UNIVERSIDAD AUTÓNOMA JUAN MISAEL SARACHO FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTES CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL ESTUDIO TÉCNICO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA BORS LIFT EN EL CAMPO BERMEJO POZO BJO-2. Por: MARINO LUIS COLQUE RÍOS Docente: ING. XIMENA FERNANDEZ GUTIEREZ Perfil de Proyecto presentado a consideración de la “CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL DEPENDIENTE DE LA UNIVERSIDAD AUTÓNOMA JUAN MISAEL SARACHO”, como requisito para aprobar la materia de Actividad de Profesionalización I (INP-055). Villa Montes - Tarija - Bolivia INDICE 1 ANTECEDENTES. ......................................................................................................... 1 2 OBJETIVOS.................................................................................................................... 3 2.1 OBJETIVO GENERAL ........................................................................................... 3 2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................. 3 3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO. ............................................................................ 4 4 MARCO TEÓRICO. ....................................................................................................... 5 4.1 CAMPO BERMEJO ................................................................................................ 5 4.2 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOS ARTIFICIALES NO CONVENCIONALES. ....................................................................................................... 9 5 4.2.1 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL BORS LIFT. ................ 12 4.2.2 REQUERIMIENTOS ..................................................................................... 25 4.2.3 SELECCIÓN DE METODO A APLICAR .................................................... 25 4.2.4 IP (ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD) ........................................................... 25 4.2.5 PREDICCION FUTURA DEL IPR PARA POZOS PETROLIFEROS ........ 26 METODOLOGÍA Y PLAN DE TRABAJO................................................................. 27 5.1 METODOLOGÍA .................................................................................................. 27 5.1.1 RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DOCUMENTAL ....................................... 27 5.1.2 IDENTIFICACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN E HISTORIAL DE POZOS DEL CAMPO BERMEJO. .............................................................................. 28 5.1.3 5.2 DETERMINACIÓN DE LOS POZOS CANDIDATOS. .............................. 28 PLAN DE TRABAJO ............................................................................................ 29 6 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ........................................................................ 30 7 COSTO DEL PROYECTO PROPUESTO. .................................................................. 31 8 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. ......................................................................... 32 INDICE DE FIGURAS Figura 1: Aplicación y presentación de la tecnología BOR LIFT-(Colombia). ..................... 2 Figura 2: Pozo BJO-X2 .......................................................................................................... 7 Figura 3: Ubicación del Pozo BJO-X2 ................................................................................... 7 Figura 4: Estado de los pozos productores del campo Bermejo ............................................. 8 Figura 5: Topografía de Bermejo ........................................................................................... 8 Figura 8: Columna Balanceada de Petróleo ......................................................................... 13 Figura 9: Equipo BORS LIFT en pozo productor. ............................................................... 14 Figura 10: Componentes del Sistema BORS LIFT. ............................................................. 15 Figura 11: Esquema del tubo de descarga del equipo BORS LIFT...................................... 17 Figura 12: Esquema del Cabezal de equipo BORS LIFT. .................................................... 18 Figura 14: Unidad de control Magelis .................................................................................. 19 Figura 15: Unidad de control Magelis y controlador PLC. .................................................. 19 1 ANTECEDENTES. En la actualidad la industria petrolera ha dejado a un lado muchos campos que por su avanzado estado de depletamiento y consiguientemente bajo índice de productividad y escasa energía, no se consideraban atractivos para su explotación, a estos campos generalmente se les llama campos maduros. Dada a la creciente demanda de hidrocarburos por parte de nuestro país, YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) se ha volcado sobre la explotación de campos maduros pocos llamativos, al identificarlos como una alternativa para satisfacer dicha demanda. Al retomar estos campos representaría un impacto menor que el asociado a la exploración de nuevos proyectos, dado que ya se cuenta con la información del campo y además la infraestructura base que puede ser aprovechada. La implementación de un sistema artificial en los campos petroleros se ha ido incrementando con el paso del tiempo en nuestro país y en el mundo, con la finalidad de mantener y optimizar la producción en los campos que han llegado a su etapa de madurez. Los sistemas de levantamiento no convencionales más empleados a nivel mundial son: Plunger Lift, Chamber Lift y sistema Bors Lift. Donde el sistema de Bors Lift es una alternativa para optimizar la producción en pozos someros de altos costos y de baja de baja producción. El sistema Bors Lift es un procedimiento de extracción por medio de una manguera que es transportada dentro del casing por medio de una cinta hasta la columna de fluido del pozo, luego de un cierto tiempo de espera la manguera es levantada para descargar el fluido dentro del tanque de almacenaje y enviado a las baterías por medio una bomba de transferencia Este método de levantamiento artificial no convencional ya fue utilizado en países productores sudamericanos en la producción de petróleo como ser: 1. Ecopetrol S.A. en Colombia fue uno de los países en aplicar este sistema de levantamiento artificial BORS IFT aplicándolo este sistema en el Campo la Cira, en los pozos la Cira 1034 y en el pozo la Cira 803 en el cual se obtuvo buenos resultados en su aplicación como se muestra en la siguiente figura 1. Pág. 1 Figura 1: Aplicación y presentación de la tecnología BOR LIFT-(Colombia). Fuente: Análisis de las tecnologías utilizadas para prolongar la vida productiva de los campos marginales de petróleo y su posible aplicación en Colombia (Juan Gil & Misael 45enRuiz, 2005). 2. Ecopetrol S.A. en Colombia comprobando su eficiencia y buenos resultados de este sistema de levantamiento el país toma la decisión de aplicar este sistema en el Campo Samarkanda en el pozo Samarkanda 1. 3. Petrobras Energía Perú en el Noroeste del país fue otro que también toma la iniciativa y decisión en aplicar esta tecnología o sistema de levantamiento artificial en sus campos productores de baja productividad, aplicando este sistema en el Lote X en un campo con una historia productiva de aproximadamente 100 años, obteniendo buenos resultados en la eficiencia operativa de la innovación de esta tecnología. Pág. 2 2 2.1 OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL Elaborar el estudio técnico de implementación del sistema de levantamiento artificial BORS LIFT para optimizar la producción de petróleo en el Campo Bermejo Pozo BJO-2. 2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS Describir el arreglo de terminación y las propiedades del fluido del Campo Bermejo pozo BJO-2 para poder llevar a efecto este estudio. Describir el sistema de levantamiento BORS LIFT para la explotación y optimización del pozo BJO-2 productor de crudo. Determinar la metodología de implementación del sistema de BORS LIFT. Realizar el cálculo y comparación del índice de productividad en función al sistema artificial propuesto con el aplicado. Realizar un análisis técnico y económico del sistema propuesto. Pág. 3 3 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO. El presente proyecto tiene la finalidad de proponer una alternativa de sistema de levantamiento artificial no convencional (BORS LIF), que puede ser implementado en el nuestro país, debido a que se requiere la recuperación de los campos maduros o marginales de crudo, los cuales muestran una declinación constante en su producción, un bajo recobro de crudo y altos costos de operación, por lo que se hace necesario desarrollar proyectos nuevos para optimizar la producción diaria y los costos operativos. El Campo Bermejo es un campo maduro con una vida productiva de casi 100 años y se encuentra en declinación por la producción de hidrocarburos, lo cual llevo la implementación de sistemas de levantamiento convencionales para mejorar la producción de petróleo que este campo posee. De acuerdo a estudios recientes, el Campo Bermejo posee potencial de producción, pero debido a los costos operativos y a una baja producción no lo hacen económicamente rentable. De acuerdo a los antecedentes mencionados anteriormente, la técnica que últimamente se ha ido implementando en otros países y en Bolivia es el sistema de Bors Lift, debido que es una técnica muy eficiente que se utiliza principalmente para campos maduros, someros, que requieren aumentar su índice de producción. Por tal motivo, en este proyecto se propone realizar un estudio técnico de implementación del sistema BORS LIFT a pozos candidatos en base a un análisis de datos de las características que presenta el Campo Bermejo, lo cual lo hacen viable para su implementación y poder mejorar u optimizar la producción de hidrocarburos. Haciendo referencia a los antecedentes, este sistema de levantamiento artificial es eficiente y económico, para obtener un mayor rendimiento en los costos de producción, su diseño también toma en cuenta minimizar posibles impactos ambientales por ser un diseño tecnológico automatizado, compacto que no requiere de accesorios convencionales, ya sea al reemplazar el sistema convencional por un sistema no convencional, beneficiando así a la compañía operadora. Pág. 4 4 4.1 MARCO TEÓRICO. CAMPO BERMEJO El campo Bermejo de encuentra en la provincia Arce del departamento de Tarija, para ser más precisos el Campo Bermejo, ubicado en la serranía Candado-Suaruro en el Subandino Sur, contribuye en forma continua a la producción nacional de petróleo para el mercado interno desde hace 99 años. Es un mega campo de líquido que fue descubierto en Latinoamérica, coinciden expertos. Este campo forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Arrozales y Bermejo, situados en la provincia Arce, al sudeste del departamento de Tarija. Es un mega campo de líquido que fue descubierto en Latinoamérica, coinciden algunos expertos. Este campo forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Arrozales y Bermejo, situados en la provincia Arce, al sudeste del departamento de Tarija. “Bermejo, Camiri y Sanandita son tres de los campos más antiguos que entraron en explotación en el país en los años 1920 y 1930 y que todavía mantienen producción estable o continua, con excepción de Sanandita. Actualmente, el campo bermejo tiene un total de 44 pozos perforados, 6 de los cuales son productores. El campo produce de las Fms. Huamampampa I, Huamampampa II (gas condensado) y Tarija (petróleo). Cuatro inyectores, 11 se encuentran en reserva y 23 pozos fueron abandonados. Con respecto a los reservorios de la formación Tarija, su producción es bastante baja, pero permanece constante especialmente en el pozo BJO-X2, que viene a resultar un hecho Histórico, el pozo BJO-X2 se encuentra al tope de la formación Tarija del campo Bermejo. Los primeros pozos BJO-X1 y BJOX2, fueron perforados entre los años 1922 a 1924 por la Standard Oil Company, resultando el pozo BJO-X2 descubridor de hidrocarburos líquidos en sedimentitas del Sistema Carbonífero correspondientes a las formaciones Tarija y Tupambi en 1924, durante la presidencia de Bautista Saavedra. “El BJO-X1 se empezó a perforar el 24 de agosto de 1922. A 317 metros se observaron pequeñas manifestaciones de aceite. Se siguió perforando hasta los 573 metros y como no se Pág. 5 notó ninguna otra manifestación del petróleo, se abandonó trasladando la maquinaria del pozo. El pozo BJO- X2 empezó a perforarse el 16 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 llego a alcanzar una profundidad final de 634.56 metros. La producción acumulada del pozo Bermejo 2 (BJO-2) al 31 de julio de este año alcanzó un volumen aproximado a 862 mil barriles (Bbls) de petróleo, contabilizado desde el año 1942, informó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Armin Dorgathen Tapia, con una densidad de crudo de 27 grados API (American Petroleum Institute). En la actualidad produce 37 barriles por día (BPD) de petróleo, constituyéndose en el mejor pozo productor del Campo para reservorios someros del sistema carbonífero. El Campo Bermejo presenta características y condiciones las cuales conlleva a considerar la aplicación de un sistema de levantamiento artificial no convencional como el sistema BORS LIFT para prolongar y optimizar costos económicos de la vida productiva de los pozos productores de petróleo. La empresa Pluspetrol revisó y actualizó la geología del área y como resultado elaboró secciones estructurales balanceadas y mediante las imágenes satelitales obtuvo un detalle moderno de la topografía. (Figura.5). El campo Bermejo es una estructura anticlinal que se encuentra ubicada en el triángulo Sur del país en el límite Meridional con la Republica Argentina. Su producción inicial fue del Sistema Carbónico de la formación Tarija y algunos pozos de la parte superior de la Formación Tupambi. En décadas pasadas en esta estructura se descubrió gas-condensado en reservorios profundos de la formación Huamampampa. En esta región el desarrollo de la secuencia estratigráfica está dentro las características litológicas conocidas en la faja del Subandino Sur. A través de las perforaciones se ha llegado a investigar estratos de los sistemas Carbonífero que la conforman las formaciones: Escarpment, Tarija y Tupambi y rocas del Sistema Devónico integrado por las formaciones Los Monos y reservorios de la formación Huamampampa. Los yacimientos de la formación Tarija son cuerpos arenosos entrampados dentro de las pelitas de dicha formación. Pág. 6 Figura 2: Pozo BJO-X2 Fuente: Campo Bermejo Informe (Alejandro Claros, 2019). Figura 3: Ubicación del Pozo BJO-X2 <Fuente: Campo 2 - Bermejo X44-1 (Emiliano P.Garcia, 2021) Pág. 7 Figura 4: Estado de los pozos productores del campo Bermejo Fuente: Campo Bermejo Informe (Alejandro Claros, 2019). En la figura 4 se puede observar el comportamiento de producción de los pozos productores del Campo Bermejo. Figura 5: Topografía de Bermejo Fuente: Campo Bermejo Informe (Alejandro Claros, 2019). En el campo Bermejo hay un total de 44 pozos perforados, 6 de los cuales son productores. El campo produce de las Fms. Huamampampa I, Huamampampa II (gas condensado) y Tarija (petróleo). Cuatro inyectores, 11 se encuentran en reserva y 23 pozos fueron abandonados. Pág. 8 4.2 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTOS ARTIFICIALES NO CONVENCIONALES. Con el fin obtener de obtener resultados y poder emplear el levantamiento artificial en un rango de condiciones más amplio se han diseñado una seria de nuevos sistemas como el resultado de la modificación o combinación de los sistemas ya conocidos y que mejoran algunas de las propiedades de los mismos casos muy particulares. Estos sistemas consisten en su mayoría en un sistema convencional modificado, con el fin de adaptarlo a determinadas condiciones de operación o de darle un mayor aprovechamiento a algunas de sus características, aunque también existen algunos que son totalmente diferentes a estos sistemas convencionales. A continuación, se presentan algunos de estos métodos, iniciando por los no convencionales y continuando con los sistemas combinados. Pág. 9 SISTEMA PLUNGEN LIFT CHAMBER LIFT BORS LIFT DESCRIPCION VENTAJAS DESVENTAJAS No permite alcanzar la depleción del yacimiento, para lo cual se requeriría de otro sistema. Este método no requiere de ener- Específicamente diseñado para el uso en pozos de baja tasa con problemas Peligro para las instalaciones en superfigía adicional a la del yacimiento, para remover el líquido de pozos de pero si necesita espacio donde la cie, asociado a las altas velocidades que gas. energía de gas se pueda almacepuede alcanzar el pistón durante la canar para luego ser suministrada al Aplicable para pozos con alto GOR. rrera. Se puede utilizar en conjunto con gas Se requiere comunicación entre el casing tubing a una tasa alta. lift intermitente. y el tubing para una buena operación, a menos que se use con gas lift. El Chamber Lift o Sistema apropiado para pozos con índices de productividad bajos y muy Levantamiento con cámara de bajos. acumulación es una modificación del Gas Lift, que Requiere de bajos costos de instalaopera cíclicamente, permitiendo ción y operación. alternadamente el ingreso de Maneja contenidos de gas y agua recrudo a la cámara y la inyección lativamente altos, siempre y cuando de gas desde superficie para los ciclos de apertura y cierre, se madesplazar el crudo acumulado. nejen cuidadosamente. Buena alternativa de extracción para pozos someros con bajo aporte proEs un sistema que no utiliza ductivo de petróleo. accesorios convencionales, se Minimiza el riesgo de accidentes amextrae por medio de una bientales, ya que no usa altas presiomanguera que es transportada nes, ni equipos con partes en movidentro del casing por medio de miento. una cinta hasta la columna de Factible de ser controlado y supervifluido del pozo. sado a distancia, ya que cuenta con un PLC como parte del panel de control. Presenta problemas por la caída o retroceso del fluido que permanece en contacto con las paredes de la tubería tras la salida del bache de crudo. Requiere de espacio suficiente dentro del revestimiento para la instalación de la cámara de acumulación. Su eficiencia disminuye al disminuir la presión estática. Profundidad de trabajo limitada, menor que los otros sistemas de extracción de 3000-5000 ft. Equipamiento es susceptible de ser robado en forma sistemática, debido, a sus pequeñas dimensiones. Poco tiempo de aplicación. No se tiene historia sobre el tiempo de vida del equipamiento. Pág. 11 De acuerdo a la descripción y características realizado en la tabla anterior de los sistemas de levantamientos no convencionales, el método más conveniente para su implementación de acuerdo a las características del Campo Bermejo es el sistema de levantamiento Bors Lift, de acuerdo a las ventajas ya mencionadas. 4.2.1 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL BORS LIFT. Un sistema de levantamiento artificial (SLA), es un mecanismo externo a la formación productora encargado de levantar crudo desde la formación a una determinada tasa, cuando la energía del pozo es insuficiente para producirlo por sí mismo o cuando la tasa es inferior a la deseada. Los sistemas de levantamiento artificial son el primer elemento al cual se recurre cuando se desea incrementar la producción en un campo, ya sea para reactivar pozos que no fluyen o para aumentar la tasa de flujo en pozos activos. Estos operan de diferentes formas sobre los fluidos del pozo, ya sea modificando alguna de sus propiedades o aportando un empuje adicional a los mismos. BORS es el nombre aplicado a la tecnología de levantamiento artificial aplicada a pozos de bajo potencial menores a los 1 a 20 BPD y que básicamente como su nombre lo indica es un sistema para recobrar hidrocarburos desde una columna balanceada de aceite (Balanced Oil Recovery Sistem). El sistema fue diseñado para suplantar y reducir los costos económicos de los equipos convencionales de extracción de petróleo en pozos marginales o abandonados. El fundamento de operación está basado en que extrae aceite desde una columna balanceada (Figura 6), utilizando una bomba y llevándolo a superficie por un tubo colector. Pág. 12 Figura 6: Columna Balanceada de Petróleo Fuente: Análisis de las tecnologías utilizadas para prolongar la vida productiva de los campos marginales de petróleo y su posible aplicación en Colombia” (Juan Gil & Misael Ruiz, 2005). El Equipo BORS es un sistema de extracción de petróleo que no utiliza accesorios convencionales, ya que su instalación se realiza sobre la superficie, directamente conectado al casing. La extracción se realiza por medio de una manguera que es transportada dentro del casing por medio de una cinta hasta la columna de fluido del pozo. Luego de un cierto tiempo de espera, la manguera es levantada para descargar el fluido dentro del tanque de Bombeo Mecánico almacenamiento y enviado a las baterías por medio de una bomba de transferencia. Pág. 13 4.2.1.1 CARACTERÍSTICAS DE TRABAJO DEL SISTEMA BORS LIF. Las características de la tecnología BORS LIFT son las siguientes: Actualmente tiene un diseño para trabajar a una profundidad de 3000-5000 pies. Energía acorde con las facilidades existentes Sistema automático de control para el levantamiento del aceite. Sistema automático de descarga. Puede ser colocado fijo o móvil. No requiere de ningún tipo de equipo de subsuelo. Figura 7: Equipo BORS LIFT en pozo productor. Fuente: Nuevas tecnologías levantamiento artificial (Derrick Archbold, German P, Camilo Galarza, José Rodríguez & Marcela Sastre, 2012). Pág. 14 4.2.1.2 COMPONENTES DEL SISTEMA BORS LIFT. Figura 8: Componentes del Sistema BORS LIFT. Fuente: Análisis de las tecnologías utilizadas para prolongar la vida productiva de los campos marginales de petróleo y su posible aplicación en Colombia (Juan Gil & Misael Ruiz, 2005). Los principales componentes del Equipo BORS LIFT, son los siguientes: Tanque de almacenamiento de aproximadamente 2,5 bls (250 L) de acero inoxidable. Pág. 15 Carretel enrollador de cinta y cinta de 3200 ft de longitud, de 2 pulg de ancho y 1.2 mm de espesor. Manguera de 36 ft con diámetro de 2.5” y 2.25” más pesa de 27 lbs (12 Kg) aproximadamente. Sensores de nivel en el tanque. Motor reductor de 4 Hp. Resistencia de frenado. Bomba de transferencia de tornillo con motor de 1 Hp. Unidad de Control Computarizada (PLC). Unidad de Control Computarizada de mano (MAGELIS). Tubo de descarga con sensor de proximidad. Tubo de conexión PVC de 30 ft (9 m). Cabezal de acero inoxidable. 4.2.1.3 FUNCIONAMIENTO El sistema BORS LIFT es diseñado para transportar el petróleo desde el fondo a la superficie con el mínimo aporte de agua, este sistema usa un mecanismo de cinta que absorbe el petróleo del tope del contacto agua-petróleo y lo levanta hasta la superficie, eliminando casi toda la producción de agua de formación. La eliminación del agua de formación podría potencialmente incrementar la producción de petróleo, reducir los costos operativos y minimizar impactos ambientales. El equipo BORS LIFT es un sistema de extracción de petróleo, el cual no utiliza accesorios convencionales ya que su instalación se realiza sobre la superficie y directamente al casing. Esta tecnología es un sistema de levantamiento artificial muy sencillo y funciona de la siguiente manera: La extracción se realiza por medio de una manguera que es transportada dentro del casing por medio de una cinta hasta la columna de fluido del pozo, luego de un cierto tiempo de espera, la manguera es levantada para descargar el fluido dentro del tanque del mismo equipo y enviado a través de las líneas de flujo del pozo a las baterías de producción por medio de una bomba de transferencia. Pág. 16 Es decir, se baja una maguera (bomba) automáticamente hasta un nivel predeterminado, se espera un lapso corto de tiempo y comienza la carrera de ascenso hasta llegar la manguera al tubo conductor y se descarga el fluido e inicia después de un lapso de tiempo la nueva carrera de descenso. 4.2.1.4 ESQUEMAS Y EQUIPOS DEL SISTEMA BORS LIFT Figura 9: Esquema del tubo de descarga del equipo BORS LIFT. Fuente: Sistema de Levantamiento Balanced Oil Recovery System BORS (Jason Gómez, 2018). Limpiadores: Se encargan de la limpieza de la cinta. Rodillos Guía: Se encargan de guiar a la cinta hacia el carretel. Rodillos Tope Manguera: Se encargan de frenar la manguera en caso de falla del sensor de posición de la misma. Toma de Muestra: Válvula para toma de muestra. Tapa de Inspección: Permite visualizar el interior del recipiente. Pág. 17 TUBOS DE PVC Tubos de Plástico: Se encarga de soportar la manguera en superficie. Cupla de Adaptación: Se encargan de la conexión entre tubo de descarga y cabezal a los tubos. Soportes: Se encargan de soportar y evitar el movimiento de los tubos por medio de abrazaderas. 4.2.1.4.1 CABEZAL Figura 10: Esquema del Cabezal de equipo BORS LIFT. Fuente: Sistema de Levantamiento Balanced Oil Recovery System BORS (Jason Gómez, 2018). Rodillos: Se encargan de guiar la cinta y manguera. Rodillos guía Manguera: Se encargan de centrar la manguera dentro del cabezal. Tapa Cabezal: Permite visualizar el interior del recipiente. Pág. 18 4.2.1.4.2 UNIDAD DE VISUALIZACION Magelis: Se encarga de visualizar el estado del equipo. Figura 11: Unidad de control Magelis Fuente: Optimización de la producción con sistema artificial Bors (Balanced Oil Recovery Systems) para pozos someros y de baja producción de petróleo en el noroeste peruano. Figura 12: Unidad de control Magelis y controlador PLC. Fuente: Sistema de Levantamiento Balanced Oil Recovery System BORS (Jason Gómez, 2018). Pág. 19 4.2.1.5 INSTALACION DEL EQUIPO EN SUPERFICIE Boca de Pozo: Fuente: Optimización de la producción con sistema artificial Bors (Balanced Oil Recovery Systems) para pozos someros y de baja producción de petróleo en el noroeste peruano. Equipo BORS Se debe alinear el equipo con el cabezal, de lo contrario puede ocasionar problemas en el enrollamiento de la cinta. Fuente: Optimización de la producción con sistema artificial Bors (Balanced Oil Recovery Systems) para pozos someros y de baja producción de petróleo en el noroeste peruano. 4.2.1.6 INSTALACION DE EQUIPO Colocar cupla de goma en tuba de descarga de tanque. Pág. 20 Con brazo hidráulico, maniobrar el equipo de manera de insertar la cupla de goma en el tubo de descarga (esta maniobra se debe realizar con las patas del equipo aproximadamente a 10 centímetros del suelo). Alinear el equipo con respecto al cabezal. Alinear tubas de PVC. Verificar inclinaci6n de las tubas de PVC. Ajustar tornillos para la fijaci6n de soportes. Nivelar equipo utilizando los pernos de las bases de apoyo. Instalar alimentaci6n eléctrica. Verificar sentido de giro de la bomba, accionando en forma manual el contactor (Invertir las fases de ser necesario). 4.2.1.7 INSTALACION DE PARAMETROS DE FUNCIONAMIENTO Colocar el valor de la profundad a la cual va a trabajar la manguera del equipo, el valor debe ser igual a la profundidad del pozo en pies menos 100 FT. Colocar el valor de tiempo de carga según pozo (60 segundos). Colocar el valor del tiempo de descarga según pozo (20 segundos). 4.2.1.8 CARACTERÍSTICAS DE SELECCIÓN DEL POZO Los criterios para la selección de pozos candidatos para la instalación de unidades BORS LIFT son los siguientes: Máxima capacidad de extracción de 1-20 BPD. Máxima profundidad de trabajo de 3000-5000 ft. Mínimo diámetro de casing de 4 ½’’ sin problemas mecánicos. Pozos con alto índice de intervenciones por pulling debido al rozamiento de la sarta de varillas con el casing ocasionado por la desviación severa del pozo, y cuyas producciones de petróleo son muy bajas, elevando por lo tanto los costos operativos. Ideal para pozo con problemas de intervenciones repetitivas de varilleo, con la finalidad de reducir los costos operativos que tienen con el sistema de bombeo mecánico, más aún si son de muy bajas producciones. Pág. 21 Evitar que el pozo esté ubicado cerca de centros poblados o muy alejados del centro operativo para prevenir los robos de los componentes. Pozos con mínimo aporte de gas, ya que el equipo no capta el gas. 4.2.1.9 INFORMACIÓN REQUERIDA La programación computarizada del sistema de control para cada pozo, requiere información de: Yacimiento (Ф, k, Sw). Propiedades del fluido (Sw, ºAPI). Profundidad de perforaciones. Nivel de aceite. Tope de la interface agua-aceite. Tamaño de revestimiento. Tipo de energía que maneja el yacimiento. 4.2.1.9.1 POROSIDAD (Φ) La porosidad es una medida de la capacidad almacenamiento (Volumen Poroso), que es capaz de contener los fluidos, cuantitativamente la porosidad es la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. 𝛷= 𝑉𝑝 𝑉𝑡 Donde: Φ = Porosidad Vp = Volumen Poroso Vt = Volumen Total De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se clasifica en porosidades absolutas, efectivas y no efectivas. Porosidad Absoluta. – Es la relación del espacio poroso total de la roca y el volumen bruto. Pág. 22 Porosidad Efectiva. – Es el porcentaje de poros interconectados con respecto al volumen bruto. 4.2.1.9.2 PERMEABILIDAD (K) La permeabilidad es la facilidad con la que un fluido se mueve a través de un medio poroso, es decir, es la medida de la capacidad de la roca para transmitir fluidos. De acuerdo a la interconexión la permeabilidad se clasifica en: Permeabilidad Absoluta. – Es la conductividad de una roca o material poroso cuando está saturado completamente por un solo fluido. Permeabilidad Efectiva. – Es la conductividad de un material poros a una fase cuando dos o más fases estén presentes, cuando dos o más fases están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable, la permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase. Permeabilidad Relativa. – Es la relación o razón entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. 4.2.1.9.3 SATURACIÓN (SW) La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido, es decir, es la fracción o porcentaje que ocupa en el volumen poroso un fluido particular (agua, gas o petróleo). 𝑆𝑥 = 𝜋𝑟 2 = 𝑉𝑥 𝑉𝑡 Donde: Sx = Saturacion de la fase X. Vx = Volumen que ocupa la fase X. Vt = Volumen poroso total de la roca. La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1 siempre y cuando se considere un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, es decir: Pág. 23 𝑆𝑜 + 𝑆𝑤 + 𝑆𝑔 = 1 Donde: So = Saturación de petróleo. Sw = Saturación de agua. 4.2.1.9.4 GRADOS API Los grados API o gravedad API es una medida inversa que se utiliza para determinar la densidad de los hidrocarburos respecto al del agua. Los grados API no son más que la gravedad especifica standard utilizada por la industria petrolera, la cual compara la densidad del petróleo a la densidad del agua a través de un cálculo diseñado para asegurar una consistencia en las medidas. 𝐴𝑃𝐼° = 141.5 − 131.5 𝑆𝐺𝑜𝑖𝑙 Que de igual forma nos es útil para determinar la gravedad especifica del petróleo mediante un simple despeje: 𝑆𝐺𝑜𝑖𝑙 = 141.5 𝐴𝑃𝐼° + 131.5 Una clasificación de petróleos según su gravedad API puede ser: Fuente: Anonymus Sk29Mht (2015) “Grados API”. (s/f). Scribd. Pág. 24 4.2.2 REQUERIMIENTOS Como el sistema se aplica a pozos de muy bajo potencial (1-20 BPD), los requerimientos son bajos: El pozo sin ningún tipo de tubería dentro. Hueco sin restricciones. Línea de flujo una estación. Facilidades de energía (110, 220 voltios, etc.) Adicionalmente la información requerida para diseñar las condiciones de operación de la BORS LIFT. 4.2.3 SELECCIÓN DE METODO A APLICAR Analizando las descripciones y características mencionadas anteriormente de los métodos artificiales no convencionales como ser Plunger Lift, Chamber Lift y el Sistema Bors Lift, se considera que el mejor método a seleccionar es el Sistema de Bors Lift para la optimización de producción de crudo en el campo Bermejo. Considerando las características petrofísicas y propiedades de fluido en el Campo Bermejo y sus pozos productores de crudo, son candidatos potenciales para la aplicación del Sistema Bors Lift, por ser un sistema aplicado para optimización de costos económicos y de la producción de líquido y diseñado para pozos marginales someros. 4.2.4 IP (ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD) Es la razón de la tasa de producción, en barriles fiscales por día, a la presión diferencial en el punto medio del intervalo productor. Además, es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir. Este es un parámetro que es determinado de la prueba de pozo. La IP constante, normalmente ocurre para una sola fase de flujo liquida sobre la presión de punto de burbuja y la línea curva muestra la IP cuando está disminuyendo por debajo de la presión del punto de burbuja, debido a condiciones de flujo de dos fases en el reservorio (liquido de gas). IP constante: 𝑞𝑙 = 𝐽(𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓) Ec. (1) Pág. 25 Donde: J = IP (Índice de Productividad). Pr = Presion de reservorio (Psi). Pwf = Presion de fondo fluyente (Psi). 4.2.5 PREDICCION FUTURA DEL IPR PARA POZOS PETROLIFEROS Debido a la declinación de la presión en el reservorio por efecto de la producción tenemos un decremento de la permeabilidad relativa al petróleo e incremento del gas de saturación. La planificación y desarrollo de un reservorio con respecto al sistema superficial y a la planificación de la elevación artificial como la evaluación económica del proyecto, se requiere la predicción y el comportamiento futuro. Standing publicó un procedimiento que podría ser usado para predecir la declinación en los valores de cuales 𝑞𝑜𝑚𝑎𝑥 como así el incremento de saturación de gas con la producción: 𝑞𝑜 𝑞𝑜𝑚𝑎𝑥 𝐼𝑃 = = (1 − 𝑞𝑜𝑚𝑎𝑥 𝑃𝑟 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑟 ) (1 + 0.8 (1 + 0.8 𝑃𝑤𝑓 𝑃𝑟 𝑃𝑟 1.8 𝑃𝑟 ) 𝐼𝑃∗ = 𝑙𝑖𝑚𝑃𝑤𝑓⟶𝑃𝑟 𝐽 = 1.8 𝑞𝑜𝑚𝑎𝑥 = 𝐼𝑃 ∗ 𝑃𝑤𝑓 ) Ec. (2) Ec. (2.1) 𝑞𝑜𝑚𝑎𝑥 𝑃𝑟 Ec. (2.2) Ec. (2.3) Si el cambio en 𝐼𝑃∗ con la producción puede ser predecida luego el cambio 𝑞𝑜𝑚𝑎𝑥 puede ser calculado por: 𝐼𝑃∗ = Donde: f(Pr) = 0.00708𝐾ℎ 0.472𝑟𝑒 𝑙𝑛( 𝑟𝑤 )(𝑓(𝑃𝑟)) Ec. (3) 𝐾𝑟𝑜 𝜇𝑜 𝛽𝑜 𝐼𝑃∗ 𝑓 𝐼𝑃∗ 𝑝 = 𝑓(𝑃𝑟𝑓 ) 𝑓(𝑃𝑟𝑝 ) Ec. (3.1) Pág. 26 𝑞𝑜𝑚𝑎𝑥 = 𝑞𝑜𝑚𝑎𝑥 ( 𝑃𝑟𝑓 𝑓(𝑃𝑟𝑓 ) 𝑃𝑟𝑝 𝑓(𝑃𝑟𝑝 ) ) Ec. (3.2) Fetkovich propuso para la construcción de la curva IPR futura, el ajustar el coeficiente de flujo C de la ecuación 𝑞𝑜 = 𝐶(𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 )𝑛 para cambio en función de la f(pr) y asumiendo como una función lineal el valor de C pu–ede ser ajustado. 𝐶𝑓 = 𝐶𝑝 ( 𝑃𝑟𝑓 𝑃𝑟𝑝 ) Ec. (4) Donde Cp es obtenido de prueba de producción presente y asumiendo que el valor de (n) no es cambiado con la producción se tiene que: 𝑞𝑜(𝑓) = 𝐶𝑝( 5 𝑃𝑟𝑓 𝑃𝑟𝑝 )(𝑃𝑟 2 − 𝑃𝑤𝑓 2 )𝑛 Ec. (4.1) METODOLOGÍA Y PLAN DE TRABAJO. 5.1 METODOLOGÍA 5.1.1 RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DOCUMENTAL Se realiza con la finalidad de obtener información de carácter técnico del pozo que son archivos que contiene toda la información del Campo Bermejo Pozo BJO-2 desde su inicio de producción hasta la presente fecha, dicha información comprende las terminaciones, trabajos de rehabilitación y reparaciones realizadas, conjuntamente con los datos obtenidos de sus diferentes etapas desde la exploración que se realizó al inicio hasta la producción del pozo. Sera necesario realizar una entrevista al personal de la empresa operadora del Campo Bermejo y personal de YPFB y también a docentes de la universidad que tengan conocimiento del área ya que algunos trabajan en el área de YPFB (Geólogo, Ingenieros de Producción y Docentes). Pág. 27 5.1.2 IDENTIFICACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN E HISTORIAL DEL POZO BJO-2 DEL CAMPO BERMEJO. Para la realización de esta etapa, se hará una revisión de información disponible del Campo Bermejo Pozo BJO-2, primero se realizará la revisión de las propiedades de los fluidos del Pozo BJO-2, Completación y el tipo de recuperación, ya que con la información requerida tendremos un panorama de las características del Pozo BJO-2 para la implementación del sistema BORS LIFT, usando la información obtenida y los archivos digitales que posee la empresa. 5.1.3 DETERMINACIÓN DE LOS POZOS CANDIDATOS. En base a la información adquirida mencionada en los anteriores puntos, se realizará la implementación del sistema de levantamiento artificial BORS LIFT, el cálculo y comparación del índice de productividad en función al sistema artificial propuesto con el aplicado, para determinar la optimización de la producción de crudo y de los costos económicos. Pág. 28 5.2 PLAN DE TRABAJO Fases Actividad Tipo de investigación Etapa 1 Fase I Diseño de investigación PLAN DE TRABAJO Etapa 1 Etapas Objetivos Recopilar la información del Campo Bermejo Pozo BJO-2. Describir el arreglo de terminación y las propiedades del fluido del Campo Bermejo pozo BJO-2. Internet, libros y entrevistas Describir el Sistema de levantamiento Bors Lift. Etapa 2 Descripción del Pozo BJO-2 para la implementación del sistema Bors Lift. Internet y material de escritorio, datos del Campo, datos de producción de los pozos productores. Determinar la metodología de implementación del sistema Bors Lift. Instrumento de Análisis Procesamiento de Datos Fase II Fase III Etapa 2 Etapa 1 Fase IV Recursos Etapa 2 Determinar las propiedades del fluido del Pozo BJO-2. Etapa 1 Realizar el cálculo y comparación del IP en función al sistema artificial propuesto con el aplicado. Etapa 2 Realizar un análisis técnico y económico del sistema propuesto. Transporte, material de escritorio Datos procesados e información complementaria Pág. 29 6 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ACTIVIDADES 1 Julio 2 3 4 1 Agosto 2 3 4 Septiembre 1 2 3 4 1 Octubre 2 3 4 Noviembre 1 2 3 4 Diciembre 1 2 3 4 Recopilación de información del Campo Bermejo Pozo BJO-2. Describir el sistema Bors Lift. Descripción del Pozo BJO-2 para la aplicación del sistema. Determinar la metodología de implementación del sistema. Realizar el cálculo y comparación del IP sistema artificial propuesto vs aplicado. Realizar un análisis técnico y económico del sistema propuesto. Revisión del borrador por parte del tribunal calificador. Correcciones y presentación del proyecto final Defensa del proyecto. Pág. 30 7 COSTO DEL PROYECTO PROPUESTO. DETALLE DE PRESUPUESTO TOTAL Fuentes y Usos ITEMS 1 Bibliografía Cantidad costo Unitario (Bs.) 1 libro 200 Curso de levantamientos artificiales no convencionales 700 Costo Total (Bs.) 900.00 2 Servicio de internet 5 meses 150 750.00 3 Visita de Campo 3-4 Veces 150 600.00 4 Impresión Global 2,5 400.00 5 Anillado 2 20 40.00 6 Fotocopias Global 0.2 50.00 7 Empastado 3 150 450.00 Gastos Personales Transporte Alimentación imprevistos 300 300.00 8 SUBTOTAL 9 fondos de Emergencia TOTAL 2,490.00 20% de gasto Subtotal 498.00 2,988.00 Pág. 31 8 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. 1. Alejandro Claros (2019) Campo Bermejo Informe. (s/f). Scribd 2. Álvaro Rodríguez & Edgar Torres Guest. (2020, diciembre 21). Tesis sistema de levantamiento. Pdfcoffee.com. 3. Anonymus Sk29Mht (2015) “Grados API”. (s/f). Scribd. 4. Axel Torrico Torrico (2021) Nuevas Tecnologías de Levantamiento Artificial. (s/f). Scribd. 5. Balanced oil recovery system. (2010, marzo 3). Petroblogger.com. 6. Bonilla, G., & Alexander, M. 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