ESCUE FA
DATOS: Datos del Pozo y Yacimiento casing: tubing: D= J= Pr= BHT=
7 23 5 35 0 1.5 1 70 0 180
in in ft bpd/psi psi °F
35 6.5
lb/ft lb/ft
4
in
Caracteristicas de los Fluidos y Propiedades PVT 30 °Api Gravedad API del petróleo 1.02 Gravedad específica del agua 0.8 Gravedad especifica del gas 0.7 cp Viscosidad del petróleo 1 50 0 PSI Presión de burbuja 90 % Fw de producción 30 scf/bbl GOR de producción
Datos de Producción Presión del Separador Linea de flujo Tasa de producción deseada
100 2 00 0 2 00 0
Datos de Energía Eléctrica 12 5 00 Voltaje primario disponible
PSI ft bpd
v
PROCESO: Dimensionamiento de la Bomba 1.-Analizar los datos e identificar el tipo de problema
La viscosidad del petróleo es baja (0.7 cp) y el corte de agua es alto (90%) , de modo que no deberíamos tener problemas de emulsiones. Basándonos en las dos razones, no se necesita realizar correciones de viscosidad. Por otra parte, la relación gas – petróleo es baja y con un corte de agua del 90% el GLR es aún más bajo.
= ∗
=
3
scf/bbl
Conclusión: Se puede diseñar el sistema despreciando los efectos por viscosidad y los
efectos por presencia de gas libre.
2.- Determinar la gravedad específica y el gradiente de presión del fluido
, = = ,+
0.8762
= + = + =,=
0.43543177
1.006
PSI/ft
3. Determinar la presión de succión de la bomba o la profundidad de asentamiento de la bo En este caso, como el corte de agua es alto y el GOR es muy bajo, el comportamiento de línea la tasa de flujo y la presión de fondo fluyente puede ser usado:
= =
366.667
PSI
= = = 4. Determinar la temperatura de admisión de la bomba. Usando la correlación de Shiu y tomando en consideración el efecto del motor:
4737.581
= − + ∆ Donde: BHT=Temperatura de fondo del pozo, °F
∇T = Gradiente de temperatura, °F/ft
Z= (profundidad del pozo - profundidad de asentamiento de la bomba), ft A = Distancia de relajación, ft
, , , = , −, −, Donde:
Wtot = tasa de flujo másico total, lbm/sec d = diámetro interno del tubo, in ρL = densidad del líquido a condiciones de tanque de almacenamiento, lbm/ft^3 SGx = Gravedad específica (petróleo y agua)
() =
= ( ) +
Donde:
Em = Eficiencia del Motor, fracción h = Cabeza de la bomba, ft C = Capacidad calórica específica, BTU/(lbm °F) Ep = Eficiencia de la Bomba, fracción
Procedimiento iterativo Despreciable para altos cortes de agua, pozos someros o crudo liviano
En nuestro caso asumimos h= Em= Ep= Co= Cw=
= ( 1 ) + =
6000 0.85 0.65 0.5 1.0
0.95
ft
(−) = =
2.2
= 1 + =e=62,4 1 2.71828183 + =62,4∗= 0.1
= + 1 0,0764=
8.16
= ,, −,, , −, = = 1 − + ∆
=
lbm/seg
5213.848999
181.6
°F
Conclusión: En muchos casos podemos asumir PIT = BHT
5. Determinar las propiedades PVT y las condiciones del fluido en la admisión de la bomba
, , = ∗ ∗ ,(℉) =
= 0,972 + 0,000147 ∗ =0,02827 () =
11.2999
+1,25 ,= 0.155
scf/bbl
1.063
bbl/stb
ft3/scf 0.111
=1+1,2∗10− ∗ 60 + 1∗ 10− ∗ T 60 3,33∗10− ∗ = 0.996
6. Determinar la tasa de flujo total a las condiciones de la admisión de la bomba Assumiendo que no existe gas en solución en el agua (Rsw = 0) :
= ∗ + 1 ∗ + ( 1 ) = 7. ¿Necesitaremos un separador de gas? (Calcular la fracción de gas en la admisión de la bomba) Asumiendo que no existe gas en solución en el agua :
( 1 )
= +
.
1 ∗ + ( 1 )
8. Fracción de gas que ingresa a la bomba
= 1 * =
4.7611
%
9. Tasa de flujo volumétrico total ingresando a la bomba
= ∗ + 1 ∗ + ( 1 1 ) = 10. Determinar la Carga Dinámica Total (Total Dynamic Head) Carga en el separador
= =
ft
230
Pérdidas de presión por fricción en la línea de flujo
= = ,∗
4473.99
Levantamiento neto en la línea de flujo
= ( )sin =
0
ft
Pérdidas de presión por fricción en el tubing
=
é
∗ í
3.6
=
Levantamiento neto vertical
= é 1000 ∗ = Carga Dinámica Total
=+
+ +
+FNL
=
4839.90
ft
133
11. Seleccionar una bomba y determinar el número de etapas Bomba seleccionada: modelo GC2200, serie 513
# = /
etapas
103
12. Determinar el requerimiento de potencia para el motor
=#∗
115
*SG
= + +
=
HP
HP
124.2
13. Seleccionar un motor del catálogo Seleccionamos el Motor: 130 HP, 2145 V, 35 Amp
ó = 100∗
95.5
14. Selecionar el cable eléctrico para esta aplicación
= + + + +
E
=
= í =
∗
=
0.025
in
0.36
in
20.6
V/1000ft
= + 200 Cable seleccionado: #4 Cu, plano, 3KV, 4940 ft
15. Determinar el voltaje superficial requerido
í =
C
∗
= 16. Seleccionar el transformador
=
∗ ∗ =
Transformador Seleccionado:
Transformador Trifásico de 150 KVA Voltaje Primario 12500 V Voltaje Secundario 2250 V (~ 2243 V)
136
LA POLITÉCNICA NACIONAL ULTAD DE GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS LEVANTAMIENTO II
ba. recta entre
≥100 100 ft
62.750
lbm/ft3
1.029
bbl/stb
2167.970
stb/D
4.76113 < 10% No se necesita separador
2167.9696
ft
stb/D
HP separador HP portector
%
DATOS
=
∗
=
CD = S= C= M= B= G=
5.98 5.13 0.39 5.62 0.03
4937.58
ft
0.16
98
in in in in in in
V
6 3.2
KVA
=
VALERIA GUERRA
#REF!
ft 20.608
V/1000ft 2145.000
#REF!
#REF!
etapas
#REF!
HP
%
200.000
#REF!
HP 0.000
V
v
KVA
ft