El diseño del completamiento dual consta en determinar las características del sistema de bombeo electro-sumergible que se va a usar para cada una de las formaciones y determinar el diámetro de las tuberías de producción con el que se puedan optimizar los volúmenes levantados, solo se tendrá en cuenta el diseño hasta el cabezal del pozo por lo que el análisis se realizará hasta allí. Se iniciará obteniendo un diseño de los equipos de BES que teóricamente se adecue a los requerimientos de la compañía operadora en el Pozo A, después se realizará una propuesta de los componentes que debe llevar el completamiento dual concéntrico y seguido se pasará a verificación a través de un software que mediante análisis nodal que va desde el yacimiento hasta el cabezal, mostrará si se cumplen los requerimientos en superficie con éste diseño y allí se cambiarán algunas variables de impacto para la producción y así encontrar si se pueden optimizar los volúmenes levantados por la reducción en pérdidas por fricción.
4.2.1 Diseño del sistema de bombeo electro sumergible. De acuerdo a las características del yacimiento, los fluidos y el pozo, dados en el Capítulo 3, se diseñará el equipo de BES para cada una de las formaciones, allí se tendrá en cuenta la energía que se requiere para llevar los fluidos hasta el cabezal. El equipo BES será diferente para cada formación debido a que manejan distintas variables de caudal, pero la metodología del diseño es la misma en las dos zonas.
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Para el diseño de los equipos del BES se hará uso de la metodología denominada “The 9 Step” desarrollada por Baker Huges48 de allí se sacaron las ecuaciones
aplicadas.
Es muy importante tener en cuenta que en cualquier diseño de un equipo electro- sumergible se debe hallar la profundidad de asentamiento de la entrada (intake) de la bomba correspondiente y que esta se puede variar para disminuir la entrada de gas, pero cuando se deben manejar dos equipos BES en un mismo pozo para dos formaciones diferentes que deben estar aisladas, la disponibilidad de poder variar las profundidades de asentamiento de las bombas se disminuye.
Las bombas se ajustan a la distancia requerida por los componentes que hacen parte de la tubería y las herramientas que se hacen cargo de sostener y adaptar las dos bombas y que distribuyen los fluidos de cada formación por caminos diferentes, el equipo electro sumergible para la formación inferior tendrá una distancia de 300 ft por encima de los perforados inferiores, con el fin de colocar el ensamblaje del empaque, ensamblaje del localizador con sellos, junta de erosión, junta de seguridad y el sistema de encapsulado, componentes mencionados en el Capítulo 2. La bomba superior se ubica 100 ft por encima de la bomba inferior, este es el espacio mínimo requerido para instalar el sistema de bypass entre ellas. Como el tope de los perforados de la formación inferior C7 se encuentra a 5628 ft la profundidad del intake de la bomba inferior será de 5328 ft y la profundidad del
intake de la bomba superior que manejará el fluido de C5 será de 5228 ft.
4.2.1.1 Diseño del equipo de BES para C5. La empresa operadora requiere cumplir con las siguientes consideraciones para el diseño del equipo:
Caudal deseado: 1000 BFPD
Índice de productividad del pozo: 1.2 stb/d/psia Presión en cabeza: 100 psia
El equipo debe variar su frecuencia de 30 Hz a 60 Hz
Índice de productividad a evaluar: 0.7 stb/d/psia, 850 BFPD. (Se debe evaluar a que índice de productividad es mejor operar la bomba).
El diseño deberá tener en cuenta una velocidad variable en el equipo y se debe determinar con cual IP es mejor operarlo. Para esto se seleccionará un equipo considerando el IP del pozo y después se analizará el rendimiento de la bomba frente a la disminución del IP que en realidad es una disminución en la presión de entrada a la bomba y por ende una disminución en caudal.
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Los datos requeridos para el diseño se encuentran en la Tabla 18 donde se encuentran las propiedades PVT de los fluidos y del reservorio.
Tabla 18. Datos requeridos para el diseño del equipo de BES en C5
C5
Pyac 2100 psia Rs @Pb 18 scf/stb
Tyac 185°F Bo 1.062 by/stb
API 37 GOR 80 scf/stb
GE gas 0.64 Corte de agua 15%
GE agua 1.07 Tope perforados 5506 ft Fuente: DELRIO S.A.
Capacidad de producción: primero se debe calcular el nivel estático y dinámico de los fluidos en el pozo para determinar si la bomba se encuentra en total sumergencia a la profundidad de asentamiento determinada.
Ecuación 1. Nivel estático de fluidos.
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 18. Ecuación 2. Presión de fondo fluyente
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 18.
Ecuación 3. Gradiente de presión de mezcla
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 18.
Reemplazando las Ecuaciones 1, 2 y 3 se calcula el nivel de la columna de fluidos cuando el pozo esta estático. El porcentaje de aceite en el gradiente de mezcla se halla restándole al 100% la fracción de agua y la gravedad específica del petróleo se obtiene de la gravedad API del mismo.
𝑷𝒘𝒇 = 2100 −1000
1.2 = 𝟏𝟐𝟔𝟔. 𝟔𝟔 𝒑𝒔𝒊
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𝑁𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑡𝑖𝑐𝑜: 1266.66
0.378484078= 3346.68 𝐹𝑡 Ecuación 4. Nivel dinámico de fluidos
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 18.
Reemplazando la Ecuación 4 se obtiene el nivel de la columna de fluidos cuando se encuentra en producción.
𝑁𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑑𝑖𝑛𝑎𝑚𝑖𝑐𝑜 = 5506 − 3346.68 = 2159.32𝐹𝑡
Se observa con el resultado del nivel dinámico que para una profundidad de intake de 5228 ft la bomba se encuentra totalmente sumergida en el fluido.
Después se debe determinar la presión de la columna de fluidos por debajo de la bomba (PSI) con la Ecuación 5 y luego determinar la presión en la entrada de la bomba (PIP) con la Ecuación 6.
Ecuación 5. Presión de fluidos por debajo de la entrada de la bomba
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 18. Ecuación 6. Presión en la entrada de la bomba
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 18.
𝑃𝑆𝐼 = 0.378484078 ∗ (5506 − 5228) = 105.22 𝑝𝑠𝑖 𝑷𝑰𝑷 = 1266.66 − 105.22 = 𝟏𝟏𝟔𝟏. 𝟒𝟓 𝒑𝒔𝒊
Cálculos de gas: una vez determinados los aspectos anteriores se debe calcular el volumen de gas libre que recibe la bomba para saber si es necesario el uso de un separador, para ello se calcula el volumen total de gas para el caudal deseado con la Ecuación 7 y el volumen de gas que permanece en solución con la Ecuación 8, la diferencia entre estos dos muestra la cantidad de gas que se libera durante la producción como se ve en la Ecuación 9.
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Ecuación 7. Volumen total de gas
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 19.
𝑉𝑜𝑙 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑔𝑎𝑠 = 1000 ∗ 85% ∗ 80
1000 = 68𝑚𝑐𝑓
Ecuación 8. Volumen del gas en solución
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 19.
𝑉𝑜𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙 =1000 ∗ 85% ∗ 18
1000 = 15.3𝑚𝑐𝑓 Ecuación 9. Volumen de gas libre
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 19.
𝑽𝒐𝒍 𝒈𝒂𝒔 𝒍𝒊𝒃𝒓𝒆 = 68 − 15.3 = 𝟓𝟐. 𝟕 𝒎𝒄𝒇
Una vez determinado el valor del gas liberado se debe calcular el volumen total de fluidos a la entrada de la bomba (Ecuacion 14), que se halla con la suma del volumen de cada fluido producido (petróleo agua y gas) a condiciones de yacimiento usando el factor volumétrico con las Ecuaciones 10, 11 y 13. Para el cálculo del factor volumétrico del gas en la Ecuación 12 se asume el valor de Z por 0.85 y para el agua se asume que el volumen no cambia de yacimiento a superficie.
Ecuación 10. Volumen de aceite
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 20.
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Ecuación 11. Volumen de agua
Fuente: BAKERHUGES. The 9 step. Centrilift. 1991. p 20.
𝑽𝒐𝒍 𝒂𝒈𝒖𝒂 = 1000 ∗ 15% = 𝟏𝟓𝟎𝒃𝒘𝒑𝒅