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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
Y ARQUITECTURA
SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO
“BOMBEO ELECTRO-CENTRÍFUGO CON
TUBERÍA FLEXIBLE EN RISER PARA
PRODUCCIÓN EN AGUAS PROFUNDAS”
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO
DE MAESTRO EN GEOCIENCIAS Y
ADMINISTRACIÓN DE RECURSOS
NATURALES
PRESENTA LOREDO MAR JONATHAN ISAI
DIRECTORES DE TESIS DR. ROMO RICO DANIEL
M. EN I. JUAN DE LA CRUZ CLAVEL LÓPEZ
CIUDAD DE MÉXICO, ENERO 2019
Agradecimientos
A mi familia, que tanto mi hermano como mis padres se esforzaron para que esto fuera
posible, especialmente a mi madre Adelia Mar Juárez que con su carácter, esfuerzo y
dedicación me ha demostrado que no hay imposibles en la vida. Gracias por tanto amor
y el apoyo incondicional. Otra persona que me apoyó incondicionalmente siendo reflejo
puro de amor y solidaridad es mi tía Dora Mar Juárez, un gran ser humano a la cual le
estaré eternamente agradecido.
A mi alma mater, el Instituto Politécnico Nacional por permitirme ser parte de su grandeza
como institución y a la ESIA unidad Ticomán que en sus instalaciones y con sus excelentes
profesores hicieron posible la enseñanza y el crecimiento profesional tanto en la
licenciatura como en el posgrado.
A las personas a las cuales yo considero como familia, que se han cruzado en mi vida y
me han brindado su calor y apoyo durante toda mi carrera profesional, la familia
Hernández Pérez, que a pesar de que personas grandiosas como Engracia Pérez y Javier
Hernández ya no se encuentren con nosotros, nos dejaron grandes enseñanzas y siempre
estuvieron para brindar su apoyo y consejos. Con gran cariño especialmente agradezco a
Arturo Hernández y María De Lourdes Granados Sanguino, personas que he admirado
desde que me abrieron las puertas de su hogar y me dejaron ser parte de su vida. Gracias
a todos, sin excepción.
A mis asesores de tesis el Dr. Daniel Romo Rico y al M. en I. Juan De La Cruz Clavel López
por compartir sus conocimientos y brindar apoyo pacientemente hasta lograr el objetivo.
Infinitas gracias.
Por último, agradecer mis amigos, personas que han demostrado estar ahí en momentos
difíciles, mismos que durante diversos convivios, salidas, juegos de fútbol, entre otras, han
demostrado lealtad, cariño y respeto por una amistad; el Maestro Jossué Gandhi, los
ingenieros Jesús Rojas e Israel Bravo. Mis amigos desde antes de llegar a la ciudad de
México, Kevin Kober y Madai Rosado, así como a personas que he conocido a lo largo de
mi trayectoria profesional como Dolores Luna y Nancy Hernández. Gracias por su amistad,
consejos y enseñanzas.
Con cariño, Isai Loredo
AGRADECIMIENTO ESPECIAL POR LA IDEA PARA
LA ELABORACIÓN DE ESTE TRABAJO DE TESIS
TITULADO “BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO CON
TUBERÍA FLEXIBLE EN RISER PARA
PRODUCCIÓN EN AGUAS PROFUNDAS” AL M. EN
I. JUAN DE LA CRUZ CLAVEL LÓPEZ, QUIEN
CONTRIBUYÓ PARA EL ADECUADO DESARROLLO
DE ESTA COMO ASESOR EXTERNO EN EL
INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO. GRACIAS
MAESTRO CLAVEL.
Índice
Resumen
Abstract
Objetivos
Introducción
1. Generalidades del Manejo de la Producción y del BEC en sistemas
submarinos de producción en Aguas Profundas. .............................................. 6
1.1 Introducción a sistemas artificiales de producción en aguas profundas ....................... 7
1.1.1 Principales retos y problemas en la producción en aguas profundas. ................... 8
1.2 Introducción al BEC en aguas profundas. ....................................................................... 11
1.2.1 Ventajas y desventajas del uso del BEC en aguas profundas. ............................. 14
1.3 Ventajas y desventajas de los sistemas artificiales de producción en risers. ............ 15
1.4 Generalidades del BEC en aguas profundas. ............................................................ 17
1.4.1 Componentes del BEC .......................................................................................... 19
1.4.2 Componentes subsuperficiales ............................................................................ 20
1.4.3 Componentes superficiales ................................................................................... 21
1.5 Risers. .............................................................................................................................. 21
1.5.1 Riser flexible ............................................................................................................ 22
1.5.2 Riser rígido tensionado .......................................................................................... 24
1.5.3 Riser híbrido. ........................................................................................................... 25
2. Estado de la tecnología de los sistemas artificiales de producción en
aguas profundas. ................................................................................................ 26
2.1 Sistemas artificiales de producción en aguas profundas .............................................. 26
2.1.1 Caisson .......................................................................................................................... 27
2.1.2 VASPS ........................................................................................................................... 28
2.1.3 Bombeo neumático en risers ...................................................................................... 32
2.1.4 Bombeo neumático en risers con tubería flexible ................................................... 34
2.2 Estado del arte del BEC en aguas profundas ................................................................. 35
2.2.1 Campo Marimba ........................................................................................................... 35
2.2.2 Campo Jubarte.............................................................................................................. 35
2.2.3 Campo Navajo .............................................................................................................. 36
3. Planteamiento de la configuración del BEC con tubería flexible en risers 37
3.1 Conceptos básicos del aseguramiento de flujo en aguas profundas. ......................... 37
3.2 Definición de requerimientos técnicos para la implantación del BEC con tubería
flexible en risers. ......................................................................................................................... 40
3.3 Descripción del modelo....................................................................................................... 43
3.4 Análisis y desarrollo del sistema. ................................................................................. 45
4. Modelado para el diseño del sistema artificial de producción risers....... 49
4.1 Configuración del sistema propuesto. .............................................................................. 49
4.1.1 Carga dinámica total .................................................................................................... 54
4.1.2 Suministro de potencia eléctrica ................................................................................ 57
4.2 Generación del modelo de simulación en estado estacionario. ................................... 58
4.3 Resultados obtenidos .......................................................................................................... 63
5. Análisis de factibilidad económica ............................................................. 72
5.1 Principales problemas operativos. .................................................................................... 72
5.2 Factores por considerar durante la producción. ............................................................. 74
5.3 Requerimientos técnicos .................................................................................................... 75
5.4 Análisis económico-financiero. ................................................................................. 80
5.4.1 Escenarios de desarrollo ............................................................................................. 82
5.5 Metodología utilizada ..................................................................................................... 91
5.6 Ejemplo de aplicación ......................................................................................................... 92
6. Conclusiones y consideraciones. ............................................................... 99
Nomenclatura .................................................................................................... 101
Referencias ........................................................................................................ 103
1
Resumen
Con base a la identificación de los problemas que se tienen actualmente en la
producción mexicana de petróleo, se desarrolló una propuesta modelando un
sistema de bombeo electrocentrífugo (BEC) instalado en el interior del riser de
producción.
Para llevar a cabo dicho modelo, se consideraron distintas fuentes en donde se
encontró que el sistema BEC, es el más apto para el levantamiento de grandes
volúmenes de líquidos y, así mismo, se encontró que uno de los sistemas también
más utilizados es el sistema de bombeo neumático. Se realizó el desarrollo del
trabajo utilizando el simulador de flujo Pipephase®.
Al tener un trabajo desarrollado con sistema de bombeo neumático en risers de
producción se realizó una comparación entre ambos considerando parámetros
similares, encontrando que, aunque las inversiones para el sistema BEC son
mayores, a lo largo de la vida productiva del yacimiento o del campo donde se
requiera un sistema artificial de producción, esta inversión se verá reflejada en
mayores producciones de hidrocarburos.
Se llevó a cabo un breve análisis financiero en donde se comparan ambos
sistemas de producción a lo largo del declive de presión de un campo hipotético,
en donde dicho análisis demostró que el sistema BEC da como resultado un valor
presente neto y una tasa interna de retorno mayores.
Finalmente se demuestra la metodología utilizada para la implementación del
sistema BEC y se corrobora con un ejemplo para un caso real.
2
Abstract
With the identification of the actual issues on the production for the world
petroleum industry, a proposal was developed by modeling an electro sumergible
pump system (ESP), being installed inside of the production riser.
To carry out the model, it was considered different sources where the ESP system
is considered as the better to raise up big volumes of liquids and, at the same time,
was founded also the gas lift as a one of the systems more used for the industry.
Having a developed investigation with gas lift in production risers, it was compared
among both systems, by using similar parameters and it was found that, though the
inversions to the ESP system are bigger than gas lift system, at the large of the
production life of the reservoir or the field where it be required an artificial
production system, this inversion will be reflected in higgers productions of
hydrocarbons.
It was carried a simple financial analysis where both production systems be
compared at the large of the pressure drop in a hipotetic petroleum field. Such
analysis showed the ESP system give a value of the net present value and an
internal rate of return higgers.
Finally, it’s shown the used metodology to the implementation of the ESP system
and it’s verified with an example by using a real case.
3
Objetivo General
Demostrar el impacto que puede llegar a generar un sistema
de bombeo electrocentrífugo si se colocase en el riser de
producción en campos que permitan su adaptación.
Objetivos específicos
Representar la integración de un bombeo
electrocentrífugo con tubería flexible dentro de un riser
de producción para prolongar la vida productiva de los
campos ubicados en aguas profundas y aumentar la
producción de hidrocarburos.
Encontrar una solución práctica para aumentar las
producciones en aguas profundas y al mismo tiempo
disminuir costos de explotación utilizando tecnologías
existentes.
Comparar los beneficios resultantes de este método con
un método ya desarrollado de inyección de gas de
Bombeo Neumático en cuestiones de viabilidad técnica y
económica.
4
INTRODUCCIÓN.
Las reservas de hidrocarburos costa fuera tienen un potencial alto de
recompensas extractivas, así como de márgenes de ganancia para las empresas
de bienes y servicios petroleros involucradas, no obstante, los recursos para lograr
esto son considerables, en promedio la inversión asociada al tipo costa fuera de
explotación supera en 110% a una inversión de explotación terrestre. A todo esto,
hay que sumarle el problema al que se enfrenta México en cuestiones petrolíferas,
en donde su producción ha disminuido desde el 2013 a la actualidad en un 24%
(alrededor de 700,000bpd) mientras que a la par las importaciones de crudo cada
vez superan más a las exportaciones, problema que impacta en gran proporción a
un país como México, al ser dependiente de la producción de petróleo y donde los
ingresos por exportación petrolera han disminuido desde el 2013, donde llegó a
representar casi el 13% del total, hasta ubicarse actualmente en 8.1%.
Con la finalidad de demostrar que se puede potencializar la producción de campos
en aguas profundas con la adaptación de un sistema artificial de producción (SAP)
se buscan alternativas para que permitan vencer las grandes caídas de presión
generadas por los cada vez mayores tirantes de agua y, a su vez, al encontrar una
alternativa eficiente, se trata de mejorar para optimizar costos y fundamentos para
nuevos sistemas.
Existen sistemas artificiales de producción (SAP) costa fuera tales como el
Caisson Separator el cual recibe la producción del jumper a la entrada del
Caisson, este cuenta con un separador de gas ciclónico y en el fondo una bomba
electrocentrífuga que empuja los fluidos por medio de la tubería de producción
(TP) hacia la superficie, mientras que el gas se transporta mediante el espacio
anular.
Un sistema similar, es el sistema de separación y de bombeo anular vertical
(VASPs, por sus siglas en inglés). Es un sistema de separación y de bombeo de
5
dos fases (gas-líquido) que puede ser instalado en un pozo submarino (llamado
“pozo tonto”). La diferencia entre este sistema y el separador Caisson es la
adaptación de la separación ciclónica que recubre en forma de carcaza a la TP y
por dentro de esta se coloca la bomba electrocentrífuga, manteniendo siempre el
nivel dinámico adecuado para evitar daños en la bomba.
Otro SAP sumamente conocido, ya sea como SAP primario o de respaldo, es el
BN. Este sistema consiste en la inyección a un predeterminado gasto de gas
dentro de una línea de producción (riser) en el lecho marino. Sin embargo, en
algunos casos la instalación del BN o un incremento del gasto de gas pueden
perjudicar el comportamiento del sistema submarino, por tanto, se considera
usualmente necesario en casos donde el corte de agua es alto y/o la presión del
yacimiento es baja. Regularmente la instalación de un BN se contempla en las
etapas finales de producción.
Por último, el BEC ha sido considerado el mejor SAP en producciones costa fuera,
debido a los altos volúmenes de empuje que puede llegar a manejar, sin embargo,
para su aplicación se deben reunir características que no afecten su
funcionamiento, como las altas relaciones gas-aceite, altas temperaturas, etc. A la
fecha se conocen casos en donde se ha colocado el sistema BEC en la base del
riser y directamente en los pozos submarinos, obteniendo resultados favorables y
aumentando la experiencia en el uso de este sistema para aplicaciones costa
fuera.
Con el conocimiento que se tiene de los otros SAP y tratando de contrarrestar los
grandes gastos que una instalación con sistema BEC pudiese generar, se
pretende integrar este sistema dentro del mismo riser de producción para
principalmente, aprovechar espacios, reducir tiempos de instalación y costos de
mantenimiento, convirtiéndolo en una opción mucho más atractiva para la
explotación primaria, secundaria o bien, para trabajar en conjunto con otros
sistemas de producción en el fondo marino.
Para este desarrollo se contemplará un sistema de BN que inyecta el gas por
medio del riser, al ser un sistema poco costoso, ya desarrollado y confiable para
6
aumentar la producción y generar rentabilidad, posteriormente analizar las vidas
productivas que podrían llegar a presentar y comparar con variables económicas
de ambos SAP.
1. Generalidades del Manejo de la Producción y del BEC
en sistemas submarinos de producción en Aguas
Profundas.
Alrededor de tres o cuatro décadas atrás los equipos de producción submarinos
comenzaron con componentes de cabezales de pozo y colectores de distribución
de flujo. Posteriormente fueron concebidos sistemas de impulso (incluyendo
equipos dinámicos - bombas monofásicas o polifásicas, y, finalmente, los
compresores) como medio para convertir la producción viable de campos
marginales remotos con largos puntos de amarre a la plataforma de producción.
Estas iniciativas se asumieron principalmente como parte de la estrategia de
aseguramiento de flujo en los campos de producción costa fuera. (Anikpo, A., &
Beltrami, F., mayo 2005)
Actualmente existe una tendencia a aumentar la complejidad de los sistemas de
producción submarinos mucho más allá de los manifolds y otras estaciones de
maniobra. Por ello hay que identificar las restricciones del entorno submarino y las
necesidades de soluciones no convencionales.
7
Fig. 1.1 Sistemas de producción en aguas profundas
y componentes superficiales.
En México la mayor producción de aceite pesado y ligero proviene de las regiones
marinas de golfo de México. Cantarell era uno de los campos que aportaron hasta
2,100 millones de barriles por día, en el año 2001. Actualmente produce menos de
200 mil barriles diarios, sin embargo, esta declinación de producción está siendo
compensada por el activo Ku-Maloob-Zaap. Dicho esto, las tecnologías y la
explotación en aguas profundas deben desarrollarse a modo que países petroleros
como México puedan seguir extrayendo volúmenes considerados de
hidrocarburos y sostener su economía.
1.1 Introducción a sistemas artificiales de producción en aguas
profundas
Para la etapa de terminación en aguas profundas se incluyen también los SAP, sin
embargo, el bombeo mecánico no es utilizado debido a lo remoto del equipo y el
tamaño del equipo superficial que lo vuelven prácticamente inviable. El BN
inteligente se aplica normalmente en pozos de aceite mediano y ligero, en
8
yacimientos que tengan un buen casquete de gas y a su vez cuenten con altas
presiones.
La mayoría de los aceites encontrados en aguas profundas son pesados o
extrapesados y, en ocasiones, el BN inteligente no posee la fuerza necesaria para
levantar los fluidos dentro del sistema. Debido a esto, el SAP más utilizado en
aguas profundas es el BEC.
El uso del BEC en aguas profundas, dado su versatilidad y su diseño compacto,
se vuelve el sistema artificial ideal. Esta versatilidad se debe a la combinación de
las válvulas de control de flujo, el variador de frecuencia y las bobinas de fondo.
Tiene la capacidad de levantar aceites pesados, incluso puede hacerlo si estos
aceites contienen agua o arena. Para eliminar la presencia de gas, se utiliza un
separador de gas, que generalmente se produce por la tubería de revestimiento
(TR) o bien, en este caso, por el riser.
1.1.1 Principales retos y problemas en la producción en aguas
profundas.
En los últimos 17 años, el horizonte de reservas se ha mantenido en promedio en
9 años, por tal motivo, los grandes actores del sector han optado por retomar el
esfuerzo exploratorio costa fuera. En este sentido, el gasto mundial en perforación
costa fuera ha ido aumentando progresivamente, pasando de US$20.000 millones
en el año 2000 a US$85.000 millones en 2017, lo cual refleja un aumento del
325% en 17 años.
Así mismo, la inversión aproximada para perforar cada uno de estos pozos es un
54% mayor con relación a los terrestres, el primero de ellos requiere US$17
millones y el segundo US$11 millones, en promedio. Además el costo diario en el
proceso de perforación se tiene que para el pozo costa fuera es en promedio de
US$205.7002, un 28% más que para el terrestre.
9
La diferencia no solo se aprecia en el contexto productivo, también hay una brecha
notable en la exploración marítima y en la fase de transporte para refinamiento y
distribución. (José Luis Langer, junio 2015).
Fig 1.2 Costos de perforación de pozos.
(Fuente: American Petroleum Institute, Schlumberger, Environmental Law Alliance Wordlwide, Rigzone,
Information Handling Services, Oil and Gas Investments.)
Fig 1.3 Costos de exploración y transporte.
(Fuente: American Petroleum Institute, Schlumberger, Environmental Law Alliance Wordlwide, Rigzone,
Information Handling Services, Oil and Gas Investments)
10
Por otro lado, después de extraídos los recursos en plataformas marítimas, estos
se deben transportar, en este sentido el costo de movilización continental por barril
costa fuera es de US$27,09, un 91% más caro que el terrestre.
Ahora bien, dentro de las operaciones e instalaciones que se llevan en aguas
profundas, se derivan los problemas en estos principales puntos:
1. Operación remota y procesamiento submarino.
En la actualidad, la producción de crudo se presenta en áreas más remotas y con
un mayor tirante de agua. Las operaciones que se efectúan en estos ambientes
submarinos se realizan mediante robots.
2. Vibraciones por corrientes marinas y oleaje.
Los movimientos provocados por el oleaje en los sistemas flotantes de producción
hacen tomar en cuenta el diseño de los siguientes equipos: equipo de proceso
(como internos de equipo de separación), arreglo de equipos y sistemas en
cubierta, eficiencia de equipo de procesamiento, diseño detallado de estructuras y
sistemas de tubería en cubierta. Asimismo, los movimientos de las estructuras
causados por las corrientes marinas inducen vibración en las tuberías, por lo cual
estas tienden a fatigarse.
3. Cambios de temperaturas y altas presiones.
Las presiones altas y temperaturas bajas que comúnmente se encuentran en la
explotación de campos en aguas profundas, pueden causar la formación de
hidratos, parafinas y asfaltenos, que se acumulan y pueden bloquear el flujo de
fluidos dentro de las TP. Estos bloqueos son costosos debido a que interrumpen la
producción.
4. Complejidad de los procesos de tratamiento de gas
Para el transporte de hidrocarburos, tales como petróleo y gas, se utilizan
diferentes presiones dependiendo la profundidad a la que se encuentren para
llevarlos a la superficie. En caso de aguas profundas, en ocasiones se utilizarán
11
presiones mayores a 200atm lo que generaría compresión de la mezcla de gas-
líquido (licuefacción) y un eficiente levantamiento de la columna de fluidos.
Otro factor importante es el aprovechamiento de gas en aguas profundas que,
generalmente se utiliza para generar energía eléctrica a través de generadores
colocados cerca del sistema flotante de producción.
5. Confiabilidad y Seguridad operativa de procesos
Los sistemas flotantes de producción se mantienen operando indefinidamente por
lo que al estar alejados de la costa se debe estar preparado para cualquier
anomalía durante el proceso, se requiere entonces disponibilidad de equipo,
refaccionamiento, así como estar pendientes de falla del equipo y procesos.
También es indispensable llevar un análisis de riesgos complejo, teniendo en
cuenta la complejidad que puede llegar a tener el equipo de seguridad.
6. Limitaciones en espacio y peso aún más severas
Se deberá hacer el diseño de topside para toda la vida de producción del campo
(agua asociada hasta de 90% respecto al crudo explotado), teniendo en cuenta el
equipo y los módulos de sistemas de proceso.
1.2 Introducción al BEC en aguas profundas.
Al aumentar las profundidades en el desarrollo submarino y las longitudes de
alcance de pozos, se requieren métodos de tecnología más avanzados y más
económicos para producir las reservas a lo largo de la vida de los campos en
aguas profundas. Las compañías petroleras presentan novedosas soluciones que
maximizan la producción y reducen los costos, expandiendo así los límites de
desarrollo económico de la tecnología submarina.
El sistema artificial de producción conocido como BEC, es instalado regularmente
cuando existe presencia de aceites pesados, el acceso de gas de inyección es
limitado o las presiones del fondo del pozo impiden que se implemente un BN.
12
Desde un inicio, las unidades de BEC han sido sobresalientes dentro de los SAP
al manejar grandes gastos en comparación con los otros tipos de SAP. Su
aplicación costa fuera ha demostrado que es un sistema altamente confiable y
sumamente rentable, esto se respalda con datos duros ya que actualmente el 10%
de la producción de aceite es producida a través del BEC.
En un comparativo del BN continuo en aguas profundas, el BEC establece un
mayor potencial de producción, así como el manejo de grandes cantidades de
agua y la producción de aceites pesados. Este sistema provee una fuerza
centrífuga para presurizar los fluidos producidos y permitir el desplazamiento de
estos a la superficie, su funcionamiento requiere una bomba centrífuga que está
conectada a un motor eléctrico que utiliza un cable de suministro de energía.
La bomba está diseñada para soportar la carga del fluido, debe resistir la corrosión
debido a que como se ha mencionado antes, el principal problema es determinar
nuevos materiales que permitan soportar los ambientes extremos en tirantes de
aguas profundas.
Principales problemas del BEC en aguas profundas:
El consumo de energía que requiere el motor.
Es difícil trabajar si se encuentra gran presencia de gas.
Es requerido el desarrollo de nuevo equipo para permitir la transmisión de
energía en tirantes de aguas profundas.
La instalación suele ser costosa.
A lo largo del tiempo el diseño del BEC ha sido mejorado permitiendo en la
actualidad utilizar materiales que soportan altas temperaturas y los gastos de
producción con los que se trabaja, asimismo ser instalado dentro del pozo o fuera
de él. Es de gran importancia la evaluación de este sistema artificial de producción
para el aseguramiento de flujo, ya que su diseño debe ser confiable y debe
abordar un buen control y monitoreo de su funcionamiento.
13
El BEC es un sistema que promete nuevos avances tecnológicos para su uso en
tirantes de aguas ultra-profundas. En cuanto a su eficiencia, el BEC puede ser
hasta un 40% más eficiente que un sistema con inyección de gas, haciéndolo un
sistema más atractivo para las instalaciones en aguas profundas. Estos sistemas
se instalan tradicionalmente en el fondo del pozo y pueden utilizar un sistema de
seguridad de BN por si se requiere realizar actividades de mantenimiento a la
bomba o el remplazo de esta por alguna falla técnica, y se pueda seguir con la
producción de hidrocarburos. (Eldon Ball, junio 2015)
Básicamente, estos sistemas están diseñados para los ambientes submarinos,
simplemente las bombas han tenido un rediseño para contrarrestar los problemas
de presión e instalación en tirantes de aguas profundas y ultra-profundas. Entre
las ventajas principales del BEC se encuentra la reducción de costos de
instalación o de alguna intervención que se requiera ya que son instalados
mediante sistemas flotantes o plataformas semi-sumergibles. Otra de las ventajas
que se ha determinado con el uso de este sistema es que un solo sistema de BEC
puede impulsar la producción de varios pozos para reforzar el flujo de los
hidrocarburos que se producen en el yacimiento.
Fig 1.4 Visualización del desempeño de un sistema BEC.
14
1.2.1 Ventajas y desventajas del uso del BEC en aguas profundas.
Algunas de las principales ventajas de un sistema BEC en aguas profundas son:
Las instalaciones superficiales que requiere el sistema no son obstáculo
para alojarse en la estructura superficial.
Tiene una eficiencia energética (alrededor del 50%) relativamente alta para
sistemas con producción arriba de 1000bpd (barriles por día)
Mayor compatibilidad con las condiciones de presión y temperatura en el
pozo.
Accesible para instalarse y simplicidad de operación en tirantes de agua
más profundos.
Se adapta a los altos gastos de producción.
Puede reducir las pérdidas por fricción, llevando a un gasto más elevado de
flujo o reduciendo los requerimientos de potencia
Se podría prolongar la vida productiva del cable de potencia y un mejor
funcionamiento de este al estar protegido por la tubería flexible (TF).
El mantenimiento del sistema y su reparación pueden requerir lapsos
menores de tiempo.
Y dentro de las principales desventajas se encuentran:
Puede tener elevados costos de reparación y mantenimiento.
Experiencia limitada en la aplicación del sistema.
Innovación de mejores cables eléctricos para suministrar energía a la
bomba.
Debido al rango de potencia del motor y su tamaño, el tirante de agua
puede ser limitado.
Aceites con alta viscosidad incrementan los requerimientos de la bomba
Disponibilidad de una fuente de suministro de energía.
15
1.3 Ventajas y desventajas de los sistemas artificiales de producción
en risers.
BEC BN
Ventajas Desventajas Ventajas Desventajas
Puede levantar
volúmenes
extremadamente
grandes
Solo aplicable con
poder eléctrico
Puede manejar
grandes
volúmenes de
sólidos con
problemas
menores.
El levantamiento
de gas no
siempre está
disponible.
No obstruye en
zonas urbanas
Requiere de altos
voltajes (1000V)
Maneja grandes
volúmenes en
pozos con alto
índice de
productividad
No es eficiente en
el levantamiento
en campos
pequeños o con
un pozo.
Aplicable costa
fuera
Impracticable en
pozos con bajo
volumen o poco
profundos.
No obstruye en
zonas urbanas.
Dificultad para
levantar
emulsiones y
crudos viscosos
Corrosión y
escala de
tratamiento fáciles
de realizar
Costoso cambiar
de equipo que
coincida con la
capacidad de un
pozo en declive
La fuente de
poder puede ser
situada a
distancia
Congelamiento de
gas y problemas
con hidratos.
Simple de operar Los cables
causan problemas
en la
manipulación de
las tuberías.
El levantamiento
de pozos de gas
no es un
problema
No se pueden
producir con
eficacia pozos
profundos para el
abandono.
16
Fácil de instalar el
sensor de presión
en el fondo de
pozo para tomar
medidas en
superficie.
El sistema está
profundamente
limitado debido al
costo del cable y
la imposibilidad
de instalar
suficiente poder
en el fondo del
pozo.
Flexibilidad en la
conversión de
continua a
intermitente para
BN en pozos en
declive.
Algunas
dificultades en
analizar
correctamente sin
supervisión con
ingeniería.
Disponibilidad de
diferentes
tamaños.
No es fácilmente
analizable a
menos que se
tengan buenos
conocimientos de
ingeniería
Es fácil de
obtener presiones
y gradientes del
fondo del pozo.
La carcaza debe
resistir la presión
de elevación.
Los costos para
elevar volúmenes
grandes son
generalmente
bajos.
La producción de
gas y solidos
causan ciertos
problemas.
Algunas veces útil
con unidad de
cableado.
Problemas de
seguridad con
altas presiones de
gas.
Los agujeros
desviados no
presentan
problemas.
Flexibilidad del
sistema en tasas
de baja
producción.
Los agujeros
desviados no
presentan
problema.
Más tiempo de
inactividad
cuando se
encuentran
problemas porque
la unidad se
encuentra en el
La corrosión no
es un adversario
usual.
17
fondo del pozo.
Limitaciones en
los tamaños de
las carcazas
Es aplicable costa
fuera.
No se puede
establecer por
debajo de la
entrada de fluido
sin una cubierta.
1.4 Generalidades del BEC en aguas profundas.
En trabajos costa fuera es primordial tener en cuenta que los costos de
intervención en las plataformas son muy elevados. En el caso de uso del BEC, su
vida útil se ve directamente reflejada en la rentabilidad de su operación y, de la
misma manera la necesidad de una fuente de poder cercana afectará el costo
inicial del proyecto.
Las condiciones iniciales del yacimiento guiarán a nuestro estudio a elegir el SAP
más apropiado considerando parámetros que puedan afectar su buen desempeño.
Para una buena selección del SAP se debe contar con datos como: desviaciones
de pozos, propiedades de los fluidos (viscosidades, densidades, Rs, Bo, etc),
temperaturas, profundidades, disponibilidad de energía, vida útil del equipo,
producción esperada, entre otros.
El BEC, también conocido como bombeo eléctrico, es un método de levantamiento
artificial que se caracteriza por emplear una bomba centrífuga ubicada en el fondo
del pozo para producir los fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del
pozo hasta el separador. Este sistema desde su primera aplicación en un pozo
18
petrolero en 1929 ha demostrado ser eficiente y económico pero debido a diversas
razones no siempre puede resultar el mejor. Es decir, para su aplicación se deben
reunir características que no afecten su funcionamiento, como las altas relaciones
gas-aceite, altas temperaturas, presencia de arena en los fluidos producidos y
medio ambiente de operación agresivo, que son factores con influencias
indeseables sobre la eficiencia del aparejo. (Luis Nava y Lizeth Ortiz, Universidad
de Zulia, junio 2016)
Fig 1.5 Bomba electrocentrífuga (BEC)
Los avances tecnológicos en la actualidad han contrarrestado algunas limitantes
que se tenían en la bomba. Gracias a estos avances ahora se puede implementar
el BEC a mayores profundidades, temperaturas internas alrededor de 560°F y con
un manejo de volumen de gas libre de hasta un 75%, aumentando el rango de
aplicación en campos con características que anteriormente descartaban el
empleo de un BEC.
19
El BEC trabaja sobre un amplio rango de profundidades y gastos que van desde
70 hasta 100 000 [bpd], dependiendo la TR. Sus condiciones son propicias para
producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas-aceite. No
requieren de grandes instalaciones de superficie, sólo de un tablero de control de
velocidad y cable.
Gracias a las mejoras tecnológicas y desarrollo de equipo como; cables
submarinos, conectores submarinos, transformación y transmisión de energía a
larga distancia, así como arboles submarinos mejorados se ha podido contribuir en
la producción en aguas profundas.
1.4.1 Componentes del BEC
EL BEC sumergido se constituye por los componentes:
Sub-superficiales; Los componentes que se encuentran en el fondo
son: motor eléctrico, protector, separador de gas, bomba
electrocentrífuga, cable conductor y sensor de fondo
Superficiales; variador de frecuencia, cable superficial, tablero de
control, transformador, caja de venteo, interruptor y cable de
potencia superficial
Accesorios necesarios para asegurar una buena operación; flejes de
cable, extensión de la mufa, válvula de drene, válvula de
contrapresión, centradores, sensor de presión y temperatura de
fondo, dispositivos electrónicos para control de motor, caja de unión,
y controlador de velocidad variable.
20
1.4.2 Componentes subsuperficiales
Los componentes que se encuentran en el fondo son:
motor eléctrico
protector
separador de gas
bomba electrocentrífuga
cable conductor
sensor de fondo
Protector
Bomba
Descarga
Entrada (Intake)
Separador de gas
Cable de
poder
Fig. 1.6 Componentes del BEC
Tubería de
producción
Válvulas de
retención y drene
Tablero de
control
Transformador
Tubería de
revestimiento
Tanques
Cabezal
Cable
plano
Bomba
centrífuga
Cable
redondo
Flejes
Motor eléctrico
Flejes
Separador
de gas
Protector
21
1.4.3 Componentes superficiales
Los elementos superficiales son:
variador de frecuencia
cable superficial
tablero de control
transformador
caja de venteo
interruptor
cable de potencia superficial
1.5 Risers.
Un riser es un tubo que conecta una estructura de producción flotante o una
plataforma de perforación con un sistema submarino para fines de explotación
Fig 1.7 Equipo Subsuperficial de un sistema BEC convencional
22
costa fuera, tales como perforación, producción, inyección y extracción, o para
fines de perforación, terminación y rehabilitación de pozos.
Los risers son considerados los productos más críticos en un desarrollo de ductos
costa fuera, teniendo en cuenta las cargas dinámicas y las condiciones de servicio
a las que se someten. (Yong Bai y Qiang Bai, 2005)
En unidades de perforación, los risers son usados para transportar fluidos para
controlar el pozo, y en las plataformas de producción son utilizados para
transportar los hidrocarburos desde el suelo marino a la plataforma superficial.
Existen grandes grupos de risers utilizados en los sistemas flotantes de
producción: los flexibles, los rígidos tensionados en su extremidad superior (top
tensioned risers), los híbridos y en forma de catenaria. (S. Hatton, H. Howells,
junio 1996)
Fig. 1.8 Diferentes arreglos de risers en sistemas flotantes de producción.
1.5.1 Riser flexible
23
Los risers flexibles pueden ser construidos de TF y de tubería rígida en una
configuración que permita la absorción de los movimientos laterales y verticales de
las unidades flotantes. Actualmente son la solución más común para sistemas de
producción flotantes, principalmente se elabora con alambres de acero y
polímeros.
Las configuraciones principales utilizadas en estos riser son lazy wave, steep
wave y lazy S, entre otras (fig 1.9) estas configuraciones dependen en gran
medida a la profundidad de trabajo, el grado de movimiento que refleje el tipo de
unidad flotante que se esté utilizando, las condiciones del ambiente y restricción
de espacio. Cada capa de un riser flexible es construida de manera independiente,
pero diseñada para interactuar con las demás. El número de capas que lo
componen varían de cuatro a diecinueve, dependiendo de la aplicación y del
tirante de agua.
Los risers flexibles pueden permanecer conectados en las condiciones
ambientales más severas, por su capacidad para resistir grandes movimientos;
además de que tiene una gran flexibilidad en cuanto a la prefabricación, el
transporte y la instalación. Sin embargo, pueden tener grandes limitaciones con
respecto a los diámetros, presión, temperatura y composición de los fluidos; los
procedimientos de diseño son algo complejos; existe un gran riesgo de migración
de gas; los costos por material y fabricación son muy elevados y es muy sensible
a las corrientes marinas.
Fig 1.9 principales configuraciones para risers
24
1.5.2 Riser rígido tensionado
Los risers rígidos tensionados (top tensioned risers), son tuberías de acero
verticales que son sujetos por una fuerza de tensión aplicada en el sistema
flotante para garantizar su estabilidad. La mayoría de los risers de este tipo que se
utilizan en las SPAR utiliza un sistema que le dé una tensión superior, ya sea un
ARCAIN o tensores hidroneumáticos. Los parámetros para la selección de estos
tipos de risers son los que están relacionados directamente a este como lo es su
propio peso, el cual se relaciona a su vez con la profundidad de trabajo y las altas
presiones de yacimiento. Estas variables reflejan en el hecho de que al aumentar
el peso del riser se incrementa el tamaño de los ARCAINS o los requerimientos
del sistema de tensión hidroneumático, elevando el costo del proyecto
automáticamente.
La principal desventaja de estos risers es su número limitado de risers en cubierta,
debido al complejo sistema de tensores, además de los impactos que recibe de los
movimientos y esfuerzos se refleja en la unidad que lo sostiene. Su principal
ventaja es la facilidad de los trabajos de operación en superficie.
25
Fig 1.10 Arreglos de risers rígidos tensionados (Top Tensioned Riser)
1.5.3 Riser híbrido.
Los riser híbridos son una combinación de tubos rígidos de acero, utilizados en la
parte profunda del sistema, y de TF, colocados en la parte superior que conecta al
sistema flotante. Dentro de los risers híbridos se encuentran las torres de riser
(tower riser), los riser de una línea con flotador en su parte superior (SLR del
inglés Single Leg Riser) y los risers con flotador en la parte superior y anclados al
fondo marino a través de un tendón (TLR del inglés Tensión Leg Riser) (Barranco,
2004).
26
Fig 1.11 Arreglo de risers híbridos con flotador en la parte superior y anclados al fondo
marino a través de un tendón (Tensión Leg Riser)
2. Estado de la tecnología de los sistemas artificiales de
producción en aguas profundas.
2.1 Sistemas artificiales de producción en aguas profundas
Las compañías petroleras con mayores reservas de hidrocarburos en el mundo y
con mayor presencia en aguas profundas, en algunas el 60% de sus reservas
proviene de su producción costa fuera, de este modo es esencial una alta
27
productividad por parte de los SAP en donde estos juegan un papel muy
importante en la explotación de campos costa fuera. (Ernesto Iniesta, mayo 2013).
2.1.1 Caisson
El sistema Caisson Separator fue desarrollado por las compañías Shell y FMC.
Este sistema consiste en un cajón hidráulico de más de 300ft de largo que es
hincado en el suelo marino. Contiene un separador ciclónico gas/líquido en la cima
y una bomba electrocentrífuga, alojada en la parte inferior del Caisson.
La corriente multifásica entra al Caisson por el extremo superior y fluye hacia
dentro del separador a través de una entrada tangencial que tiene un cierto ángulo
de inclinación. La corriente de flujo se separa en líquido y gas mientras viaja en
forma descendente siguiendo una trayectoria de espiral. Adicionalmente ocurre la
separación del líquido más pesado que se pega a las paredes del separador por
acción de las fuerzas centrífuga y gravitacional. El líquido entonces fluye hacia la
parte baja, al cárter del Caisson, donde está la bomba eléctrica sumergible que lo
conduce hacia una línea de flujo llevada a la instalación superficial de producción.
El gas liberado fluye hacia la instalación superficial con su propia presión (presión
de separación del Caisson) en una línea de flujo separada. (Fig. 2.1)
El flujo multifásico fluye por medio del jumper hacia el receptor en la base.
El flujo pasa a través de la curva y entra hacia el bloque en ángulo
tangencial.
El gas se separa del líquido y fluye hacia arriba y los líquidos bajan hacia el
sistema de bombeo, dentro del separador.
La bomba electrocentrifuga es suspendida desde la superficie con la TP.
El gas es liberado del flujo multifásico, fluyendo a través del espacio anular.
28
Fig. 2.1 Esquema del sistema de separador vertical tipo Caisson
2.1.2 VASPS
Un enfoque particularmente innovador para la separación de fluidos del pozo en
corrientes de gas y de fase líquida en una ubicación submarina, es el sistema de
separación y de bombeo anular vertical (VASPs), como se describe en la patente
de EE.UU. Nº 4.900.433, titulada "Vertical Separador de aceite", cedida a The
29
British Petroleum Company. Una unidad VASPs se utiliza con frecuencia como
parte de un sistema submarino multifásico y método de elevación artificial para
aumentar las tasas de producción de yacimientos.
El VASPs es un sistema de separación y de bombeo de dos fases (gas-líquido)
que puede ser instalado en un pozo submarino (llamado “pozo tonto”) cerca de la
línea de lodo del suelo submarino. El "pozo tonto" es un pozo simple, típicamente
forrado con una carcasa o estructura de tubos similares, que se extiende en la
superficie submarina cerca de la línea de lodo a una distancia adecuada para
recibir el VASPs. Bybee, K. (octubre 2002)
El VASPs recibe un flujo completo del fluido del pozo y separa la corriente en una
corriente de fase de gas y una corriente de fase líquida. La corriente de fase de
gas se dirige entonces a una línea de flujo y se transporta a otras instalaciones
para el tratamiento adicional, mientras que la corriente en fase líquida se bombea
desde el VASPs a través de una línea de flujo separado a otras instalaciones de
tratamiento. Tal separación submarina proporciona varios beneficios, incluyendo la
separación primaria de fases líquido-gas en una ubicación submarina, lo que
reduce la necesidad de grandes separadores en las plataformas en alta mar.
Además, una disposición de este tipo disminuye los efectos de escurrimiento
asociados con tal flujo de dos fases gas-líquido, proporcionando una velocidad de
flujo de fluido constante a la plataforma de producción en alta mar.
Una unidad típica VASPs puede ser una unidad independiente que incluye una
carcasa de presión exterior, un conjunto separador (hélice interior), un anillo de
descarga de gas, un tubo de descarga de líquido, una bomba de descarga de
líquido, y un motor eléctrico para accionar la bomba de descarga de líquido (Fig.
2.2). Toda la unidad VASPs entonces será colocada en una carcasa exterior que
pueden ser cementada en el “pozo tonto” en el lecho marino. Alternativamente,
una unidad de VASPs puede ser colocado en una carcasa exterior montado en un
soporte colocado en o cerca de la línea de lodo submarino.
30
Fig. 2.2 Esquema del Sistema de Separación Vertical Anular
y de Bombeo (VASP)
Durante el funcionamiento de una unidad de VASPs, una corriente bien de
múltiples fases (por lo general consiste en petróleo crudo, gas natural, líquidos de
gas natural, y agua salada) entra en la carcasa de presión exterior y se dirige al
separador hélice interior para la separación primaria del gas y el líquido corrientes
de fase. Esta separación primaria se lleva a cabo mediante la aplicación de
fuerzas centrífugas creadas por la forma cilíndrica de la hélice. Los flujos de gas
separado van hacia el centro de la unidad de VASPs en un anillo de descarga y
31
hasta una cámara de expansión de gas. Luego, el gas sale de la unidad VASPs en
una línea de flujo separado para su entrega a un tratamiento adicional y en las
instalaciones de producción (por lo general la plataforma costa fuera). Mientras
tanto, el líquido desgasificado fluye en una dirección a contracorriente del gas y
sale por el separador de hélice en un área del suministro de líquido donde es
bombeada por la bomba de descarga de líquido a través del tubo de descarga de
líquido en una línea de flujo separado para su entrega a y tratamiento adicional en
la instalación de producción (de nuevo normalmente a la plataforma costa fuera).
(fig. 2.3)
Dos de los componentes clave para la eliminación de los líquidos producidos a
partir de una unidad de VASPs son el motor eléctrico y la bomba de descarga de
líquido. El motor eléctrico se combina frecuentemente con la bomba de descarga
de líquido para formar una unidad integrada que se refiere como una " bomba
eléctrica sumergible". El BEC normalmente se controla y se alimenta a través de
un cordón umbilical en comunicación con un sistema de control remoto y una
fuente de alimentación. El BEC, descarga los líquidos separados producidos a
través de la tubería de descarga de líquido.
Es importante mencionar que el sistema de control del VASPS utiliza sensores de
nivel para monitorear el nivel de líquido en el separador, debido a que:
Mantener el nivel de líquido en un punto óptimo maximiza la
eficiencia del separador.
Mantener el nivel de líquido arriba de la entrada de la bomba
previene algún daño en ella.
Mantener el nivel de líquido debajo de la salida de gas evita el
acarreo de líquido en la línea de gas.
32
Fig. 2.3 Diagrama de producción con Sistema de
Separación Vertical Anular y de Bombeo (VASP)
2.1.3 Bombeo neumático en risers
El BN en risers es uno de los métodos que ha probado buen funcionamiento en
desarrollos submarinos para mejorar la producción. El BN puede ser usado como
un método efectivo para eliminar el bacheo severo de líquido que usualmente
ocurre en líneas de flujo con pendientes muy marcadas. En algunos casos, el BN
puede ser usado para incrementar factibilidad de uso para la prevención de
hidratos
33
En la mayoría de los casos el BN solamente es necesario durante las últimas
etapas de producción, los gastos de producción de aceite pueden ser bajos y los
de agua podrían ser bastante altos.
Este sistema consiste en la inyección a un predeterminado gasto de gas dentro de
una línea de producción (riser) en el lecho marino. Esto es aplicado a los sistemas
de producción de aceite. Este gas inyectado es provisto desde una instalación, a
través de un riser para BN. Las razones del BN pueden variar, pero las más
importantes en relación con aseguramiento de flujo son:
Producción mejorada.
Estabilización de flujo.
Disminución de presión en la línea de flujo.
El BN es necesario usualmente para casos donde el corte de agua es alto y/o el
fluido del yacimiento RGA o presión del yacimiento es baja.
El BN es necesario en varias etapas de la vida del campo, puede ser requerido por
más de una razón. La etapa de la vida del campo en la que se requiere BN debe
detectarse para así instalar el sistema de forma oportuna. En muchas ocasiones el
BN no es viable. En algunos casos la instalación del BN o un incremento del gasto
de gas pueden perjudicar el comportamiento del sistema submarino. Determinar si
el BN puede ser necesario o no depende de:
a) Incremento de la producción.
b) Alto corte de agua
c) Baja RGA
d) Profundidad
e) Mayor desplazamiento en líneas de flujo
f) Líneas inclinadas
34
Fig. 2.4 Esquema de producción con BN
2.1.4 Bombeo neumático en risers con tubería flexible
Este sistema se acentúa en SAP en aguas profundas, por los tirantes de agua
relativamente grandes y las bajas temperaturas que se presentan, para los cuales
el patrón de flujo multifásico generalmente es intermitente (bache), generando
altas pérdidas de presión por elevación al presentarse en ocasiones el bacheo
severo. Se plantea la implantación de un sistema que considere los dispositivos
necesarios para la introducción de una TF por el interior del riser de producción
desde la plataforma a la que llega dicho riser.
El hecho de contar con una tubería en el interior del riser, reduce el área
disponible al flujo lo que permite reducir el colgamiento de líquido y la densidad de
la mezcla y por consiguiente las pérdidas de presión por elevación, ventaja que no
se obtiene con el método de suministrar el gas de BN por una tubería externa en
la base del riser.
35
Este sistema considera el modelado del comportamiento de los pozos, la línea
submarina y el riser que hace llegar la producción a una TLP. Con este
planteamiento se pretende reducir la densidad de la mezcla producida por los
pozos y las pérdidas de presión por elevación, proporcionando mejores
condiciones de flujo al modificar la frecuencia y dimensión de los baches o el
patrón de flujo mismo.
2.2 Estado del arte del BEC en aguas profundas
Se ha comprobado que el BEC resulta rentable para aplicaciones de campos en
aguas profundas como se muestra en los casos prácticos, a pesar de la
considerable inversión que éste implica, sin embargo, el uso del sistema BEC para
la explotación de campos en aguas profundas del Golfo de México, se encuentra
aún en la etapa de exploración. Por ello tal vez a mediano o a largo plazo se
podría considerar el sistema BEC como una opción rentable.
2.2.1 Campo Marimba
La primera instalación de un BEC combinado con un caisson en el fondo marino
se encuentra en el campo marimba, Brasil, con 1296ft de tirante de agua. El
proyecto comenzó en el año en el año 2000 y a partir del 2001 comenzó a operar,
sin embargo, a menos de 6 meses de su arranque experimentó una falla, por
tanto, la bomba tuvo que ser reemplazada en 2004 y en 2005 nuevamente entró
en funcionamiento ahora durante 3.5 años, hasta que el pozo fue cerrado en 2008.
2.2.2 Campo Jubarte
El campo Jubarte, en Brasil, fue el segundo campo en el mundo en colocar un
BEC en un Caisson del fondo marino, mismo que fue situado a 4429ft de tirante de
36
agua. La bomba comenzó a funcionar en marzo del 2007 y fue hasta 28 meses
después que se tuvo que intervenir por problemas operacionales.
Así mismo este campo ha tenido varios pozos con sistemas BEC en algunos de
ellos y en algunos otros, BN. Un caso de los más importantes fue la intervención e
instalación de un sistema BEC por encima de un árbol submarino con capacidad
de levantamiento de 25,000BPD y potencia de la bomba de 900hp. Con base a
esto Petrobras cada vez confiaba más en el uso de este sistema y los resultados
eran cada vez más convincentes lo que llevó a perfor ahora “Dummy Wells”, que
son “pozos falsos” en donde va colocado un BEC encapsulado y conectado por la
parte superior de donde llega la producción de uno o varios pozos y de ahí los
impulsa a las instalaciones superficiales.
El sistema definitivo del campo comprendió 11 nuevos pozos, los cuales, al igual
que los perforados en la fase 1, dirigieron su producción a los “Dummy Wells”
como principal sistema artificial de producción y quedando el BN como sistema de
respaldo.
2.2.3 Campo Navajo
Con profundidades que van desde 3600 a 4200ft de tirante de agua, el campo
Navajo, localizado en la Ribera oriental del golfo de México comenzó operaciones
en diciembre del 2005 y fue hasta enero del 2007 que se requirió intervenir. Fue la
compañía Anadarko que tomó la iniciativa e instaló un BEC en el riser, para
aumentar la producción del pozo EB 690 No 1.
Antes de la instalación, el pozo tuvo problemas con baches de gas y las grandes
pérdidas de volúmenes de líquido por fenómenos de colgamiento y resbalamiento
entre fases, dichos problemas fueron resueltos al instalar el BEC y prolongó la
vida productiva de dicho pozo por más de 3 años.
37
3. Planteamiento de la configuración del BEC con tubería
flexible en risers.
3.1 Conceptos básicos del aseguramiento de flujo en aguas profundas.
Se entiende como aseguramiento de flujo las actividades que dan solución a
problemas de control, prevención y remediación de obstrucciones en el flujo de
fluidos dentro de un sistema, que generalmente se conforma de un yacimiento, el
pozo y termina en las instalaciones superficiales. Así mismo involucra a distintas
ciencias y la ingeniería para contrarrestar problemas ocasionados por hidratos,
parafinas, asfaltenos, incrustaciones minerales, corrosión y así mejorar el
transporte de fluidos hacia la superficie. (K. M. Jamaluddin, C. S. Kabir, noviembre
2012)
Para mejorar el retorno de la inversión, los operadores deben de reconocer y
manejar cualquier anomalía que pudiera afectar los fluidos de yacimiento durante
su desplazamiento por el sistema de producción hasta la instalación de
procesamiento. Algunas de estas anomalías solo se identifican a través de análisis
y modelado de los comportamientos de los fluidos y de este procedimiento se
encargan los especialistas en el aseguramiento del flujo, la información que
obtienen a partir de dicho procedimiento sirve como base para el desarrollo de una
estrategia de producción global. (Schlumberger, julio 2015)
38
Fig. 3.1 Red de flujo submarina donde se muestra la plataforma de producción, el tubo
ascendente, la línea de flujo, el colector múltiple submarino, el empalme de tubería, el
árbol de navidad y el pozo. En el inserto se muestra una línea de flujo con una
acumulación de fango.
El proceso de trabajo del aseguramiento del flujo comienza con el muestreo del
fluido de formación durante la fase de perforación del programa de exploración y
evaluación, el análisis de tal muestreo es fundamental para la identificación y
caracterización del comportamiento de fases de las ceras, los asfaltenos y los
hidratos que precipitan de los fluidos de yacimiento con los cambios de
temperatura y presión, al igual con las propiedades físicas del petróleo, el gas y el
agua producidos en un yacimiento. (BoyunGuo, XinghuiLiu, XuehaoTan, enero
2017)
39
Fig 3.2 Distintas incrustaciones en tuberías que restringen el flujo de fluidos.
Comprender los comportamientos de fases que acompañan los múltiples cambios
a los que se someten el petróleo, el gas o el agua durante el proceso de
producción, son clave para el desarrollo de estrategias de diseño, operación y
remediación exitosas que maximicen el retorno de la inversión.
De todo esto se encarga el equipo de aseguramiento de la producción submarina
y su campo de acción se extiende desde el yacimiento hasta el tubo ascendente,
lo que facilita el manejo de los retos a los operadores de áreas marinas. Los
integrantes de los equipos se especializan en predicciones y modelado de flujos,
análisis y todo lo relacionado con el control de los mismos, de manera que
proveen un enfoque multidisciplinario totalmente integrado para la optimización de
la producción proveniente de los campos submarinos.
El aseguramiento de flujo puede dividirse en tres funciones relacionadas entre sí:
1. El aseguramiento de flujo, que implica el análisis de muestras de fluidos de
yacimiento para calificar los comportamientos de fases y prevenir los
problemas que puedan ocasionar.
2. El refuerzo de flujo, el cual implica el diseño, ubicación y operación
integrados de los sistemas de levantamiento artificial y las bombas de
refuerzo submarinas.
3. La función de vigilancia del flujo se utiliza en un circuito de realimentación
para medir la presión, la temperatura, las tasas de flujo y una infinidad de
40
variables que resultan esenciales para optimizar el desempeño del sistema
de producción.
3.2 Definición de requerimientos técnicos para la implantación del BEC
con tubería flexible en risers.
Conforme transcurre la producción de hidrocarburos, la presión del yacimiento
tiende a declinar, lo que conlleva a encontrar soluciones para disminuir las
pérdidas por elevación y los efectos del flujo de fluidos dentro de los pozos y
conexiones por donde fluyen los hidrocarburos. Principalmente en aguas
profundas se requiere minimizar los efectos de flujo inestable en el riser de
producción.
Debido a estos problemas que ocasionalmente ocurren en la explotación en aguas
profundas se han generado soluciones para contrarrestarlos, por ello en este
trabajo busca innovar una forma más eficiente del uso del BEC mediante su
instalación en la base del riser. Sin embargo, hay parámetros a analizar para su
correcto funcionamiento, ya que, las presiones que se presentan (principalmente
la del lecho marino, que regularmente es mayor que la presión interna del riser),
pueden generar riesgos de demora en la explotación de hidrocarburos. (Da Silva
et al, octubre 2013)
El comportamiento de flujo en los riser de producción, se vuelve un reto a ser
resuelto de mejor manera, día con día, al ser cada vez mayores los tirantes de
agua, mayores serán las pérdidas de presión por elevación en el mismo, lo cual
exige mayor energía de empuje de los pozos para lograr los gastos deseados de
producción.
Ahora bien, en el presente trabajo se describe el sistema y sus componentes
principales para una instalación, en donde se introduzca una TF a través del riser
que a su vez se conecta a una plataforma y, con lo cual se pretende que desde
etapas tempranas de explotación se aproveche en su totalidad el diámetro del
riser para el transporte de fluidos, mientras que en etapas avanzadas de la
41
producción el declive de presión y el comportamiento de fluidos incrementan las
pérdidas por energía potencial. El hecho de contar con una tubería en el interior
del riser, reduce el área disponible de flujo lo que permitirá reducir el colgamiento
del líquido y la densidad de la mezcla y por consiguiente las pérdidas de presión
por elevación.
La aplicación de la tecnología con TF en cualquier operación de superficie se
cuenta con una unidad de TF, en la cual se enrosca una sección de tubería de
acero flexible continua. Durante el transporte al lugar donde se requiere, esta
tubería permanece enrollada en un carrete de almacenamiento. Una vez
instalados esta se desenrolla del carrete, pasa a través de un tubo con forma de
cuello de ganso y se endereza justo antes de ingresar al pozo. Las secciones de
tubería al ser continuas nos evitan la conexión de una tubería con otra mientras
esta se desplaza, así mismo se obtiene un mejor control de flujo debido a la
circulación continua. (Schlumberger, marzo 2007)
Convencionalmente se ha instalado el BEC con el cable de potencia sujetado al
exterior de la TP. La sustitución de cualquier parte del equipo BEC por fallas o
averías requiere trabajos de reparación o sustitución de algún elemento, lo cual es
complicado en la mayoría de las situaciones debido a que la extracción de la
bomba para realizar los trabajos de mantenimiento en la superficie requiere
detener la producción, esto conlleva pérdidas económicas y genera costos
adicionales a los previstos. (Vicente Vargas H et al, septiembre del 2007)
En este trabajo se adapta una solución ya utilizada para pozos convencionales,
pero en producciones costa fuera, en donde los tiempos de producción y las
instalaciones son mucho más costosas y con mayor complejidad, así también el
proceso de instalación y recuperación del BEC podría acelerarse y en general, ser
más eficiente si se colocase al final de una TF.
42
Fig 3.3 Comparación entre un sistema de BEC convencional y uno con TF.
Por último, es conveniente señalar que comenzar la producción de hidrocarburos
con esta instalación propuesta del BEC en el riser podría prolongar la vida de los
pozos productores y disminuir el tiempo considerablemente del declive de la
producción, así como reducir las caídas de presión que va desde la presión de
yacimiento a la presión de fondo fluyendo ( ), la cual representa del 10 al 30%
del total (Beggs, 1991), y de la presión de fondo fluyendo a la presión en la cabeza
del pozo ( ) ya que estas, en conjunto, representan los diferenciales de presión
más significativos ( ) dentro del sistema integral de producción (SIP).
43
Gráfica 1. Abatimiento de presión en el tiempo
(Ing. Ángel De María Clavel Mendoza, CPF, IPN 2016)
Lo anterior es indispensable conocer debido a que conforme avanza el tiempo de
explotación la presión de yacimiento declina, lo cual provoca que las condiciones
de transporte se ubiquen en la zona de la curva de capacidad de transporte donde
predominan las pérdidas de presión por elevación.
3.3 Descripción del modelo.
El objetivo del presente trabajo es proporcionar una solución práctica como
alternativa a la solución convencional de BEC en aguas profundas y ultra
profundas, así también modificar el comportamiento de flujo y reducir las pérdidas
de presión por elevación en el riser tanto desde el inicio de la producción o como
alternativa a recuperación secundaria.
𝑃
𝑃
𝑃
44
Al implementar el BEC, solución que ha sido ampliamente probada en pozos
terrestres y en aguas profundas, pero en este caso mediante el suministro de
energía por dentro de una TF, por el interior del riser desde la plataforma de arribo
de dicho riser, que al mismo tiempo soportará a la bomba y permitirá la salida del
gas por medio de ésta y así poder acortar los tiempos tanto de detención de
producción como de mantenimiento al sistema.
Una descripción de la instalación del BEC con TF se basa en una configuración
“convencional” con la variable del cable de potencia el cuál va colocado por dentro
de la TF, mientras que los fluidos producidos se desplazan por medio del espacio
anular entre la TP y la TF. Se requiere de dos secciones de empacadores en la
parte inferior de la bomba para ajustar el paso de los fluidos y la instalación del
BEC.
Fig. 3.4 Esquema ilustrativo del BEC acondicionado en un riser de producción.
45
3.4 Análisis y desarrollo del sistema.
Para exponer de manera explícita el fenómeno, se describe a continuación un
sistema de producción hipotético utilizado en el desarrollo del sistema con base
similar con BN y BEC en la base del riser, el cual se compone por una plantilla de
producción de 12 pozos submarinos, ubicada en 800m de tirante de agua. La
producción de los pozos después del manifold, se conduce por una tubería
submarina de 4400m y posteriormente por un riser de producción hasta una
plataforma de piernas tensionadas TLP, por sus siglas en inglés, donde ingresa al
proceso de separación a una presión de 6 abs. La presión inicial del
yacimiento es de 240 abs., que es productor de un aceite de 22 °API, con
una RGA de 317 .
Fig 3.5 Esquema de plantilla submarina conectado a plataforma TLP con un arreglo de
riser tipo “J” y representando la altura a la cuál puede ir colocado el BEC
46
Para obtener las curvas de comportamiento al gasto inicial deseado (53,000 bl/d)
se utilizó el simulador de flujo multifásico en tuberías PIPEPHASE®, el cual nos
proporcionó los distintos comportamientos de flujo a diferentes diámetros de
tubería. Con esto podemos seleccionar el diámetro óptimo del riser para obtener
un eficiente flujo de fluidos, el cual fue de 16pg así mismo se considera que a
partir de la profundidad donde va colocada la bomba, el gas se separa de la
mezcla y mediante el espacio anular se transportará la fase líquida, lo que
proporciona contrarrestar pérdidas de flujo por efectos de colgamiento y
resbalamiento.
Gráfica 2. Pérdidas de presión por fricción para distintos diámetros en el riser
(“Modelo representativo de la integración de gas de BN inyectado por una TF
a una multifásica en riser de producción en aguas profundas”, Irma Cruz Flores, UNAM)
Lo anterior encuentra fundamento en la ecuación de balance de energía, que se
presenta de la siguiente manera para determinar el gradiente de presión en
tuberías verticales:
47
(
)
Donde se aprecia que el término de caídas de presión por elevación es
dependiente de la densidad de la mezcla de fluidos y de la diferencia de alturas
(tirante de agua).
En la gráfica siguiente, ya elegido el diámetro óptimo se comparan ahora las
curvas de comportamiento con TF considerando flujo anular y sin TF. En dicha
gráfica se observa la zona donde predominan las pérdidas de presión por
elevación (a la izquierda de la concavidad de la curva) y, así mismo, se observa
que el flujo anular comienza a ser benéfico a partir de un gasto de aceite
aproximado de 35,000 bls/día. (para una contrapresión en la base del riser de
31 ).
Gráfica 3. Comparación de las curvas de capacidad de transporte
del riser seleccionado con y sin TF
(“Modelo representativo de la integración de gas de BN inyectado por una TF
a una multifásica en riser de producción en aguas profundas”, Irma Cruz Flores, UNAM)
48
Conociendo el comportamiento de flujo sin SAP, se procede a generar redes
integrales de producción con el simulador de flujo Pipephase®, en donde se
muestra un comparativo entre la inyección de gas de BN. Se efectuó un análisis a
5 periodos donde a su vez se puede apreciar que a través del tiempo el RGA fue
en aumento para los mismos 7mmpcd en el caso del BN, esto debido a los
requerimientos en la base del riser que abarcan la zona comprendida entre las
curvas de RGA=405 y 730 .
Gráfica 4. Comparación de las curvas de capacidad de transporte del riser seleccionado
con TF, sin TF y con inyección de gas por TF (flujo anular)
(“Modelo representativo de la integración de gas de BN inyectado por una TF
a una multifásica en riser de producción en aguas profundas”, Irma Cruz Flores, UNAM)
A su vez, este abastecimiento de gas permite reducir la contrapresión disponible
hasta 19 , lo que hace posible prolongar la vida productiva del campo.
49
4. Modelado para el diseño del sistema artificial de
producción risers.
Como ya se mencionó anteriormente, para un análisis determinista, se efectuó el
modelado de la red integral de producción hipotética, en donde se modela el
comportamiento de un pozo y sus réplicas para tener un total de 12 pozos, con lo
que se consideran condiciones aproximadas a condiciones reales.
Para tal modelado se utilizaron los mismos datos en tres distintas ocasiones: la
primera sin SAP, ni TF lo cual representó al campo hipotético con un
comportamiento convencional, para la segunda y tercera ocasión se agregó el BN
y el BEC, respectivamente, para así obtener las producciones a lo largo de 5
periodos y un estimado del tiempo de vida de la producción con estos dos
sistemas
4.1 Configuración del sistema propuesto.
El diseño del aparejo de producción propuesto se vuelve más sencillo al entender
los principios del funcionamiento del equipo sumergible y los factores que afectan
su comportamiento.
El sistema considera la soldadura de una placa envolvente de refuerzo para llevar
a cabo un tapping en el “cuello” del riser y con un soporte soldado a la plataforma
para proporcionar la resistencia física para soportar el peso de la TF cuando esta
se encuentre alojada en su interior y evitar que el riser se colapse. A través del
dispositivo soldado al riser hacer un “tapping”, para instalar una válvula de
seccionamiento, un colgador de la TF y sobre este un carrete, una válvula
maestra, un carrete más y una válvula de “sondeo”, lo cual emularía un “medio
árbol” de válvulas de un pozo. Así mismo, sobre este conjunto se deberá construir
una cubierta relativamente pequeña, que esté soportada en la plataforma, para
que sobre ella pueda ser instalado el conjunto de preventores y la “cabeza
50
inyectora de la TF para poder realizar las operaciones de introducción e
instalación de la misma o su extracción cuando así se requiera, con ello será
posible reutilizarla en algún otro riser, lo cual es una ventaja más respecto al uso
de tuberías externas al riser. (Irma Cruz Flores, Noviembre 2013)
Fig 4.1 Esquema de un bombeo con TF en riser.
(“Modelo representativo de la integración de gas de BN inyectado por una TF
a una multifásica en riser de producción en aguas profundas”, Irma Cruz Flores, UNAM)
Para determinar el suministro de energía eléctrica se debe seleccionar el BEC
dependiente de sus variables a manejar, tales como el voltaje disponible y la
frecuencia, la capacidad requerida del sistema, entre otras.
51
Los datos por considerar se pueden verificar en la tabla 1 en donde se presentan
las variables resultantes de la simulación utilizando Pipephase® a partir de la
colocación del SAP.
Presión en el yacimiento
(psia)
2873.0 °API 22.0
RGA 317.2 Qo esperado (bpd) 53000
Diámetro riser (pg) 16.0 Diámetro interior del riser
(pg)
13.96
Diámetro de la TF (pg) 4.5 Profundidad de colocación
del BEC (ft)
1568
Eficiencia Inicial del BEC (%) 76 Diámetro nominal (pg) 11.662
Longitud vertical del riser (ft) 2624.67 Gravedad especifica del
aceite
0.9218
Tabla 1. Información del aparejo y comportamiento de flujo.
Una vez que los datos requeridos han sido recopilados y analizados, el siguiente
paso para selección del BEC es determinar la capacidad de producción del pozo a
una determinada profundidad de bombeo.
Cada bomba tiene curvas características que deben revisarse para determinar el
rango óptimo de producción y encontrar la eficiencia máxima posible de la bomba
con respecto a esta tasa. Los datos de potencia influyen parcialmente para
determinar los requerimientos del transformador y el tablero de control, mientras
que la frecuencia influye en la velocidad de rotación de la bomba, la capacidad de
levantamiento y presión requerida en el top side (6 ).
Para ello se consultó el catálogo de bombas electrocentrífugas de Schlumberger,
en donde se encontró que la bomba REDA N1400B cumple con los requerimientos
para la producción deseada y las características del sistema.
52
Fig. 4.2 Curva de rendimiento por etapa de bomba REDA N1400B 60Hz, 3500 rpm.
(Fuente: Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology Catalog)
53
Fig. 4.3 Curva de rendimiento por etapa de bomba REDA N1400B 60Hz, 3500 rpm.
(Fuente: Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology Catalog)
54
4.1.1 Carga dinámica total
El próximo paso de selección es determinar la carga dinámica total (CDT), la cual
es definida como la capacidad que se requiere en la bomba para empujar el gasto
deseado a partir de la profundidad de colocación de esta, dicha capacidad se
denomina como “longitud de columna hidráulica” que, básicamente, es la
diferencia entre la presión de salida de la bomba menos su presión de entrada (o
de succión).
La CDT es la suma de: la distancia total de levantamiento de líquido a la
superficie, las pérdidas por fricción en la(s) tubería(s), la presión requerida en la
superficie. La CDT se puede calcular mediante la siguiente ecuación:
(
) (
) (
)
En este trabajo a partir de la profundidad de la bomba, el bombeo será de líquido
sin gas, así también se pretende anclar el BEC con empacadores por lo que la
sumergencia se reemplaza por la longitud del segmento de tubería en donde va
colocado el sistema, la presión en la cabeza se reemplaza por la presión requerida
en el top side, de este modo la ecuación de modifica para quedar de la siguiente
manera:
(
) (
) (
) (
)
Considerando el valor de presión requerida en top side (6 ), habría que
convertir esta presión a pies de carga, quedando de la siguiente manera:
55
(
) (
)(
)
( )
La ecuación de Darcy-Weisbach es una ecuación ampliamente usada
en hidráulica. Permite el cálculo de la pérdida de carga debida a la fricción dentro
una tubería llena. La ventaja de esta fórmula es que puede aplicarse a todos los
tipos de flujo hidráulico (laminar, transicional y turbulento), debiendo el coeficiente
de fricción tomar los valores adecuados, según corresponda. La forma general de
la ecuación de Darcy-Weisbach se puede expresan en función del caudal:
Donde:
hf: pérdidas de presión por fricción en metros de columna de líquido
f: factor de fricción
L: longitud del segmento
Q: gasto
g: aceleración de la gravedad
D: diámetro
56
Utilizando la ecuación antes descrita podemos calcular que a partir de la
profundidad de colocación de la bomba (800m) con gasto de 50, 000bl/día
deseados y utilizando el diámetro equivalente (11.662pg) las pérdidas de fricción
serán las siguientes:
(
)
La zona turbulenta se inicia a diferentes valores de NRe en el diagrama de Moody,
dependiendo del valor de ε/d. F es independiente de NRe y varía únicamente con
la rugosidad relativa. El valor de f puede obtenerse para flujo turbulento con:
* (
)+
Donde:
f: factor de fricción
: rugosidad absoluta
d: diámetro
[ (
)]
57
Aunque existen multitud de recomendaciones, no existen ecuaciones matemáticas
que representen el fenómeno de sumergencia en forma de ecuaciones y
parámetros tales como caudal, sumergencia, etc.
Las recomendaciones existentes son las siguientes:
La sumergencia S debe de ser aproximadamente 1m por cada 1m/s en la
sección de succión.
La velocidad de flujo en la sección de succión debe ser mínimo 6 veces la
velocidad de succión de la bomba.
Por tanto, si la velocidad de succión mínima requerida es de 53,000bl/d
equivalente a 3.44 , la sumergencia mínima requerida será de 3.44ft
Para términos prácticos se considera la misma caída de presión por fricción
durante todo el ciclo de vida del campo (se desprecian al no modificar el número
de etapas requerido).
4.1.2 Suministro de potencia eléctrica
Con la CDT calculada, se procede a calcular el número de etapas requeridas por
la bomba. Una vez que se elige una bomba, el número de etapas requeridas se
puede calcular conociendo los pies de levantamiento por etapa, los cuales están
dados mediante la siguiente ecuación:
( )
58
Ahora para el cálculo de la potencia requerida del motor para impulsar los fluidos
se calculan utilizando la siguiente ecuación:
Durante la simulación se contempla una potencia más elevada a esta, ya que la
potencia antes calculada es la mínima requerida por el motor para levantar los
fluidos a la profundidad determinada de bombeo, sin embargo, para un aumento
considerable de producción se añaden dos etapas extras, las cuales deben
especificarse al momento de adquirir la bomba y calcular potencia total requerida
del motor. Por tanto:
Las bombas multietapas sacan provecho de la suma de presión que se logra
pasando el flujo por sucesivas etapas de bombeo, ya que cada impulsor suma
presión a la recibida de la etapa anterior. De esta manera se obtiene la presión
requerida manteniendo la eficiencia.
4.2 Generación del modelo de simulación en estado estacionario.
Primeramente, se llevó a cabo la emulación de declive de presión en el yacimiento
respecto al tiempo, tanto para la plantilla submarina sin SAP y sin considerar la TF
(Diagrama 1), con la cual se consideran las condiciones iniciales de explotación
con presión de yacimiento de 240 para así obtener un gasto deseado de
53,000bl/día de petróleo y 16.8mmpcd de gas; el segundo caso para esta misma
plantilla se contempla inyección de gas de 7mmpcd con BN y TF al interior del
riser, para lo cual se estimó el diámetro equivalente de acuerdo al área de flujo
59
anular, además de una inclusión de una fuente que suministra este gas de BN
que, como se determinó anteriormente, se efectúa a partir del segundo periodo de
explotación, cuando la presión del yacimiento es de 202 (Diagrama 2).
En el Diagrama 2, donde se muestran los resultados para el segundo periodo de
explotación para el primero caso, determinándose una producción estimada de
45,000bl/día, posteriormente en el Diagrama 3 se muestran las condiciones para
el segundo caso en el que la producción se obtuvo de 50,000bl/día, generando así
un incremento de 5,000bl/día, mismo que significa más de la producción adicional
de uno de los pozos.
Diagrama 1. Red integral de producción, para la etapa inicial de explotación
(presión inicial de yacimiento de 240 ) sin TF ni SAP.
60
Diagrama 2. Red integral de producción, para el 2do periodo de explotación
(presión del yacimiento de 202 ) sin TF ni inyección de gas de BN
Diagrama 3. Red integral de producción, para el 2do periodo de explotación
(presión de yacimiento de 202 ), con TF e inyección de gas de BN
61
En el diagrama 4, se muestra el comportamiento de la red sin inyección de gas
para el 5to periodo de explotación, al que corresponde una presión de yacimiento
de 114 , para este punto se observa que los pozos han dejado de fluir.
Diagrama 4. Red integral de producción, para el 5to periodo de explotación
(presión de yacimiento de 114 ) sin TF ni inyección de gas de BN.
Sin embargo, considerando la inyección de gas con TF, para esta misma presión,
se contaría con una producción de 20,715 bl/día. (Diagrama 5)
62
Diagrama 5. Red integral de producción, para el 5to periodo de explotación
(presión de yacimiento 114 ) con TF e inyección de gas de BN
Al tener condiciones propicias que permiten el alargue de la producción se realizó
una simulación más para 7 periodos, demostrando así dos periodos con una
producción considerablemente buena y la prolongación en la vida productiva de
los pozos que conforman la plantilla (Diagrama 6).
Diagrama 6. Red integral de producción, para el 7mo periodo de explotación
(presión de yacimiento 90 ) con TF e inyección de gas de BN
63
En la Tabla 2 se muestran un resumen de los resultados obtenidos mediante la
simulación en PIPEPHASE® de la red integral de producción para los siete
periodos de explotación que se lograrían con la inyección de gas de BN con TF
por el interior del riser.
Periodo Pws Qo sin TF Qo con TF y BN ΔQo ΔVo
(kg/cm2) (BPD) (BPD) (BPD) (bls.)
1 240 53,117.00 53,117.00 0.00 0.00
2 202 44,981.00 48,977.00 3,996.00 1,458,540
3 165 33,837.00 41,069.00 7,232.00 2,639,680
4 135 22,435.00 29,666.00 7,231.00 2,639,315
5 114 0.00 20,715.00 20,715.00 7,560,975
6 98 0.00 19,052.00 19,052.00 6,953,980
7 90 0.00 17,059.00 17,059.00 6,226,535
Qg BN = 7.0 mmpcd ∑ = 27,479,025.00
Tabla 2. Resumen y comparación de resultados con BN.
Estos resultados servirán como datos para estimar la producción esperada con el BEC.
4.3 Resultados obtenidos
Por último, la implementación del BEC y TF, con flujo mediante el espacio anular y
utilizando el mismo diámetro nominal que en BN. Se consideró que lo
recomendable es la introducción del BEC a partir del segundo periodo de
explotación, así se pueden comparar los resultados de ambos SAP.
El parámetro principal de la bomba BEC es el suministro de potencia, la cual se
consideró de 1260hp, distribuidos en 14 etapas, con una eficiencia separación de
gas del 90%, considerando que el 10% del gas es separado naturalmente durante
el transporte de fluidos hasta la base del riser y posteriormente llega al separador,
64
quedando en 81% la fracción de gas separada. Los datos del separador se
encuentran en la fig 4.4.
Fig. 4.4. Datos del separador.
Para el caso de la bomba, las eficiencias se modifican por cada simulación a fin de
respetar la eficiencia con respecto al gasto a bombear. Para cuestiones de
bombas electrocentrífugas, la eficiencia adiabática (también conocida como
isentrópica) se representa como pérdidas de bombeo, dato que se conocerá con
respecto a las curvas de la bomba seleccionada.
Los datos de la eficiencia manejados se encuentran en la tabla 3, a los cuales se
fue realizando un estimado por cada simulación con base en a los resultados con
BN, encontrando que, en el 5 periodo de explotación, la producción aumentó
considerablemente y así mismo las estimaciones de eficiencia para la bomba
65
Periodo Pws Qo con TF y BN Qo Estimada Ef. estimada
(kg/cm2) (BPD) (BPD) (%)
1 240 53,117.00 53,117.00 0.00
2 202 48,977.00 50,000.00 76
3 165 41,069.00 40,000.00 74
4 135 29,666.00 30,000.00 66
5 114 20,715.00 25,000.00 70
6 98 19,052.00 22,000.00 72
7 90 17,059.00 20,000.00 73
8 80 0.00 17,000.00 70
Tabla 3. Eficiencias estimadas durante la simulación.
Los resultados de las simulaciones con BEC para los periodos 2 y 4 se encuentran
en los siguientes diagramas.
Diagrama 7. Red integral de producción, para el 2do periodo de explotación
(presión de yacimiento de 202 ), con TF y sistema BEC en la base del
riser.
66
Diagrama 8. Red integral de producción, para el 4to periodo de explotación
(presión de yacimiento 114 ) con TF y sistema BEC en la base del riser.
Gráfica 5. Diferencial de presión en el riser de producción
A partir de este periodo, la bomba comienza a trabajar fuera de su rango óptimo
de operación, por lo que si se continúa con la misma potencia pueden ocurrir
problemas directamente con el sistema de bombeo, ya que al tener grandes
capacidades de succión se llegarían a formar vacíos dentro del riser. Dicho esto,
lo más recomendable es cambiar la bomba con la que se está trabajando a una
que se ajuste a las nuevas capacidades de bombeo. Para ello nos dirigimos
67
nuevamente al catálogo de bombas REDA y encontramos que la nueva bomba a
utilizar es la M675A. Las curvas correspondientes a esta bomba se encuentran en
la figura 4.5.
Fig. 4.5 Curva de rendimiento por etapa de bomba REDA M675A 60Hz, 3500 rpm.
(Fuente: Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology Catalog)
Con las nuevas curvas se procede a calcular los nuevos parámetros de la bomba.
( )
68
Ahora para el cálculo de la potencia requerida del motor para impulsar los fluidos
se calculan utilizando la siguiente ecuación:
Los nuevos parámetros serán ajustados con el variador de frecuencia en
superficie, utilizando el mismo equipo que con el que se inició la explotación. Los
nuevos resultados se presentan a continuación.
Diagrama 9. Red integral de producción, para el 5to periodo de explotación
(presión de yacimiento 90 ) con TF y sistema BEC en la base del riser.
69
Posteriormente se realizó una última simulación para un periodo más de vida en el
ciclo de los pozos, para el caso del BN, los resultados no fueron favorables, ya
que, al disminuir de 90 a 88 se detenía inmediatamente la
producción general del campo, esto sucede teóricamente cuando las distancias
son muy grandes entre la cabeza de los pozos y las plataformas, e incluso hace
difícil que el gas inyectado ayude al flujo en secciones verticales (pozos y riser),
incrementando la diferencial de presión en secciones horizontales (líneas de flujo y
jumpers), por tanto se deduce que el simulador de flujo está respetando este
principio y así mismo indica que durante ese último periodo de explotación queda
limitada la vida del campo con este sistema a 7 periodos.
En el caso del BEC, la producción continuaba considerablemente bien durante
este séptimo periodo, llegando así hasta el noveno periodo de explotación del
mismo campo, considerado como el último.
Diagrama 10. Red integral de producción, para el 8vo periodo de explotación
(presión de yacimiento 88 ) con TF y BN en la base del riser.
70
Diagrama 11. Red integral de producción, para el 8vo periodo de explotación
(presión de yacimiento 80 ) con TF y sistema BEC en la base del riser.
Se resumen los resultados obtenidos para BEC en comparación con BN,
demostrando así que este sistema como principal SAP en campos costa fuera
puede generar mayores beneficios.
Periodo Pws Qo con TF y BN Qo con TF y BEC ΔQo ΔVo
(kg/cm2) (BPD) (BPD) (BPD) (bls.)
1 240 53,117.00 53,117.00 0.00 0.00
2 202 48,977.00 58,588.00 9,611.00 3,508,015.00
3 165 41,069.00 49,818.00 8,749.00 3,193,385.00
4 135 29,666.00 40,454.00 10,788.00 3,937,620.00
5 114 20,715.00 31,759.00 11,044.00 4,031,060.00
6 98 19,052.00 26,251.00 7,199.00 2,627,635.00
7 90 17,059.00 22,646.00 5,587.00 2,039,255.00
8 80 0.00 19,172.00 19,172.00 6,997,780.00
9 70 0.00 10,355.00 10,355.00 3,779,575.00
∑ = 30,114,325.00
Tabla 4. Comparación de resultados entre BEC y BN.
71
A razón de estos resultados, y como uno de los objetivos principales del trabajo,
se puede observar como la producción aumenta considerablemente para los
casos en donde se utiliza un SAP en el riser (gráfica 6), lo cual indica una
extensión en la vida productiva del campo y ganancias significativas en cuestiones
de rentabilidad.
Gráfica 6. Comparación de las producciones con respecto al tiempo.
Finalmente, las curvas de IPR se muestran en la gráfica 7.
Gráfica 7. Curvas IPR.
0,00
10.000,00
20.000,00
30.000,00
40.000,00
50.000,00
60.000,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
GA
STO
(Q
O)
TIEMPO (AÑOS)
Qo sin TF Qo con TF y BN Qo con TF y BEC
0
50
100
150
200
250
300
0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000
PW
F (K
G/C
M2
)
QO (BPD)
IPR
sin sap BN BEC
72
5. Análisis de factibilidad económica
5.1 Principales problemas operativos.
Cortos circuitos.
Los cortos circuitos se pueden ocasionar de distintas maneras al operar
indebidamente el sistema, algunos ejemplos en donde se ocasionan son los
siguientes:
1. Operar con cableado debilitado en su aislamiento, debido a que estará
expuesto a flujo continuo de gas pudiese irse desgastando aún más
ocasionando este tipo de problemas.
2. Operar con exceso de corriente sin considerar los rangos de seguridad.
3. Presencia de solidos que sobrecarguen al equipo
4. Operar con frecuencias más altas de las recomendadas, que causan
sobrecalentamiento del sistema.
5. Excesivo número de arranques; al momento de detenerse la producción, el
personal operativo tiende a tratar de arrancar de nuevo el sistema y, al
desconocer los parámetros de operación, intentan arrancarlo tantas veces
les sea posible sin saber que pudiesen tener afectaciones mayores, ya que
es justamente en los arranques donde se presentan los puntos máximos de
corriente y al hacerlo repetidamente pueden llegar a sobrecargar el sistema.
Lo recomendable es tener tres arranques como máximo (con lapsos de
entre 20 y 30 minutos por cada uno), al no responder se debe hacer un
análisis minucioso e integral entre las áreas técnicas involucradas para
establecer un procedimiento específico y así generar alternativas de
arranque.
73
Inyección de químicos para limpieza.
Debido a los gastos menores que el declive de presión natural provoca, es común
que ocurran distintos problemas como taponamientos o incrustaciones,
principalmente en pozos donde haya presencia de arenas, o bien, donde se
encuentre presencia de asfaltenos, parafinas, entre otras. Para resolver estos
problemas se ha optado por limpiar continuamente el área de flujo con inyección
de diversos materiales como ácidos o diesel, con la finalidad de limpiar la bomba o
destapar los impulsores.
Para inyectar este tipo de químicos, especialmente al utilizar ácido clorhídrico y
ácido fluorhídrico, hay que tener pleno conocimiento sobre su concentración sea la
indicada debido a que pueden dañar los componentes internos del equipo,
resultando la limpieza contraproducente.
Atascamiento o ruptura de la flecha.
Debido a presencia de sólidos que generar algún atascamiento del eje que, al no
ser controlado debidamente por los operadores, pudiesen llegar a romperlo o bien,
dañar el motor, el cable de potencia, los empalmes, etc.
Desgaste de la bomba.
Las bombas para operar en un BEC se diseñan bajo ciertos parámetros a respetar
que se correlacionan entre sí, tales como la capacidad de bombeo, la carga
dinámica total, frecuencia de operación y la potencia. Estos parámetros deben
estar en contante monitoreo y e base a esto detectar problemas operacionales.
Una bomba desgastada puede reflejarse en:
- Disminución de la producción.
- Incremento en la presión de succión.
- Reducción de amperes en la caja.
- Constantes paradas por sobrecarga.
74
5.2 Factores por considerar durante la producción.
Gas libre
La existencia de presiones y temperaturas elevadas en el fondo del pozo, causan
que el gas libre se filtre en el cuerpo de cable, en la extensión de la mufa y en la
mufa, reduciendo la constante dieléctrica de los materiales con el que están
construidos. Esto produce fugas de corriente y corto circuitos. Conforme aumenta
el gas libre que ingresa a la bomba, se reduce la presión en la descarga y esto
provoca que le motor se acelere. Como en ese momento, el motor está trabajando
con potencia sobrada, se sobrecalienta y en consecuencia se quema. Para
contrarrestar estos problemas se debe considerar que el separador trabaje bajo
una eficiencia mínima del 80% y monitorear cada determinado tiempo la presencia
de gas separado para mantener una buena eficiencia de bombeo.
Temperaturas.
Al afectar directamente al cuerpo del cable, al empaque, mufa y motor, la
temperatura se vuelve un factor importante a controlar debido a que, si aumenta
más allá de la permisible, los componentes podrían llegar a reducir su tiempo de
vida afectando directamente la rentabilidad del sistema.
Nivel dinámico del fluido.
El nivel dinámico del fluido puede llegar a ser un gran problema desde etapas
tempranas ya que, al aumentar o disminuir el gasto generado por los pozos el
nivel dinámico puede llegar a bajar o aumentar según sea el caso, generando
problemas de succión en vacío o disminución de la CDT y por consecuencia
sobrecalentamiento del sistema.
75
Esfuerzos mecánicos.
Debido a que la producción no debe detenerse por largos tiempos, al momento
que el sistema se detiene, los operadores vuelven a arrancar y en varios intentos
pudiesen llegar a romper la flecha del equipo en caso de que se encuentre
atorada. Actualmente se realizan distintos diagnósticos en superficie primero para
verificar que el sistema funcione correctamente, al fallar estos diagnósticos se
procede a intervenir con la bomba.
5.3 Requerimientos técnicos
Implementar un sistema artificial de producción nuevo requiere conocimiento de
las características particulares del campo que permitirán que el Ingeniero de
producción pueda desarrollar un diseño adecuado. A continuación, se describirán
los componentes seleccionados para este caso, así como sus beneficios en
cuestión de producción.
La decisión para la adquisición final de una bomba debe tener presente no
solamente el coste inicial de la bomba sino también los costes de operación que
tendrá la misma durante su vida útil, dichos costes incluyen mantenimiento,
reparaciones y costes energéticos. Actualmente existe la posibilidad de adquirir
bombas de mejores prestaciones, bien por tener motores eléctricos de alto
rendimiento (imán permanente) o bien por disponer de un control electrónico que
permite el ajuste de la bomba al punto de funcionamiento nominal. (SPE,
Schlumberger, febrero 2015)
Para este caso ya se seleccionó una bomba en base al máximo número de etapas
calculadas, posteriormente se seleccionó el motor de acuerdo con la potencia
necesaria.
76
Fig. 5.1 Variables por etapa para la bomba REDA N1400B Series 1000, 60Hz, 3500 RPM
(Fuente: Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology Catalog)
Fig. 5.2 Variables por etapa para la bomba REDA N1400B Series 1000, 60Hz, 3500 RPM
(Fuente: Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology Catalog)
77
Por cuestiones de seguridad y para reducir los costos de adquisición sin salir del
rango operativo de seguridad, el motor que satisface al sistema es el REDA Serie
738, el cual requiere 2065 Volts para la frecuencia establecida.
Fig. 5.3 Motor 700hp para bomba REDA N1400B Series 1000, 60Hz, 3500 RPM
(Fuente: Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology Catalog)
Posteriormente se debe seleccionar el cable a utilizar con respecto al diámetro de
la TF (4.5pg), la longitud de profundidad de colocación del sistema (2624ft) más
100 pies de conexiones superficiales (2724ft) y la temperatura de trabajo máxima
considerada, que de acuerdo con el simulador sería de 110°C (230°F)
Del mismo catálogo de REDA se seleccionó el cable EHLTB G5F CII #1/0 AWG
con diámetro de 1.921pg el cual puede soportar hasta 5000V. El perfil de
temperatura vs la corriente de funcionamiento se encuentra en la fig. 5.4
78
Fig. 5.4 Perfil de funcionamiento para cable EHLTB G5F CII
(Fuente: Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology Catalog)
El siguiente paso es considerar el número de voltios requeridos en superficie.
Debido a la gran calidad del material de los cables REDA se consideró una
pérdida de voltaje por cada 1000ft de cable de 15V, por tanto:
Y sumando el voltaje requerido por el motor tenemos:
Posteriormente, añadir las pérdidas de voltaje en el transformador primario, que
regularmente son del 2.5% del voltaje requerido.
79
Teóricamente el tablero de control óptimo sería de 5000V, sin embargo, se podría
llegar a considerar un tablero que tenga variaciones de voltaje entre 3500 y
5000V.
Por último, para dimensionar el transformador utilizamos:
Donde:
KVA: Kilovoltios-Amperios.
Vs: Voltaje superficial requerido.
I: Amperaje utilizado por el motor.
Quedando conformada la ecuación de la siguiente manera:
Este resultado puede ser dividido en tres transformadores de una fase o uno
trifásico.
Todo esto se controlará con un variador de frecuencia, el cual controlará el
suministro de energía al sistema en general. El uso de un variador de frecuencia
aporta los beneficios siguientes:
• Se puede programar un arranque suave, parada y freno (funciones de
arrancador progresivo).
• Amplio rango de velocidad y potencia (velocidades continuas y discretas).
• Puede controlar varios motores.
80
• Factor de potencia unitario.
• Capacidad de by-pass ante fallos del variador.
• Protección integrada del motor.
• Ahorro en mantenimiento, ya que el motor siempre trabaja en condiciones
óptimas.
(Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía, julio de 2014)
5.4 Análisis económico-financiero.
A pesar de la considerable inversión que el BEC implica, se ha comprobado a
través de la experiencia obtenida en los últimos años que resulta rentable para
aplicaciones de campos en aguas profundas como se ha demostrado en este
trabajo. y se realizará un análisis global de lo que podría costar la instalación del
BEC.
Para realizar estimaciones más precisas de la rentabilidad y viabilidad real del
proyecto propuesto, se comparó mediante tabulaciones los resultados obtenidos
que, en resumen, se puede observar el aumento en la producción con uso de
estos sistemas en el riser, especialmente con el uso del BEC.
Un análisis económico preliminar requiere conocer costos de inversión y operación
a lo largo de la vida del proyecto. Entre los costos de inversión se necesitan costos
de desarrollo de campos, de SAP, de intervenciones a pozos, de infraestructura de
equipos de perforación, de instalaciones de producción, de ductos, de
mantenimiento a pozos e instalaciones, etc. en cuanto a los gastos de operación
se necesitan costos de mano de obra, costos administrativos, etc. Así pues, se
presentan varios factores en la obtención de dichos costos como modalidades de
renta o venta de equipos e instalaciones. (Facundo Ricardo Ledesma, 2015)
El Valor Presente Neto (VPN) es un procedimiento que permite determinar el valor
de un proyecto en el tiempo 0 de los flujos de efectivo futuros que generan un
81
proyecto y comparar este valor con la inversión inicial. Cuando dicho valor es
mayor que la inversión inicial, entonces, es recomendable que el proyecto se lleve
a cabo. El VPN se representa con la siguiente fórmula:
∑
Donde:
VPN: Valor presente neto
VPI: Valor presente de la inversión (t = 0)
Una medida utilizada en la evaluación de proyectos de inversión que está muy
relacionada con el Valor Presente Neto es la Tasa Interna de Retorno (TIR) que es
la tasa de interés o rentabilidad que ofrece una inversión que también se define
como el valor de la tasa de descuento que hace que el VPN sea igual a cero, para
un proyecto de inversión dado.
∑
Donde:
VPN: Valor presente neto
VPI: Valor presente de la inversión (t = 0)
TIR: Tasa interna de retorno
Otro de los indicadores económicos a utilizar es el costo unitario de producción, el
cual representa las operaciones realizadas desde la adquisición de la materia
prima requerida hasta su transformación en artículos de consumo o de servicio.
Un objetivo de la determinación del costo unitario es conocer el costo de
82
producción de los artículos vendidos y tener una base de cálculo en la fijación de
precios de venta, y así poder determinar el margen de utilidad probable.
El costo unitario de producción se obtiene al dividir el costo total por un número de
unidades. Para este análisis, se obtuvo el costo unitario de producción al dividir el
costo total entre la producción de aceite en un periodo para cada caso.
Finalmente se determina para cada caso la razón beneficio-costo que, en términos
prácticos representa el beneficio que se obtiene por cada dólar invertido.
Algunos de los costos de infraestructura utilizados para el análisis económico
preliminar se obtuvieron de los siguientes artículos y estudios: Catenary and hybrid
risers for deepwater locations worldwide, Subsea production Systems for Gas Field
Offshore Brazil, 2015, Assessment or subsea production and well systems, octubre
del 2004. Se sabe que no son precios actuales, sin embargo, es una
aproximación, y la mayoría de los costos se repiten en los tres escenarios, lo que
significa que se puede hacer una comparación entre el caso base y las dos
alternativas de producción ya que representan costos en aguas someras y en
tirantes de agua alrededor de 2000ft, siendo esta profundidad muy aproximada a
la que se utilizó en este trabajo.
5.4.1 Escenarios de desarrollo
Hay aspectos económicos que se deben de considerar antes de tomar una
decisión del SAP más favorable con la finalidad de tener un panorama de
viabilidad mucho mayor. Por ello fue necesario desarrollar las relaciones en los
costos entre cada uno de los escenarios antes manejados.
83
Dichos escenarios contemplan lo siguiente:
1. Es el escenario base, a partir del cual se desarrollan los siguientes dos
escenarios. Aquí se tomó como referencia un desarrollo convencional en
campos de aguas profundas sin un SAP que impulse a los fluidos
provenientes de los pozos.
2. A partir de las investigaciones sobre la implementación de un SAP en el
riser con el fin de hacer más fácil la labor de mantenimiento y disminuir
tanto costos como tiempos de intervención, se desarrolló un BN instalado
dentro del riser de producción, el cual, aparte de prolongar la vida
productiva del campo logró aumentar su producción considerablemente.
3. El último escenario resume los dos anteriores, pero ahora se considera un
BEC en vez de neumático, en el cual también se observó una prolongación
de la vida del campo (inclusive más que con BN) y un aumento de
producción.
Los datos de producción se presentan en la tabla 5 así como las curvas de declive
de presión (gráfica 8).
Periodo Pws Qo sin SAP Qo con TF y BN Qo con TF y BEC
(kg/cm2) (BPD) (BPD) (BPD)
1 240 53,117.00 53,117.00 53,117.00
2 202 44,981.00 48,977.00 58,588.00
3 165 33,837.00 41,069.00 49,818.00
4 135 22,435.00 29,666.00 40,454.00
5 114 0.00 20,715.00 31,759.00
6 98 0.00 19,052.00 26,251.00
7 90 0.00 17,059.00 22,646.00
8 80 0.00 0.00 19,172.00
9 70 0.00 0.00 10,355.00
Tabla 5. Datos de producción para los tres casos
84
Gráfica 8. Declive de presión con respecto al tiempo.
Para todos los escenarios se considera desarrollo con plataformas, los datos a
utilizar para la evaluación económica se encuentran en la tabla 6.
Plazo de amortización 36 meses
Tasa de interés anual 12%
Precio de venta de crudo 50USD/bl
Precio de venta de gas 3USD/mpc
Tabla 6. Datos económicos utilizados.
Teniendo los datos económicos generales, procedemos a analizar cada caso por
separado y a realizar sus respectivos cálculos financieros.
0
5
10
15
20
25
30
35
1 2 3 4 5 6 7 8 9
P B
ASE
RIS
ER (
KG
/CM
2)
TIEMPO (AÑOS)
BN
BEC
85
Para el caso base se utilizaron los datos de la tabla 7.
Descripción Cantidad Precio Unitario
(USD)
Total
Perforación y terminación 12 18, 000, 000 216, 000, 000
Riser flexible (900m) 1 30, 000, 000 30, 000, 000
Jumper (Rígido) 12 1, 200, 000 14, 000, 000
Múltiple de recolección (6
pozos)
2 25, 000, 000 50, 000, 000
Umbilical (MMUSD/km) 1.5 750, 000 1, 125, 000
Árbol submarino 12 5, 500, 000 66, 000, 000
Costo Total 377, 125, 000
Tabla 7. Costos de desarrollo costa fuera para caso base
Así para el segundo caso se añade el costo de instalación del BN.
Descripción Cantidad Precio Unitario
(USD)
Total
Perforación y terminación 12 18, 000, 000 216, 000, 000
Riser flexible (900m) 1 30, 000, 000 30, 000, 000
Jumper (Rígido) 12 1, 200, 000 14, 000, 000
Múltiple de recolección (6
pozos)
2 25, 000, 000 50, 000, 000
Umbilical (MMUSD/km) 1.5 750, 000 1, 125, 000
Árbol submarino 12 5, 500, 000 66, 000, 000
Sistema de BN 1 13, 000, 000 13, 000, 000
Costo Total 390, 125, 000
Tabla 8. Costos de desarrollo costa fuera con BN en la base del riser
86
Y, por último, se consideran los mismos costos de desarrollo con sistema BEC.
Descripción Cantidad Precio Unitario
(USD)
Total
Perforación y terminación 12 18, 000, 000 216, 000, 000
Riser flexible (900m) 1 30, 000, 000 30, 000, 000
Jumper (Rígido) 12 1, 200, 000 14, 000, 000
Múltiple de recolección (6
pozos)
2 25, 000, 000 50, 000, 000
Umbilical (MMUSD/km) 1.5 750, 000 1, 125, 000
Árbol submarino 12 5, 500, 000 66, 000, 000
Sistema de separación y
bombeo
1 35, 000, 000 35, 000, 000
Costo Total 412, 125, 000
Tabla 9. Costos de desarrollo costa fuera con BEC en la base del riser
Es importante señalar que estos costos no contemplan la renta del sistema
flotante de producción ni costos adicionales en rentas externas a la producción,
solo se contemplan costos operativos y costos directos a la explotación costa
fuera. Así mismo se muestran gastos adicionales por sistema para la explotación
con sistema de BN y BEC en el riser, dichos costos se resumen en las tablas 10 y
11.
Dentro de la tabla 10, se resumen los costos con inyección de gas de BN por
medio del riser de producción, tales costos incluyen adquisición del módulo de
compresión, del booster de compresión y turbo bombas, así como las
adquisiciones de equipo específico para el BN como las válvulas, soporte para TF,
colgador, etc que se renuevan cada tercer año.
La turbina utilizada para ambos casos es similar, la variación en costos será el gas
necesario para el empuje con gas de BN.
87
Costos (MMdls) Periodo
1 2 3 4 5 6 7
Gas
combustible y
energía
eléctrica
2.90 2.77 2.72 2.72 2.72 2.72 2.72
Mantenimiento 0.28 0.26 1.28 0.26 0.26 1.28 0.26
Total 3.18 3.03 4 2.98 2.98 4 2.98
Tabla 10. Egresos anuales con BN en risers
(“Modelo representativo de la integración de gas de BN inyectado por una TF
a una multifásica en riser de producción en aguas profundas”, Irma Cruz Flores, UNAM)
El mantenimiento de las turbinas consiste principalmente en rutinas de lavado del
compresor mensualmente, o cuando el fabricante lo especifique, el lavado
remueve depósitos en los álabes, mantenimiento de los rodamientos y el
mantenimiento mayor debe hacerse cada 9.000 o 10.000 horas de operación, el
remplazo de los álabes para turbina de gas que operan con gas natural se hace
cada 25.000 horas de operación y de 20.000 horas aproximadamente para
combustibles líquidos.
Costos (MMdls) Periodo
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Gas
combustible
para la
generación de
energía
(MMPC)
0.395 0.378 0.378 0.378 0.378 0.378 0.378 0.378 0.378
Mantenimiento 3.5 3.5 35 3.5 3.5 35 3.5 3.5 3.5
Total 3.89 3.87 35.37 3.87 3.87 35.37 3.87 3.87 3.87
Tabla 11. Egresos anuales con BEC en risers
88
Como se ha mencionado anteriormente, los lapsos de vida productiva de cada
caso corresponden a diferentes circunstancias, sobre todo de rentabilidad. El
análisis financiero contempló diferentes periodos de tiempo de diferentes
características en los tres casos.
Para el caso 1 se pudiese contemplar algún SAP ayudando al empuje de fluidos
de modo que el campo genere la producción deseada, lo que disminuiría las
caídas de presión en cada pozo, sin embargo, con el paso del tiempo tanto la
eficiencia del SAP como la presión original del yacimiento irán decayendo,
justamente en este caso se presenta tal situación.
Para el caso dos y tres en donde se implementa una alternativa para aumentar la
producción, es básicamente, tener la producción deseada en cada pozo (ya sea
con SAP o por presión natural) y demostrar qué sistema es más viable en
cuestiones de producción y rentabilidad.
Para el caso del BEC, al ser un empuje ascendente, pero con fuerza de succión,
ayuda a contrarrestar estas diferenciales en secciones horizontales, por el
contrario, la eficiencia de la bomba con la que se está trabajando la bomba se ve
disminuida por debajo del 50% a través de este periodo de tiempo y, considerando
tanto invasión de agua como aumento en la proporción de gas y los ciclos de vida
de los sistemas BEC, se determina que este periodo es el último productivo del
campo aprovechando su máximo potencial.
Las consideraciones para el análisis financiero fueron los siguientes.
Para costos de mantenimiento y workover se contempló un 5% de los
costos de desarrollo y aumento del 3% anual debido a las intervenciones
que pudiesen realizar para estimular y reparar pozos. A partir de la
implementación de un SAP se suma un 10% del costo de este adicional.
Cabe señalar que la implementación de una SAP en el interior del riser con
TF ayuda a reducir considerablemente estos costos, tanto de instalación
como de mantenimiento (regularmente es del 20% al 30%).
89
Algo similar fue contemplado en costos de inyección de químicos para
limpieza y remoción de incrustaciones, se contempló el .1% de los costos
de desarrollo y un 10% de incremento anual.
Los costos diferidos son aquellos en los que va implicada una pérdida de
dinero por la no generación de ingresos, tales situaciones ocurren a
menudo en la producción de hidrocarburos por diversos problemas en los
pozos o en los SAP. Para los casos estudiados se manejaron tiempos de 7
días por periodo con la producción detenida y periodos con instalación del
SAP, 14 días.
Para el escenario con sistema BEC se contempló un ciclo de vida del
sistema de 3 a 4 periodos, por tanto, se incluyen los costos de un nuevo
sistema para dicho periodo.
Los resultados de los análisis financieros en conjunto se muestran en las tablas
siguientes:
Tabla 12. Análisis financiero para un escenario de producción con BN.
90
Tabla 13. Análisis financiero para un escenario de producción con BEC
Los tres escenarios se comparan en la tabla 14.
Tabla 14. Resultados de los análisis financieros
Los indicadores calculados muestran que se va a recuperar mayor cantidad de
hidrocarburos y más rápido en el caso del BEC, no obstante, la diferencia entre
91
ambos sistemas parece ser mínima, porque a pesar de obtener una mayor
producción de aceite en este escenario, la infraestructura necesaria es más
costosa que en el caso del BN. Por ello utilizamos los indicadores económicos
como método de selección del sistema óptimo, dicho esto, se corrobora que con el
uso del BEC tendremos un mayor VPN, una mayor TIR y el análisis en conjunto
nos hace conocer que la relación costo beneficio es más benéfica.
5.5 Metodología utilizada
El método utilizado para el desarrollo de este proyecto se resume en los siguientes
puntos:
1. Conocer las características iniciales del campo, tales como tirante de agua,
volumen de hidrocarburos al momento de implementación del sistema,
características del yacimiento (RGA, Pwf, ρro, etc), Qo por pozo, presión
requerida en cubierta (Top Side), longitudes de transporte, diámetros de
líneas de transporte, jumpers y riser, así como la profundidad de instalación
de la bomba.
2. Identificar si bajo las características de producción es conveniente instalar
un BEC.
3. Seleccionar el diámetro óptimo para una producción sin SAP en el riser o e
la base de este, con respecto a los volúmenes de producción esperados
para distintos diámetros. Seleccionar el diámetro del riser tomando como
referencia el que presente menores pérdidas de presión durante la
producción.
4. Volver a calcular el comportamiento de las curvas de transporte con TF
alojada en el riser y considerando flujo anular.
5. Teniendo los datos anteriores se procede a seleccionar la bomba para el
gasto deseado. Al seleccionar la bomba de catálogo, vendrán sus
especificaciones de frecuencia, eficiencia y rpm. Se recomienda seleccionar
la bomba considerando que el tiempo de bombeo se coloque dentro del
rango óptimo de operación el mayor tiempo posible.
92
6. Calcular la carga dinámica total (CDT), el número de etapas (NE) y la
potencia requerida del motor (Hp).
7. Si es posible, utilizar un simulador de flujo que permita apoyarse a la
corroboración de datos.
8. Teniendo los datos verificados y las variables calculadas, se selecciona el
tipo de motor de los disponibles para cada tipo de bomba. Con ello se
calcula el voltaje requerido, el cable y sus medidas, así como las medidas
del generador.
9. Calcular las variables económicas (VPN, TIR, relación costo-beneficio,
entre otras) y corroborar que el proyecto es viable.
10. Previamente a la colocación del sistema BEC en el riser, es recomendable
realizar una limpieza de posibles incrustaciones presentes, la cual sería útil
para aumentar los beneficios del campo en general y la vida útil del BEC.
también se pueden llegar a considerar pozos inyectores u otros SAP para
impulsar la producción desde el fondo y aumentar la eficiencia del BEC en
el riser.
5.6 Ejemplo de aplicación
Para ejemplificar una manera de utilización del proyecto se recolectó información
de distintos campos con características distintas y se seleccionó uno que pudiese
ser similar a los datos con los que se desarrolló la investigación. Al campo
seleccionado se le denominó ESIATIC1.
Las características que se utilizaron se describen a continuación en la tabla 15.
Densidad del aceite 22° API
Presión inicial (pws) 270 kg/cm2
Espesor del yacimiento 1, 000 m
Temperatura 144°C
93
Presión de burbuja 150kg/cm2
Tabla 15. Características del campo ESIATIC1
Tomando como ejemplo este campo se amplía el panorama de encontrar
condiciones similares en campos con tirantes de agua más grandes y con
volúmenes de producción mayores, se utiliza un BEC en el riser con TF a partir del
2do año, para evitar principalmente la invasión de gas y las caídas de presión por
elevación (responsables de hasta el 30% de las totales) generando un aumento
considerable de la producción disminuyendo los tiempos muertos de
mantenimiento tan importantes en producciones costa fuera para así prolongar
tanto la vida productiva de los campos, como su factor de recuperación,
aprovechando el tipo de empuje del yacimiento y las condiciones de fractura con
las que cuenta, posteriormente, inyectar gas de BN hasta que sea necesario.
Para llevarlo a la práctica se tomó como premisa 30,000 BPD en promedio por
campo y se realizó la respectiva simulación.
94
Diagrama 12. Red integral de producción, para el tercer año de explotación del
campo ESIATIC1 (presión de yacimiento 230 ) sin uso de SAP
Diagrama 13. Red integral de producción, para el octavo año de explotación del
campo ESIATIC1 (presión de yacimiento 170 ) sin uso de SAP
Los datos utilizados y resultantes se encuentran en la tabla 16.
Pws
(kg/cm2)
Qo total
(MMBPD)
Qo pozo
(BPD)
Qo resultante
(BPD)
230 1.2 30, 000 30, 890
200 1.00 25, 000 25, 755
170 0.85 21, 250 22, 143
150 0.75 18, 750 18, 248
Tabla 16. Datos utilizados en la simulación a escala.
Para corroborar los resultados del campo con el sistema de BN utilizado se realizó
una simulación con inyección de gas de BN en el riser con TF y se obtuvo una
producción de 26, 619 contra una producción real de 22, 500 para el primer año,
95
comprobando que la implementación de un sistema en el riser con TF tendría
mayor eficacia que los métodos convencionales.
Diagrama 14. Red integral de producción, para el octavo año de explotación del
campo ESIATIC1 (presión de yacimiento 170 ) con TF y BN en la base del
riser.
Debido a que el volumen esperado se encuentra alrededor de los 25, 000bpd en la
etapa inicial de producción con este sistema, la bomba seleccionada fue la bomba
REDA M675B 60Hz, 3500 rpm. las curvas de la bomba se presentan a
continuación.
96
Fig. 5.5 Curvas de rendimiento de bomba REDA M675B 60Hz, 3500 rpm.
(Fuente: Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology Catalog)
Para este caso se retomó el cálculo de CDT, al considerar las mismas distancias,
mientras que los Hp y el número de etapas (NE) se determinaron con base en la
bomba seleccionada. Por tanto:
( )
Los resultados de las simulaciones se muestran a continuación:
Diagrama 15. Red integral de producción para el 3er año de explotación del
campo ESIATIC1 (presión de yacimiento 230 ) con TF y BEC en la base del
riser.
97
Diagrama 16. Red integral de producción, para el tercer año de explotación del
campo Akal (presión de yacimiento 170 ) con TF y BEC en la base del riser.
Los resultados se presentan en la tabla 17 y finalmente en las gráficas 9 y 10 se
muestran las caídas de presión y las producciones para los tres casos.
Pws Qo sin SAP Qo con TF y BN Qo con TF y BEC
(kg/cm2) (BPD) (BPD) (BPD)
230 30,890.00 34,311.00 36,180.00
200 25,755.00 31,012.00 33,888.00
170 22,143.00 26,619.00 30,269.00
150 18,248.00 23,266.00 25,588.00
Tabla 17. Resultados de la simulación a escala.
98
Gráfica 9. Producción del campo con respecto al tiempo.
Gráfica 10. Curvas IPR para el campo ESIATIC1.
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
79 80 81 82 83 84 85 86 87 88
BP
D
AÑOS
Producción ESIATIC1
Sin SAP BEC BN
0
50
100
150
200
250
300
0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000
PW
F (K
G/C
M2
)
QO (BPD)
IPR
Sin SAP BN BEC
99
En conclusión, se determina que el sistema BEC lograría prolongar desde el inicio
la vida productiva del campo, con esto generar incrementos significativos en la
producción y mayores ganancias.
6. Conclusiones y consideraciones.
Se ha demostrado que implementar un sistema artificial de producción en un riser
de producción siempre tendrá un grado de complejidad distinto. En este trabajo se
incluyeron características de los pozos iguales, para tener una idea generalizada
de la eficiencia y garantía de cada uno y se comprobó el impacto que puede llegar
a tener un sistema BEC si se colocase en el riser de producción con respecto a un
campo que permita su adaptación.
Con el uso de las tuberías flexibles se llegarían a generar grandes ganancias en
costos de instalación y facilidades operativas.
Comparados el bombeo neumático y electrocentrífugo, siendo estos dos de los
sistemas con mejores resultados en trabajos costa fuera e instalarlos de una
manera en que ayude a la recuperación de hidrocarburos desde el interior del
riser, se corrobora que el sistema BEC llega a ser más rentable al prolongar la
vida productiva del campo, que con el uso del BN (en el ejemplo presentado, se
prolongó en dos años la vda productiva de los pozos).
A pesar de la considerable inversión que implica el BEC, se ha demostrado que un
diseño adecuado trae en consecuencia un aumento de la rentabilidad de su uso
especialmente para producir grandes cantidades de hidrocarburos.
Para corroborar, se utilizaron indicadores económicos, los cuales, exclusivamente
representan viabilidad económica, la cual fue más atractiva en el caso del BEC.
Al cuidar el sistema y darle un mantenimiento adecuado puede aumentar su vida
productiva, generando así un panorama más agradable para su uso.
100
Con base en la información recabada en este trabajo se recomienda tomar en
cuenta las consideraciones que se incluyen a continuación para el diseño del BEC
en aguas profundas:
El motor no debe exceder la potencia establecida por el fabricante.
Instalar un equipo de inyección de químicos a la par del BEC con el objetivo
de inhibir la formación de incrustaciones.
Con respecto a la bomba, es indispensable que ésta trabaje bajo los rangos
de operación establecidos por el fabricante, prolongando así la vida útil del
equipo.
La bomba electrocentrífuga debe ser colocada en posición vertical evitando
posibles complicaciones durante la instalación.
Mayores riesgos, hay softwares de evaluación de riesgos
Dado que la opción de BN con TF en riser de producción en aguas profundas,
implica una mayor obtención de utilidades netas (600, mmdls adicionales a la
opción de BN con TF), sin embargo, también ello implica operaciones de mayor
riesgo que las de BN con TF puesto que, es necesario sustituir las bombas
sumergibles cada tres años, así como el hecho de operar con equipo dinámico en
el interior del riser. Dado lo anterior, se recomienda efectuar un análisis de riesgos
para lo cual existen softwares especializados y expertos en la materia.
Se recomienda tomar en consideración la presente propuesta para el desarrollo de
un proyecto en el que sea analizado un caso real y se determine la viabilidad
técnica en cuanto a tecnología de materiales y dispositivos disponibles en el
mercado y/o su adaptación, para su aprovechamiento en el desarrollo de los
campos en aguas profundas y ultraprofundas de nuestro país.
No obstante, lo anterior indica que es posible obtener un beneficio al considerar el
dispositivo propuesto.
101
Nomenclatura
Nombre Símbolo
Grados Farenheit °F
Pies ft
Atmosferas de presión atm
Caballos de potencia hp
Diferencial de presión ∆p
Metros m
Kilogramos kg
Centímetros cm
Día d
Pulgadas pg
Diámetro D
Diferencial de altura ∆h
Aceleración de la gravedad g
Factor de conversión en la 2° Ley de Newton gc
Densidad real de la mezcla ρm
Relación gas-aceite RGA
Presión P
Factor de fricción ftp
Velocidad de la mezcla vm
Velocidad superficial del gas vsg
Libras sobre pulgada cuadrada Psia
Gasto de aceite Qo
Gasto de gas Qg
Heartz Hz
102
Libras lb
Gravedad específica del aceite ρro
millones de pies cúbicos por día mmpcd
Volts V
Flujos de efectivo en cada periodo t Ft
Número de periodos de tiempo n
Tasa de interés i
Milidarcy mD
Millones de barriles MMbls
Presión de burbuja Pb
103
Referencias
Amin Amin, Mark Riding, Randy Shepler, Eric Smedstad, John Ratulowki
(julio 2005). “Desarrollo submarino desde el medio poroso hasta el
proceso”. Oilfield Review, Schlumberger
Anikpo, A., & Beltrami, F. (mayo 2005). “Subsea Processing versus Host
Selection: An Imperative Correlation”. Conferencia de tecnologías costa
fuera.
Artificial lift (2017). “Reda Electric Sumergible Pump Systems Technology
Catalog”. Schlumberger. Disponible en
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