Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET

Transcripción

1 Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET Nueva tecnología de Bombas Electrosumergibles para aumento de extracción en pozos limitados por alta carga en ejes convencionales en Campo Tello. W.A. Martínez ECOPETROL; J.M. Galindo ECOPETROL; J.A. Archila ECOPETROL; R.A. Guzmán CENTRILIFT Categoría: Marque con una X Artículo Técnico X Tesis Pregrado Tesis Posgrado Derechos de Autor 2009, ACIPET Este artículo técnico fue preparado para presentación en el XIII Congreso Colombiano del Petróleo organizado por ACIPET en Bogotá D.C. Colombia, 1o - 4 de Diciembre de Este artículo fue seleccionado para presentación por el comité técnico de ACIPET, basado en información contenida en un resumen enviado por el autor(es). Resumen El mejoramiento del diámetro en los ejes de los componentes del Bombeo Electrosumergible (BES), permitió aumentar la extracción de crudo en 1000 bppd (Incremento promedio del 40%) para 5 pozos productores y mejorar la confiabilidad operativa por incremento del 85% en la resistencia al torque de los ejes. Introducción El Bombeo electrosumergible es el principal sistema de levantamiento artificial utilizado en Campo Tello, debido a los altos índices de productividad en los pozos productores, por la influencia de la inyección de agua como recobro secundario. Dichos pozos se encontraban con alto nivel de fluido y limitados en aumentos de extracción por: Alta carga en los ejes del conjunto BES (Sellos, Bombas, Separadores, etc), debido a los requerimientos de cabeza dinámica por la profundidad de los pozos ( ft). Limitación de equipos a serie 538 por altas desviaciones (Mayores de 60 ) en revestimientos de 7 y 9-5/8 (Arrastre en el en equipo que ocasiona daño en el cable de potencia). Alto desgaste en las bombas por la tendencia al Down thrust; además de los altos costos de energía por la baja eficiencia de extracción. De acuerdo a la limitante descrita anteriormente, donde el caudal dependía de la capacidad del eje del conjunto BES para soportar altas cargas o potencia al freno (BHP por sus sigla en inglés) y el diámetro externo (OD) de los equipos no podía sobrepasar la serie 538 (OD 5.38 ) de las bombas en los pozos completados en revestimientos de 7 ; fue necesario desarrollar la tecnología de ejes robustos que permitía el uso de un eje de mayor diámetro (Aumenta de 7/8 a 1-3/16 ), logrando una mayor resistencia a la torsión. Para la instalación y prueba del equipo BES de eje robusto, se realizó una evaluación de los pozos candidatos considerando su índice de productividad donde se tuviesen incrementos significativos de producción. En Marzo de 2008 se instaló en el pozo Tello 51 y debido a los excelentes resultados se extendió a 4 pozos más; con esta tecnología se ha logrado: Incremento de producción por el aumento en la extracción de fluidos. Aumento en la resistencia del eje del equipo a la torsión. Reducción en los costos de energía por presentar una mayor eficiencia de levantamiento en las etapas de la bomba. Menor desgaste en los componentes de las bombas por trabajar en punto de máxima eficiencia. Antecedentes El Campo Tello está ubicado al noreste de la ciudad de Neiva en el departamento del Huila, a tres kilómetros aproximadamente del casco urbano de la ciudad de Neiva, en la subcuenca del Valle Superior del Magdalena, ver Figura 1. La Subcuenca de Neiva se extiende desde el sur del arco de Natagaima hasta la población de Pitalito (Huila), entre las cordilleras Central y Oriental.

2 2 WILSON ALEXANDER, JOSE MIGUEL, JESUS ALBERTO, RODRIGO ALBERTO ACIPET Hace parte de la antigua Concesión Tello Esta Concesión fue adjudicada a la compañía Tennessee Colombia S.A. en el año de 1971 y pasó a la compañía Hocol S.A. en el año de En febrero 14 de 2006 revertió a la nación a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), siendo actualmente operado por Ecopetrol S.A. por intermedio de la Superintendencia de Operaciones Huila Tolima. Figura 1. Localización de Campo Tello Fue descubierto en marzo de 1972 con la perforación del pozo del Tello 1 que produjo 800 barriles de petróleo por día (bppd) en las areniscas de la Formación Monserrate. El desarrollo principal del Campo Tello se terminó con la perforación de los pozos del año de 1985, para esta fecha el campo alcanzó una producción máxima de bppd. En septiembre de 1997 en el Campo Tello se inicia el proyecto de inyección de agua, el desarrollo de la zona norte del campo y la perforación infill. Con este plan de desarrollo se incrementó notablemente la producción y se alcanzó una producción máxima de bppd en abril de 2001, Ver Figura 2. Figura 2. Comportamiento de producción de Campo Tello El mecanismo de producción en la etapa primaria de Campo Tello, era el gas en solución y en menor grado segregación gravitacional y empuje hidráulico moderado. Actualmente el Campo se encuentra en recobro secundario por inyección de agua con el fin reducir la declinación de la presión y retrasar el tiempo de llegada al punto de burbuja, así como también mejorar la eficiencia de barrido y de desplazamiento de los fluidos dentro del yacimiento. La Formación Monserrate, de edad Cretácea, es considerada el reservorio principal de campo Tello. El sello lo proporcionan los innumerables cuerpos de arcillolitas presentes en la cuenca, las discordancias y las yuxtaposiciones de arcillolitas contra areniscas generadas por el desplazamiento de las fallas. La trampa está definida por anticlinales fallados, elongados en dirección Noroeste - Sureste. Al norte y al sur, el límite de la trampa está dado por el buzamiento de la estructura De acuerdo a un estudio de Halliburton 1, el modelo estructural del campo se redefinió en tres láminas estructurales, separadas entre sí por fallas de cabalgamiento con un anticlinal asociado a cada una de ellas. Las tres láminas estructurales han sido denominadas de este a oeste A, BC y D, ver Figura 3. La lámina estructural A, que está ubicada en el extremo oriental del campo, y donde se ubican los pozos de estudio para la instalación de la tecnología BES de Ejes Robustos, es la más extensa, la menos deformada estructuralmente y la de mayor impacto en la producción de hidrocarburos.

3 ACIPET NUEVA TECNOLOGIA DE BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES PARA AUMENTO DE EXTRACCIÓN 3 Figura 3. Mapa Estructural Campo Tello Los pozos donde se instaló la tecnología de ejes robustos, fueron perforados entre los años 1999 y 2004 en la lámina A (Lámina de mayor reservas de crudo y mejores propiedades petrofísicas con un permeabilidad y porosidad promedio de 146 md y 19.6% respectivamente) con desviaciones entre 70 y 80, que permitió encontrar un mayor espesor de los miembros B1, B2 y B3 de la formación Monserrate y como consecuencia una mayor transmisibilidad del yacimiento al pozo. Desarrollo. El bombeo electrosumergible es el principal sistema de levantamiento del campo con 25 pozos y el 84% de la producción total de crudo. Por lo cual su confiabilidad es un reto grande por problemas presentados en los revestimientos por fallas de estos o desviación muy altas (Figura 4.). Figura 4. Completamiento Pozo Tello 58

4 4 WILSON ALEXANDER, JOSE MIGUEL, JESUS ALBERTO, RODRIGO ALBERTO ACIPET Las fallas más recurrentes en los equipos BES en Campo Tello, se presentan por desgaste en la bomba por abrasión y abolladuras en el cable de fondo en la sección que pasa por la bomba debido a restricción de diámetros en el revestimiento y desviación de los pozos. Por lo cual la producción de los pozos se limita a diámetros externos de bomba y cable no superior 5.9. El completamiento típico de los pozos de alta producción, son bombas serie 538 (5.38 de diámetro externo del housing) en revestimiento de 9-5/8 con alta desviación (>60, y dog legs entre 1-7 / 100 ft) y en revestimiento de 7 con poca desviación o verticales, utilizando cable plano #4 en la sección de la bomba y cable # 2 en la sección de la tubería. Para el caso del revestimiento de 9-5/8 ver figura 5, el espacio libre entre el conjunto bomba y cable con el diámetro interno del revestimiento es de 2.675, y para el caso del revestimiento de 7 ver Figura 6, es de Esta última aplicación se ha ido cambiando por equipos serie 400 de alto volumen, y en algunos casos limitando producción para evitar pegas del equipo de fondo o pérdida del pozo. Figura 5. Esquema del espacio libre entre equipo de fondo y casing de 9-5/8 Figura 6. Esquema del espacio libre entre equipo de fondo y casing de 7 Según un estudio realizado por Borja y Castaño 2 en Campo Tello, una opción para la optimización de la producción del campo es la combinación del Bombeo Electrosumergible con el Gas Lift, pero por requerimientos de gas se descartó; otra opción fue la nueva tecnología en el Bombeo Electrosumergible de Ejes Robustos, que se aplicaba a las condiciones de los pozos BES por ser una serie 538 y tener una mayor resistencia a la torsión por aumento del diámetro del eje de 7/8 a 1-3/16 ). Esta opción según simulaciones realizadas fue la más viable técnica como económicamente y la que se escogió para la implementación en el Campo. Durante la etapa de factibilidad de aplicación de esta tecnología se tuvieron en cuenta los siguientes factores para la escogencia de los pozos: - Índice de productividad mayor a 10 bfpd/psi. - Producción minina de 5000 bfpd. - Aumento de producción superior a 100 bppd. - Recuperación de la inversión en un tiempo menor a 6 meses. - No aumentar el costo de energía por barril levantando. - Revestimiento de producción de 9-5/8, y en menor prioridad pozos con revestimiento de 7. - Limitación en la carga del eje del equipo para aumento de extracción. - Fallas recuentes en el eje de la bomba y sellos. En la evaluación preliminar se obtuvieron siete pozos (3 pozos con revestimiento de 7 y los demás con revestimiento de 9-5/8 ), se realiza la primera corrida en un pozo de 7 donde se presenta problemas de arrastre durante la bajada del equipo, pero se logra dejar

5 ACIPET NUEVA TECNOLOGIA DE BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES PARA AUMENTO DE EXTRACCIÓN 5 en servicio. Después de los buenos resultados de producción, se realiza la implementación en los cuatro pozos con revestimiento de 9-5/8. Resultados. Una vez realizada la instalación de los equipos y evaluado los resultados, se obtiene un aumento de la producción en 1000 bppd en los cinco pozo, superando las expectativas de ganancia de producción debido al aumento de producción del TL-58 con 590 bppd debido a que se presenta disminución del corte de agua. Para la evaluación de resultados del TL-58 se realizo una simulación con las condiciones antes y después del cambio de tecnología, los datos para la simulación fueron los siguientes: ITEM DESCRIPCION Gravedad del crudo 20 º API Corte de Agua 86% GOR 250 SCF/Bls Punto de Burbuja 850 psi Temperatura 190 ºF Presión Estática 1000 psi IP 11.0 bfpd/psi CHP 900 psi THP 150 psi Casing N-80; 9-5/8 29 lbs/pie Tubing 3-1/2 ; 9.3 lbs/pie Profundidad Bomba 8500ft (MD), 7790 ft (TVD), Desviación 71.3 Tabla 1. Condiciones Pozo Tello 58 En la Tabla 2 se puede observar la comparación de la bomba convencional con eje de alta carga (metalurgia Inconel) con respecto a la bomba de eje robusto con metalurgia convencional de Monel, con el aumento de la producción se evidencia una menor carga en el eje lo cual asegura una mayor vida útil del equipo de fondo, de igual forma se reducen los costos de energía por bppd levantando en un 6,6% debido a la mayor eficiencia de la bomba. ITEM BOMBA CONVENCIONAL BOMBA ROBUSTO bfpd Corte de Agua (%) bppd PIP (psi) Diámetro de eje (pulg.) 7/8 1-3/16 Material Inconel Monel HP Max a 60 Hz Hz HP consumo Carga Eje (%) No Etapas Eficiencia Bomba (%) KWh bfpd/kwh 9,0 9,6 Tabla 1. Comparación Tecnologías BES EJE Debido a la limitante de carga en el eje en las bombas convencionales, la cantidad de etapas en el diseño de la bomba se debía limitar para obtener la máxima producción, por lo cual la operación del equipo siempre se presentaba con tendencia al Down-thrust como se puede observar en la Figura 7; lo cual aceleraba el desgaste de la bomba por la baja eficiencia inicial y la producción de arena.

6 6 WILSON ALEXANDER, JOSE MIGUEL, JESUS ALBERTO, RODRIGO ALBERTO ACIPET Figura 7. Curvas bomba Convencional En la figura 8, se puede observar las curvas de la bomba con eje robusto que en comparación con la bomba convencional se presenta una operación en su mayor punto de eficiencia. Lo cual genera un desgaste menor de la bomba y asegura una producción estable. Figura 8. Curvas bomba con eje robusto En la figura 9, se observa la producción del pozo TL-58, donde se evidencia la perdida de eficiencia de la bomba convencional después de cada servicio por el mismo diseño de la bomba con tendencia al Down-Thrust, acelerando el desgaste de las etapas y esfuerzos en el eje convencional a pesar de poseer etapas estabilizadas con carburo de tungsteno, en enero de 2009 después de la instalación de la bomba con eje robusto se aumenta la producción y se mantiene estable la producción en el tiempo por la mayor eficiencia de la bomba TELL0058:MONSERRATE Oil.Calday ( bbl ) liq.calday ( bbl ) Water.Cut ( % ) Figura 9. Historia de producción Pozo Tello 58 Date

7 ACIPET NUEVA TECNOLOGIA DE BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES PARA AUMENTO DE EXTRACCIÓN 7 Conclusiones La tecnología de ejes robustos es una opción económicamente viable para aumentar la producción en pozos de alto índice de productividad manteniendo el mismo diámetro externo del housing de las bombas serie 538. La aplicación de esta tecnología, logra ubicar la operación de la bomba en el punto de máxima eficiencia, disminuyendo el desgaste por tendencia al Down-Thrust. Para una mayor producción, se logra una disminución significativa en la carga del eje, que representa una mayor confiabilidad operativa en el equipo. En un pozo de revestimiento de 7 se bajó la tecnología de eje robusto y a pesar que fue exitosa por el aumento de producción; no se recomienda bajar nuevamente en el pozo especifico debido a presenta alta desviación, que ocasiona fallas en el cable. Se evidenció un incremento de producción del 40% promedio en los pozos donde fue instalada la tecnología de eje robusto. Reconocimientos Se agradece al equipo de trabajo de Ecopetrol S.A. - Superintendencia de Operaciones Huila - Tolima SOH y a la Gerencia Regional Sur, que mantiene su visión de implementar nuevas tecnologías alineadas con los objetivos de la compañía. De la misma manera se agradece al continuo soporte técnico de los profesionales de la compañía Baker Hughes División Centrilift. Nomenclatura ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos BES: Bombeo electrosumergible. bfpd: Barriles de fluido por día bppd: Barriles de petróleo por día. CHP: Presión de Anular GOR: Relación gas - aceite Hz: Frecuencia IP: Índice de productividad MD: Profundidad media OD: Diámetro externo PIP: Presión de entrada a la bomba THP: Presión en cabeza de pozo TVD: Profundidad vertical total Referencias 1. Halliburton: Consultoría para la revisión integral del Campo Tello de Ecopetrol S.A. con el fin de proponer oportunidades de optimización de producción, (2008) Borja, H.; Castaño, R.: Production Optimization by Combined Artificial Lift Systems and Its Application in Two Colombian Fields SPE (1999) 7.