Optimización eléctrica y de producción de pozos operando con bombeo electrosumergible aplicando el sistema lift pro

El Bloque 15 operado por la compañía Petroamazonas es un campo maduro que consta de 190 pozos productores divididos en 29 locaciones, la proyección de producción actual del campo muestra declinación constante solamente atenuada por el plan de perforación existente en el campo el cual incluye a producción dos pozos nuevos por mes en promedio sin que sea la solución total al problema, este estudio tuvo como principal objetivo el proveer una opción que aporte a reducir los problemas relacionados a la productividad de los equipos BES disminuyendo así la declinación de producción de los pozos productores y también reduciendo los costos relacionados a la falta de optimización eléctrica es decir a la baja eficiencia de los equipos BES. Una descripción breve del bloque 15 fue incluida, dando a conocer la ubicación geográfica del campo, la situación actual de las reservas de petróleo en sitio y el detalle de las arenas productoras, así como su producción acumulada actual. Para entender mejor los principios de funcionamiento de los sistemas de bombeo electrosumergible fue necesario que el concepto de inflow y sus componentes sean descritos en este trabajo, de tal manera que los métodos más empleados para conocer el potencial del pozo como son Darcy y Vogel, sean claramente entendidos. Por otra parte el segundo componente para construir nuestras curvas de oferta y demanda es el outflow, tema que también fue descrito a detalle. Design Pro utiliza una diversidad de correlaciones, para esto se realizó una descripción de las mismas, para una mejor comprensión de estas, fue necesario entender el comportamiento de los flujos multifásicos en tuberías verticales, características, propiedades físicas y químicas y patrones de flujo. Actualmente en el campo Limoncocha el único sistema de levantamiento artificial instalado es el de Bombeo Electrosumergible, este estudio buscó optimizar la operación de 5 de estos equipos, el realizar un análisis uno por uno habría tomado mucho tiempo por lo que la selección inicial de pozos se hizo con métodos basados en la investigación de campo, analizando, la data disponible de producción y la información de los sensores de fondo, esta técnica ya ha sido utilizada en yacimientos con mecanismo de producción por empuje de agua en condiciones muy similares a las encontradas en estos reservorios, este método incluyó los siguientes criterios de selección: Se seleccionó dos pozos en los que existía la posibilidad de ganar en eficiencia operacional en las bombas. Se seleccionó dos pozos con alto potencial para realizar una reducción de consumo de potencia. Se seleccionó un pozo con alta presión de intake (presión medida a la altura del sensor de fondo) para una optimización del drawdown. Para el análisis de la información recolectada en este estudio se empleó el proceso de optimización llamado Lift Pro, mediante el cual se recolectó, se validó y se analizó la información entregada, para luego proceder con la presentación de propuestas para la optimización de los pozos seleccionados. Para determinar la viabilidad del estudio, un análisis técnico-económico fue realizado, el cual demostró que la técnica utilizada es recomendable luego de los resultados obtenidos al incrementar la eficiencia operativa de las bombas, disminuyendo el consumo de energía e incrementando la producción de petróleo, por lo cual se recomienda el uso de esta a futuro para el monitoreo y optimización de pozos productores de petróleo.

• Autor principal: Torres Riofrio, Carlos Augusto (author)
• Formato: bachelorThesis
• Idioma: spa
• Publicado em: 2015
• Assuntos: INDUSTRIA PETROLERA; POZOS PETROLEROS; BOMBEO; INGENIERO DE PETROLEOS
• Acesso em linha: https://hdl.handle.net/20.500.13066/14349