bomba y produciendo un caudal acorde al aporte de la formación. Gráfica 11. Fluido y sumergencia vs tiempo pozo 2788 controlador Sam Well Manager
Fuente: Elaboración propia con base en; OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. Para este caso los altos niveles de sumergencia son asociados al elevado aporte de gas de la formación, debido a que al entrar en la bomba genera interferencia de gas la cual disminuye el llenado ocasionando que la unidad se detenga. La interferencia de gas es un fenómeno que se presenta cuando el gas proveniente de la formación ingresa a la bomba de subsuelo. Al empezar la carrera descendente no hay suficiente presión dentro del barril para abrir la válvula viajera, debido a ello se debe primero comprimir el gas hasta que alcance la presión necesaria para dicha
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0
50
100
150
200
250
17
-nov.-
17
19
-nov.-
17
21
-nov.-
17
23
-nov.-
17
25
-nov.-
17
27
-nov.-
17
29
-nov.-
17
1-d
ic.-
17
3-d
ic.-
17
5-d
ic.-
17
7-d
ic.-
17
9-d
ic.-
17
11
-dic
.-17
13
-dic
.-17
15
-dic
.-17
17
-dic
.-17
19
-dic
.-17
21
-dic
.-17
23
-dic
.-17
25
-dic
.-1
7
27
-dic
.-17
29
-dic
.-17
31
-dic
.-17
Sum
erg
encia
(ft
)
Barr
iles (
bfp
d)
Tiempo
Fluido & Sumergencia vs Tiempos pozo 2788
Caudal Sumergencia
80
apertura antes de que la válvula viajera llegue al líquido, éste proceso de compresión se evidencia en la sección de carrera descendente dentro de la carta dinamométrica (ver Figura 15). La válvula viajera se abre lentamente, sin el cambio de carga drástico experimentado en los golpes de fluido. No causa fallas prematuras en el equipo pero puede generar baja eficiencia de la bomba49. A pesar de que el pozo tiene ubicado el intake de la bomba debajo de los perforados, ésta práctica no ha sido efectiva para el control de la interferencia de gas. 3.2 INFA-3879 El pozo 3879 fue perforado y completado a finales del mes de septiembre del año 2017, está ubicado en el bloque Infantas Central del Campo LCI y produce de la formación mugrosa (Arena C), con tope y base de perforados a 2.852 ft y 3.109 ft respectivamente. Desde sus inicios el pozo ha tenido instalado un SLA de Bombeo Mecánico. A continuación en el Cuadro 7, se presentan algunas generalidades de la unidad instalada actualmente en el pozo. Cuadro 7. Generalidades unidad BM pozo 3879
Unidad BM MA II 640-365-168
Diámetro de pistón (in) 2,25
Longitud recorrido (in) 168
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. En la Figura 17 se presenta el estado mecánico del pozo, allí se puede evidenciar que el intake de la bomba se encuentra a una profundidad de 3.052 ft, es decir que se encuentra en la parte más baja del intervalo cañoneado.
49 SCHLUMBERGER. Oilfield Glossary en español: [En línea]. [Consultado en Abril 2019]. Disponible en <URL: https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/g/gas_interference.aspx
81
Figura 17. Estado mecánico INFA-3879
82
Figura 17. (Continuación)
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
83
3.2.1 Condiciones del pozo 3879. El pozo 3879 al igual que el 2788 presenta una alta producción de gas y es susceptible de presentar bloqueo de válvulas. Empíricamente se han adoptado algunas prácticas para dar “solución” a la interferencia de gas; una de ellas es dejar el pozo mal espaciado de tal manera que la longitud de la carrera descendente dentro de la bomba sea mayor a la longitud de bomba, en esta condición el pozo presenta un golpe al final de la carrera descendente el cual permite la apertura de las válvulas, dicho golpe es conocido como golpe de bomba. Otra de las prácticas utilizadas consiste en desasentar la bomba y realizar un flushing para sacar el gas. Gráfica 12. Carta dinamométrica pozo 3879 golpe de bomba
Fuente: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2018. Se observa en la Gráfica 12 que el pozo presenta un fuerte golpe de bomba (alrededor de 1800 Lbs), como se mencionó anteriormente este golpe es puesto a propósito con la intención de mantener el pozo trabajando, de tal manera que se está sacrificando integridad de bomba por producción. Adicionalmente se puede observar en la carta que el llenado de bomba no es del 100%, así que durante la carrera descendente también se presenta golpe de fluido (Ver Figura 15 para identificación de problemas a partir de carta dinamométrica). El golpe de fluido está asociado al bajo llenado de la bomba de fondo. Durante la carrera descendente la bomba viaja a través de una sección vacía o con una leve presencia de gas, de tal forma que en este recorrido no se genera una alta
84
compresión y el cambio de fase gas-líquido produce lo que se conoce como golpe de fluido50. Cuando se genera un golpe de bomba o de fluido se produce una compresión en la sarta de varillas, dicha compresión afecta principalmente a la bomba y sus componentes más cercanos haciéndolos susceptibles a fallar. Éstas fallas no se presentan inmediatamente el pozo entra en una mala condición de operación, pero a medida que se hace repetitivo aumenta la probabilidad de ocurrencia de una de ellas reduciendo el Run Life de la unidad. Figura 18. Daño de componentes de fondo; guía de varilla y conector de sarta de varilla
Fuente: Taller de bombas, Campo LCI. Abril 2018. En la Figura 18, se presentan dos de los componentes que fallan con más frecuencia debido a los golpes de la unidad, el primero de ellos es el conector de sarta de varilla (B21) y como su nombre lo indica es el encargado de conectar la bomba de fondo con la sarta de varillas. El segundo componente corresponde a la guía de varilla (G11), la cual se ubica sobre el mandril y la niplesilla de la bomba (ver Figura 19), a través de ella pasan la varilla y los fluidos de formación.
50F. Yavuz, SPE, J.F. Lea, SPE, D. Garg, SPE, T. Oetama, SPE, and J. Cox, SPE, Texas Tech U., and H. Nickens, SPE, BP. SPE International 94326. Wave Equation Simulation of Fluid Pound and Gas Interference.. 2005.
85
Otros componentes que también pueden fallar son las guías y los asientos de las válvulas, en ocasiones la unidad puede seguir trabajando en éstas condiciones pero con una eficiencia mucho menor. Figura 19. Guía de varilla y conector de sarta de varilla
Fuente: Taller de bombas, Campo LCI. Abril 2018. El impacto generado por los golpes es transmitido a toda la unidad a través de la sarta de varillas, por ende, en ocasiones la falla se presenta en el mencionado medio de transmisión y suele ocurrir en los tramos de varilla más cercanos a la bomba de fondo (ver Figura 20). Figura 20. Varilla partida
Fuente: Taller de bombas, Campo LCI. Abril 2018.
86
Cuando la bomba está en la carrera descendente y encuentra una restricción (bien sea por contactar la fase líquida en un golpe de fluido, o por mal espaciamiento en un golpe de bomba), la compresión generada en la sarta de varillas ocasiona que se pandee, aumentando el rozamiento con la tubería de producción y el desgaste de la misma en dichos puntos de contacto, éste rozamiento puede conllevar a que se rompa la varilla (ver Figura 20) y/o a que exista una ruptura en la tubería de producción (ver Figura 21). Figura 21. Tubería de producción rota
Fuente: Taller de bombas, Campo LCI. Abril 2018. A continuación, en la Gráfica 13, se presentan algunos niveles de sumergencia y caudales de producción del periodo comprendido entre el 5 de enero de 2018 y el 12 de marzo del mismo año. A pesar de no contar con gran abundancia de datos se puede observar en la gráfica que el pozo mantiene un buen caudal de producción y un bajo nivel de sumergencia (caso ideal), pero si se revisa la carta dinamométrica del pozo (ver Gráfica 12), se observa claramente que se mantienen éstas características gracias a que se tiene el pozo golpeando para evitar la interferencia de gas. Adicionalmente por el bajo nivel de sumergencia no se tiene un llenado de bomba del 100% ocasionando golpe de fluido. Estas condiciones reducen la vida útil de la unidad.
87
Gráfica 13. Fluido y sumergencia vs tiempo pozo 3879 controlador Sam Well Manager
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. 3.3 CIRA-3506 El pozo 3506 fue perforado y completado a inicios del mes de junio del año 2018, está ubicado en el bloque Cira Este del Campo LCI, con tope y base de perforados a 3.872 ft y 4.355 ft respectivamente. Desde sus inicios el pozo ha tenido instalado un SLA de Bombeo Mecánico. A continuación en el Cuadro 8, se presentan algunas generalidades de la unidad instalada actualmente en el pozo. Cuadro 8. Generalidades unidad BM pozo 3506
Unidad BM MA II 912-427-192
Diámetro de pistón (in) 2,00
Longitud recorrido (in) 192
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. A continuación, en la Figura 22 se presenta el estado mecánico del pozo, allí se evidencia que el intake de la bomba se encuentra a una profundidad de 4.293 ft, es decir que se ubica en la parte más baja del intervalo cañoneado.
88
Figura 22. Estado mecánico CIRA-3506
89
Figura 22. (Continuación)
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
90
3.3.1 Condiciones del pozo 3506. Al igual que los pozos anteriores el 3506 presenta una alta producción de gas, debido a esto desde el momento en que el pozo arrancó presento continuamente bloqueos que dejaban la bomba trabajando en seco generando una pérdida de producción. Gráfica 14. Carta dinamométrica pozo 3506 bloqueo por gas
Fuente: SCADA, Lowis. Campo LCI. Julio 2018. En la carta dinamométrica de la Gráfica 14, se observa que debido al alto caudal de gas las válvulas dentro de la bomba de subsuelo no permiten el ingreso de fluidos líquidos dentro de la misma, en consecuencia, la carga en ambas carreras es muy similar de tal forma que la carta no “abre”. Adicionalmente el pozo presenta golpe de bomba. En consecuencia a los constantes bloqueos por gas no se tenía aporte de fluidos líquidos en superficie, ocasionando en repetidas ocasiones falla en la prensa estopa o celda de superficie (stuffing box) (ver Figura 23), ya que al no tener líquidos para su lubricación se quema por la fricción generada. La prensa estopa es la cámara anular provista alrededor de la barra lisa en un sistema de sello en el que se introduce una empaquetadura51.
51 SCHLUMBERGER. Oilfield Glossary en español: [En línea]. [Consultado en Abril 2019].
Disponible en <URL: https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/s/stuffing-box.aspx
91
Figura 23. Prensa estopa (Stuffing Box)
Fuente: Elaboración propia con base en: UPC GLOBAL, Productos, Equipo de completamiento de pozos, Prensaestopas. 2019 Disponible en http://www.upcoglobal.com/es/p/equipo-de-completacion-de-pozos/prensaestopas. A continuación, en la Gráfica 15 se presentan los niveles de sumergencia tomados al pozo 3506 desde el 8 de junio de 2018 hasta el 21 de julio del mismo año, allí se puede observar que constantemente presentaba un alto nivel y como se ha mencionado en secciones anteriores; dicho nivel es un volumen de fluido que se está dejando de producir, esto es consecuencia del bloqueo por gas. A pesar de que en diversos momentos se trató de manejar el pozo en esta condición y se logró bajar un poco dicho nivel (niveles tomados el 14 de junio y 10 de julio de 2018), la producción de gas era tan alta que nuevamente bloqueaba la bomba y el pozo recuperaba una alta sumergencia.
92
Gráfica 15. Sumergencia vs tiempo pozo 3506 controlador Sam Well Manager
Fuente: Elaboración propia con base en; OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. Para este pozo se realizaron alrededor de 10 intervenciones por parte del técnico de campo durante dos semanas para solucionar el problema del bloqueo por gas, además de ser necesario el cambio de la prensa estopa en repetidas ocasiones debido a las condiciones anteriormente descritas. Se propone realizar una intervención al pozo e instalar un separador de gas en la bomba para solucionar el bloqueo por gas.
0
500
1000
1500
2000
2500S
um
erg
encia
(ft
)
Tiempo
Sumergencia vs Tiempo
Sumergencia
93
4. ANÁLISIS DE LOS EFECTOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL NUEVO CONTROLADOR COMPARÁNDOLO CON EL SAM WELL MANAGER
A continuación, se presentan los efectos de la implementación del nuevo controlador para los pozos (2788 - 3506 y 3879) comparándolo con datos obtenidos del primer controlador SAM WELL MANAGER, esto mediante caudales de producción, niveles de sumergencia y cartas dinamométricas, adicionalmente se describen los modos de control del nuevo controlador utilizados en estos pozos. 4.1 MODOS DE CONTROL El nuevo controlador de producción presenta gran cantidad de similitudes con el Sam Well Manager, comparten todas las protecciones y modos de control expuestos en el Capítulo 2. Su principal diferencia radica en un nuevo modo de control adicional llamado control de velocidad seccional y adicionalmente algunas características relacionadas con la electrónica del controlador. 4.1.1 Control por velocidad seccional. El nuevo controlador usa un algoritmo de cambio de velocidad seccional cuando calcula las velocidades apropiadas en las carreras ascendente y descendente. Este algoritmo permite al controlador cambiar la velocidad en seis diferentes posiciones o secciones en el ciclo de las carreras (ver Figura 24).
Figura 24. Secciones de carrera nuevo controlador
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
94
Los parámetros de control de velocidad tienen un rango no lineal de 0 a 100%, siendo 100% la máxima velocidad. El controlador permite al operador ajustar la velocidad de carrera a través de su ciclo completo, mediante el ajuste de la velocidad de trabajo y la posición inicial de la barra lisa para cada una de las seis secciones, es decir que es posible variar la longitud de cada una de las secciones en función del porcentaje de recorrido52 (ver Figura 25).
Figura 25. Pantalla de configuración velocidad seccional
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
El control por velocidad seccional presenta algunos atributos que ayudan a mejorar las condiciones de operación del pozo, primero al poder ajustar la velocidad por secciones se logra un mejor manejo del gas, evitando que las válvulas se bloqueen sin necesidad de poner el pozo a golpear con un mal espaciamiento. Por otro lado en las secciones donde se disminuye la velocidad, lo que realmente se está haciendo es bajar la frecuencia del motor según el rango escalar que se esté manejado, de tal manera que en esos instantes o posiciones se va a reducir el torque sobre la caja reductora. 4.1.2 Control llenado de bomba. Modo de control similar al del Sam Well Manager. Cuando el llenado de bomba cae por debajo de un límite establecido, el controlador acumula el número de veces que esto ocurre, en el momento en que dicha cantidad exceda el valor máximo de ocurrencias configurado, el controlador detiene la unidad
52 LUFKIN WELL MANAGER 2.0. User manual. Rod pump controller. Lufkin Automation. Sección 8 p 32. Abril 2019.
95
y entra en un tiempo muerto “Downtime”53. En dicho periodo se espera que el pozo recupere cierto nivel para tener un llenado de bomba del 100%. Este modo de control aumenta el rendimiento del equipo en función de la producción, ya que hay mayor desplazamiento de fluido encontrando la velocidad ideal para un valor de llenado determinado54.
Figura 26. Pantalla de configuración settings de control
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
En la Figura 26 se presenta la interfaz donde se pueden configurar distintos aspectos de la unidad en un control estándar, primero se configura el rango de frecuencia en el que va a trabajar el motor y se establece un escalamiento con respecto a la velocidad de la unidad (ejemplo; 60 Hz corresponden a 8 SPM y 30 Hz a 3 SPM), también se configura la velocidad inicial del motor posterior a un apagado de la unidad y los incrementos y/o detrimentos de frecuencia del motor hasta llegar a un valor establecido (frecuencia de trabajo o frecuencia cero en caso de detener la unidad), dichos saltos se realizan con el fin de no tener cambios abruptos en el funcionamiento del sistema, protegiendo así la integridad de la unidad y el motor. Por otro lado se tienen los parámetros “Deadband (+/- target)” y “Speed change stroke allowed (delay)” los cuales establecen primero un rango para la toma
53 LUFKIN WELL MANAGER 2.0. User manual. Rod pump controller. Lufkin Automation. Sección 8 p 36. Abril 2019.
54 OCCIDENTAL DE COLOMBIA LLC. Presentación, Optimización de Producción y Reducción de Fallas en Pozos de BM con Problemas de Interferencia por Gas y Bajo Nivel, Utilizando el Controlador Lufkin Well Manager 2.0. Slide 6. Abril 2019.
96
de decisión de subir o bajar velocidad a la bomba y segundo; cuantas carreras se permiten antes de uno de dichos cambios55. Finalmente presenta la opción de habilitar el control por llenado de bomba, ya que este último es un modo de control secundario. 4.1.3 Control de golpe de fluido. Modo de control que reduce el impacto de golpe de fluido disminuyendo automáticamente la velocidad a la que realiza las transiciones de émbolo a través de la interfaz gas / líquido en la bomba con bajo llenado. Adicionalmente la eficiencia de cada carrera de la bomba se incrementa un poco, ya que el deslizamiento de la bomba se reduce debido a una velocidad más alta del émbolo durante la carrera ascendente56. 4.2 CIRA-2788 Para realizar la comparación entre los controladores y verificar la mejora de las condiciones de operación de los pozos, se efectuaron pruebas a los mismos durante varios meses, entre ellas; caudales de producción, niveles de sumergencia y cartas dinamométricas. Particularmente para este pozo se realizó la instalación del nuevo controlador el día 3 de enero de 2018, siendo así el primer piloto en el Campo LCI, por esta razón las configuraciones que se utilizaron en el pozo en los modos de control no se tienen detalladas, ya que fueron a ensayo y error dependiendo de la respuesta del pozo. 4.2.1 Pruebas 16 de marzo de 2018. A continuación se presentan las pruebas tomadas al pozo el día 16 de marzo de 2018, fecha en la cual se controló la interferencia de gas aumentado el caudal de producción y llevando el pozo a una condición óptima. La Gráfica 16 muestra la primera carta dinamométrica obtenida del nuevo controlador después de realizar la configuración adecuada para mitigar la interferencia de gas que presentaba el pozo, esto mediante el uso del modo de control velocidad seccional. En la Gráfica 16 también se expone una carta representativa del pozo antes de la instalación del nuevo controlador, allí se observa una gran diferencia entre las cartas, ya que presenta una notable disminución de la interferencia de gas que ocasionaba continuas paradas de la unidad, adicionalmente en esta nueva carta se aprecia un posible golpe de fluido, pero en la configuración de la velocidad seccional se tiene una velocidad lenta en la interface
55 LUFKIN WELL MANAGER 2.0. User manual. Rod pump controller. Lufkin Automation. Sección 8 p 32. Abril 2019.
56 OCCIDENTAL DE COLOMBIA LLC. Presentación, Optimización de Producción y Reducción de Fallas en Pozos de BM con Problemas de Interferencia por Gas y Bajo Nivel, Utilizando el Controlador Lufkin Well Manager 2.0. Slide 6. Abril 2019.
97
gas-líquido, de tal forma que a pesar de no tener un llenado del 100% no se presenta golpe de fluido. Gráfica 16. Carta dinamométrica pozo 2788, antes y después del controlador, prueba 16 de marzo de 2018.
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2018.
Sam Well Manager
Nuevo Controlador
98
En la Grafica 17, se observan los caudales de producción y los niveles de sumergencia desde la fecha de instalación del nuevo controlador hasta la fecha de la prueba, en ella se identifica que para los primeros meses del piloto no se obtuvieron los resultados esperados, ya que como se mencionó anteriormente, este fue el primer pozo piloto con el nuevo controlador y no se tenía el conocimiento acerca del mismo, por lo tanto no se lograron remediar los problemas que presentaba el pozo, pero para las pruebas tomadas el 16 de marzo se evidencia un incremento en el caudal de producción ligado a una reducción en los efectos del gas, con el fin de reducir el alto nivel de sumergencia que venía presentando el pozo. Gráfica 17. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 2788, 16 de marzo de 2018
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. 4.2.2 Pruebas 2 de abril de 2018. A continuación se presentan las pruebas tomadas al pozo el día 2 de abril de 2018. A continuación, en la Gráfica 18 se muestra la carta dinamométrica tomada el 2 de abril donde se observa que no hubo ningún cambio significativo con respecto a la anterior (Gráfica 16), lo que sí se puede observar es que se configuró un nuevo “pump fillage setpoint” con el fin de tener un mejor llenado de bomba. De tal manera que la carta expuesta en la Gráfica 18 corresponde a una carta pump-off del pozo.
99
Al comparar las cartas presentes en la Gráfica 18 se observa también la disminución de la interferencia de gas. Gráfica 18. Carta dinamométrica pozo 2788, antes y después del controlador, prueba 2 de abril de 2018.
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Abril 2018.
Sam Well Manager
Nuevo Controlador
100
En la Gráfica 19 se observan los caudales de fluidos y niveles de sumergencia del pozo hasta el 2 de abril, donde se identifica que el pozo ha estado estable durante los casi 20 días transcurridos desde la prueba anterior, con una producción de fluidos de 310 BFPD (210 barriles de crudo y 100 barriles de agua), generando así un aumento de 110 barriles de crudo con respecto al 31 de diciembre de 2017 fecha en la cual no se tenía instalado el nuevo controlador. Lo anterior está ligado a que se disminuyó alrededor de 500 ft de sumergencia llevándola a un valor cercano a 0 y por el cual no se tiene un llenado de bomba del 100%. Gráfica 19. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 2788, 2 de abril de 2018
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. En la Figura 27, se presentan los valores de carga promedio para los meses de febrero y marzo de 2018, allí se observa que para el mes de marzo hubo un incremental promedio de 12.000 Lbs en carga, lo cual se corresponde con el aumento en el caudal de producción anteriormente descrito.
101
Figura 27. Carga mensual promedio pozo 2788
Fuente: SCADA, Lowis. Campo LCI. Abril 2018. 4.2.3 Pruebas 8 de mayo de 2018. A continuación, se presentan las pruebas tomadas al pozo el día 8 de mayo de 2018. En la Gráfica 20, se presenta la carta dinamométrica del pozo para el 8 de mayo de 2018, allí se puede identificar un problema en la bomba de fondo relacionado con la válvula viajera o el pistón, ya que la forma de trapecio isósceles representa fugas o escurrimiento de fluidos durante la carrera ascendente (ver Figura 15), ocasionando una pérdida de eficiencia de la bomba que disminuye la producción del pozo.
102
Gráfica 20. Carta dinamométrica pozo 2788, antes y después del controlador, prueba 8 de mayo de 2018.
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Mayo 2018.
Sam Well Manager
Nuevo Controlador
103
En la Gráfica 21 se puede observar una disminución de la producción de fluidos del pozo con respecto a la prueba anterior, esto debido a la falla mencionada previamente. A pesar de no tener datos de sumergencia para los últimos días del periodo de prueba, se supone que, ligado a la disminución de eficiencia de bomba y de producción, existe también un aumento en el nivel del pozo. Se tiene una producción de 275 BFPD, donde 145 barriles son de crudo y 130 barriles de agua. Gráfica 21. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 2788, 8 de mayo de 2018
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. 4.2.4 Pruebas 5 de junio de 2018. A continuación, se presentan las pruebas tomadas al pozo el día 5 de junio de 2018. El pozo 2788 fue intervenido para corregir los problemas asociados al desgaste de la válvula viajera y/o el pistón, dicha intervención tomó alrededor de 10 días y las pruebas correspondientes al 5 de junio son posteriores a dicho periodo. En la Gráfica 22, se observa como la carta dinamométrica del pozo regreso a la normalidad en comparación con la última prueba, donde se identificó un escurrimiento de fluido en la bomba el cual generaba que la carta se comportara de manera particular y se redujera la eficiencia. Adicionalmente se evidencia que el pozo no presenta la interferencia de gas que tenía en un principio con el Sam Well Manager.
104
Gráfica 22. Carta dinamométrica pozo 2788, antes y después del controlador, prueba 5 de junio de 2018.
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Junio 2018.
Sam Well Manager
Nuevo Controlador
105
A continuación, en la Gráfica 23 se presentan los niveles de sumergencia y los caudales de producción vs tiempo para el pozo 2788 hasta el 5 de junio de 2018, allí se puede identificar el tiempo de intervención anteriormente descrito que tuvo el pozo (desde el 9 de mayo hasta el 20 del mismo mes). Como resultado de los trabajos realizados se obtuvo una ganancia de 100 BFPD en comparación a la prueba anterior, de los cuales 170 barriles son de crudo y 160 de agua. Además del aumento de producción se visualiza también un incremento en la sumergencia de la bomba, ligado al tiempo que estuvo el pozo cerrado y en el que recuperó su nivel estático. Dicho incremento en la sumergencia alcanzó valores cercanos a los 800 ft. Gráfica 23. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 2788, 5 de junio de 2018
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. 4.2.5 Pruebas 18 de junio de 2018. A continuación se presentan las pruebas tomadas al pozo el día 18 de junio de 2018. Éstas son las últimas pruebas realizadas al pozo piloto Cira-2788. En la Gráfica 24 al igual que en diversas cartas anteriores, se observa la buena operación de la unidad con respecto al manejo de gas. Adicionalmente cabe resaltar que para esta prueba la bomba presenta un llenado del 100%.
106
Gráfica 24. Carta dinamométrica pozo 2788, antes y después del controlador, prueba 18 de junio de 2018.
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Junio 2018.
Sam Well Manager
Nuevo Controlador
107
En la Gráfica 25 se observa un aumento notable en el caudal de fluido producido por el pozo, aunque para este caso lo que aumenta principalmente es la cantidad de agua la cual pasa de 160 a 255 BWPD, sin embargo, el crudo también tuvo un aumento pero no tan significativo, pasando de 170 a 185 BOPD, de esta manera la producción final del pozo es de 440 BFPD; a su vez la sumergencia también aumentó llegando a tener poco más de 800 ft desde el intake de la bomba. Gráfica 25. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 2788, 18 de junio de 2018
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. Las condiciones anteriormente descritas se asocian al contacto del frente de inyección, ya que como se puede observar en la Figura 28, el pozo se encuentra en un arreglo y está cerca a los pozos inyectores CIRA-2897 y CIRA-2998 causando dicho incremento en nivel y caudal, este último permanecía estable a medida que disminuía el alto nivel de sumergencia posterior a la intervención.
108
Figura 28. Arreglo de inyección pozo 2788
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. A continuación, el Cuadro 9 presenta el caudal teórico calculado a partir de la capacidad volumétrica (Ver Ecuación 3) en función de la velocidad y la eficiencia de la bomba tomada de las cartas dinamométricas (ver Gráfica 26 y Ecuación 4) para la prueba del Sam Well Manager (31 de diciembre de 2017), y cada una de las pruebas realizadas en el piloto, mientras no se tuvo influencia del frente de inyección. Adicionalmente se confrontan los resultados con las pruebas de caudal tomadas al pozo en cada una de estas fechas, es necesario aclarar que para el desarrollo de estos cálculos se toma como base un Run Time de 24 horas y se tiene solo una carta tipo del pozo para todo el día (dicho comportamiento puede variar durante las 24 horas), éstas suposiciones generan que haya un grado de error asociado al cálculo, de manera que no coincidan los valores de caudal teórico y real. Ecuación 3. Procedimiento cálculo capacidad volumétrica
𝑪𝒂𝒑 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎é𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 = 𝟎, 𝟏𝟏𝟔𝟔 ∗𝑫𝟐 ∗ 𝑳 ∗ 𝒗 ∗ 𝑹𝑻
𝟐𝟒;
𝑪𝒂𝒑 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎é𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 = 𝟎, 𝟏𝟏𝟔𝟔 ∗𝟐, 𝟐𝟓𝟐𝒊𝒏 ∗ 𝟏𝟗𝟐𝒊𝒏 ∗ 𝟒, 𝟒𝒔𝒑𝒎 ∗ 𝟐𝟒𝒉
𝟐𝟒𝒉;
𝑪𝒂𝒑 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎é𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 = 𝟒𝟗𝟖, 𝟔𝟕 𝑩𝑶𝑷𝑫
Fuente: Elaboración propia.
109
Gráfica 26. Lectura carta de fondo para eficiencia de bomba
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2018. Ecuación 4. Cálculo eficiencia de bomba a partir de la carta de fondo
𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 =117𝑖𝑛
170𝑖𝑛∗ 100%
𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 68,8%
Fuente: Elaboración propia. De los resultados obtenidos en la Tabla 1, se evidencia cierto grado de error asociado a la condiciones mencionadas anteriormente y a un escurrimiento de fluido de a bomba. Tabla 1. Caudal teórico a partir de cartas dinamométricas CIRA-2788
Fecha Capacidad
Volumétrica (BFPD)
Eficiencia %
Caudal Teórico (BFPD)
Caudal Real
(BFPD) Error
31 de diciembre de 2017 453,34 46,0% 208,54 220 5%
16 de marzo de 2018 498,67 68,8% 343,09 310 10%
2 de abril de 2018 487,34 72,3% 352,35 305 13%
Fuente: Elaboración propia. Como resultado del seguimiento realizado al pozo Cira-2788 se evidenciaron diversos cambios en las condiciones operacionales del mismo, primeramente es importante resaltar la disminución de los bloqueos de la bomba debido a la
110
interferencia por gas, evitando así que la unidad trabaje en seco. Por otro lado y ligado también a los bloqueos de bomba, el pozo solía presentar alto nivel de sumergencia, el cual a partir de marzo (fecha en que se configuró apropiadamente el pozo) empezó a disminuir hasta llegar a 0. Adicionalmente en los resultados del piloto, se evidencia un notable aumento en la producción de fluidos desde la fecha de instalación del nuevo controlador en el pozo, lo cual a pesar de no ser uno de los objetivos principales del mismo, sí es un resultado importante a resaltar. Se debe tener en cuenta que hacia las últimas pruebas el pozo presentó un mayor aumento en producción, pero como se ha mencionado anteriormente, dicho incremento está asociado al contacto del frente de inyección. Finalmente se presenta la Gráfica 27 en donde se relaciona el nivel de sumergencia con la velocidad de operación de la unidad. En la primera sección de la gráfica se puede observar que el pozo presentaba un nivel cercano a los 500 ft trabajando a velocidades alrededor de 4 SPM, posteriormente hacia principios de marzo el nivel cayó hasta 0 ft manteniendo una velocidad similar a la que traía (4.5 SPM) debido a los aspectos mencionados anteriormente del controlador. Luego de un periodo de 70 días con una sumergencia de 0 ft el pozo tuvo que ser intervenido como ya se mencionó y debido a ello recuperó un nivel de 800 ft, por lo que al arrancar de nuevo se configuraron velocidades más altas intentando disminuir dicho nivel (6 SPM) y hasta cierto punto se logró, pero hacia principios de julio empezó a subir nuevamente y a pesar de aumentar la velocidad de la unidad hasta su máximo de 8.5 SPM, no se logra bajar el nivel debido a que el sistema no puede manejar mayores caudales. Gráfica 27. Sumergencia y velocidad unidad vs tiempo pozo 2788
Fuente: Elaboración propia con base en; OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0
200
400
600
800
1000
1200
Velo
cid
ad (
SP
M)
Sum
erg
encia
(ft
)
Tiempo
Sumergencia y velocidad unidad vs tiempo
Sumergencia Velocidad
111
4.3 INFA-3879 Al igual que el pozo anterior, al 3879 se le tomaron pruebas durante varios meses para realizar la comparación entre los controladores y verificar la mejora de las condiciones de operación. En este pozo el controlador fue instalado el 2 de marzo de 2018 siendo así el segundo pozo piloto del Campo LCI. Para dicho momento ya se contaba con mayor conocimiento acerca de los modos de control del equipo, por lo que los resultados se obtuvieron en menor tiempo. 4.3.1 Pruebas 16 de marzo de 2018. A continuación, se presentan las pruebas tomadas al pozo el día 16 de marzo de 2018. Posterior a la instalación del nuevo controlador el pozo fue espaciado 8 in para evitar el golpe de bomba, el cual había sido puesto de manera intencional para tener apertura de válvulas y llenado de bomba En la Gráfica 28, se muestra la primera carta obtenida por el nuevo controlador, en ella se puede observar como el golpe de bomba desapareció debido a lo mencionado anteriormente. Para este pozo en específico se activó el modo de control por golpe de fluido, de tal forma que en la interface gas-líquido se reduce la velocidad para disminuir los efectos del golpe. También se evidencia que debido a bajo llenado de bomba el pozo entra en condición de pump-off.
112
Gráfica 28. Carta dinamométrica pozo 3879, antes y después del controlador, prueba 16 de marzo de 2018
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2018.
Sam Well Manager
Nuevo Controlador
113
A continuación, en la Gráfica 29 se presentan los caudales de producción y los niveles de sumergencia para el pozo 3879. Previo a la implementación del controlador en el pozo no se tomaron muchos datos debido a que no había un seguimiento detallado del mismo, sin embargo, se identifica un bajo nivel de sumergencia el cual causa un deficiente llenado de bomba y a su vez un golpe de fluido, en consecuencia se configuró el controlador con el modo control golpe de fluido. Posterior a la instalación del nuevo controlador se evidencia una ligera disminución en el caudal de producción, lo cual a pesar de ser negativo no le quita efectividad al controlador ya que está cumpliendo con su objetivo principal de mejorar las condiciones de operación de la unidad. La producción total del pozo es de 240 BFPD donde 130 barriles corresponden a crudo y 110 barriles a agua, teniendo una sumergencia de bomba de 10 ft. Gráfica 29. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 3879, 16 de marzo de 2018
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. 4.3.2 Pruebas 31 de marzo de 2018. A continuación, se presentan las pruebas tomadas al pozo el día 31 de marzo de 2018. Antes de entrar a analizar las pruebas del 31 de marzo de 2018, es necesario resaltar que para este momento aumentó el aporte de gas de la formación tal como se observa en la Gráfica 30, en donde se evidencia en el historial de carga de la unidad una tendencia característica de cuando existe presencia de gas, debido a ello se toma la decisión de cambiar el modo de control golpe de fluido usado hasta el momento, por el modo de control de velocidad seccional, el cual ofrece mejores variantes para el manejo del gas.
114
Gráfica 30. Historial carga máxima pozo 3879 caso presencia de gas
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2018. En la Gráfica 31, se observan tres cartas dinamométricas; la primera de arriba nos muestra la carta con el Sam Well Manager y las dos de abajo representan las cartas después del nuevo controlador, la carta de color rosa es la de pump-off en la que se puede identificar un poco más de gas que en la carta del 16 de marzo (Ver Gráfica 28) según lo explicado anteriormente, y la azul es la carta actual o full card. En estas cartas se puede observar como el pozo ha mejorado sus condiciones de operación debido a las configuraciones que se realizaron en el controlador, de tal manera que el pozo puede trabajar a pesar de tener gas y sin necesidad de tener un golpe de bomba intencional.
115
Gráfica 31. Carta dinamométrica pozo 3879, antes y después del controlador, prueba 31 de marzo de 2018
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2018.
Sam Well Manager
Nuevo Controlador
116
A continuación, en la Gráfica 32 se observa como los niveles de fluido producido han ido variando desde la instalación del nuevo controlador, dejando así una producción de 230 BFPD con un BSW del 47,8 %.También en dicha gráfica se identifica como el nivel de sumergencia ha subido desde la última prueba y a pesar de ser un nivel bajo, ya se encuentra en 35 ft. Gráfica 32. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 3879, 31 de marzo de 2018
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. 4.3.3 Pruebas 8 de mayo de 2018. A continuación, se presentan las pruebas tomadas al pozo el día 8 de mayo de 2018. Se debe aclarar que el pozo fue cerrado el día 1 de abril debido a la entrada de equipo de perforación en la locación, y estuvo en esta condición por una semana. En la Gráfica 33, se muestra la carta dinamométrica del pozo 3879 para el 8 de mayo, en ella se identifica un caso ideal de carta en cuanto a condiciones de operación se refiere (Ver Figura 15), no se evidencia ninguna dificultad en la bomba durante las carreras de la misma y se mantiene un llenado del 100%. Gracias a la reciente configuración del controlador en el modo de velocidad seccional para mitigar la creciente interferencia de gas, se logró llevar el pozo a una excelente condición de operación.
117
Gráfica 33. Carta dinamométrica pozo 3879, antes y después del controlador, prueba 8 de mayo de 2018
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Mayo 2018.
Sam Well Manager
Nuevo Controlador
118
En cuanto a los niveles de sumergencia y caudales hasta el 8 de mayo presentados en la Gráfica 34, se puede evidenciar primero el periodo en que el pozo estuvo cerrado debido a la entrada del equipo de perforación anteriormente descrita, posterior a dicho periodo el pozo recuperó su nivel estático llegando a tener una sumergencia cercana a los 1.000 ft. Al arrancar de nuevo se logra bajar el nivel hasta los 200 ft, pero hacia el 20 de abril el pozo tuvo que ser cerrado de nuevo por factores externos haciendo que la sumergencia llegara nuevamente a los 1.000 ft. Finalmente se logró estabilizar el pozo y mantenerlo en un nivel de 150 ft, adicionalmente se evidencia un importante incremento del caudal de producción (de 230 BFPD a 450 BFPD, donde 195 barriles son de crudo y 255 de agua, con un BSW del 56,6%). Gráfica 34. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 3879, 8 de mayo de 2018
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. El aumento de caudal descrito anteriormente tiene como causa el contacto del frente de inyección, ya que como se observa en la Figura 29 el pozo se encuentra cerca del inyector INFA-3875, adicionalmente se identifica que la mayor parte de dicho caudal incremental consiste en agua debido a su mayor movilidad con respecto al crudo. Para este pozo no se evidencia incremental de caudal asociado al nuevo controlador si no a la inyección de agua, sin embargo el controlador presenta mejoras en cuanto a condiciones de operación.
119
Figura 29. Arreglo de inyección pozo 3879.
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. 4.3.4 Pruebas 18 de junio de 2018. A continuación, se presentan las pruebas tomadas al pozo el día 18 de junio de 2018. Esta es la última prueba realizada al pozo. Según la Gráfica 35 que se presenta a continuación, el pozo nuevamente presenta altos aportes de gas que reducen la eficiencia de la bomba, disminuyendo el llenado y deteniendo la unidad, debido ello es necesario reconfigurar velocidades seccionales para mejorar las condiciones de operación, sin embargo, no presenta golpe de fluido ni de bomba.
120
Gráfica 35. Carta dinamométrica pozo 3879, antes y después del controlador, prueba 18 de junio de 2018
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Junio 2018.
Sam Well Manager
Nuevo Controlador
121
A continuación, en la Gráfica 36, se presentan las últimas pruebas tomadas del pozo durante el tiempo de estudio, en ellas se puede observar como el caudal de fluidos se mantuvo constante durante el tiempo transcurrido desde la última prueba, para esta prueba se obtuvo como resultado 450 BFPD, donde 135 barriles son de crudo y 315 barriles son de agua, dejando así el pozo con un BSW del 70% asociado principalmente a la inyección de agua y a los aumentos de velocidad de la unidad, con el fin de reducir el creciente nivel de sumergencia, dicho aumento de velocidad favorece la producción de agua por efectos de movilidad. A pesar de lo anterior no se logra disminuir el nivel de sumergencia de la bomba, teniendo fluctuaciones muy pequeñas y manteniéndose en un promedio de 210 ft. Gráfica 36. Caudal y sumergencia vs tiempo pozo 3879, 18 de junio de 2018
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. A continuación, la Tabla 2 presenta el caudal teórico calculado a partir de la capacidad volumétrica en función de la velocidad y la eficiencia de la bomba tomada de las cartas dinamométricas para la prueba del Sam Well Manager (11 de febrero de 2018) y cada una de las pruebas realizadas en el piloto, los cálculos se realizan de la misma manera que en el pozo 2788. Adicionalmente se confrontan los resultados con las pruebas de caudal tomadas al pozo en cada una de estas fechas, sin tomar en cuenta las pruebas influenciadas por el frente de inyección. Se puede observar que para la mayor parte de las pruebas se tiene una gran exactitud, para la prueba del 16 de marzo hay un error del 16% el cual se debe principalmente, a que la carta tipo con la que se calcula la eficiencia corresponde a una pump-off card, es decir que se está subestimando la eficiencia. Por otro lado en
122
la prueba del 8 de mayo se presenta nuevamente un error del 16%, ligado a que para ese periodo se estaba reduciendo la velocidad de la unidad, lo cual nos lleva a no tener una velocidad exacta para las 24 horas y se sobreestima la capacidad volumétrica. Tabla 2. Caudal teórico a partir de cartas dinamométricas INFA-3879
Fecha Capacidad
Volumétrica (BFPD)
Eficiencia %
Caudal Teórico (BFPD)
Caudal Real (BFPD)
Error
11 de febrero de 2018 337,17 70,6% 238,04 260 9%
16 de marzo de 2018 337,17 72,6% 244,79 240 2%
31 de marzo de 2018 277,67 80,6% 223,80 225 1%
Fuente: Elaboración propia. Para este caso se evidencia un importante aumento de eficiencia ligado a la instalación del nuevo controlador, sin embargo dicha eficiencia no se traduce en un aumento de caudal, si no en la mejora de condiciones de operación. Finalmente, para este pozo se presenta la Gráfica 37, que contiene las velocidades de la unidad y los niveles de sumergencia del pozo vs tiempo, allí se puede observar que los puntos en que los niveles aumentan drásticamente corresponden con los tiempos en que el pozo estuvo cerrado (velocidad igual a cero SPM), o se puede dar el caso que el nivel haya aumentado por una disminución en la velocidad de la bomba, tal como se evidencia hacia el 10 de mayo. Por otro lado es importante destacar que a medida que el pozo tuvo una sumergencia mayor a cero y se solucionaron los problemas de interferencia de gas, la eficiencia de la bomba aumentó significativamente, incrementando el caudal de fluidos producidos y eliminando totalmente los problemas de golpe de fluido y de bomba.
123
Gráfica 37. Sumergencia y velocidad unidad vs tiempo pozo 3879
Fuente: Elaboración propia con base en; OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. 4.4 CIRA-3506 A continuación, se presentan y se hace un análisis de los resultados del nuevo controlador en el pozo CIRA-3506. Para éste pozo el controlador fue instalado el día 25 de julio de 2018 y a causa de que ya se había probado la efectividad del mismo en otros pilotos, no se realizaron pruebas periódicas ya que al tener conocimiento acerca de la configuración necesaria, los resultados se obtuvieron de manera inmediata. Este pozo presentaba una alta presencia de gas la cual impedía la apertura de las válvulas y mantenía la bomba bloqueada, tal como se mencionó en el anterior capítulo. Para este caso se configuró el modo de control de velocidad seccional ya que es el que presenta mejores atributos para el manejo del gas. A continuación, en la Gráfica 38, se muestra la primera carta dinamométrica tomada tras la instalación del nuevo controlador, donde se evidencia un ganancial de carga cercano a las 3.000 Lbs, debido a que la bomba de fondo ya no presenta bloqueo. Adicionalmente se evidencia un bajo llenado de bomba pero aún no se configura el “pump fillage setpoint” debido a que para ese momento no se quiere que el pozo se detenga, más adelante se explica cómo se evita el golpe de fluido bajo esta condición.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
0
200
400
600
800
1000
1200
Velo
cid
ad (
SP
M)
Sum
erg
encia
(ft
)
Tiempo
Sumergencia y velocidad unidad vs tiempo
Sumergencia Velocidad
124
Gráfica 38. Carta dinamométrica pozo 3506, antes y después del controlador, prueba 31 de julio de 2018
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Julio 2018.
Sam Well Manager
Nuevo Controlador
125
Las siguientes gráficas presentan la configuración específica que se utilizó en el pozo del modo control de velocidad seccional, en ellas se muestra la carrera a la que pertenece, la posición inicial de cada sección y el porcentaje de velocidad escalada del motor. En la Figura 30, se presenta la configuración de la sección 1-2, correspondiente a la carrera ascendente, la posición de inicio de la sección es del 5% desde el punto más bajo de la carrera (ver Figura 24 para mayor claridad de las secciones), y tiene una velocidad escalada del 40%.
Figura 30. Configuración velocidad seccional, sección 1-2, pozo 3506
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
En la Figura 31, se presenta la configuración de la sección 2-3, correspondiente a la carrera ascendente, la posición de inicio de la sección es del 35% desde el punto más bajo de la carrera y tiene una velocidad escalada del 25%.
126
Figura 31. Configuración velocidad seccional, sección 2-3, pozo 3506
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
En la Figura 32, se presenta la configuración de la sección 3-4, correspondiente a la esquina superior, la posición de inicio de la sección es del 70% desde el punto más bajo de la carrera y tiene una velocidad escalada del 3%.
Figura 32. Configuración velocidad seccional, sección 3-4, pozo 3506
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
127
En la Figura 33, se presenta la configuración de la sección 4-5, correspondiente a la carrera descendente, la posición de inicio de la sección es del 95% desde el punto más bajo de la carrera y tiene una velocidad escalada del 3%.
Figura 33. Configuración velocidad seccional, sección 4-5, pozo 3506
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
En la Figura 34, se presenta la configuración de la sección 5-6, correspondiente a la carrera descendente, la posición de inicio de la sección es del 80% desde el punto más bajo de la carrera y tiene una velocidad escalada del 45%.
Figura 34. Configuración velocidad seccional, sección 5-6, pozo 3506
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
128
En la Figura 35, se presenta la configuración de la sección 6-1, correspondiente a la esquina inferior, la posición de inicio de la sección es del 30% desde el punto más bajo de la carrera y tiene una velocidad escalada del 40%.
Figura 35. Configuración velocidad seccional, sección 6-1, pozo 3506
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
De las configuraciones presentadas anteriormente se observa que la unidad al inicio de la carrera ascendente va rápido, con el objetivo de abrir la válvula fija y permitir el ingreso de fluido, posteriormente reduce un poco la velocidad y cuando se acerca a la esquina superior del recorrido la lleva casi hasta el 0%, al iniciar la carrera descendente la velocidad sigue muy cercana del cero, y la unidad se mueve principalmente por la inercia debida al movimiento y a la carga de la sarta, dicha reducción de velocidad sirve para evitar un eventual golpe de fluido asociado al bajo llenado de bomba (tal como se evidenció en la carta dinamométrica). La unidad va a esta velocidad hasta la posición de 80% desde la parte baja del recorrido (es decir el 20% desde la esquina superior) y en dicho punto aumenta significativamente la velocidad para una efectiva compresión del gas, de tal forma que la válvula viajera se abra y permita el ingreso de fluidos a la bomba en la carrera descendente, finalmente cuando se acerca a la esquina inferior del recorrido mantiene dicha velocidad, para que en conjunto con la primera sección ascendente se garantice la apertura de la válvula fija, sin necesidad de tener un mal espaciamiento y golpe de bomba intencional. Como se mencionó en el capítulo anterior el pozo 3506 arrancó el 8 de junio de 2018 y desde sus inicios presentó bloqueos por gas que mantenían el pozo trabajando en seco, en la Gráfica 39, se presentan las velocidades de bomba y los
129
niveles de sumergencia del pozo antes y después de la instalación del nuevo controlador, allí se evidencia que desde que arrancó y hasta el 25 de julio que se instaló el controlador, el nivel del pozo era demasiado alto debido a los constantes bloqueos, como práctica de Campo se intentaron varios cambios en el funcionamiento de la unidad, entre ellos el cambio de velocidad, el cual por un instante permitió disminuir dicha columna, pero debido al gas no se logró estabilizar el pozo. Posterior al 25 de julio se evidencia una clara mejora en las condiciones del pozo, logrando disminuir el nivel desde casi 2.000 ft hasta un valor cercano a los 600 ft, también se observa que no hacen falta unas velocidades tan altas para un buen funcionamiento del sistema. Ligado a lo anterior, en la Gráfica 40, se presenta también la sumergencia y el caudal de aceite, es importante el hecho de que antes del controlador el pozo producía con cierta intermitencia y el caudal máximo fue de 70 BOPD, luego del 25 de julio la producción llegó a un valor cercano a los 200 BOPD. Gráfica 39. Sumergencia y velocidad unidad vs tiempo pozo 3506
Fuente: Elaboración propia con base en; OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018.
-1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0
500
1000
1500
2000
2500
Velo
cid
ad (
SP
M)
Sum
erg
encia
(ft
)
Tiempo
Sumergencia y velocidad unidad vs tiempo
Sumergencia Velocidad
130
Gráfica 40. Caudal de aceite y sumergencia vs tiempo pozo 3506
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. En la Gráfica 41 se presenta el caudal de producción del pozo para los meses posteriores a la instalación del nuevo controlador, allí se puede observar que el caudal de 200 BOPD mencionado anteriormente y que correspondió al periodo inmediatamente posterior a la instalación, no se mantuvo constante y fue un caudal ligado a la disminución del alto nivel de sumergencia que presentaba el pozo, adicionalmente se debe tener en cuenta que debido a la intermitencia del mismo no se lograba obtener un dato de BS&W asertivo, de manera que los datos de caudal de aceite tienen asociado un grado de error para el periodo previo a la estabilización del pozo (desde el arranque hasta el 15 de agosto de 2018), posterior a dicha fecha se evidencia un drástico cambio del corte de agua (80%) y el caudal de aceite (44 BOPD), teniendo así información precisa del comportamiento del pozo.
131
Gráfica 41. Caudal y corte de agua vs tiempo pozo 3506
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2019. A pesar de que para el pozo 3506 no se tomaron pruebas periódicas, en la Gráfica 42, se presenta una carta dinamométrica del 29 de marzo de 2019, en donde se evidencia el buen estado del pozo en cuanto a condiciones de operación, no presenta bloqueo por gas y contrario a lo expuesto en los resultados inmediatos de la instalación del nuevo controlador; la unidad presenta un llenado cercano al 100%, el cual mejora la eficiencia de la bomba y elimina la posibilidad de ocurrencia del golpe de fluido.
132
Gráfica 42. Carta dinamométrica pozo 3506 después del controlador, prueba 29 de marzo de 2019
Fuente: Elaboración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2019. Durante el tiempo de piloto del pozo no se tuvo influencia de la inyección de agua como en los dos pilotos anteriores, sin embargo en la Figura 36 se presenta el arreglo de inyección para el pozo CIRA-3506, en donde se evidencia cercanía con los pozos inyectores CIRA-3500, CIRA-3501 y CIRA-3513, los cuales eventualmente contactarán al productor eliminando problemas por interferencia de gas y reduciendo la necesidad de utilizar el nuevo controlador. Figura 36. Arreglo de inyección pozo 3506.
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2019.
133
A continuación, la Tabla 3 presenta el caudal teórico calculado a partir de la capacidad volumétrica en función de la velocidad y la eficiencia de la bomba tomada de las cartas dinamométricas para la prueba del Sam Well Manager (16 de julio de 2018), y la prueba tomada después del piloto, los cálculos se realizan con el mismo procedimiento del 2788. Adicionalmente se confrontan los resultados con las pruebas de caudal tomadas al pozo en cada una de estas fechas. Para la primera prueba se toma un valor promedio de las variaciones de velocidad, a pesar de ello la interferencia de gas en conjunto con el bloqueo de bomba, causan que la carta arroje una eficiencia del 0%, es decir un caudal 0. Por otro lado y posterior a la instalación del nuevo controlador, se estabiliza el pozo a una velocidad de 5,2 SPM, a partir de ello se calcula la capacidad volumétrica y posteriormente la eficiencia a través de la carta, finalmente se encuentra un error del 8% asociado a la carta tipo y a un ligero escurrimiento de fluido. Tabla 3. Caudal teórico a partir de cartas dinamométricas CIRA-3506
Fecha Capacidad
Volumétrica (BFPD)
Eficiencia %
Caudal Teórico (BFPD)
Caudal Real
(BFPD) Error
16 de julio de 2018 205,96 0,0% 0,00 0 0%
31 de julio de 2018 465,65 57,3% 266,82 245 8%
Fuente: Elaboración propia. Finalmente, en la Gráfica 43, se presenta la carga máxima diaria de la unidad desde el momento en que el pozo arrancó hasta comienzos del año 2019, en ella se observan claramente los problemas que tuvo el pozo en los dos primeros meses de operación, en los cuales debido a la presencia de gas la bomba presentaba bloqueo y no ganaba carga de fluidos, también se identifican los diferentes intentos fallidos para estabilizar el pozo y los resultados de la instalación del nuevo controlador, fecha a partir de la cual la tendencia de carga se hace casi constante.
134
Gráfica 43. Carga máxima diaria CIRA-3506
Fuente: Elaboaración propia con base en: SCADA, Lowis. Campo LCI. Marzo 2019.
135
5. EVALUACIÓN FINANCIERA DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UN NUEVO CONTROLADOR DE BOMBEO MECÁNICO EN EL CAMPO LA CIRA
INFANTAS El Campo LCI es uno de los principales referentes a nivel de automatización del país, es así como desde principios de siglo se empezaron a utilizar controladores para los SLA y en el caso específico de Bombeo Mecánico se tiene a la fecha la mayoría de pozos con el Sam Well Manager. Oxy se ha caracterizado en Colombia y especialmente en LCI por probar todo tipo de tecnologías, aprovechando el amplio conocimiento que se tiene del Campo, se hace sencillo y rápido realizar pilotos que dan la experiencia a la compañía para eventualmente aplicar dichas tecnologías y prácticas en otros Campos del mundo. Para realizar la evaluación financiera se establece como unidad monetaria de valor constante el dólar Estadounidense (USD). Se tendrá como horizonte de evaluación un año en periodos mensuales, la tasa de interés de oportunidad (TIO) para Oxy es del 15% efectivo anual y se utilizará el indicador financiero de valor presente neto (VPN). Se desarrollará una evaluación para cada uno de los pozos objeto de estudio del presente proyecto tomando una línea base de caudal y a partir de ella la producción incremental, posteriormente se realizarán pronósticos de declinación mediante el método exponencial (ver Ecuaciones 3 y 4). Ecuación 5. Declinación exponencial
𝑞(𝑡) = 𝑞𝑖 ∗ 𝑒−𝐷𝑖∗𝑡 Fuente: VALENCIA, Gabriel. Curvas de Declinación en Pozos de Yacimientos Tipo: Tight Oil. Universidad Nacional Autónoma de México. P 71. Junio 2017. Ecuación 6. Declinación mensual
𝐷𝑖 = −ln (
𝑞(𝑡)
𝑞𝑖)
𝑡
Fuente: VALENCIA, Gabriel. Curvas de Declinación en Pozos de Yacimientos Tipo: Tight Oil. Universidad Nacional Autónoma de México. P 71. Junio 2017. Donde: q(t): Caudal futuro qi: Caudal actual Di: Declinación mensual t: número de meses a futuro
136
5.1 CONCEPTOS RELACIONADOS CON LA EVALUACIÓN FINANCIERA A continuación, se explican algunos conceptos e indicadores financieros necesarios para el desarrollo de la evaluación financiera del proyecto. 5.1.1 Valor presente neto. Es el valor de los resultados obtenidos a lo largo de un negocio, expresados en su valor equivalente de hoy. Matemáticamente se define como la diferencia entre el valor presente de los ingresos y el valor presente de los egresos de un proyecto. Para calcular el VPN de un proyecto es necesario conocer; tiempo de duración del mismo, los ingresos y egresos ubicados en el tiempo y la tasa de descuento o tasa de oportunidad a la cual se van a descontar los flujos. Ecuación 7. Valor presente neto
𝑉𝑃𝑁 = ∑𝐹𝐶𝑖
(1 + 𝑇𝐼𝑂)𝑖
𝑛
𝑖
Fuente. BARGSTED, Cristian; KETTLUN, Andrés. Indicadores evaluación de proyectos. Sección profesores, p 16. Donde: FCi: Flujo de caja en el periodo i. TIO: Tasa de interés de oportunidad. i: periodo. A partir del resultado obtenido de la Ecuación 3, el valor presente neto puede interpretarse de la siguiente forma: Si VPN > 0, significa que la rentabilidad del proyecto es superior a la exigida por
el inversionista, y por lo tanto el proyecto es conveniente.
Si VPN = 0, significa que la rentabilidad del proyecto es igual a la exigida por el inversionista y por lo tanto también es conveniente.
Si VPN < 0, significa que la rentabilidad del proyecto es inferior a la exigida por
el inversionista y por lo tanto no es conveniente. Vale la pena aclarar que un VPN negativo no necesariamente significa que el proyecto arroje pérdida, sino que para las expectativas del inversionista de acuerdo a su tasa de oportunidad el proyecto no es atractivo57.
57ROJAS. Gerardo, SERNA. Rafael. Manual Didáctico De Matemáticas Financieras. . UNIVERSIDAD EAN. Especialización en Administración Financiera, Bogotá, Mayo de 2012, p 51-52.
137
5.1.2 Tasa de interés de oportunidad. La tasa de interés más alta que un inversionista está dispuesto a sacrificar, con el objeto de realizar un proyecto58. 5.1.3 Flujo de caja. Es la representación gráfica de los ingresos y salidas de un proyecto en un tiempo establecido y para cada periodo definido, adicionalmente se utiliza una moneda de referencia. 5.2 EVALUACIÓN FINANCIERA POZO CIRA-2788 A continuación, se presenta un escenario financiero para el pozo piloto 2788 en donde se toma en cuenta únicamente la producción incremental. Adicionalmente se expresan algunas consideraciones para el cálculo del VPN (ver Cuadro 9), así como la conversión de tasas y el cálculo de valores futuros (ver Ecuaciones 6 y 7). Cuadro 9. Consideraciones para cálculo de VPN
Costo de levantamiento agua (USD/BBL) 1
Costo de tratamiento agua producida (USD/BBL) 0.4
Costo de levantamiento crudo (USD/BBL) 15
Precio de compra nuevo controlador (USD) 9.000
Costo instalación controlador (USD) 7.000
Precio de venta del barril (USD/BBL) 58
Precio compra Sam Well Manager año 2017 (USD) 7.500
Fuente: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. 2019. Ecuación 8. Conversión tasa efectiva anual a efectiva mensual
𝑇𝐸𝑀 = ((1 + 𝑇𝐸𝐴)1
12 − 1)
Fuente: CAJA CUSCO. Formulas y ejemplos explicativos para el cálculo de intereses crédito paga diario, Disponible en: http://www.cmac-cusco.com.pe:8050/userfiles/pdf/Ejemplo_Credito_Paga_Diario.pdf. Consultado en Mayo de 2019. Donde: TEM: Tasa efectiva mensual TEA: Tasa efectiva anual Ecuación 9. Valores futuros considerando inflación
𝑉𝐹 = 𝑉𝑃 ∗ (1 + 𝑖)𝑛 Fuente: AGUILERA, Víctor. Ingeniería Económica. Exumbra In Solem. 2001.
58 ROJAS. Gerardo, SERNA. Rafael. Manual Didáctico De Matemáticas Financieras. . UNIVERSIDAD EAN. Especialización en Administración Financiera, Bogotá, Mayo de 2012, p 51.
138
Donde: VF: Valor final VP: Valor presente i: tasa de interés (inflación) n: número de periodos 5.2.1 Escenario nuevo controlador. En este escenario se tomaron datos de producción de cuatro meses después de la instalación del nuevo controlador, a partir de ellos se hizo un pronóstico de declinación exponencial de la producción y un incremento igualmente exponencial de la producción de agua, considerando los caudal incremental, es decir el caudal mayor a la línea base. En la Tabla 4, se presentan los costos de levantamiento por mes para los volúmenes de aceite calculados con la declinación exponencial. Tabla 4. Costo de levantamiento aceite pozo 2788 nuevo controlador TIEMPO (MES)
CAUDAL DE ACEITE (BOPD)
COSTO DE LEVANTAMIENTO DE
ACEITE (USD/BBL)
COSTO DE LEVANTAMIENTO DE
ACEITE (USD/MES)
1 40,00 15 18000,00 2 34,20 15 15389,79 3 29,24 15 13158,08 4 25,00 15 11250,00 5 21,37 15 9618,62 6 18,28 15 8223,80 7 15,63 15 7031,25 8 13,36 15 6011,64 9 11,42 15 5139,88 10 9,77 15 4394,54 11 8,35 15 3757,28 12 7,14 15 3212,43
Fuente: Elaboración propia. En la Tabla 5, se presentan los costos de levantamiento por mes para los volúmenes de agua calculados con el incremento exponencial.
139
Tabla 5. Costo de levantamiento agua pozo 2788 nuevo controlador TIEMPO (MES)
CAUDAL DE AGUA (BWPD)
COSTO DE LEVANTAMIENTO DE
AGUA (USD/BBL)
COSTO DE LEVANTAMIENTO DE
AGUA (USD/MES)
1 80,00 1 2400,00 2 88,96 1 2668,78 3 98,92 1 2967,65 4 110,00 1 3300,00 5 122,32 1 3669,57 6 136,02 1 4080,52 7 151,25 1 4537,50 8 168,19 1 5045,65 9 187,02 1 5610,71 10 207,97 1 6239,06 11 231,26 1 6937,77 12 257,16 1 7714,73
Fuente: Elaboración propia. En la Tabla 6, se presentan los costos de tratamiento por mes para los volúmenes de agua calculados con el incremento exponencial. Tabla 6. Costo de tratamiento de agua pozo 2788 nuevo controlador TIEMPO (MES)
PRODUCCIÓN ACUMULADA DE
AGUA (BBL)
COSTO DE TRATAMIENTO POR BARRIL DE AGUA
(USD/BBL)
COSTO DE TRATAMIENTO DE AGUA (USD/MES)
1 2400,00 0,4 960,00 2 2668,78 0,4 1067,51 3 2967,65 0,4 1187,06 4 3300,00 0,4 1320,00 5 3669,57 0,4 1467,83 6 4080,52 0,4 1632,21 7 4537,50 0,4 1815,00 8 5045,65 0,4 2018,26 9 5610,71 0,4 2244,29 10 6239,06 0,4 2495,62 11 6937,77 0,4 2775,11 12 7714,73 0,4 3085,89
Fuente: Elaboración propia. En la Tabla 7, se presentan los ingresos por venta de aceite por mes para los volúmenes de aceite calculados con el incremento exponencial.
140
Tabla 7. Ingresos por venta de aceite pozo 2788 nuevo controlador TIEMPO (MES)
PRODUCCIÓN ACUMULADA DE
ACEITE (BBL)
PRECIO DE VENTA ACEITE (USD/BBL)
INGRESOS MENSUALES (USD/MES)
1 1200,00 58 69600,00 2 1025,99 58 59507,17 3 877,21 58 50877,92 4 750,00 58 43500,01 5 641,24 58 37191,99 6 548,25 58 31798,71 7 468,75 58 27187,52 8 400,78 58 23245,00 9 342,66 58 19874,20 10 292,97 58 16992,20 11 250,49 58 14528,13 12 214,16 58 12421,38
Fuente: Elaboración propia. A partir de los ingresos y egresos calculados anteriormente, se construye el flujo de caja de la Figura 37. Figura 37. Flujo de caja CIRA-2788
Fuente: Elaboración propia.
𝑉𝑃𝑁(0,011715) = 198.428 𝑈𝑆𝐷
141
5.3 EVALUACIÓN FINANCIERA POZO INFA-3879 Para este pozo no se realiza evaluación financiera debido a que posterior al 3 de marzo (fecha de instalación del nuevo controlador), no se superó la línea base de producción como se observa en la Gráfica 44, es decir que no existe producción incremental a la cual hacer pronóstico de comportamiento y para el momento en que el caudal supera la línea base de producción se debe a la inyección de agua, adicionalmente se debe aclarar que no es prudente atribuir dicho incremento de producción al nuevo controlador, el cual para éste pozo sí proporciona mejoras en las condiciones de operación al reducir los golpes, pero no aumenta el caudal. Finalmente se supone que el VPN es negativo. Gráfica 44. Línea base de producción INFA-3879 evaluación financiera
Fuente: Elaboración propia con base en: OCCIDENTAL DE COLOMBIA, LLC. Base de datos 2018. 5.4 EVALUACIÓN FINANCIERA POZO CIRA-3506 A continuación, se presenta un escenario financiero para el pozo piloto 3506 en donde se toma en cuenta únicamente la producción incremental. 5.4.1 Escenario nuevo controlador. En este escenario se tomaron datos de producción de cinco meses después de la instalación del nuevo controlador, a partir de ellos se hizo un pronóstico de declinación exponencial de la producción y un incremento igualmente exponencial de la producción de agua. En la Tabla 8, se presentan los costos de levantamiento por mes para los volúmenes de aceite calculados con la declinación exponencial.
142
Tabla 8. Costo de levantamiento aceite pozo 3506 nuevo controlador TIEMPO (MES)
CAUDAL DE ACEITE (BOPD)
COSTO DE LEVANTAMIENTO DE
ACEITE (USD/BBL)
COSTO DE LEVANTAMIENTO DE
ACEITE (USD/MES)
1 44,00 15 19.800,00 2 43,17 15 19.426,15 3 42,35 15 19.059,35 4 41,55 15 18.699,48 5 40,77 15 18.346,41 6 40,00 15 18.000,00 7 39,24 15 17.660,13 8 38,50 15 17.326,68 9 37,78 15 16.999,53 10 37,06 15 16.678,55 11 36,36 15 16.363,64 12 35,68 15 16.054,67
Fuente: Elaboración propia. En la Tabla 9, se presentan los costos de levantamiento por mes para los volúmenes de agua calculados con el incremento exponencial. Tabla 9. Costo de levantamiento agua pozo 3506 nuevo controlador TIEMPO (MES)
CAUDAL DE AGUA (BWPD)
COSTO DE LEVANTAMIENTO DE
AGUA (USD/BBL)
COSTO DE LEVANTAMIENTO DE
AGUA (USD/MES)
1 190,00 1 5.700,00 2 223,92 1 6.717,70 3 263,90 1 7.917,11 4 311,02 1 9.330,67 5 366,55 1 10.996,61 6 432,00 1 12.959,99 7 509,13 1 15.273,93 8 600,03 1 18.001,00 9 707,17 1 21.214,98 10 833,43 1 25.002,80 11 982,23 1 29.466,91 12 1.157,60 1 34.728,07
Fuente: Elaboración propia. En la Tabla 10, se presentan los costos de tratamiento por mes para los volúmenes de agua calculados con el incremento exponencial.
143
Tabla 10. Costo de tratamiento de agua pozo 3506 nuevo controlador TIEMPO (MES)
PRODUCCIÓN ACUMULADA DE
AGUA (BBL)
COSTO DE TRATAMIENTO POR BARRIL DE AGUA
(USD/BBL)
COSTO DE TRATAMIENTO DE AGUA (USD/MES)
1 5.700,00 0,4 2280,00 2 6.717,70 0,4 2687,08 3 7.917,11 0,4 3166,85 4 9.330,67 0,4 3732,27 5 10.996,61 0,4 4398,64 6 12.959,99 0,4 5184,00 7 15.273,93 0,4 6109,57 8 18.001,00 0,4 7200,40 9 21.214,98 0,4 8485,99 10 25.002,80 0,4 10001,12 11 29.466,91 0,4 11786,77 12 34.728,07 0,4 13891,23
Fuente: Elaboración propia. En la Tabla 11, se presentan los ingresos por venta de aceite por mes para los volúmenes de aceite calculados con el incremento exponencial. Tabla 11. Ingresos por venta de aceite pozo 3879 nuevo controlador TIEMPO (MES)
PRODUCCIÓN ACUMULADA DE
ACEITE (BBL)
PRECIO DE VENTA ACEITE (USD/BBL)
INGRESOS MENSUALES (USD/MES)
1 1.320,00 58 76.560,00 2 1.295,08 58 75.114,43 3 1.270,62 58 73.696,16 4 1.246,63 58 72.304,67 5 1.223,09 58 70.939,45 6 1.200,00 58 69.600,00 7 1.177,34 58 68.285,85 8 1.155,11 58 66.996,51 9 1.133,30 58 65.731,52 10 1.111,90 58 64.490,41 11 1.090,91 58 63.272,74 12 1.070,31 58 62.078,05
Fuente: Elaboración propia. A partir de los ingresos y egresos calculados anteriormente, se construye el flujo de caja de la Figura 38.
144
Figura 38. Flujo de caja CIRA-3506
Fuente: Elaboración propia.
𝑉𝑃𝑁(0,011715) = 304.978 𝑈𝑆𝐷
5.5 CONCLUSIÓN EVALUACIÓN FINANCIERA A continuación, en el Cuadro 10, se presenta un resumen de la evaluación financiera, allí se relaciona el VPN para cada escenario de controlador en los respectivos pozos.
Cuadro 10. Resultados evaluación financiera VPN (USD)
CIRA-2788 198.428
INFA-3879 NA
CIRA-3506 304.978
Fuente: Elaboración propia.
Antes de analizar los resultados es necesario resaltar el hecho que el controlador fue instalado en pozos ya perforados, es decir que todos los costos asociados a dicho proceso no fueron tenidos en cuenta. Adicionalmente se debe aclarar también que el objetivo principal del actual proyecto es la mejora de las condiciones de operación en los pozos de estudio, de tal forma que las unidades y componentes ofrezcan una mayor vida útil, pero se sale del alcance del proyecto evaluar posibles fallas debido a la disponibilidad de tiempo, por lo cual tampoco se tuvieron en cuenta costos de intervención dentro del análisis financiero, pero es claro que al tener
145
instalado el controlador Sam Well Manager se presentan una serie de condiciones que eventualmente causan una falla prematura y una posterior intervención (costo alrededor de 70.000 USD por intervención en el Campo LCI). Otro aspecto que no se tuvo en cuenta por la misma razón mencionada anteriormente, es el hecho de que con el nuevo controlador se afecta directamente el motor de la unidad (costo de motor cercano a los 10.000 USD), a causa de los constantes cambios de frecuencia para variar velocidades. La evaluación se hizo únicamente con base a los caudales de producción y al costo que tiene instalar el nuevo controlador, así que es posible que exista el caso en que el pozo no muestra viabilidad económica, pero este aspecto está directamente relacionado con el hecho de que no se incluyen factores operacionales en la evaluación. Para el pozo 2788 el indicador VPN nos sugiere una clara viabilidad financiera del proyecto, ya que se tuvo un incremento en la producción ligado a la eliminación de los problemas de bloqueo por gas en el pozo. Contrario al pozo anterior, el 3879 muestra pérdidas en la evaluación, debido principalmente a que posterior a la instalación del nuevo controlador no se obtuvo un incremento en la producción, de tal forma que no es posible realizar pronósticos de la producción incremental por esta razón el VPN no aplica. Finalmente el pozo 3506 muestra los mejores resultados de los tres pilotos, ya que se llevó de una producción intermitente y casi nula a un caudal estable.
146
6. CONCLUSIONES
La interferencia de gas disminuye la eficiencia de las bombas hasta en un 100% (según la cantidad de gas), en caso de causar un bloqueo total de la bomba, se tiene como práctica de Campo utilizar un golpe intencional de hasta 2.000 Lbs, el cual permite tener una mayor eficiencia pero sacrifica integridad del sistema.
Mediante la configuración de velocidad seccional en el pozo CIRA-2788, se eliminó la interferencia de gas permitiendo disminuir 500 ft de sumergencia y aumentando la producción de fluidos en 40 BFPD.
El pozo CIRA-2788 presentó una tendencia creciente de sumergencia hasta alcanzar los 800 ft, operativamente se incrementó la velocidad de la unidad hasta llegar a su máximo de 8,5 SPM sin lograr disminuir dicho nivel.
Los modos de control aplicados al pozo INFA-3879 lograron mejoras en las condiciones de operación eliminando el golpe de 1.800 Lbs (inicialmente control por golpe de fluido y posteriormente control por velocidad seccional debido a alto aporte de gas), pero debido a factores externos el pozo tuvo que ser cerrado en dos ocasiones aumentado el nivel de sumergencia hasta 900 ft, por tal razón se incrementó la velocidad de la unidad hasta 6,5 SPM (3 SPM más de la velocidad anterior).
Mediante el modo de control de velocidad seccional se logró estabilizar el pozo CIRA-3506, pasando de un caudal intermitente a 44 BOPD y disminuyendo la sumergencia en 1.600 ft, adicionalmente se llevó a una velocidad promedio de 5,5 SPM.
Al realizar cambios de velocidad por secciones de carrera se está afectando el motor a causa de las constantes variaciones de frecuencia (entre 20 y 60 Hz). Lo cual aumenta la probabilidad de que falle el motor, pero es menos costoso realizar un cambio de motor que una intervención (10.000 USD cambio de motor y 70.000 USD intervención), y toma menos tiempo; teniendo en cuenta que una intervención dura en promedio 5 días vs 1 día del cambio de motor.
A pesar de que el actual proyecto no tenía como objetivo aumentar la producción sino mejorar las condiciones de operación de la unidad, los resultados muestran que al mejorar dichas condiciones también hubo un aumento significativo en la producción de fluidos en los pozos 2788 y 3506, con un incremental de producción de 84 BOPD para los dos pozos.
Al finalizar las pruebas tomadas a los pozos 2788, 3506 y 3879 se obtuvo un incremento de caudal total de 134 BOPD, sin embargo, solo 84 BOPD corresponden a las mejoras de eficiencia debidas al nuevo controlador.
147
Del incremento de caudal total durante el tiempo de estudio, 50 BOPD corresponden al contacto del frente de inyección en los pozos 2788 y 3879.
Con una baja inversión (16.000 USD) es posible mejorar en gran medida la producción de pozos con SLA Bombeo Mecánico, que tengan un alto potencial y presentan bloqueo por gas en el Campo LCI, de tal forma que se logra disminuir entre el 70% y 90% los altos niveles de sumergencia mayores a 150 ft, como se evidenció en los pozos 2788 y 3506.
La evaluación financiera muestra una viabilidad del nuevo controlador en el pozo CIRA-2788, ya que el VPN es de 198.000 USD.
La evaluación financiera muestra una viabilidad del nuevo controlador en el pozo CIRA-3506, ya que el VPN es de 305.000 USD.
En el pozo INFA-3879 no es posible calcular el VPN debido a que posterior a la instalación del nuevo controlador no se obtuvo una producción incremental.
148
7. RECOMENDACIONES
Garantizar la calibración de sensores y equipos montados en el pozo que trabajen en conjunto con el controlador, así como la exactitud de los datos del pozo que se cargan al mismo, para obtener buenos resultados de los algoritmos que usa.
Evaluar el manejo del gas que tendrían los pozos CIRA-3506 e INFA-3879 al profundizar la bomba y ubicarla debajo de los perforados, de tal manera que se pueda analizar la necesidad de instalar el nuevo controlador.
Evaluar un cambio de SLA en el pozo CIRA-2788 ya que existe una limitante de caudal por parte de la bomba, se debe tener en cuenta que el pozo suele presentar aportes de gas.
Evaluar la posibilidad de instalar el nuevo controlador en pozos de Bombeo Mecánico que presenten problemas asociados a bajo llenado de bomba e interferencia de gas en el Campo LCI.
Realizar una comparación del run life de la unidad teniendo instalado el Sam Well Manager vs el nuevo controlador, ya que por cuestiones de tiempo fue imposible evaluar esta situación. Se asume que con el nuevo controlador será mayor pero no se pudo comprobar.
149
BIBLIOGRAFÍA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. Cuenca Valle Medio Del Magdalena. Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos. Colombia, 2012. BARRERO, Dario, et al. Colombian Sedimentary Basins [En línea]. Bogotá, Colombia. ANH and B&M Exploration Ltda: 2007. [En línea]. [Consultado en Febrero de 2019]. Disponible en <URL: http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdf>. CAJA CUSCO. Formulas y ejemplos explicativos para el cálculo de intereses crédito paga diario [En línea]. Disponible en <URL: http://www.cmac-cusco.com.pe:8050/userfiles/pdf/Ejemplo_Credito_Paga_Diario.pdf> CALDERÓN, Jorge. Ingeniería de producción Oxy. Manual de procedimientos CIO. La Cira Infantas. 2018. CHAPARRO, Walter y ORDOÑEZ, David. Evaluación técnico financiera de los efectos de los modificadores de permeabilidades relativas en el Campo La Cira Infantas. Trabajo de grado Ingeniería de Petróleos. Bogotá D.C. Fundación Universidad de América. Facultad de Ingeniería. Departamento de Ingeniería de Petróleos. 2018 COLOMBIA. PRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA. Ecopetrol se asocia con Occidental en Campo La Cira-Infantas [En línea]. Bogotá. 2005. [Consultado en Febrero 2019]. Disponible en <URL: http://historico.presidencia.gov.co/prensa_new/sne/2005/septiembre/06/22062005.htm> DABROWSKI, Alexander. GUELFO, Tomás. SIERRA, Tomás. “Uso y aplicaciones de equipos “Pump Off Controller” en bombeo mecánico”. Instituto Tecnológico de Buenos Aires. Trabajo final integrador. Especialización en producción de petróleo y gas natural. Argentina. 2017. DE PORTA, Jaime. Léxico estratigráfico de Colombia – Terciario a Cuaternario. Vol. 5, Paris. Centre National de la Reserche Scientifique: 1974. EXXONMOBIL. Nuestra historia: La Tropical Oil Company y La Concesión de Mares (1917-1951) [En línea]. [Consultado en Febrero 2019]. Disponible en <URL: https://www.google.com/search?q=%3CURL%3A+http%3A%2F%2Fwww.essoymobil.com.co%2Fes-+co%2Ftropical-oilccompany%3E&oq=%3CURL%3A+http%3A%2F%2Fwww.essoymobil.com.co%2Fes-+co%2Ftropical-oil-company%3E&aqs=chrome..69i57.289j0j4&sourceid=chrome&ie=UTF-8>.
150
GALLO, Andrea y VÁSQUEZ, Carol. Evaluación técnico financiera del cambio de sistema de levantamiento artificial actual por bombeo electrosumergible en cuatro pozos del Campo La Cira Infantas. Trabajo de grado Ingeniería de Petróleos. Bogotá D.C. Fundación Universidad de América. Facultad de Ingeniería. Departamento de Ingeniería de Petróleos, 2018. HIRSCHFELDT, Marcelo. “Guia de interpretación de dinamométrica y cálculo de desplazamiento en bombas de profundidad” [En línea]. Oil Production Consulting. 2016. Disponible en <URL: www.oilproduction.net> INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICAS Y CERTIFICACIÓN. Compendio de normas para trabajos escritos. NTC-1486-6166. Bogotá D.C: El instituto, 2018. ISBN 9789588585673 153 p. JULIVERT, Manuel. Léxico esgratigráfico de Colombia – Precámbrico, Paleozoico, Mesozoico. Vol. 5, Paris. Centre National de la Reserche Scientifique: 1968. LUFKIN WELL MANAGER 2.0. User manual. Rod pump controller. Lufkin Automation. MONROY Manuel, Reciprocating Rod Lift Systems, Weatherford. 2009. MORALES, L. G. et al. General geology and oil occurrences of Middle Magdalena Valley, Citado por SARMIENTO, Gustavo; PUENTES, Javier y SIERRA, Camilo. Evolución Geológica y Estratigrafía del sector Norte del Valle Medio del Magdalena. En: Geología Norandina. 2015. OCCIDENTAL DE COLOMBIA LLC. Presentación, Optimización de Producción y Reducción de Fallas en Pozos de BM con Problemas de Interferencia por Gas y Bajo Nivel, Utilizando el Controlador Lufkin Well Manager 2.0. Slide 6. Abril 2019. PORTAFOLIO. La Cira-Infantas, un siglo “sudando” petróleo [En línea]. [Consultado en Febrero 2019]. Disponible en <URL: https://www.portafolio.co/negocios/empresas/la-cira-infantas-un-siglo-sudando-petroleo-514864>. ROJAS. Gerardo, SERNA. Rafael. Manual Didáctico De Matemáticas Financieras. . UNIVERSIDAD EAN. Especialización en Administración Financiera, Bogotá, Mayo de 2012. SAM WELL MANAGER. Manual de Usuario. Instrucciones para la instalación del sistema de control y análisis Sam Well Manager para pozos de bombeo mecánico. Lufkin Automation. SCHLUMBERGER. Oildfield Review. Vol. 28. Bombeo Mecánico en pozos de recursos no convencionales. 2016.
151
SILVA, Ronald. Ingeniería de producción Oxy. Manual para la configuración, optimización de la producción y diagnóstico de problemas en Bombeo Mecánico con LOWIS. 2019. UPC GLOBAL, Productos, Equipo de completamiento de pozos, Prensaestopas. 2019 Disponible en http://www.upcoglobal.com/es/p/equipo-de-completacion-de-pozos/prensaestopas. Modificado por los autores. VALENCIA, Gabriel. Curvas de Declinación en Pozos de Yacimientos Tipo: Tight Oil. Universidad Nacional Autónoma de México. Junio 2017. VILLAMIZAR, Julio. Bombeo Mecánico. Sistemas de levantamiento. 2015. WEATHERFORD INTERNATIONAL. LOWIS Beam 5.0 guía de usuario. 2008.