Proyecto De Grado.docx

“OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION DE PETROLEO POR EL METODO DE BOMBEO MECANICO INTERMITENTE EN EL POZO BERMEJO X2” 1

CAPITULO I: INTRODUCCION

En el presente proyecto de grado se dará a conocer la “Optimización de la producción de petróleo por el método de bombeo mecánico intermitente en el pozo Bermejo x2”, el propósito de este trabajo es de implementar un sistema de producción secundaria mediante el bombeo mecánico intermitente para el incremento de presión en el pozo (BJO-X2), la recuperación secundaria nos permite alcanzar mayores factores de recobro que una producción primaria , es por ello que es muy factible poder implementar el sistema para optimizar la producción y a menor costo en el pozo. En la industria petrolera la extracción de los hidrocarburos es uno de los temas más preocupantes ya sea por la producción primaria, producción secundaria o por aplicación de un sistema de levantamiento artificial de producción, donde existen diversos factores que intervienen lo cual influirá en comportamiento del pozo a lo largo de su vida útil. El sistema artificial de producción (SAP) de petróleo es la energía externa que se aplica al pozo para poder incrementar su energía natural interna, es por ello muy importante optimizar la técnica de un sistema artificial para estabilizar la producción en el pozo Bermejo X2. Esta técnica principalmente se aplica en campos de baja producción o en estado de declive, donde el pozo Bermejo X2 ya alcanzó su pico más alto de producción. Para la implementación del sistema artificial de producción de petróleo se deben llevar los siguientes pasos: 

Estudio de producción del pozo Bermejo X2



Estudio de la zona productora

1

1.1



Definición de la necesidad de un sistema artificial



Aplicación del (SAP)



Evaluación de la producción del pozo. ANTECEDENTES

El pozo Bermejo (BJO X2), ubicado en el campo del mismo nombre, fue el primero en producir crudo en Bolivia desde 1924, y pese a ello, con 88 años de vida sigue produciendo 35 barriles de petróleo día (BPD). El pozo Bermejo X2 se constituye en el mejor productor del dicho campo, que tiene en total 41 pozos perforados, de los cuales 5 son productores, 4 son pozos de inyección, 11 se encuentran en reserva y 21 pozos que fueron abandonados. Los primeros pozos BJO X1 y BJO X2, fueron perforados entre los años 1922 a 1924 por la Standard Oíl Company, resultando del pozo BJO X2 descubridor de hidrocarburos líquidos en sedimentitas del sistema de carbonífero correspondientes a las formaciones Tarija y Tupambi en 1924, durante la presidencia de Bautista Saavedra. El pozo Bermejo X2 empezó a perforarse el 17 de enero de 1924, a los 185 metros, se notó ya la presencia del petróleo, a los 450 metros se encontró una pequeña capa petrolífera con un rendimiento de 80 Barriles diarios. El pozo somero alcanzo una profundidad de 1960 pies y comenzó con una producción de 1500 (BPD). 1.2

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.2.1 IDENTIFICACION DEL PROBLEMA El problema identificado es, a lo largo de la vida útil de pozo en los 88 años de producción, la caída de presión interna del pozo fue decayendo paulatinamente, baja producción debido a la declinación y la capacidad de producción de petróleo en el pozo Bermejo X2.

2

1.2.2 FORMULACION DEL PROBLEMA El beneficio que se quiere lograr con el presente proyecto de grado es, optimizar la producción del pozo BJO X2 mediante el bombeo mecánico intermitente para estabilizar la producción del dicho pozo. 1.3

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACION

1.3.1 OBJETIVO GENERAL El objetivo de este proyecto es evitar la pérdida de la producción del petróleo por efectos de la declinación del pozo, es por ello muy importante optimizar la producción de petróleo por el método de bombeo mecánico intermitente en el pozo (BJO X2). 1.3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS 

Realizar un diagnóstico de producción del pozo



Describir los tipos de recuperación secundaria (BMI)



Aplicar una nueva implementación de recuperación secundaria mediante el Bombeo Mecánico Intermitente.

 1.4

Evaluar el costo de producción para verificar la variabilidad. DEFINICION DE VARIABLES

1.4.1 VARIABLES INDEPENDIENTES En el marco de las variables independientes el presente proyecto de grado encuentra como efecto la declinación de producción, caída de presión interna del pozo, es por ello que se quiere aplicar en método correspondiente a la zona productora del pozo, donde estas variables se delimitan para describir, explicar. Donde el objeto de estudio es transformar las variables que pueden generar un nuevo cambio.

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1.4.2 VARIABLES DEPENDIENTES Dentro de las variables dependientes podemos citar el método adecuado que se desea aplicar en el pozo (BJO-X2), donde estos variables pueden ser modificadas por estas mismas variables independientes, que nos permiten construir los efectos o consecuencias que nos dan como resultado de la investigación. 1.4.3 VARIABLES INTERVINIENTES En las variables intervinientes el principal método a analizar es la producción secundaria mediante el bombeo mecánico intermitente, inyectando gas a alta presión desde la superficie al fondo de pozo por el espacio anular de la tubería de producción. 1.5

DELIMITACION

1.5.1 LIMITE TEMPORAL El presento proyecto de grado tiene una limitación temporalmente en dos partes los cuales son: La primera parte será el perfil del proyecto la cual tendrá una duración de 2 meses, donde tenemos como una fecha de inicio el 5 de febrero del año 2019 y con una fecha de conclusión el 28 de marzo del año 2019 según las normas de la Universidad Privada Domingo Savio, en esta etapa será delimitado la viabilidad y la rentabilidad del proyecto. 1.5.2 LIMITE GEOGRAFICO El pozo Bermejo X2 geográficamente se encuentra en el Estado Plurinacional de Bolivia en el departamento de Tarija, situado en la provincia Arce en la serranía Candado, Suaruro en el Subandino Sur, y forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Azorrales y Bermejo.

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FIGURA N° 1: Ubicación del pozo

Nota: Ubicación Satelital del pozo Bermejo X-2 22°41'01.1"S 64°18'25.7"W -22.683628, -64.307142 1.6

JUSTIFICACION

1.6.1 JUSITIFICACION SOCIAL En lo social este proyecto tratara de beneficiar a toda la población en general ya que con este sistema de optimización de la producción secundaria (BMI) de inyección de gas de alta presión al pozo, la producción de los hidrocarburos incrementara tanto en lo económico como también en el volumen de producción. Además que la industria petrolera generara muchos otros fuentes de trabajo gracias a la implementación de un nuevo sistema de recuperación secundaria en el pozo. 1.6.2 JUSTIFICACION ECONOMICA El proyecto es elaborado con una perspectiva económica ya que el objetivo es de poder aumentar los ingresos económicos para el desarrollo del país, donde aún existen altos volúmenes de reservas que no pueden ser producidos debido a que la presión del pozo 5

fue decayendo a lo largo del tiempo de su vida útil del pozo, es por eso la importancia de poder optimizar

un nuevo sistema de levantamiento artificial con (BMI) donde

posteriormente nos dará una estabilidad de producción así mismo garantizando la producción y la demanda de los carburantes en el mercado interno. 1.6.3 JUSTIFICACION METODOLOGICA En el presente proyecto de grado la justificación metodológica se realizara en el pozo Bermejo X2, con el objetivo de incrementar la energía interna del pozo para la mejora de la producción de petróleo, tomando en cuenta la caída de presión interna, el impacto económico que puede causar la baja producción, donde se pondrá en evaluación el declive del pozo con los datos recabados para poder realizar el método de bombeo mecánico intermitente al pozo. 1.7

TIPOLOGIA DE PROYECTO

CAP I: Introducción CAP II: Marco Teórico y/o Conceptual CAP III: Resumen del proyecto CAP IV: Preparación del proyecto 4.1 Diagnostico de la situación actual 4.2 Situación del proyecto 4.3 Análisis de alternativas con proyecto 4.4 Estudio de tallado de la alternativa elegida CAP V: Evaluación del proyecto 5.1 Estudio de evaluación de impacto ambiental 5.2 Evaluación financiera privada del proyecto sin financiamiento 5.3 Evaluación socioeconómica 6

CAP VI: Conclusiones y recomendaciones Anexos 1.8

TIPO Y ESTUDIO DE INVESTIGACION

1.8.1 ENFOQUE DE INVESTIGACION El proyecto presenta como enfoque es cualitativo-cuantitativo, donde nos permite recolectar datos cuantitativos y cualitativos para poder analizar y vincular estos datos con el fin de recabar toda la información posible del dicho pozo, mediante una recopilación de análisis, observación y evaluaciones cuantitativas elaboradas en el área de producción del campo Bermejo. 1.8.2 DISEÑO DE INVESTIGACION El presente proyecto se realizara por el método de bombeo mecánico intermitente donde se evaluara el tipo de inyección de gas a implementarse, con el objetivo de optimizar la producción de petróleo mediante el método más óptimo en la industria petrolera, también tomando en cuenta que el pozo Bermejo X2 está en la etapa de producción hace varias décadas de su vida útil. 1.8.3 TIPO DE INVESTIGACION El tipo de investigación del proyecto es descriptiva documental, debido a que los datos de información son extraídos del área de producción, datos de producción anual del pozo, tipos de producción e historial de producción. 1.8.4 METODO DE INVESTIGACION El proyecto se basó en el siguiente método de investigación que existe: descriptiva de pozo, bibliografía del campo, donde se recolectará datos del pozo (BJO-X2) y también de los pozos adyacentes del campo para poder aplicar un método de producción secundaria óptimo. 7

1.8.5 TECNICAS DE INVESTIGACION Las técnicas de investigación son basados en las encuestas profesionales, operadores y técnicos en al área de producción petrolera, donde se proporcionó información, datos acerca del pozo para determinar la necesidad de bombeo mecánico intermitente y la viabilidad del proyecto. 1.8.6 POBLACION Y MUESTRA En el área de población y muestra del proyecto se realizó la entrevista cerrada a un ingeniero petrolero especializado en el área de producción lo cual indico que es necesario implementar un método de bombeo intermitente para la mejorar la presión interna del pozo, donde también se pudo llegar a obtener una información representativa valida y confiable.

2 2.1

CAPITULO II MARCO TEORICO ESTRUCTURA DEL MARCO TEORICO

Bombeo mecánico Intermitente El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más utilizado a nivel mundial debido a su menor costo en relación a los otros métodos de levantamiento artificial y la eficiencia que se alcanza utilizando este método. Este sistema de levantamiento artificial que utiliza una unidad de bombeo en superficie para comunicar un movimiento reciprocante a una sarta de varillas. La sarta de varillas luego produce un desplazamiento positivo en una bomba colocada en el pozo cerca de la formación productora. El Bombeo Mecánico es el Sistema de Levantamiento Artificial de extracción de petróleo más ampliamente usado en el mundo. Más del 80% de los pozos petrolíferos del mundo 8

trabaja con este sistema. Esto se debe a factores tales como, su versatilidad, su antigüedad,

su

facilidad

intercambiabilidad

de

los

para

operar

equipos,

la

en

diversidad

de

condiciones,

la

familiaridad que los operarios tienen en el

manejo del sistema, entre otros. Pero no por ser el sistema más viejo y el más usado, esto quiera decir que sea el más simple, más barato y el mejor conocido por todos su diseño. Al contrario, su complejidad mecánica en comparación con los otros sistemas de levantamiento artificial, lo hace a que este expuesto a mayor cantidad de esfuerzos y por este motivo, es el que mayor atención requiere durante su operación. Esta desventaja que se acaba de mencionar, es la que causa que el sistema se vuelva ineficiente en cuanto a la tasa de producción y hace que se vuelva costoso

en

comparación a los otros sistemas, ya que a pesar de que su inversión inicial es más baja que los otros sistemas, los costos de mantenimiento por las causas antes mencionadas, hacen que pierda ventaja en relación a los otros sistemas. Pero esto no significa que el Sistema de Bombeo Mecánico sea malo. Estos problemas tienen solución y son función del Ingeniero de Producción, hacer un seguimiento continuo del sistema, minimizando las fallas durante su operación, haciéndolo más eficiente y minimizando por ende los costos de producción por Barril producido. Partes y componentes básicos para una instalación de Bombeo mecánico Una instalación de bombeo mecánico consta básicamente de las siguientes partes: 

Equipo de superficie. o Motor o Unidad de Bombeo o Clasificación de las unidades de Bombeo 9



Equipo de subsuelo. o La bomba de subsuelo o Barril o Pistón o Válvulas o Anclaje de fondo o Bombas insertables o Bombas de Tubing o Selección de la Bomba de Subsuelo o Bombas más usadas en el campo. o Sarta de Varillas de Succión o Tubería de producción

Equipos de superficie Los equipos de superficie transmiten el movimiento reciprocante y accionan los equipos de fondo. Unidades de bombeo Las unidades de bombeo transforman el movimiento giratorio del motor y caja reductora en un movimiento reciprocante, utilizado para operar la bomba de subsuelo. Bombeo Neumático Intermitente Consiste en producir periódicamente determinado volumen de aceite impulsado por el gas que se inyecta a alta presión, el gas es inyectado en la superficie al espacio anular por medio de un regulador, un interruptor o por la combinación de ambos; el gas pasa posteriormente del espacio anular a la TP a través de una válvula que va insertada en la

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tubería de producción. Cuando la válvula abre, el fluido de la formación que se ha estado acumulando dentro de la TP es expulsado al exterior en forma de tapón o bache de aceite. En el bombeo neumático intermitente el gas es inyectado a intervalos regulares, de tal manera que el ciclo es regulado para que coincida con la relación de fluidos que está produciendo la formación hacia el pozo. Ventajas: 

Inversiones bajas para pozos profundos.



Bajos costos en pozos con elevada producción de arena.



Flexibilidad operativa para cambiar las condiciones de producción.



Adaptable en pozos desviados.



El equipo superficial puede centralizarse en una estación.



Las válvulas pueden ser recuperadas con línea de acero.



Su vida útil es mayor que la de otros sistemas.

Desventajas: 

Requiere una fuente continua de gas.



Los gastos de producción son reducidos.



Su eficiencia es muy baja.



Más cantidad de gas para producir un barril.



Se requiere alimentación de gas a alta presión.



Condiciones peligrosas al manejar gas a alta presión.



La T.R. debe soportar el gas a alta presión.

Sistemas de Levantamiento Artificial

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Cuando la presión del reservorio es insuficiente para sostener el flujo de petróleo a la superficie en flujos adecuados, se usa Levantamiento Artificial. Todos los reservorios en explotación, requieren el uso de levantamiento artificial con el tiempo, a excepción de los reservorios en los cuales los pozos producen por mecanismo de empuje fuerte de agua. El propósito de aplicar levantamiento artificial es reducir la contrapresión frente a la cara de la formación, para obtener la producción deseada de fluidos. La viscosidad es una propiedad del fluido que actúa directamente en la presión de fondo, debido a que la viscosidad origina una mayor caída de presión debido a la fricción. Existen varios métodos de levantamiento artificial, los más usados son los siguientes: Bombeo Mecánico El 80% de todos los pozos con levantamiento artificial están siendo producidos con este tipo de bombeo. El sistema de bombeo con varillas de succión consta de cuatro partes principales: la bomba, la sarta de varillas de succión, la unidad de superficie y motor primario. La Unidad de superficie es la encargada de transmitir la energía del motor hacia el vástago pulido, las velocidades son reducidas a través del reductor de velocidad en la caja de engranaje. El movimiento de rotación es transformado a movimiento reciprocante a través del cigüeñal, biela y viga. La sarta de varillas de succión es usada a transmitir la potencia de la viga a la bomba. Cuando trabaja la bomba esta hace que el fluido del pozo sea levantado al tanque. El vástago pulido une la unidad de superficie con la sarta de varillas, soporta todas las cargas que deba soportar la sarta de varillas. Este a su vez está sujeto en su extremo superior por una grampa con unas bridas, y unida a la cabeza de caballo. El contrapeso desempeña una importante función durante la carrera ascendente y 12

descendente de la sarta de varillas. Durante la carrera ascendente contribuye al levantamiento de la carga que soporta la sarta de varillas ahorrando energía, y durante la carrera descendente de la sarta de varillas el contrapeso reduce la aceleración

2.2

ESTRUCTURA DEL ALCANCE DEL PROYECTO

El presente proyecto de grado tiene como alcance donde está enfocado principalmente en la caída de presión interna, el declive de producción del pozo, donde estos efectos nos generan un impacto económico negativo a la empresa operadora y también al estado en el ingreso del IDH. Es por eso que pretende lograr la optimizar la producción mediante el método de bombeo mecánico intermitente, para estabilizar la producción de los líquidos en al pozo (BJO-X2). 2.3

SOLUCION PRELIMINAR PROPUESTA

La propuesta preliminar de este proyecto centra sus objetivos en estabilizar el nivel de producción del pozo, mediante el método de bombeo mecánico intermitente en base a una inyección de gas por el espacio anular desde superficie llegando de esta forma hasta la zona productora aumentando la energía interna del pozo para que los hidrocarburos puedan surgir del yacimiento.

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2.4

CRONOGRAMA DE GANTT ACTIVIDADES

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

Presentación del título del perfil de proyecto. Presentación del perfil del proyecto. Entrevistas y encuestas. Diseño

del

proceso

productivo. Pruebas de operación. Diseño

de

protección

catódica en tuberías de producción. Pruebas de aceptación. Preparación

del

producto como prueba piloto. Reingeniería proceso

del con

la

información obtenida. Evaluación Económica Presentación

de

resultados.

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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

 Brown Kermit E., Dale Beggs (1997). The Technology of Artificial Lift Methods. Volume 1. Tulsa, Ocklahoma: PennWell Publishing Company.

 Brown, K, E (1980). “The Technology of Artificial Lift Methods” Vol. 2ª chapter 2. Tulsa, Ok Petroleum Publishing Company.

 Economides Michael J., Hill Daniel A., Christian Ehlig Economides. (1993). Petroleum Production Systems. New Jersey. Upper Saddle River.143

 Gabor Tacacs, PhD (2003). Sucker Rod Pumping Manual.

 Weatherford® (2012). Electric Motors Hoja Técnica

 Lufkin Industries, Inc. (1984). “Pumping Unit desing Calculations.” Form F-989-E. Lufkin Industries, Inc.

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