Especialización en Gerencia de Hidrocarburos · 2012
Experiencia técnico-económica del cambio de sistema de levantamiento en crudo pesado campo Rubiales
El presente documento hace referencia al estudio realizado sobre los métodos de levantamiento artificial asociados con crudos pesados, usados específicamente en Campo Rubiales, donde se logró escoger el método más apropiado para optimizar el yacimiento hasta convertirlo en uno de los campos más importantes en Colombia. Esto se logró con la recopilación y análisis de información para probar en un pozo piloto, y luego de vencer algunos paradigmas se demuestra que el sistema más apropiado es Bombeo Electro-sumergible (BES). Los resultados obtenidos fueron mejor de lo esperado; luego de instalar este sistema en los pozos Rubiales 23 y Rubiales 25 en el año 2004, se cuadruplica su producción, y desde ese momento se cambia la estrategia de producción pasando de bombeo mecánico a BES y obligando a cambiar la forma de perforar pozos de verticales a horizontales. El mecanismo de producción del yacimiento (empuje por acuífero altamente activo), favoreció el desempeño del sistema BES, que además de los incrementos de Producción registrados, los tiempos de vida útil de los equipos fueron prolongados y se minimizaron los servicios a pozos para cambio de completamiento o mantenimiento a equipos de fondo. Hoy día, el 84% de los pozos en Campo Rubiales producen con sistema BES, y representa el 94% de la Producción total del campo.
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Contenido
- Objetivo Generalp. 13
- Objetivos Específicosp. 13
- GENERALIDADES DEL CAMPO RUBIALES………………..……………p. 14
- Reseña Historicap. 14
- Ubicaciónp. 14
- Geologia del Yacimientop. 14
- 2.3.1. Roca Generadorap. 15
- 2.3.2. Migración y Entrampamientop. 15
- 2.3.3. Yacimientop. 16
- 2.3.4. Columna Estatigraficap. 16
- 2.4. Petrofisicap. 16
- Caracteristicas del Crudop. 18
- Mecanismo de Empuje del Yacimientop. 19
- Bombeo Mecanicop. 22
- 3.1.1. Principio de Funcionamientop. 22
- 3.1.2 Componentes del Sistemap. 23
- 3.1.2.1. Equipo de Superficiep. 23
- 3.1.2.2. Equipo de Subsuelop. 25
- 3.1.3. Clasificaciónp. 26
- 3.1.3.1. Unidad de Bombeop. 26
- 3.1.3.2. Tipo de Equipo de Subsuelop. 28
- 3.1.4. Factores Determinantesp. 29
- 3.2. Bomba de Cavidades Progresivasp. 31
- 3.2.1. Principio de Funcionamientop. 22
- 3.2.2. Componente del Sistemap. 31
- 3.2.2.1. Equipo de Superficiep. 23
- 3.2.2.2. Equipo de Fondop. 35
- 3.2.3. Clasificacionp. 37
- 3.2.3.1. Bombas Multilobulosp. 37
- 3.2.3.2. Bombas Lobulo Simplep. 38
- 3.2.4. Factores Determinantes para su Funcionamientop. 39
- 3.2.5. Fallasp. 40
- 3.2.5.1. Fallas de Estatoresp. 40
- 3.2.5.2. Fallas de Elastomerosp. 41
- 3.2.5.3. Fallas de Rotorp. 41
- 3.3. Bomba Electrosumergiblep. 41
- 3.3.1. Principio de Funcionamientop. 22
- 3.3.2. Componentes del Equipop. 42
- 3.3.2.1. Equipo de Superficiep. 23
- 3.3.2.2. Equipo de Fondop. 35
- 3.4. Bombeo Hidráulicop. 54
- 3.4.1. Principio de Funcionamientop. 22
- 3.4.2. Componentes del Sistemap. 23
- 3.4.2.1. Equipo de Superficiep. 23
- 3.4.2.2. Equipo de Subsuelop. 25
- 3.4.3. Clasificaciónp. 26
- 3.4.3.1. Bomba tipo pistónp. 58
- 3.4.3.2. Bomba hidráulica tipo Jetp. 59
- 4. Analisis de los Sistemas de Levantamiento Artificial Empleados….……p. 61
- 4.1. Completamiento de Pozosp. 61
- 4.1.1. Tecnicas de Completamientop. 62
- 4.2. Metodos de Levantamiento Existentes en Campo Rubialesp. 63
- 4.3. Pozo Candidato a piloto para ESPp. 71
- 4.3.1. Analisis de Produccionp. 74
- Parametros de Evaluación Financierap. 75
- 5.1.1. Ingresos y Financiamientop. 75
- 5.1.1.1.Determinacion Precio de Ventap. 76
- 5.1.1.2.Determinacion de Ingresosp. 77
- 5.1.2. Determinacion de Costos Asociados al Proyectop. 77
- 5.1.2.1.Costos de Inversionp. 77
- 5.1.2.2.Costo Variablep. 77
- 5.1.2.3.Costo Fijop. 77
- 5.1.2.4.Depreciacionp. 78
- 5.1.2.5.Impuestosp. 78
- 5.1.2.6.Amortizacionp. 78
- 5.1.2.7.Tasa de Descuentop. 78
- 5.1.3. Indicadores de Rentabilidadp. 78
- 5.1.3.1.Valor Presente Netop. 78
- 5.1.3.2.Relación Beneficio Costop. 79
- 5.1.3.3.Tasa Interna de Retornop. 79
- 5.2. Analisis de Resultadosp. 80
- 5.2.1. Ingresos Totalesp. 82
- 5.2.2. Costo Variable Totalp. 82
- 5.2.3. Costos Fijos Totalesp. 81
- 5.2.4. Depreciación de Equipos y Valor de Desechop. 82
- 5.2.5 Indicadores Financierop. 83
- BIBLIOGRAFIA………………..………………………………………………p. 88
- ANEXO A. CONSIDERACIONES ANALISIS FINANCIERO……………………p. 90
- Figura 1. Ubicación Campo Rubialesp. 15
- Figura 3. Curva de Declinación de Presiónp. 20
- Figura 4. Sistema de Bombeo Mecanicop. 23
- Figura 8. Unidad de Bombeo de Cavidades Progresivas (BCP)p. 32
- Figura 10. Sistema de Poleas y Correa BCP………………………………………p. 34
- Figura 11. Distribucion de Equipo de Fondo y Superficie para Sistema BCPp. 37
- Figura 12. Sistema BCP Multilobularesp. 38
- Figura 13. Sistema BCP de Lobulo Simplep. 38
- Figura 14. Distribucion de Torque Totalp. 40
- Figura 15. Componentes del Sistema BESp. 43
- Figura 16. Cabezal de Pozo Sistema BESp. 44
- Figura 17. Controlador de Voltaje Sistema BESp. 45
- Figura 18. Transformadores de Sistema BESp. 46
- Figura 22. Separador de Gas BESp. 49
- Figura 23. Motor BESp. 50
- Figura 27. Sistema Bombeo Hidráulico…………..…………………………………p. 56
- Figura 28. Equipo de superficie Bombeo Hidráulico………………………………p. 57
- Figura 29. Equipo de Bombeo Hidráulico tipo Jet.…………………………………p. 60
- Figura 32. Historial de Producción Rubiales 24……………………………………p. 72
- Figura 33. Precio WTI…………………………………………………………………p. 76
- Figura 34. Distribución pozos completados en Campo Rubiales actualmente…p. 85
- levantamiento artificial……………………………………………………………...…p. 85
- Tabla 1. Propiedades Petrofisicas de Campo Rubialesp. 18
- Tabla 2. Propiedades del Crudo de Campo Rubialesp. 19
- Rubialesp. 9
- Tabla 4. Historia de Produccion Pozo Rubiales 25p. 76
- Tabla 5. Resultados Flujo de Fondos Pozo Rubiales 25p. 80
- Tabla 6. Indicadores Financieros Pozo Rubiales 25p. 83