trabajo de produccion bes y bcp - final
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República Bolivariana de VenezuelaLa Universidad del ZuliaFacultad de Ingeniería
Escuela de PetróleoProducción de Hidrocarburos
BOMBEOEjercicios
Realizado por:Canelón, Diego C.I. 19.937.421Ferrer, Orlando C.I. 23.444.329Montiel, Ricardo C.I. 19.610.259
Sección 001
Maracaibo, Julio de 2012
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
DATOS DEL POZO
Yac. Saturado
°API = 11
δw = 1.02
δg = 0.76
% A y S = 25%
RGP = 330 PCN/BN
Prof. de cañoneo = 5000 pies
Sumergencia mínima = 350 pies
T ambiente = 90 °F
T arena productora = 170 °F
ID rev. producción = 6.004” (7”)
Ø tub. producción = 3 ½ “ (ID 2.992”)
L línea de flujo = 1000 pies
Psep = 65 Lpc
Pws = 1500 Lpc
EF = 1
Ql = 800 BPD
Pwf = 600 Lpc
Pwh tubing = 100 Lpc
% Gas permitido en la bomba = 10%
% Eficiencia del separador = 57%
ID Línea de flujo = 3.068”
PASOS PARA EL DISEÑO
1.- Estimar la capacidad de aporte de fluidos de la arena productora. De ser posible, debe graficarse la IPR con base en la prueba de producción del pozo, presión estática y presión de burbujeo, para determinar la oferta de la arena productora. Estimar el caudal máximo permisible de producción, de acuerdo a la IPR, y seleccionar el caudal de diseño y su respectiva Pwf.
No se conoce la presión de burbujeo, pero se asumirá que el yacimiento es saturado, por lo tanto, la IPR (que representa la curva de oferta ya que la completación se asume a hoyo desnudo) se calculará a partir de la ecuación de Vogel para yacimiento saturado:
qmax=qo
1−0,2( pwfpws )−0,8 ( pwf
pws )2
qmax=800
1−0,2(6001500 )−0,8(600
1500 )2=1010BPD
Usando la ecuación de Vogel y el caudal máximo calculado anteriormente, se tiene que:
Pwf (Lpc) ql (BPD)1500 01400 1181200 3311000 516800 673600 800400 899200 969
0 1010
El caudal de diseño se puede estimar como el 70% de la capacidad máxima de aporte del yacimiento, es decir:
q ld=0.7∗qmax=0.7∗1010=707 BPD
Evaluando este caudal en la curva de oferta, se tiene que:
Pwf @707 BPD=749 Lpc
2.- Determinar el nivel dinámico de líquido, Nd (pies).
Se estima el gradiente de presión de la mezcla:
Gm=0.433∗δm( lpcpie )
δm=δo∗fo+δw∗fw
δo= 141.5131.5+° API
= 141.5131.5+11
=0.993
δm=0.993∗0.75+1.02∗0.25=0.99975
Gm=0.433∗0.99975=0.4329Lpcpie
Estimar la altura de la mezcla:
hm=PwfGm
= 7490.4329
=1730 pies
Luego, el nivel dinámico se determina:
nivel dinámicode líquido ( pie )=profundidad mitad de las perforaciones−alturade lamezcla
Nd=Pt−hm=5000−1730=3270 pies
3.- Determinar la profundidad de asentamiento de la bomba:
Profundidad deasentamiento ( pies )=nivel dinámico+sumergencia(∆ hd)
Donde ΔHd depende del criterio de diseño. Se recomienda inicialmente una sumergencia de 700 a 1000pies. Sin embargo, en realidad se debe colocar la bomba a la profundidad donde la fracción de gas a su entrada sea mínima. Pero se debe saber que la profundidad de sentamiento máxima será aproximadamente hasta unos 200 o 300 pies por encima de la mitad de las perforaciones, esto debido a que a profundidades más cercanas a las perforaciones, la velocidad de erosión es muy alta y puede dañar la bomba.
En este ejercicio, se informa que la sumergencia mínima debe ser de 350 pies, por lo cual iniciaremos haciendo los cálculos para esta sumergencia:
Profundidad deasentamiento ( pies )=3270+350=3620 pies
4.- Estimar la presión y temperatura a la entrada de la bomba:
Primero, el gradiente geotérmico es:
Gtg=T y−T s
Pr ofundidad=170−90
5000=0 . 016 ºF / pie
Luego, se determina el gradiente dinámico de temperatura, utilizando la figura 2.20, página 62, de la guía de texto, y se tiene que:
Gdt=1.32℉
100 pies
La temperatura a la entrada de la bomba se determina:
T entrada=T fondo−Gdt (Prof total−Prof asent . bomba)
T entrada=170−1.32100
(5000−3620 )=151.784℉
Estimar la presión en la entrada de la bomba:
Pentrada=0.433∗δm∗∆hd=0.4329∗350=151.515 Lpc
5.- Determinar los parámetros PVT de los fluidos a condiciones de entrada de la bomba:
Factor volumétrico del gas (Bg):
Bg=0 ,00503∗( Z∗Tp )
Bg: Factor volumétrico del gas (BY/PCN)z: Factor de comprensibilidad del gas (adimensional)p: Presión (lpca)T: Temperatura (0R)
Buscamos el factor de compresibilidad del gas (por el método de su preferencia):
@ δg = 0.7, P = 151.515 + 14.7 = 166.2 Lpca, T=151.784 + 460 = 611.784 °F
Z=0.975
@ δg = 0.8, P = 151.515 + 14.7 = 166.2 Lpca, T=151.784 + 460 = 611.784 °F
Z=0.967
Interpolando:
@ δg = 0.76 , Z = 0.9702
Entonces:
Bg=0 ,00503∗( 0 . 9702∗611.784166 .2 )=0 .01796By /PCN
Relación gas-petróleo en solución (Rs):
Usando la correlación de Standing:
Rs=γ g∗[( p18 ,2
+1,4)∗100 ,0125 ..∗γAPI−0 ,00091.T ]
1 ,2048
Donde:Rs: Razón gas liquido petróleo PCN/BNP: presión a la entrada de la bomba (lpca)T: Temperatura de yacimiento (oF)gg: Gravedad especifica del gas gAPI: Gravedad del Petróleo
Rs=0 .76∗[(166 ,218 ,2
+1,4)∗100 ,0125 .∗. 11−0 ,00091 .T ]
1 ,2048
Rs = 12,94 PCN/BN
Factor volumétrico del petróleo (Bo):
Usando la correlación de Standing:
Bo=0 ,9759+12∗10−5∗F1,2
F=R sb∗√ γ g
γo
+1 ,25∗T
Donde:Bo: Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)Rs: Razón gas disuelto-petróleo PCN/BNT: Temperatura de yacimiento (oF)gg: Gravedad especifica del gas go: Gravedad del Petróleo
F=Rsb∗√ 0 ,760 ,993
+1 ,25∗T
F = 201,068
Bo=0 ,9759+12∗10−5∗201,0681,2 Bo= 1,04559 BY/BN
Relación gas - agua en solución (Rsw):
Usando la correlación de McCoy, R.L.:
R swp=A+B∗p+C∗p2
Rsw
Rswp
=1−( 0 ,0753−1 ,73∗10−4T )∗S
A=2.12+3 ,45∗10−3∗T−3 ,59∗10−5∗T2
B=0 ,0107−5 ,26∗10−5∗T+1 ,48∗10−7∗T 2
C=−8 ,75∗10−7+3,9∗10−9∗T−1,02∗10−11∗T2
Donde:p: Presión (lpca)T: temperatura (oF)S: salinidad en porcentaje de sólidos disueltos
Con S igual a 1 y temperatura igual a 151,784 oF los resultados de A, B y C son:
A = 1,8166B = 6,125884*10-3
C = -5,18034*10-7
R swp=1,8166+6,125884*10-3∗166 ,2+-5,18034*10-7∗166 ,22
Rswp = 2,8204 Pcn/Bn
R sw=1−(0 ,0753−1 ,73∗10−4151 .784 )∗1=2. 6821PCN /BN
6.- Determinar la fracción de gas a la entrada de la bomba:
λg=[(1−fw )(RGP−Rs )−f w Rsw ]Bg
f w Bw+ (1−f w )Bo+[ (1−fw ) ( RGP−Rs )−f w Rsw ]Bg
λg=[(1−0 .25 )(330−12 .94 )−0 .25∗2.6821 ]∗0 .01796
0 .25∗1+(1−0 .25 )∗0 .01796+[ (1−0 .25 ) (330−12 .94 )−0.25∗2.6821 ]∗0 .01796
λg=0 . 9417
7.- Comparar la fracción de gas a la entrada de la bomba.
Si λg > ó = a λg max, se debe incrementar la profundidad de asentamiento de la bomba en 100pies y repetir los pasos del 4 al 6.
Si λg > a λg max y se ha alcanzado la profundidad límite de asentamiento de la bomba, se recomienda instalar un separador de gas de alta eficiencia para reducir la fracción de gas a la entrada de la bomba.
Si λg < a λg max y aún no se ha alcanzado la profundidad límite, es de su interés considerar repetir los pasos hasta lograr, de ser posible, 0% de gas a la entrada de la bomba.
En nuestro caso, el porcentaje de gas es demasiado alto (94.17%), por lo cual decidimos aumentar la profundidad de asentamiento. Esto se realizó varias veces hasta llegar a la profundidad límite de asentamiento (300 pies por encima de la mitad de las perforaciones), en la cual se obtuvo un porcentaje de gas mayor a 50% (mayor al máximo permitido por la bomba), entonces, ya que no es posible reducir lo suficiente la fracción de gas a la entrada de la bomba, se recomienda colocar un separador y subir la bomba hasta la sumergencia mínima ya que de esta manera estaríamos evitando gastos mayores, como longitud del cable, potencia del motor, entre otros. Por lo tanto, los datos calculados a una sumergencia de 350pies, serán los utilizados para los cálculos de los siguientes pasos.
8.- Calcular la tasa total de flujo a la entrada de la bomba.
qt=ql {f w Bw+(1−f w ) Bo+ [ (1−f w ) ( RGP−Rs )−f w R sw ] Bg }
Si se considera la colocación de un separador de gas, se debe tomar en cuenta para la ecuación anterior:
R GPnueva=(1−%Efic100 )( RPG−Rs )+Rs
R GLnueva=R GPnueva∗fo
Ya que se consideró la colocación de un separador:
R GPnueva=(1− 57100 ) (330−12.94 )+12.94=150
PCNBN
R GLnueva=150∗0.75=112.5PCNBN
qt=707 {0.25∗1+ (1−0.25 ) 1,04559+[ (1−0.25 ) (150−12.94 )−0.25∗2.6821 ]∗0.01796 }
qt=2028 BPD
9.- Determine la altura dinámica total (TDH).
TDH=hd+hc+ ft (pies)
Donde:TDH: Altura dinámica total de fluido que se requiere levantar con la bomba, hasta la estación de flujo (pies).hd: nivel dinámico de fluido (pies).hc: Presión de cabezal del pozo, en pies.ft: Pérdidas de presión por fricción en la tubería, expresadas en pies. Se obtiene con el gráfico de William y Hazen.
Entonces:
hd=3270 pies
La presión de cabezal expresada en pies, se determina con:
hc= PwhGm
=100∗2.310.99975
=231 pies
Para ft, en el gráfico de William y Hazen, se entra con el caudal a la entrada de la bomba y se intercepta el diámetro de la tubería de producción y se lee la caída de presión, en pies por cada 1000pies de longitud.
pérdidas por cada1000 pies=12
ft= 12 pies1000 pies
∗3620 pies=43.44 pies
TDH=3270+231+43.44=3544 pies
10.- Selección de la bomba y determinación del número de etapas requeridas en la bomba para levantar los fluidos hasta la estación de flujo.
Para la selección de la bomba, se deben observar en los catálogos disponibles de determinados fabricantes, y seleccionar aquella bomba que cumpla con los parámetros del diseño, en especial:
- Caudal de diseño a condiciones de fondo (qt), dentro del rango óptimo de la bomba que garantice mayor eficiencia.
- Tamaño del revestidor acorde a la bomba.- Temperatura máxima permisible para la bomba.- Potencia requerida y otras condiciones especiales.
Según los datos de este ejercicio, la bomba seleccionada será la bomba REDA GN1600, serie 540.
Entrando a la gráfica de la bomba seleccionada:
HPetapa
=0.92HP
Headetapa
=36 pies
Entonces, se procede a calcular el número de etapas requeridas:
No Etapas= TDHNo de pies por etapa
=354436
=99 etapas
11.- Determinar la potencia requerida (HP) y selección del motor.
Para determinar los caballos de fuerza requeridos, se utiliza el dato que se obtuvo de la gráfica anteriormente, la cantidad de HP por etapa, y se calcula la potencia total por medio de la ecuación:
HPtotales=No deetapas∗HP
etapa∗δm
NOTA: se multiplica por la gravedad específica de la mezcla debido a que las curvas de las bombas son hechas para agua.
HPtotales=99∗0.92 HP
etapa∗0.99975=91HP
Con los HP totales, el tamaño de la bomba (de diámetro similar al motor) y el diámetro del revestidor, se procede a seleccionar el motor adecuado para accionar la bomba y permitir que ésta genere la producción deseada. Para esto, debe disponerse de catálogos de motores de distintos fabricantes. El motor seleccionado tendrá una potencia, voltaje y amperaje determinado.
Es de resaltar que se seleccionará un motor con una potencia mayor que la requerida (HP totales).
Para nuestro caso, se seleccionó el motor modelo GMB, Serie 544, de 100 HP, 1130 voltios y 55 Amperios.
12.- Seleccionar el cable requerido para arrancar el motor.
El voltaje requerido en superficie para arrancar el motor debe considerar las pérdidas ocurridas desde la superficie hasta la profundidad donde está colocado el motor que acciona la bomba.
Caídade voltaje enel cable=Voltaje∗0.05=A
Caídade voltaje por cada1000 pies= A∗1000Longitud de l cable
Para nuestro caso:
Caídade voltaje enel cable=1130∗0.05=56.5V
Caídade voltaje por cada1000 pies=56.5∗10003620
=15.61Voltios
1000 pies
El voltaje por cada mil pies debe ser corregido por temperatura, con la ayuda del siguiente gráfico:
De la gráfica se obtiene: FC=1.11
Entonces, la caída de voltaje por cada 1000pies corregida será:
( ∆Voltaje1000 pies )
correg
=15.61∗1.11=17.33Voltios
1000 pies
Finalmente, con este valor y el amperaje del motor, el cable se selecciona con el siguiente gráfico:
Usando la gráfica, se obtiene que el cable debe ser un No 1 Cu (Se toma el de menor número ya que corresponde a un cable más grueso).
13.- Determinar el voltaje requerido en superficie.
Vs=Vm+Pv
Pv=( ∆ Voltaje1000 pies )correg
∗longitud del cable
Donde:Vs: Voltaje requerido en superficie.Vm: Voltaje del motor seleccionado.Pv: Pérdidas de voltaje
La longitud del cable es la profundidad de asentamiento de la bomba, más unos 150 pies. Entonces:
Pv=17.481000
∗(3620+150 )=66Voltios
Vs=1130+66=1196Voltios
14.- Seleccionar la capacidad del transformador requerido.
KVA=Vs∗Amp∗1.731000
Donde:KVA: Kilovatios-Amperios requeridosAmp: Amperaje
KVA=1196∗55∗1.731000
=114 KV −Amp
BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA
DATOS DEL POZO
Yac. Saturado
°API = 11
δw = 1.02
δg = 0.76
% A y S = 25%
RGP = 330 PCN/BN
Prof. de la arena productora intermedia = 5000 pies
Sumergencia mínima = 350 pies
T ambiente = 90 °F
T arena productora = 170 °F
ID rev. producción = 6.004” (7”)
Ø tub. producción = 3 ½ “
L línea de flujo = 1000 pies
Psep = 65 Lpc
Pws = 1500 Lpc
EF = 1
Ql = 800 BPD
Pwf = 600 Lpc
Pwh tubing = 100 Lpc
% Gas permitido en la bomba = 10%
% Eficiencia del separador = 57%
ID Línea de flujo = 3.068”
PASOS PARA EL DISEÑO
1.- Estimar la capacidad de aporte de fluidos de la arena productora. De ser posible, debe graficarse la IPR con base en la prueba de producción del pozo, presión estática y presión de burbujeo, para determinar la oferta de la arena productora. Estimar el caudal máximo permisible de producción, de acuerdo a la IPR, y seleccionar el caudal de diseño y su respectiva Pwf.
No se conoce la presión de burbujeo, pero se asumirá que el yacimiento es saturado, por lo tanto, la IPR (que representa la curva de oferta ya que la completación se asume a hoyo desnudo) se calculará a partir de la ecuación de Vogel para yacimiento saturado:
qmax=qo
1−0,2( pwfpws )−0,8 ( pwf
pws )2
qmax=800
1−0,2(6001500 )−0,8(600
1500 )2=1010BPD
Usando la ecuación de Vogel y el caudal máximo calculado anteriormente, se tiene que:
Pwf (Lpc) ql (BPD)1500 01400 1181200 3311000 516800 673600 800400 899200 969
0 1010
El caudal de diseño se puede estimar como el 70% de la capacidad máxima de aporte del yacimiento, es decir:
q ld=0.7∗qmax=0.7∗1010=707 BPD
Evaluando este caudal en la curva de oferta, se tiene que:
Pwf @707 BPD=749 Lpc
2.- Determinar el nivel dinámico de líquido, Nd (pies).
Se estima el gradiente de presión de la mezcla:
Gm=0.433∗δm( lpcpie )
δm=δo∗fo+δw∗fw
δo= 141.5131.5+° API
= 141.5131.5+11
=0.993
δm=0.993∗0.75+1.02∗0.25=0.99975
Gm=0.433∗0.99975=0.4329Lpcpie
Estimar la altura de la mezcla:
hm=PwfGm
= 7490.4329
=1730 pies
Luego, el nivel dinámico se determina:
nivel dinámicode líquido ( pie )=profundidad mitad de las perforaciones−alturade lamezcla
Nd=Pt−hm=5000−1730=3270 pies
3.- Determinar la profundidad de asentamiento de la bomba:
Profundidad deasentamiento ( pies )=nivel dinámico+sumergencia(∆ hd)
Donde ΔHd depende del criterio de diseño. Se recomienda inicialmente una sumergencia de 700 a 1000pies. Sin embargo, en realidad se debe colocar la bomba a la profundidad donde la fracción de gas a su entrada sea mínima. Pero se debe saber que la profundidad de sentamiento máxima será aproximadamente hasta unos 200 o 300 pies por encima de la mitad de las perforaciones, esto debido a que a profundidades más cercanas a las perforaciones, la velocidad de erosión es muy alta y puede dañar la bomba.
En este ejercicio, se informa que la sumergencia mínima debe ser de 350 pies, por lo cual iniciaremos haciendo los cálculos para esta sumergencia:
Profundidad deasentamiento ( pies )=3270+350=3620 pies
4.- Estimar la presión y temperatura a la entrada de la bomba:
Primero, el gradiente geotérmico es:
Gtg=T y−T s
Pr ofundidad=170−90
5000=0 . 016 ºF / pie
Luego, se determina el gradiente dinámico de temperatura, utilizando la figura 2.20, página 62, de la guía de texto, y se tiene que:
Gdt=1.32℉
100 pies
La temperatura a la entrada de la bomba se determina:
T entrada=T fondo−Gdt (Prof total−Prof asent . bomba)
T entrada=170−1.32100
(5000−3620 )=151.784℉
Estimar la presión en la entrada de la bomba:
Pentrada=0.433∗δm∗∆hd=0.4329∗350=151.515 Lpc
5.- Determinar los parámetros PVT de los fluidos a condiciones de entrada de la bomba:
Factor volumétrico del gas (Bg):
Bg=0 ,00503∗( Z∗Tp )
Bg: Factor volumétrico del gas (BY/PCN)z: Factor de comprensibilidad del gas (adimensional)p: Presión (lpca)T: Temperatura (0R)
Buscamos el factor de compresibilidad del gas (por el método de su preferencia):
@ δg = 0.7, P = 151.515 + 14.7 = 166.2 Lpca, T=151.784 + 460 = 611.784 °F
Z=0.975
@ δg = 0.8, P = 151.515 + 14.7 = 166.2 Lpca, T=151.784 + 460 = 611.784 °F
Z=0.967
Interpolando:
@ δg = 0.76 , Z = 0.9702
Entonces:
Bg=0 ,00503∗( 0 . 9702∗611.784166 .2 )=0 .01796By /PCN
Relación gas-petróleo en solución (Rs):
Usando la correlación de Standing:
Rs=0 .76∗[( p18 ,2
+1,4)∗100 ,0125. .∗γAPI−0 ,00091 .T ]
1, 2048
Donde:Rs: Razón gas liquido petróleo PCN/BNP: presión a la entrada de la bomba (lpca)T: Temperatura de yacimiento (oF)gg: Gravedad especifica del gas gAPI: Gravedad del Petróleo
Rs=γ g∗[(166 ,218 ,2
+1,4)∗100 ,0125 .∗. 11−0 ,00091 .T ]
1 ,2048
Rs = 12,94 PCN/BN
Factor volumétrico del petróleo (Bo):
Usando la correlación de Standing:
Bo=0 ,9759+12∗10−5∗F1,2
F=R sb∗√ γ g
γo
+1 ,25∗T
Donde:Bo: Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)Rs: Razón gas disuelto-petróleo PCN/BNT: Temperatura de yacimiento (oF)gg: Gravedad especifica del gas go: Gravedad del Petróleo
F=Rsb∗√ 0 ,760 ,993
+1 ,25∗T
F = 201,068
Bo=0 ,9759+12∗10−5∗201,0681,2 Bo= 1,04559 BY/BN
Relación gas - agua en solución (Rsw):
Usando la correlación de McCoy, R.L.:
R swp=A+B∗p+C∗p2
Rsw
Rswp
=1−( 0 ,0753−1 ,73∗10−4T )∗S
A=2.12+3 ,45∗10−3∗T−3 ,59∗10−5∗T2
B=0 ,0107−5 ,26∗10−5∗T+1 ,48∗10−7∗T 2
C=−8 ,75∗10−7+3,9∗10−9∗T−1,02∗10−11∗T2
Donde:p: Presión (lpca)T: temperatura (oF)S: salinidad en porcentaje de sólidos disueltos
Con S igual a 1 y temperatura igual a 151,784 oF los resultados de A, B y C son:
A = 1,8166B = 6,125884*10-3
C = -5,18034*10-7
R swp=1,8166+6,125884*10-3∗166 ,2+-5,18034*10-7∗166 ,22
Rswp = 2,8204 Pcn/Bn
R sw=1−(0 ,0753−1 ,73∗10−4151 .784 )∗1=2. 6821PCN /BN
6.- Determinar la fracción de gas a la entrada de la bomba:
λg=[(1−fw )(RGP−Rs )−f w Rsw ]Bg
f w Bw+ (1−f w )Bo+[ (1−fw ) ( RGP−Rs )−f w Rsw ]Bg
λg=[(1−0 .25 )(150−12 .94 )−0 .25∗2.6821 ]∗0 .01796
0 .25∗1+(1−0 .25 )∗0 .01796+[ (1−0 .25 ) (150−12 .94 )−0.25∗2.6821 ]∗0 .01796
λg=0 . 6394
7.- Comparar la fracción de gas a la entrada de la bomba.
Si λg > ó = a λg max, se debe incrementar la profundidad de asentamiento de la bomba en 100pies y repetir los pasos del 4 al 6.
Si λg > a λg max y se ha alcanzado la profundidad límite de asentamiento de la bomba, se recomienda instalar un separador de gas de alta eficiencia para reducir la fracción de gas a la entrada de la bomba.
Si λg < a λg max y aún no se ha alcanzado la profundidad límite, es de su interés considerar repetir los pasos hasta lograr, de ser posible, 0% de gas a la entrada de la bomba.
En nuestro caso, el porcentaje de gas es demasiado alto (63.94%), por lo cual decidimos aumentar la profundidad de asentamiento. Esto se realizó varias veces hasta llegar a la profundidad límite de asentamiento (300 pies por encima de la mitad de las perforaciones), en la cual se obtuvo un porcentaje de gas mayor a 20% (mayor al máximo permitido por la bomba), entonces, ya que no es posible reducir lo suficiente la fracción de gas a la entrada de la bomba, se recomienda colocar un separador y subir la bomba hasta la sumergencia mínima ya que de esta manera estaríamos evitando gastos mayores, como longitud del cable, potencia del motor, entre otros. Por lo tanto, los datos calculados a una sumergencia de 350pies, serán los utilizados para los cálculos de los siguientes pasos.
8.- Calcular la tasa total de flujo a la entrada de la bomba.
qt=ql {f w Bw+(1−f w ) Bo+ [ (1−f w ) ( RGP−Rs )−f w R sw ] Bg }
Si se considera la colocación de un separador de gas, se debe tomar en cuenta para la ecuación anterior:
R GPnueva=(1−%Efic100 )( RPG−Rs )+Rs
R GLnueva=R GPnueva∗fo
Ya que se consideró la colocación de un separador:
R GPnueva=(1− 57100 ) (330−12.94 )+12.94=150
PCNBN
R GLnueva=150∗0.75=112.5PCNBN
qt=707 {0.25∗1+ (1−0.25 ) 1,04559+[ (1−0.25 ) (150−12.94 )−0.25∗2.6821 ]∗0.01796 }
qt=2028 BPD
9.- Escoger las revoluciones por minuto (RPM) y el factor de cabezal (FH) según los niveles de producción de arena.
%ArenaRPM lim
FH *Limitación cuando se utiliza un rotor subdimensionado para
compensar el hinchamiento del elastómero.
* 400 0.7%<40
%Bajo, medio 390 0.75
%>40%
Alto 250 0.67
En nuestro caso no se dispone del porcentaje de arena, pero ya que incluso tomando el porcentaje de Agua y Sedimiento (25%) seguimos estando por debajo del 40%, tomaremos los 390 RPM como límite y el FH de 0.75.
10.- Calcular el desplazamiento de la bomba a 500 rpm, ya que el catálogo del que se dispone está basado en bombas a 500RPM.
qbomba=q t∗500
RPM lim
qbomba=2028∗500390
=2600BPD
11.- Determinar el Head Rating de la bomba.
HeadRating(lpc )=
ΔPreq
FH ΔPreq=Pdesc arg a−Pentrada
Pentrada=0 ,433∗δm∗hsumergencia Pdesc arg a=Psep+Δ Pf + ΔPg
Δ Pg=δm∗0 ,433 *Pr of Asentamiento
Δ Pf =δm∗L∗q
t1,85
1072,48∗1000∗d4 ,8655
Donde:
L: pies
D: pulg
qt: BPD
FH: factor de cabezalΔPf debe considerar longitud vertical y horizontal.
Entonces, para nuestro caso:
Pentrada=0 ,433∗0 .99975∗350=152LPC
Δ Pg=0 .99975∗0 ,433∗3620=1567LPC
∆ Pf = 0.99975∗3620∗20281.85
1072.48∗1000∗2.9924.8655 +0.99975∗1000∗20281.85
1072.48∗1000∗3.0684.8655
∆ Pf =26.64 Lpc
Pdesc arg a=65+26 . 64+1567=165 { 9̄LPC ¿
ΔPreq=1659−152=1507LPC
Entonces:
HeadRating (lpc )=1507
0 .75=2009Lpc
12.- Seleccionar la bomba requerida.
De las tablas del fabricante, seleccionar la bomba que maneje eficientemente la tasa y cuyo head rating (también llamado tasa de altura) sea igual o mayor al requerido.
Para nuestra bomba:
Q @500RPM = 2600 BPD
Head rating ( pie )= 2009lpc
0.433lcppie
=4640 pies deagua
NOTA: se usó el gradiente del agua ya que el catálogo está en función de bombas a 500 RPM cuyo fluido de trabajo es agua.
De acuerdo a estos datos, la bomba necesaria será una KUDU 900 TP 1500 de la serie 4”.
13.- Determinar los RPM ajustados a la bomba seleccionada.
Una vez seleccionada la bomba, se usa la gráfica de la misma para determinar los rpm ajustados y la potencia requerida por la bomba.
De la gráfica (anexa al final del ejercicio) se obtiene que:
HP bomba = 209 HP
RPM ajust = 344 RPM
14.- Seleccionar el diámetro de la cabilla, de acuerdo al tamaño de la tubería de producción.
CabillaTubería (pulg) Diámetro (pulg) Peso (Lbs/pie)
2 3/8 ¾ 1.632 7/8 7/8 2.163 1/2 1 2.883 1/2 1 1/8 3.61
Nosotros seleccionaremos la cabilla de 3.61 lbs/pie ya que es menos costosa que la de 2.88 Lbs/pie.
15.- Calcular los requerimientos de potencia del motor.
HPmotor=HPbomba∗factor
Eficmotor
Donde:HP motor: suministrada por el fabricante.Efic motor: alrededor de 0.85Factor: factor de seguridad = 1; 1.2; 1.5
Entonces:
HPmotor=209∗1.2
0.85=295 HP
16.- Finalmente, con la potencia requerida para el motor y tomando en cuenta los diámetros de las tuberías usadas, se selecciona un motor de los catálogos disponibles.
NOTA: Esta gráfica no es real, se creó en base al comportamiento de las gráficas disponibles. Esto se hizo debido a la dificultad para conseguirla en este modelo en particular. Los resultados obtenidos con esta
gráfica se toman sólo para poder realizar los pasos necesarios en el diseño con bombeo de cavidad progresiva.