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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
“ESTUDIO PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN EN LOS
POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
EN EL CAMPO AUCA”
TESIS DE GRADO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERA EN PETRÓLEOS
MERCY GRICELDA PROAÑO RODRÍGUEZ
DIRECTOR: ING. VINICIO MELO
QUITO, JUNIO DE 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo, MERCY GRICELDA PROAÑO RODRIGUEZ, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría, que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional y que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
---------------------------------------------
Mercy Gricelda Proaño Prodríguez
C.I. Nº 1713691424
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por nombre “Estudio para
incrementar la producción en los pozos con sistema de bombeo Hidráulico
Tipo Jet en el Campo Auca” que, para aspirar al título de Ingeniera en
Petróleos fue desarrollado por Mercy Proaño, bajo mi dirección y supervisión
en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería cumple con las condiciones
requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
_________________
ING. VINICIO MELO
DIRECTOR DE TRABAJO
C.I. 1001048105
CARTA DE LA INSTITUCIÓN
DEDICATORIA
A Mateo, Camila y Monserrath, que son los más preciosos regalos que Dios
me ha dado. A mi hermana Ercilita que ha sido una luz en mi vida y mi más
grande amiga. A mi Lolita Sarasti por todo lo que me ha enseñado, por su
amor y entrega para con los mios. Y a mi gran amor Cristiancito gracias por
ser como eres.
Mercy
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Mi Dios por el amor que me tiene, por hacer posible la
culminación de mi carrera, de manera especial agradezco a mi esposo por
su incondicional apoyo, agradezco a todas las personas que hicieron posible
el llevar a cabo este proyecto de tesis.
Mercy
i
ÍNDICE DE CONTENIDO
PÁGINA
CÁPITULO I
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1. OBJETIVO GENERAL 3
1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO 4
2.1. DESCRIPCIÓN DEL ÁREA AUCA 4
2.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA 4
2.1.2. HISTORIA DEL CAMPO AUCA 6
2.1.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA 6
2.1.4. CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL RESERVORIO
EN EL CAMPO AUCA 7
2.1.4.1. Formación Hollín 7
2.1.4.2. Formación Napo 8
2.1.4.3. Arenisca “T” 10
2.1.4.4. Arenisca “U” 11
2.1.4.5. Formación Basal Tena 11
2.2. ESTRUCTURAS 11
2.2.1. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA 11
2.2.2. ARENISCAS PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA 13
2.2.2.1. Espesores y Áreas 13
2.2.2.2. Análisis de las propiedades de las arenas
del Campo Auca 13
2.2.3. CARACTERÍSTICAS DEL LOS FLUIDOS DEL
CAMPO AUCA 14
2.2.3.1. Análisis PVT 14
2.2.4. PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS
PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA 15
ii
2.2.5. PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) 15
2.2.6. SALINIDADES 16
2.2.7. TIPO DE CRUDO 16
2.2.8. ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DE ÁREA AUCA 17
2.3. DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES SISTEMAS
DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 18
2.3.1. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 19
2.3.1.1. Componentes del Equipo de Subsuelo 20
2.3.1.2. Componentes del Equipo de Superficie 25
2.3.2. BOMBEO MECÁNICO 27
2.3.2.1. El equipo de subsuelo 28
2.3.2.2. Equipos de superficie 29
2.3.3. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA 30
2.3.3.1. Equipos de superficie 30
2.3.3.2. Equipos de Subsuelo 30
2.3.4. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT 33
2.3.4.1. Bombeo neumático continuo 35
2.3.4.2. Bombeo neumático intermitente 35
2.3.5. BOMBEO HIDRÁULICO 35
2.3.5.1. Bomba Pistón 36
2.3.5.2. Bomba Jet 36
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA PARA LA OPTIMIZACIÓN DEL FLUIDO MOTRÍZ
Y ELECCIÓN DE LA GEOMETRÍA ADECUADA EN UNA BOMBA
JET 47
3.1. LA DETERMINACIÓN DE LA GEOMETRÍA CORRECTA
DE UNA BOMBA JET, SEGÚN SMART 47
3.2. ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL CAMPO AUCA PARA
POSIBLES CAMBIOS DE GEOMETRÍA 53
3.2.1. POZO AUCA-03 54
iii
3.2.1.1. Historial de Completación y
Reacondicionamientos del pozo AUCA-03 54
3.2.1.2. Análisis y cálculo del método Smart
para el pozo AUCA-03 58
3.2.2. POZO AUCA-14 65
3.2.2.1. Historial de Completación y
Reacondicionamientos del pozo AUCA-14 65
3.2.2.2. Análisis y cálculo del método Smart para
el pozo AUCA-14 69
3.2.3. POZO AUCA-15 77
3.2.3.1. Historial de Completación y
Reacondicionamientos del pozo AUCA-15 77
3.2.3.2. Análisis y cálculo del método Smart para el
pozo AUCA-15 82
3.2.4. POZO AUCA-16 89
3.2.4.1. Historial de Completación y
Reacondicionamientos el pozo AUCA-16 89
3.2.4.2. Análisis y cálculo del método Smart para el
pozo AUCA-16 93
3.2.5. POZO AUCA-18 100
3.2.5.1. Historial Completación y
Reacondicionamientos el pozo AUCA-18 100
3.2.5.2. Análisis y cálculo del método Smart para el
pozo AUCA-18 107
3.2.6. POZO AUCA-22 114
3.2.6.1. Historial de Completación y
Reacondicionamientos del pozo AUCA-22 114
3.2.6.2. Análisis y cálculo del método Smart para
el pozo AUCA-22 118
3.2.7. POZO AUCA-28 125
3.2.7.1. Historial de Completación y
Reacondicionamientos del pozo AUCA-28 125
iv
3.2.7.2. Análisis y cálculo del método Smart para
el pozo AUCA-28 129
3.2.8. POZO AUCA-30 136
3.2.8.1. Historial de Completación y
Reacondicionamientos del pozo AUCA-30 136
3.2.8.2. Análisis y cálculo del método Smart para
el pozo AUCA-30 139
3.2.9. POZO AUCA-36 146
3.2.9.1. Historial de Completación y
Reacondicionamientos del pozo AUCA-36 146
3.2.9.2. Análisis y cálculo del método Smart para
el pozo AUCA-36 151
3.2.10. POZO AUCA-50 158
3.2.10.1. Historial de Completación y
Reacondicionamientos del pozo AUCA-50 158
3.2.10.2. Análisis y cálculo del método Smart para
el pozo AUCA-50 161
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 169
4.1. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-03 170
4.2. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-14 170
4.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-15 171
4.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-16 172
4.5. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-18 173
4.6. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-22 174
4.7. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-28 175
4.8. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-30 175
4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-36 176
4.10. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-50 177
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 179
v
5.1. CONCLUSIONES 179
5.2. RECOMENDACIONES 181
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 183
NOMENCLATURA 185
GLOSARIO 188
vi
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 2.1. Coordenadas Geográficas del Campo Auca 5
Tabla 2.2. Espesores y Arenas de las Formaciones del Campo Auca 13
Tabla 2.3. Porosidad y Permeabilidad de las Formaciones
del Campo Auca 13
Tabla 2.4. Análisis PVT de los fluidos de las arenas del
Campo Auca 14
Tabla 2.5. Presión inicial y actual de las arenas productoras
Campo Auca 15
Tabla 2.6. Presión de Burbuja de los Yacimientos del Campo Auca 15
Tabla 2.7. Salinidades del agua de formación del Campo Auca 16
Tabla 2.8. Tipos de Crudo del Campo Auca 16
Tabla 2.9. Estado actual de los pozos del Área Auca 17
Tabla 2.10. Producción por tipo de método 18
Tabla 2.11. Nomenclatura de una Bomba Jet 44
Tabla 3.1. Relaciones de áreas óptimas 51
Tabla 3.2. Datos para calcular con el método Smart en el
pozo Auca-03 58
Tabla 3.3. Resultados de la simulación con el método de Smart
pozo Auca-03 63
Tabla 3.4. Datos para calcular con el método Smart en el
Pozo Auca-14 69
Tabla 3.5. Resultados de la simulación con el método Smart
pozo Auca-14 74
Tabla 3.6. Datos para Calcular con el método Smart en el
pozo Auca-15 82
Tabla 3.7. Resultados de la simulación con el método Smart
pozo Auca-15 87
Tabla 3.8. Datos para calcular con el método Smart en el
pozo Auca-16 93
vii
Tabla 3.9. Resultados de la simulación con el método Smart
pozo Auca-16 98
Tabla 3.10. Datos para calcular con el método Smart
en el pozo Auca-18 107
Tabla 3.11. Resultados de la simulación con el método Smart
pozo Auca-18 112
Tabla 3.12. Datos para calcular con el método Smart en el
pozo Auca-22 118
Tabla 3.13. Resultados de la simulación con el método Smart
pozo Auca-22 123
Tabla 3.14. Datos para calcular con el método Smart en el
pozo Auca-28 129
Tabla 3.15. Resultados de la simulación con el método Smart
pozo Auca-28 134
Tabla 3.16. Datos para calcular con el método Smart en el
pozo Auca-30 139
Tabla 3.17. Resultados de la simulación con el método Smart
pozo Auca-30 144
Tabla 3.18. Datos para calcular con el método Smart en el
pozo Auca-36 151
Tabla 3.19. Resultados de la simulación con el método Smart
pozo Auca-36 156
Tabla 3.20. Datos para calcular con el método Smart en el
pozo Auca-50 161
Tabla 3.21. Resultados de la simulación con el método Smart
pozo Auca-50 166
Tabla 4.1. Análisis Situación Actual vs Situación
Propuesta AUCA-03 170
Tabla 4.2. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta
AUCA-14 171
Tabla 4.3. Selección de geometría por fabricante, en el
pozo AUCA-14 171
viii
Tabla 4.4. Análisis Situación Actual vs Situación
Propuesta AUCA-15 172
Tabla 4.5. Selección de geometría por fabricante,
en el pozo AUCA-15 172
Tabla 4.6. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta
AUCA-16 173
Tabla 4.7. Análisis Situación Actual vs Situación
Propuesta AUCA-18 173
Tabla 4.8. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta
AUCA-22 174
Tabla 4.9. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta
AUCA-28 175
Tabla 4.10. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta
AUCA-30 176
Tabla 4.11. Selección de geometría por fabricante, en el pozo
AUCA-30 176
Tabla 4.12. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta
AUCA-36 177
Tabla 4.13. Selección de geometría por fabricante, en el pozo
AUCA-36 177
Tabla 4.14. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta
AUCA-50 178
Tabla 4.15. Selección de geometría por fabricante, en el pozo
AUCA-50 178
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 2.1. Ubicación geográfica del Campo Auca 4
Figura 2.2. Mapa vial del Campo Auca 5
Figura 2.3. Columna Estratigráfica de la cuenca Oriente 12
Figura 2.4. Métodos de Levantamiento Artificial 19
Figura 2.5. Fuerza resultante del movimiento de flujo en un impulsor 20
Figura 2.6. Tipos de Etapas 21
Figura 2.7. Tipos de impulsores 21
Figura 2.8. Separador de gas 22
Figura 2.9. Componentes del motor 23
Figura 2.10. Equipo de bombeo Electrosumergible 25
Figura 2.11. Componentes de Bombeo Mecánico 27
Figura 2.12. Configuración de una Bomba de Cavidad Progresiva 31
Figura 2.13. Partes funcionales de una bomba de cavidad progresiva 32
Figura 2.14. Esquema del Sistema de Levantamiento por Gas Lift 34
Figura 2.15. Completación típica de un pozo para bombeo
Hidráulico Jet. 37
Figura 2.16. Partes de una Bomba Jet 39
Figura 2.17. Instalación típica de una Estación de Producción 39
Figura 2.18. Bombas Quintuplex Estación Auca Sur 40
Figura 2.19. Cabezal de pozo 41
Figura 2.20. Válvula Reguladora de Flujo (VRF). 42
Figura 2.21. Válvulas block. 42
Figura 2.22. La Turbina 43
Figura 2.23. Analizador de Flujo 43
Figura 3.1. Curva de comportamiento de diseño Guiberson 51
Figura 3.2. Diagrama del pozo Auca-03 57
Figura 3.3. Diagrama del pozo Auca-14 68
Figura 3.4. Diagrama del pozo Auca-15 81
Figura 3.5. Diagrama del pozo Auca-16 92
x
Figura 3.6. Diagrama del pozo Auca-18 106
Figura 3.7. Diagrama del pozo Auca-22 117
Figura 3.8. Diagrama del pozo Auca-28 128
Figura 3.9. Diagrama del pozo Auca-30 138
Figura 3.10. Diagrama del pozo Auca-36 150
Figura 3.11. Diagrama del pozo Auca-50 160
Figura 4.1. Tamaños de geometrías de las bombas Jet 169
xi
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación 3.1. Gradiente de presión del petróleo producido
a partir de su gravedad API. 48
Ecuación 3.2. Gradiente de presión del fluido producido,
basado en los gradientes de petróleo y agua 48
Ecuación 3.3. Factor de volumen de formación para el
petróleo y el agua. 48
Ecuación 3.4. Tasa del fluido motriz, con base en la
producción deseada y la relación de flujo
adimensional, M 48
Ecuación 3.5. Pérdida de presión por fricción del fluido motriz 48
Ecuación 3.6. Presión del fluido motriz en la tobera PN 49
Ecuación 3.7. Obtener la tasa del fluido de retorno QD 49
Ecuación 3.8. Gradiente del fluido de retorno GD 49
Ecuación 3.9.a. Fracción de agua del fluido de retorno FWD
fluido motriz es petróleo 50
Ecuación 3.9.b. Fracción de agua del fluido de retorno FWD
fluido motriz es agua 50
Ecuación 3.10. Relación gas – líquido del fluido de retorno GLR. 50
Ecuación 3.11. Viscosidad del fluido de retorno 50
Ecuación 3.12. Presión de descarga de la bomba PD 50
Ecuación 3.13. valor de la relación de presiones H 50
Ecuación 3.14. Ecuación para calcular M, usando
el valor de R obtenido 52
Ecuación 3.15. 52
Ecuación 3.16. 52
Ecuación 3.17. 52
Ecuación 3.18. 52
xii
Ecuación 3.19. Relación de flujo adimensional en el límite
de cavitación, ML 53
Ecuación 3.20. Área de la tobera requerida, para manejar
la tasa del fluido motriz calculada 53
xiii
RESUMEN
El campo Auca, operado por EP PETROECUADOR, es una de las
reservas petrolíferas más importantes con la que cuenta el Oriente
ecuatoriano. Este campo cuenta con diferentes sistemas de levantamiento
artificial utilizados para la extracción del crudo, uno de los más importantes
es el bombeo hidráulico.
El objetivo de este trabajo fue estudiar el sistema de bombeo hidráulico tipo
jet en el campo Auca, para incrementar su producción. El cumplimiento de
dicho objetivo estará sujeto a su vez a describir la condición actual del
campo Auca, explicar los fundamentos teóricos del sistema de levantamiento
artificial por bombeo hidráulico y diagnosticar la situación actual del sistema
de bombeo hidráulico en el campo Auca.
Asimismo, se analizó la condición existente de los diferentes pozos con
bombeo hidráulico tipo jet del campo Auca y se realizó un estudio técnico del
proyecto. Se espera que los resultados obtenidos en este estudio permitan la
toma de decisiones adecuadas por parte de la empresa EP
PETROECUADOR, con la finalidad de a incrementar la producción y
optimizar el fluido motriz del campo Auca.
Este trabajo de tesis se estructura de manera que abarca un amplio análisis
técnico.
El capítulo 1 describe un breve análisis de la importancia del petróleo en la
economía del Ecuador y la importancia que el actual gobierno le ha dado
para que continúe siendo el primer ingreso económico para nuestro país.
El capítulo 2 cubre la ubicación geográfica del Campo Auca y su descripción
en general y comprende un marco teórico de los diferentes tipos de
levantamiento artificial y principalmente los fundamentos del Bombeo
xiv
Hidráulico, como un método de levantamiento artificial. Los sistemas de
Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido
presurizado que es inyectado a través de la tubería.
En el capítulo 3 se realizó el análisis de la situación actual de algunos de los
pozos del campo Auca y se aplicó el método de Eddie E. Smart.
En el capítulo 4 se analizaron los resultados de los diferentes pozos
seleccionados para este proyecto de Tesis en el Campo Auca.
Finalmente, en el capítulo 5 se dan las conclusiones, así como se hacen
algunas recomendaciones.
xv
ABSTRACT
The Auca field, operated by EP PETROECUADOR, is one of the most
important oil reserves in the Ecuadorian orient. This field is made up of
different artificial lift systems utilize for the extraction of crude oil. One of the
most important systems is the hydraulic pumping system.
The objective of this essay will be to study the hydraulic pumping system jet
type in the Auca field to increment production. The fulfillment of such
objective will be subject to the actual current description of Auca field,
explaining the theoretical foundations of the lift system for the hydraulic
pumping system and to diagnose the actual situation of the hydraulic
pumping system in Auca field.
Likewise, we will analyze the existing condition of the different wells with
hydraulic pumping jet type in Auca field. And realize a technical study of the
project. We hope the results obtain will allow good decision making from the
part of EP PETROECUADOR, with a view to increment production and
optimize the fluid drive of Auca field.
This thesis essay will be structure in such a way that it will cover a wide field
of technical analysis.
Chapter 1 will relate a brief analysis of the importance petroleum oil plays in
Ecuador’s economy and the importance the current government has given to
continue to make petroleum the main source of income for our country.
Chapter 2 covers the geographic location of Auca field and a general
description and will include theoretical framework of the different artificial lifts,
mainly the essentials of hydraulic pumping as a method of artificial lifts. This
is based on that the hydraulic pumping system transmits its power though the
use of a pressurized fluid that is injected into a pipe.
xvi
In chapter 3 we will proceed to analyze the actual situation of the wells in
Auca field and will apply the calculation of the method used by Eddie E.
Smart.
Chapter 4 will consist of observing the results of the analysis realized in the
different chosen wells for this thesis project of Auca field.
Finally in chapter 5 the conclusions will be given as well as the
recommendations.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Hoy en día, el mundo enfrenta problemas globales, los cuales infunden
mucha preocupación acerca de su desarrollo e influencia sobre la vida. Uno
de estos problemas es el energético, debido a que el consumo de energía
para desarrollar a plenitud un conjunto de necesidades humanas se ha ido
incrementando desde el propio surgimiento del hombre, mientras se agotan
los recursos disponibles. La contribución de las energías fósiles en la matriz
energética mundial sigue considerable: petróleo (35%), carbón (25%), gas
natural (21%), mientras los otros tipos de energía tienen todavía una
participación minoritaria: biomasa (10%), nuclear (6%), hidráulica (2%), entre
otras (Chevalier, 2009: 11). Es menester aclarar que la dependencia hacia el
petróleo no constituye una fatalidad sino más bien una realidad en la cual se
puede incidir realizando auditorías energéticas e implantando sistemas de
gestión que garanticen la aplicación y el respeto de las medidas de eficiencia
energética correspondientes.
Con el gobierno del presidente Rafael Correa Delgado, posesionado el 15 de
enero de 2007, se instauran nuevos modelos de gestión desarrollados en
base a planificaciones estratégicas que sustentan el accionar en cada sector
energético del país. La nueva política económica, llevada a cabo por el
Ejecutivo, sustenta su aplicación en el manejo responsable de los recursos
naturales renovables y no renovables. La nueva dinámica económica busca
pues modificar la visión energética del país, considerar al petróleo como
patrimonio y recurso de suma importancia para la economía ecuatoriana.
El petróleo es pues, sin dudas, un recurso energético imprescindible y éste
es de gran importancia también para la economía del país. Representa el
mayor bien económico de que dispone actualmente el país y seguirá siendo
gran parte de su sustento por lo menos por un cuarto de siglo más. Lo
2
certifican las reservas petroleras del campo Ishpingo-Tambococha-Tiputini
(ITT), los proyectos Oglan, Pungarayacu, Pañacocha y al menos trece
prospectos en el sur Oriente, además de potenciales cuencas en el Litoral:
en tierra y en el mar. La riqueza petrolera será mucho más beneficiosa para
los ecuatorianos si se asume pues una política de compromiso para
transparentar todos los negocios y actuar con oportunidad en el tiempo.
Existen actualmente en Ecuador pocos pozos terminados que poseen aun la
suficiente energía en el yacimiento, para que el flujo llegue hasta la estación
de producción a una tasa que sea rentable. Esto evidencia la necesidad de
recurrir a los sistemas de levantamiento artificial. Como se sabe, los
sistemas de levantamiento artificial en pozos petroleros en los cuales ya no
fluye el petróleo en forma natural juegan pues un papel fundamental en la
extracción del petróleo. Con el transcurso del tiempo, el petróleo que se va
pues agotando en los pozos debido a su explotación trae consigo una mayor
cantidad indeseada de agua y gas. De allí, surge la necesidad de realizar un
buen diseño de los equipos de levantamiento artificial, teniendo en cuenta
tanto los dispositivos capaces de mitigar sus efectos, como las
características específicas de los pozos a explotar. Por muchos años, las
empresas de la industria del petróleo han tratado de incrementar
económicamente las reservas de los campos descubiertos. En varios
campos, los pozos atraviesan diferentes zonas, las cuales son
económicamente productivas, pero en muchos casos existe la limitación de
producirlas desde un mismo pozo de forma independientemente haciendo
uso de mecanismos de levantamiento artificial acordes con las
características de los yacimientos.
Entre una de las áreas que opera actualmente EP PETROECUADOR está el
campo Auca. En este proyecto de tesis, se tiene como objeto de estudio los
pozos Auca-03, Auca-14; Auca-15; Auca-16; Auca-18; Auca-22; Auca-28;
Auca-30; Auca-36 y Auca-50, los cuales pertenecen al área Auca y en
particular al campo Auca.
3
Es útil revisar las bombas hidráulicas tipo jet instaladas en los pozos del
campo Auca y verificar su operación adecuada debido a la existencia de
parámetros operacionales muchas veces no adecuados en los pozos de
levantamiento artificial por bombeo hidráulico.
El proceso de generación y transmisión de energía varía según el sistema
que se utilice.
Un método directo y eficaz de cálculo que se utilizará en este trabajo para la
realización del diseño es el propuesto por Eddie E. Smart, mediante el cual
se tiene la posibilidad de calcular directamente la geometría óptima de una
bomba tipo Jet.
1.1. OBJETIVO GENERAL
Estudiar el sistema de bombeo hidráulico tipo jet en el campo Auca, para
incrementar la producción.
1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Describir la condición actual del Campo Auca.
Explicar los fundamentos teóricos del sistema de levantamiento artificial
por bombeo hidráulico.
Diagnosticar la situación actual del sistema de bombeo hidráulico en el
campo Auca.
Analizar la condición existente de los diferentes pozos con bombeo
hidráulico tipo jet del Campo Auca.
Realizar el estudio técnico-económico del proyecto.
4
CAMPO AUCA
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO 2.1. DESCRIPCIÓN DEL ÁREA AUCA 2.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA El campo Auca está ubicado en la cuenca oriente, a unos 260 km en línea
recta al este de Quito, en la provincia de Orellana; parroquia Dayuma a 35
km de la ciudad de Francisco de Orellana (El Coca); capital de la provincia
de Pto. Francisco de Orellana, como se muestra en la Figura 2.1.
Figura 2.1. Ubicación geográfica del Campo Auca
Fuente: EP PETROECUADOR, (2008) Cartografía Distrito Amazónico
5
El Campo Auca está localizado en la zona 43 del hemisferio sur, sus
coordenadas geográficas con las respectivas equivalencias en coordenadas
UTM como se puede apreciar en la tabla 2.1.
Tabla 2.1. Coordenadas Geográficas del Campo Auca
COORDENADAS LATITUD LONGITUD
GEOGRÁFICAS Entre 0° 34’ S y 0° 48’ S Entre 76° 50’ O y 76° 54’ O
UTM Y mín. = 9’ 911.645 X mín. = 288.964
Y máx. = 99’366.256 X máx. = 29.500
La vía de acceso al Campo Auca es por la ciudad del Coca y tiene su
distribución de vías a los diferentes pozos como se indica en la figura 2.2.
Figura 2.2. Mapa vial del Campo Auca
Fuente: EP PETROECUADOR, (2008) Mapas Distrito Amazónico
Los límites del Campo Auca son:
6
Norte: Campos Sacha, Culebra, Yulebra y Yuca
Sur: Campo Cononaco
Este: Campos Anaconda, Pindo y Conga
Oeste: Campo Puma
2.1.2. HISTORIA DEL CAMPO AUCA
La compañía Texaco descubrió el Campo Auca, cuando perforó del pozo
Auca 01, misma que se inició en el mes de febrero del año 1970, y alcanzó
una profundidad de 10578 ft, dando una producción de 3072 BPPD, de los
reservorios Hollín, (31º API) y “T” ( 27º API).
El desarrollo del campo se inicia en 1973 y fue puesto en producción en
1975, con 24 pozos.
En el campo Auca, existe una falla principal que tiene un rango promedio de
salto entre 10 y 30 pies, con un máximo de 30 pies en la parte central del
campo a nivel de Napo “T”. Existen fallas secundarias que tienen un salto
menor con valores en el rango de 5 a 20 pies.
Los yacimientos tienen energías provenientes de acuíferos, gas en solución
y compresibilidad de la roca y fluido.
Por la producción de fluidos (agua-petróleo), las condiciones de los
yacimientos han sufrido cambios como: disminución de presión, declinación
de producción de petróleo, intrusión de agua y el ascenso del contacto agua
petróleo.
2.1.3. GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA
Las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1, se encuentran dentro
del campo Auca, siendo Auca Sur la de mayor producción y de donde se ha
7
tomado los pozos para el estudio de este proyecto de tesis.
El Campo Auca es una estructura anticlinal con fallas irregulares y alargadas
de dirección del norte al sur.
Las arenas “U” y “T” tienen considerables cantidades de hidrocarburos pero
sus acuíferos son parcialmente activos, actuando arealmente por zonas a lo
largo del campo, lo que ha causado que por el tiempo de producción la
presión decline en algunos sectores del campo.
El nivel de la arenisca “U” en el campo Auca es un anticlinal asimétrico de 30
km de longitud de bajo relieve con orientación norte-sur, el costado oeste se
encuentra limitado, al centro y al sur, por fallas normales de alto ángulo de
dirección norte-sur que poseen un desplazamiento lateral de 1000 m.
2.1.4. CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL RESERVORIO EN EL
CAMPO AUCA
Las formaciones cretácicas Tena, Napo y Hollín aparecen en Auca con
presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena,
Napo U, Napo T y Hollín. La principal característica de estas arenas es su
compactación.
2.1.4.1. Formación Hollín
La Formación Hollín es el reservorio que más se produce en el
Campo Auca, por su espesor de arena saturada y porque exhibe
un fuerte empuje de agua en el fondo, la formación Hollín consta
de dos miembros diferenciados litológicamente Hollín Principal o
Inferior y Hollín Superior. La diferencia principal consiste en que el
miembro Hollín Superior contiene glauconita, mientras que el
miembro Hollín Inferior consiste de arenas limpias; Hollín Inferior
8
de origen continental y Hollín Superior de origen marino y somero,
con sedimentos de depositación de zona de playa. Esta formación
se divide en los siguientes miembros litológicos:
Hollín Inferior.- Esta arena es de edad Aptiano inferior; es un
reservorio relativamente homogéneo de arenisca cuarzosa de
grano fino a medio. Además, es una arenisca conglomerática
que corresponde al relleno sedimentario de un conjunto de
valles incisos con algunas capas aisladas de lutita. El área
Auca corresponde a reservorio con acumulación de
hidrocarburos y posee un espesor neto de aproximadamente
40 pies.
Hollín Superior.- Esta formación corresponde a la edad
Aptiano superior-Albiano inferior y consiste de una serie de
areniscas cuarzosas, glauconiticas correspondientes a
depósitos de llanura de inundación aluvial, planicie costera y
plataforma marina poco profunda. Contiene además
abundantes capas de lutita y el espesor neto de la arena varía
entre 10 a 40 pies. Esta formación descansa discordantemente
sobre la Formación Chapiza (pre cretácico); hacia el tope tiene
contacto concordante con la Formación Napo.
2.1.4.2. Formación Napo
Corresponde a la edad: Albiano inferior - Campaniano medio. Se
compone de dos areniscas, la formación Napo “U” y la formación
Napo “T”, las que están separadas por intervalos gruesos de
calizas marinas y lutitas. La calidad de estos reservorios es
variable, evidenciando marcados cambios en el tamaño del poro
que a veces disimulan el contacto agua petróleo debido a la
9
existencia de una zona de transición entre el petróleo y el agua en
la formación.
A la Formación Napo, se la ha dividido en diferentes miembros
descritos litológicamente:
Napo Basal
Miembro Lutitas "T".- (Albiano medio-Albiano tardío),
constituido de lutitas negras no calcáreas ricas en material
orgánico que evoluciona al tope a calizas, intercalado con
niveles de areniscas glauconiticas.
Napo Inferior
Miembro Caliza "B".- (Cenomaniano temprano), secuencia
de calizas fosilíferas y margosas.
Miembro Lutita "U".- (Cenomaniano temprano), constituido
por lutitas laminadas negras, ligeramente calcáreas o no
calcáreas, calizas margosas que localmente pueden ser muy
potentes.
Miembro Arenisca "U".- (Cenomaniano temprano),
corresponde a una secuencia estrato y grano decreciente
que descansa sobre las Lutitas "U". Lo constituye una
sucesión de areniscas cuarzosas, areniscas glauconiticas de
grano fino, lutitas y calizas margosas.
Napo Medio
Miembro Caliza "A".- Turoniano medio - Turoniano superior; la
10
parte inferior se caracteriza por una potente sección de calizas
mi críticas masivas y la sección superior por calizas fosilíferas
(amonites y bivalvos).
Miembro Arenisca "M2".- (Turoniano tardío), sucesión de
areniscas finas separadas por intercalaciones de lutitas
calcáreas que pasan a margas arenosas y glauconiticas.
Napo Superior
Miembro Caliza "M1".- (Coniaciano temprano), comprende
una sucesión de calizas, lutitas y margas en un ambiente de
plataforma anóxica carbonatada.
Miembro Lutita "M1".- (Santoniano tardío), lutitas negras y
gris obscuras ricas en materia orgánica con esporádicos
lentes calcáreos, depositado en un ambiente de plataforma
marina somera.
Miembro Arenisca "M1".- (Campaniano medio), areniscas
gruesas ocasionalmente hacia la parte superior glauconiticas
con intercalaciones de lutitas.
2.1.4.3. Arenisca “T”
Corresponde a (Albiano tardío); lo constituye areniscas cuarzosa
de grano fino a medio, con intercalaciones de lutitas y calizas
arcillosas formando una secuencia grano decreciente.
“T” Superior.- Es una arenisca cuarzosa de grano fino en
mayor porcentaje. El espesor promedio de la zona arenisca T
11
superior es de 45 pies aproximadamente y es muy
interestratificada.
“T” Inferior.- Es una arenisca cuarzosa glauconitica de grano
fino a medio, subangular a subredondeado, con un espesor
promedio de 67 pies.
2.1.4.4. Arenisca “U”
Se presenta como una arenisca continua en su parte inferior a lo
largo del campo, pero en la parte Superior es bastante
discontinua.
“U” Superior.- Formada por una arenisca cuarzosa de grano
fino, subredondeado. El espesor promedio de la zona arenisca
U superior es de 27 pies.
“U” Inferior.- Es una arenisca cuarzosa, de grano fino a
medio.
2.1.4.5. Formación Basal Tena
La formación Basal Tena no es continua, el espesor total
promedio es de 40 pies aproximadamente, formada por un cuerpo
arenoso delgado que descansa en discordancia sobre las lutitas
de la formación Napo Superior.
2.2. ESTRUCTURAS
2.2.1. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
Para tener un mejor conocimiento de las estructuras del campo Auca, se
12
analiza partiendo de la columna estratigráfica de la cuenca oriente como
se puede apreciar en la figura 2.3.
Figura 2.3. Columna Estratigráfica de la cuenca Oriente.
Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012). Cartografías
13
2.2.2. ARENISCAS PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA
El estudio de las arenas productoras del Campo Auca, a las que pertenecen
los pozos seleccionados para el análisis, esta información fue tomada de las
simulaciones matemáticas del área en estudio.
2.2.2.1. Espesores y Áreas
Los valores de los espesores de las formaciones del Campo Auca
así como sus respectivas áreas se resumen en la tabla 2.2.
Tabla 2.2. Espesores y Arenas de las Formaciones del Campo Auca
ARENA ESPESOR (FT) ÁREA (ACRE)
Basal Tena 40 16460.09
Napo “U” 200 21471.49
Napo “T” 120 13621.87
Hollín 100-450 20844.09
Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012).
2.2.2.2. Análisis de las propiedades de las arenas del Campo Auca
Para analizar las propiedades tales como la porosidad que es
medida en porcentaje (%) y la permeabilidad que es medida
milidarcy que a continuación, se podrá observar en la tabla 2.3.
Estas propiedades según análisis, PVT, registros eléctricos y
estudios de los Cores.
Tabla 2.3. Porosidad y Permeabilidad de las Formaciones del Campo Auca
FORMACIÓN POROSIDAD
PROMEDIO (%) PERMEABILIDAD PROMEDIO (md)
SW ACTUAL (%)
Hollín Superior 14,8 104,5 30
Hollín Inferior 15,4 185,8 35
Basal Tena 20,5 3250 -
Napo "U" Superior 12,4 16,7 40
Napo "U" Inferior 14,4 76
Napo "T" Superior 10,9 350 15
Napo "T" Inferior 12,7
Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)
14
2.2.3. CARACTERÍSTICAS DEL LOS FLUIDOS DEL CAMPO AUCA
Enumeremos las principales características de los fluidos: Temperatura del
Yacimiento, presión de burbuja (Pb), grado API, factor volumétrico del
petróleo, relación gas petróleo (GOR), gravedad del gas.
2.2.3.1. Análisis PVT
A continuación, en la tabla 2.4, se muestran los datos promedios
de los análisis PVT, que corresponden a las diferentes arenas
productoras del Campo Auca.
Tabla 2.4. Análisis PVT de los fluidos de las arenas del Campo Auca
PARÁMETROS BASAL TENA
NAPO "U"
NAPO "T"
HOLLÍN SUPERIOR
Pi (psia) 3.563 4141 4213 4500
Pb (psia) 645 245 640 195
βoi (bl/BF) 1,1338 1,0647 1,131 1,111
βob (bl/BF) 1,1547 1,09 1,16 1,15
Coi ( 1/psia 10 -6 ) 6,2 5,21 6,75 6,48
Cos (1/psia 10-6) 6,2 8,77 9,03 8,18
μoi (cp) 21,34 13,8 5,05 4,76
μoi (cp) 14,29 8,49 2,6 2,66
GOR ( PCS/BF) 116 55 180 10
μw (cp) 0,3 0,3 0,3 0,267
˚API 21,1 19 29 31,6
Temp. del Reservorio (ºF) 210 229 233 235
Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)
15
2.2.4. PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS
PRODUCTORAS DEL CAMPO AUCA
De los análisis e historia de las presiones del Campo Auca, a continuación
en la tabla 2.5, se muestran los valores promedios para cada arena.
Tabla 2.5. Presión inicial y actual de las arenas productoras Campo Auca
ARENA PRESIÓN INICIAL
(psi) PRESIÓN ACTUAL
(psi)
Basal Tena 3563 1000
Napo "U" 4141 1363
Napo "T" 4213 1180
Hollín Inferior 4523 4300
Hollín Superior 4523 2100
Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)
2.2.5. PRESIÓN DE BURBUJA (Pb)
Luego del análisis de presión se obtiene el punto de burbuja de las arenas
del Campo Auca, y estos valores se aprecian en la tabla 2.6.
Tabla 2.6.Presión de Burbuja de los Yacimientos del Campo Auca
FORMACIÓN Pb (psi)
Basal Tena 645
Napo "U" 245
Napo "T" 640
Hollín Inferior 100
Hollín Superior 195
Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, 2012
16
2.2.6. SALINIDADES
Las salinidades del agua de formación del Campo Auca varían según las
arenas conforme se aprecia en la tabla 2.7.
Tabla 2.7. Salinidades del agua de formación del Campo Auca
ARENAS SALINIDADES (ppm ClNa)
Hollín Inferior 300-1400
Hollín Superior 450-28000
“T” 12100-40500
T Inferior 900-35500
“U” 26700-45000
U Inferior 33000-35500
Basal Tena 10250-20800
Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)
2.2.7. TIPO DE CRUDO
La descripción de los tipos de crudo en el campo Auca se puede apreciar en
la Tabla 2.8.
Tabla 2.8. Tipos de Crudo del Campo Auca
ARENISCAS TIPO DE CRUDO
Hollín Inferior 27-30 GRADOS API
Hollín Superior 27-32 GRADOS API
“T” y “U” 24-29 GRADOS API
Fuente: Yacimientos EP PETROECUADOR, (2012)
17
2.2.8. ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DE ÁREA AUCA
El Área Auca está conformada por los campos: Auca, Auca Sur, Auca Este,
Conga, Conga Sur, Cononaco, Yuca, Culebra, Culebra, Anaconda,
Armadillo, Rumiaco y Pacuna (revertido a EP PETROECUADOR, antes
operado por Suelopetrol); El estado de los pozos operados por EP
PETROECUADOR en el Área Auca se describe en la tabla 2.9.
Tabla 2.9. Estado actual de los pozos del Área Auca
ESTADO DE LOS POZOS CANTIDAD
PRODUCIENDO PETRÓLEO 147
CERRADOS 41
ESPERA C&PI 1
EN C&PI 2
ABANDONADOS 12
INYECTORES 3
REINYECT. 11
REINYECT CERRADOS 2
INYECTOR CERRADOS 1
TOTAL 220
EP PETROECUADOR opera actualmente los campos: Auca, Auca Sur,
Auca Este, Conga Norte, Conga Sur, Culebra, Yulebra, Anaconda, Yuca,
Cononaco, Rumiyacu, Armadillo y Pucuna. El petróleo insitu (Ni), de esta
área es de 2.542 MM BLS.
Las reservas iniciales probadas del Área Auca son de 693.44 MM BLS, con
una producción acumulada de 458.66 MM BLS y 234.8 MM BLS de reservas
18
remanentes, habiéndose recuperado el 66,1% de las reservas iniciales
probadas. El factor de recobro (FR) del área es de 24,7%. Estos datos de
reservas son actualizados al 30 de noviembre del 2011.
Sin lugar a dudas, la producción de petróleo es uno de los datos más
interesantes que se desea conocer, por lo que a continuación en la tabla
2.10, se describe el número de pozos por método de levantamiento artificial
y a flujo natural respectivamente.
Tabla 2.10. Producción por tipo de método
MÉTODO # POZOS BPPD BAPD BFPD
PPF 3 1.988 2.175 4.163
PPS 101 37.882 31.784 69.666
PPH (JET) 37 10.072 5.899 15.971
PPH (PISTON) 6 1.819 1.232 3.051
TOTAL 147 51.761 41.090 92.851
2.3. DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES SISTEMAS DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Los sistemas de levantamiento artificial en pozos petroleros en los cuales ya
no fluyen en forma natural, están conformados por equipos de subsuelo y de
superficie diseñados de acuerdo con las condiciones de cada campo,
dependiendo especialmente de las características de los fluidos presentes
en un yacimiento y de las condiciones específicas de cada pozo y del
yacimiento.
La mayoría de los pozos en la primera etapa de su vida productiva son
capaces de producir a flujo natural. Pero cuando el pozo deja de producir
con este sistema es necesario seleccionar un método de levantamiento
19
artificial que permita seguir produciendo eficientemente en el yacimiento. En
la elección de estos métodos, se debe considerar los siguientes factores:
Disponibilidad de fuentes de energía en superficie, características del fluido,
la viscosidad ºAPI, porcentaje de agua y sedimentos, relación gas-liquido,
profundidad de la arena productora, índice de productividad, entre otros.
Existen algunos métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se
encuentran los siguientes: Bombeo Electrosumergible (BES), Bombeo
Mecánico Convencional (BMC), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),
Levantamiento Artificial por Gas (LAG) y Bombeo Hidráulico (BH).
A continuación en la Figura 2.4, se realiza una comparación técnica de los
métodos de Levantamiento Artificial mencionados anteriormente.
Figura 2.4. Métodos de Levantamiento Artificial
Fuente: Solipet, (2009) Manual del Bombeo Hidráulico.
2.3.1. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE
El método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES)
tiene como principio fundamental levantar fluido del reservatorio hasta la
superficie mediante la rotación centrífuga de la bomba electrosumergible.
20
La potencia requerida por dicha bomba es suministrada por un motor
eléctrico que se encuentra ubicado en el fondo del pozo; la corriente
eléctrica, necesaria para el funcionamiento de dicho motor, es suministrada
desde la superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el
motor. Tiene un rango de capacidades que va desde 200 a 9000 BFPD,
trabaja a profundidades entre los 9000 y 15000 pies; el rango de eficiencia
está entre 18-68% y puede ser usado en pozos tanto verticales como
desviados o inclinados.
El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial
aplicado para desplazar volúmenes de crudo en yacimientos potencialmente
rentables y en pozos profundos.
2.3.1.1. Componentes del Equipo de Subsuelo
Bomba.- Una bomba centrífuga es una máquina con múltiples
etapas, y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un
difusor estacionario. Mueve fluidos rotándolos con un impulsor
rotativo dentro de un difusor que tiene una entrada central y
una salida tangencial. La trayectoria del fluido es una espiral
que se incrementa desde la entrada en el centro a la salida
tangente al difusor. El impulsor transmite energía cinética al
fluido como se puede apreciar en la figura 2.5.
Figura 2.5. Fuerza resultante del movimiento del flujo en un impulsor
Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones
21
El tamaño de la etapa que se use determina el volumen de fluido
que va a producirse y de este número depende la potencia
requerida. Las etapas a su vez pueden clasificarse en dos tipos.
En la figura 2.6, se aprecian los tipos de etapas de una bomba
electrosumergible.
Figura 2.6. Tipos de Etapas
Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones
Los impulsores flotantes o balanceados aquellos que se
desplazan en forma axial al eje dentro del difusor. El empuje
individual de cada uno de los impulsores es absorbido por los
difusores mediante las arandelas, los mismos que impiden el
contacto metal con metal. La forma de estos difusores se puede
apreciar en la figura 2.7.
Figura 2.7. Tipos de impulsores
Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones
22
Intake.- La función del intake es de permitir la entrada del fluido
del pozo hacia la bomba. Cuando hay presencia de gas en las
primeras etapas de la bomba, éste ocupa una parte del área de
flujo y disminuye la eficiencia volumétrica del sistema,
disminuyendo la producción. Si el impulsor se llena
completamente de gas, se produce un “bloqueo por gas” y la
bomba deja de desplazar fluido y por lo tanto de producir.
Sello o Protector.- Tiene como función principal, evitar el
ingreso de fluidos del pozo al motor (el protector está en
contacto con el fluido del pozo en la cabeza, a través del
intake, transfiere el torque generado por el motor hacia el eje
de la bomba, soportar el empuje producido por el movimiento
(de arriba hacia abajo), entre otras funciones.
Separador de Gas.- Son secciones de entrada, pero algunos
componentes adicionales en el diseño evitan el paso de gas
libre hacia la bomba.
Existen diferentes tipos de separadores de gas, los cuales se
detallan a continuación: intake o estándar, estático (flujo
inverso) y dinámico, como lo indica la figura 2.8.
Figura 2.8. Separador de gas
Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones
23
Estático.- Separa por medio de la inversión de la dirección
de flujo.
Dinámico.- Mezcla la mayor cantidad posible de gas en el
líquido, y el resto lo separa y lo expulsa al anular.
Motor Eléctrico.- El motor trifásico de inducción de dos polos,
trabaja en baño de aceite, este aceite es de tipo mineral
altamente refinado el cual posee una alta rigidez dieléctrica
(30kV) y provee una buena lubricación en los cojinetes de
motor y conjunto de empuje. Tiene una alta conductividad
térmica por lo que facilita la refrigeración del motor. Los
componentes del motor se los puede apreciar en la figura 2.9.
.
Figura 2.9. Componentes del motor
Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones
El motor está compuesto de: Housing (carcasa), estator, bobina
del estator, y rotor:
Estator.- Compuesto de láminas ranuradas de acero o
bronce compactadas a presión, bobinadas con tres
alambres (uno por cada fase).
Rotor.- Dispositivo que rota dentro del estator. Está formado
por láminas ranuradas de menor diámetro que el estator, con
24
barras de cobre en cada ranura. Debido a la forma de una
jaula se la conoce con el nombre de “Jaula de Ardilla”. Del
número de rotores presentes en el motor, depende la
potencia entregada por el mismo. El devanado es de “dos
polos" debido a que se crean dos polos magnéticos (Norte y
Sur).
Balineras entre rotores.- Brinda la capacidad de empuje
radial y axial al motor. Tiene agujeros de flujo para facilitar
la lubricación del motor.
Balinera de empuje.- Ubicado en la parte superior del
motor, su función es soportar el empuje generado por
todos los rotores.
Eje.- Permite la circulación de aceite dieléctrico a través
de él y de los rotor bearing (rodamientos), para asegurar
la lubricación de sus partes móviles.
Pothead.- Permite conectar el motor de fondo, mediante
el cable de potencia, a la potencia suministrada en
superficie.
Sensor de fondo.- Se encuentra conectado al motor a través
de un adaptador, recibe potencia eléctrica a través del motor,
así como también recibe y transmite señal digital a superficie.
Los circuitos y el software en el sensor digitalizan la señal de
los transductores y la envían a superficie. Tiene la capacidad
de registrar datos de: temperatura del motor, presión de
descarga, PIP, temperatura de intake, vibraciones.
Cables.- Para realizar una correcta selección del cable de
potencia, se considera: tamaño, resistividad, flexibilidad, costo.
25
Así como también la selección del tamaño del cable (AWG) y
una configuración apropiada tomando en cuenta el voltaje
requerido en superficie, la temperatura del conductor a las
condiciones de operación, tipo de fluido, tratamientos químicos,
gas, nivel de fluido, y temperatura de superficie.
2.3.1.2. Componentes del Equipo de Superficie
Los equipos de superficie están conformados por el cabezal de
descarga, el variador de frecuencia o el controlador de arranque
directo, la caja de unión o venteo, transformador y carta
amperimétrica. Los componentes en superficie y subsuelo de un
equipo electrosumergible lo podemos apreciar en la figura 2.10.
Figura 2.10. Equipo de bombeo Electrosumergible.
Fuente: BAKER CENTRILIFT, (2001) Manual de Operaciones
Árbol de navidad o cabezal de descarga.- El cabezal del
pozo debe ser equipado con un cabezal en el tubing tipo
hidratante o empaque cerrado. Los cabezales de superficie
pueden ser de varios tipos. Los más utilizados son los
26
cabezales tipo Hércules, mismos que son utilizados en pozos
con baja presión en el espacio anular, y en instalaciones no
muy profundas. Estos poseen un colgador de tubería tipo cuña,
y un pasaje para el cable.
Variador de frecuencia.- Es un dispositivo electrónico que
permite cambiar la frecuencia, de operación del sistema de
bombeo, provocando que se afecte el comportamiento de la
bomba. Considerando que las altas frecuencia permite levantar
mayor caudal produciendo un incremento en la producción. Las
altas frecuencias, significa que el motor gira a mayor revolución
por minuto, lo que se traduce en un mayor suministro de
energía al fluido del pozo.
Caja de Venteo.- Conecta el cable de potencia desde el VSD
hacia el fondo del pozo. Permite el venteo a la atmosfera del
gas que pudiera migrar hasta la superficie, a través del cable
de potencia, evitando condiciones potenciales de explosión. Es
un dispositivo requerido en todas las aplicaciones del sistema
de bombeo electrosumergible.
Transformador Elevador.- Son dispositivos eléctricos
trifásicos, diseñados para incrementar el bajo voltaje relativo
del VSD al valor requerido a nivel de los terminales del motor.
Son del tipo “Multitaps”, ya que poseen arreglos eléctricos que
pueden ser variados dependiendo del voltaje requerido por el
motor. Diseñados bajo estándares llamado “OISC”, que
significa auto enfriados por inmersión de aceite.
Carta Amperimétrica.- Muestra los cambios importantes en
las condiciones de operación de los equipos y también las
alteraciones y desbalances que están en interacción entre el
equipo de fondo y el pozo.
27
2.3.2. BOMBEO MECÁNICO
El sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico es el más
antiguo y más utilizado en el mundo, debido a los bajos costos operativos,
facilidad de producción y bajo riesgo de derrames por ser una operación a
baja presión.
Los pozos que poseen levantamiento artificial en casi un 20% están
produciendo con este sistema. Normalmente se emplea bombeo mecánico
en la etapa final de producción de un pozo.
En Ecuador, su aplicación se remonta desde los años cuarenta, en la
explotación de petróleo de los campos de la Península de Santa Elena,
cuyos yacimientos son someros (baja profundidad 2000-4000 pies). En la
figura 2.11, se muestran los componentes de Bombeo Mecánico.
Figura 2.11. Componentes de Bombeo Mecánico
Fuente: Pen Well Books, (2003) Modern Socker-Rod Pumping
28
2.3.2.1. El equipo de subsuelo
El equipo de subsuelo está restringido en su estructura por el
diámetro de la tubería revestidora.
Tubería de Producción.- La tubería de producción tiene por
objeto conducir el fluido proveniente de la formación, desde el
fondo del pozo hasta la superficie; sirve de guía a la sarta de
varillas de succión que está accionando la bomba en el
subsuelo.
El funcionamiento en conjunto de todos estos elementos
constituye el sistema de bombeo mecánico utilizado para
transmitir la energía adicional al pozo y transportar el fluido
desde el fondo hasta la superficie.
Varillas de Succión.- Las varillas de succión proporcionan la
conexión entre la unidad de bombeo que se encuentra
instalada en la superficie y la bomba en la profundidad de la
arena productora en el pozo, mediante ésta se transmite el
movimiento recíproco vertical a la bomba para el
desplazamiento de fluido.
Bombas de Subsuelo.- Es una bomba de pistón de
desplazamiento positivo, desde su profundidad de instalación
hasta la superficie, que funciona por diferencial de presión,
mediante bolas y asientos, para permitir la entrada y sello de
fluidos en ciclos periódicos sincronizados.
Anclas de Tubería.- Es un equipo que se utiliza para controlar
los movimientos de la tubería de producción, absorbe los
esfuerzos durante la acción de bombeo y los transfiere al
29
revestidor; manteniendo a la tubería de producción en una
posición constante y reduce la fricción varilla / tubería.
2.3.2.2. Equipos de superficie
Unidad de Bombeo.- Es una máquina integrada cuyo objetivo
es cambiar el movimiento angular del eje del motor a recíproco
vertical, a velocidad apropiada, con el propósito de accionar la
sarta de varillas y bombas de subsuelo.
Motor.- Equipo que suministra el movimiento y potencia a la
unidad de bombeo para levantar los fluidos del pozo. Este
puede ser un motor de combustión interna o un motor eléctrico,
siendo el último el de mayor utilización en la industria.
Polea de motores.- Es un accesorio que va instalado en el eje
del motor, con canales en forma de V, entre el cual son
colocadas las correas, que transmiten el movimiento rotatorio al
volante de la caja de engranajes.
Cabezal de Pozo.- Está constituido por una serie de
dispositivos y de válvulas que permiten el paso del fluido del
pozo a la tubería o la línea de flujo. Conjuntamente con la
prensa esto permite el paso de la barra pulida o varilla en el
ciclo de bombeo.
Unidades de Bombeo.- De acuerdo a los diferentes tamaños,
características y funcionamiento pueden clasificarse en las
siguientes:
Unidades de Bombeo Mecánico API
Unidades Hidráulicas.
Unidades Rotativas.
30
2.3.3. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA
Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de
desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo
material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de
acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades
sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la
descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El
movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la
superficie hasta la bomba. Empleando para ello un motor- reductor acoplado
a las cabillas. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja
velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas, sólidos en
suspensión y cortes de agua, así como también es ideal para manejar
crudos de mediana y baja gravedad API.
2.3.3.1. Equipos de superficie.- Entre los equipos de superficie de las
bombas de cavidad progresiva se puede enumerar los siguientes:
Cabezal giratorio.- Su función principal es la de soportar el
peso de la sarta de cabillas.
Movimiento primario (motor).- Su función principal es la de
proveer la energía necesaria para mover el equipo de
superficie, y por ende la sarta de cabillas y la bomba.
Equipo de transmisión de potencia.- A través de un conjunto
de poleas, cadenas y un sistema hidráulico, se encarga de
transmitirle potencia al motor.
2.3.3.2. Equipos de Subsuelo.- En este grupo de componentes se
encuentran la bomba de subsuelo, el ancla de gas, el ancla
antitorque y la sarta de cabillas. La bomba de subsuelo consiste de
31
un rotor helicoidal singular que rota alrededor de un mismo eje,
dentro de un estator helicoidal doble de mismo diámetro (menor) y
del doble de longitud. La configuración de la bomba de cavidad
progresiva se puede apreciar en la figura 2.12.
Figura 2.12. Configuración de una Bomba de Cavidad Progresiva
Fuente: Hirschfeldt. Marcelo, (2003) Manual de Bombas de Cavidad Progresiva
El desplazamiento de una bomba de Cavidad Progresiva además
de ser función de la velocidad de rotación, es directamente
proporcional a tres constantes:
El diámetro de la sección transversal del rotor.
La excentricidad (o radio de la hélice) y la longitud “pitch” de la
hélice del estator.
Las partes de una bomba de cavidad progresiva las podemos
describir de la siguiente manera:
Estator de la bomba.- Actualmente existen tres componentes
en el mercado para Bombas de Cavidad Progresiva, todos
estos componentes son formulados a partir de la goma de
nitrilo.
32
A continuación, se puede apreciar en la figura 2.13 las partes de una bomba
de cavidad progresiva.
Figura 2.13. Partes funcionales de una bomba de cavidad progresiva
Fuente: Weatherford, (2007) Manual de bombeo por cavidad progresiva
Las bombas de cavidad progresiva tienen la ventaja de tener un bajo costo
de instalación; se pueden manejar volúmenes de agua muy altos, a un
costos de mantenimiento bajo. Y como desventaja podemos anotar que
requiere energía eléctrica; por la ubicación geográfica del campo Auca
existen pozos donde no hay suministro de energía eléctrica. Otra de las
33
desventajas es que la máxima tasa manejada es de 500 Bls. Además el
material del que está fabricado el elastómero es afectado cuando los crudos
a producir son aromáticos.
2.3.4. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS LIFT
Este Método de Levantamiento Artificial opera mediante la inyección
continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción
(Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y
reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose
así un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el
pozo fluya adecuadamente. El gas también puede inyectarse a intervalos
regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones
de líquido (Flujo intermitente). Como variantes de estos métodos, también se
han desarrollado otros como la Cámara de Acumulación, el Pistón Metálico y
el Flujo Pistón.
Una instalación de LAG consta básicamente de: la sarta de reducción y el
equipo asociado, la línea de flujo, el separador, los equipos de medición y
control, la planta compresora o fuente de gas de levantamiento de alta
presión y las líneas de distribución del gas. El equipo de producción consiste
en una o varias piezas tubulares denominadas mandriles, los cuales se
insertan o enroscan a una válvula de levantamiento, a través de la cual pasa
el gas destinado a levantar el fluido de producción.
El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y
está constituido principalmente por las válvulas de LAG y los mandriles. Las
válvulas de LAG tienen como función permitir la inyección, a alta presión del
gas que se encuentra en el espacio anular. De acuerdo a su mecanismo de
operación existen distintos tipos de válvulas tales como: las cargadas con
nitrógeno, las accionadas por resorte, aquellas operadas por la presión del
gas inyectado, las operadas por la presión de los fluidos de producción, las
balanceadas y las no balanceadas.
34
Este tipo de Método de Levantamiento Artificial permite manejar grandes
volúmenes de producción, incluyendo la producción de agua y sedimentos.
Además, cuenta con la flexibilidad de distribuir gas a varios pozos con una
sola planta de compresión. El esquema de Levantamiento Artificial por Gas
Lift, se lo describe en la figura 2.14.
Figura 2.14. Esquema del Sistema de Levantamiento por Gas Lift
Fuente: www.tandem-terminal.ru/i/oil-003.jpg, Enero 2012.
La inyección del gas se hace en varios sitios de la tubería a través de
válvulas reguladas que abren y cierran el gas automáticamente. Los
métodos de bombeo por Gas Lift que son:
35
2.3.4.1. Bombeo Neumático Continuo
El método de Bombeo Neumático Continuo implanta un volumen
continuo de gas a alta presión por el espacio anular a la tubería de
producción para airear o aligerar la columna de fluidos, hasta que
la reducción de la presión de fondo permita un diferencial suficiente
a través de la formación, causando que el pozo produzca al gasto
deseado. Para realizar esto, se usa una válvula en el punto de
inyección más profundo con la presión disponible del gas de
inyección, junto con la válvula reguladora en la superficie.
2.3.4.2. Bombeo neumático intermitente
El bombeo neumático intermitente consiste en producir
periódicamente determinado volumen de petróleo impulsado por el
gas que se inyecta a alta presión, el gas es inyectado en la
superficie al espacio anular por medio de un regulador, un
interruptor o por la combinación de ambos; este gas pasa
posteriormente del espacio anular a la tubería de producción a
través de una válvula que va insertada en la tubería de producción.
2.3.5. BOMBEO HIDRÁULICO
El principio fundamental aplicado en este tipo de sistema de levantamiento
artificial, es la “Ley de Pascal”, donde se explica que: “La presión aplicada
sobre cualquier punto de un líquido contenido se transmite, con igual
intensidad, a cada porción del fluido y a las paredes del recipiente que lo
contiene”.
La aplicación de este principio permite transmitir presión desde un lugar
centralizado en la superficie, mediante la tubería llena de fluido, hasta
cualquier número de puntos dentro del pozo. El fluido ingresa a presión por
36
el tubing y se dirige hacia una sección motriz pozo abajo, accionándolo en
forma reciprocante, operando así una bomba pistón o jet.
La primera instalación hidráulica se dio el 10 de marzo de 1932 en
Ingiewood, California, fue el experimento del señor C. J. Coberly.
2.3.5.1. Bomba Pistón
El fluido motriz llega hasta la bomba de subsuelo por medio de la
tubería de producción y se introduce en una sección motriz
hidráulica colocada por debajo del nivel del fluido a producir. Es
impulsada por una sección motriz hidráulica de acción reciprocante
que está conectada directamente a la bomba de producción por
medio de una varilla. Son pequeños pistones que van subiendo y
bajando de forma alternativa de un modo parecido a los pistones
de un motor a partir de un movimiento rotativo del eje, estas
bombas pueden clasificarse en:
Bombas Axiales
Bombas Transversales
Bombas Radiales
2.3.5.2. Bomba Jet
Considerando que la presión del yacimiento ya no es suficiente
para producir a flujo natural, se debe evaluar las facilidades de
superficie y fondo para poner en producción el pozo con el sistema
de levantamiento artificial hidráulico con bomba Jet.
El Bombeo Hidráulico tipo Jet es un tipo especial de bombas de
subsuelo hidráulica, no emplea partes móviles, su principio de
funcionamiento se basa en la transferencia de energía entre el
fluido de inyección y fluido producido. Cuando el fluido inyectado
37
atraviesa la tobera en el fondo del pozo, se produce la
transformación de energía potencial en energía cinética y
finalmente causa la producción del fluido del pozo.
La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a
la bomba jet tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y
corrosivos que, para el caso de otros sistemas de levantamiento
artificial, son limitaciones importantes. Otra ventaja de las bombas
jet es la solidez de la sección de trabajo, que hace que pueda
adaptarse a casi cualquier completación de fondo. En la figura
2.15, se detalla un BHA de prueba para producción por bombeo
hidráulico tipo jet.
Figura 2.15. Completación típica de un pozo para bombeo Hidráulico Jet.
Fuente: SERTECPET, (2009) Manual de Operaciones
38
El esquema de bombeo hidráulico tipo jet en el fondo es el
siguiente:
Tubing o tubería de producción.- La tubería de inyección del
fluido motriz es utilizada también como tubería de producción,
dependiendo del tipo de bomba Jet a utilizarse que puede ser
convencional (directa) o reversa.
Casing.- Tubería de revestimiento sirve como tubería de
producción o inyección de fluido motriz, dependiendo igual del
tipo de bomba Jet a utilizarse.
Camisa.- Se la conoce como camisa de circulación Sliding
Sleeve tipo “L”, es utilizada como alojamiento de la bomba Jet.
De acuerdo a la posición del clousing sleeve cerrado abierto
permite realizar diferentes operaciones.
Bomba Jet.- Permite la producción del pozo. El funcionamiento
de la bomba Jet se describe de la siguiente manera:
Se basa en el principio de Venturi, que consiste en el paso de
un fluido a través de un área reducida donde se produce un
cambio de energía potencial a cinética, causado en la salida de
la boquilla, y provocando una succión del fluido de formación;
estos fluidos entran en un área constante denominada
garganta, luego la mezcla de los fluidos sufre un cambio de
energía cinética a potencial a la entrada de un área expandida
llamada difusor, donde la energía potencial es la responsable
de llevar el fluido hasta la superficie.
Las partes importantes de la bomba Jet son la tobera y la
garganta y sus correspondientes áreas internas de trabajo
39
correspondientes. Las partes de la bomba Jet se las puede
apreciar en la figura 2.16
Figura 2.16. Partes de una Bomba Jet
Fuente: SERTECPET, (2009) Manual de Operaciones
Empacadura.- Es conocida también con el nombre de
“packer”, que permite el aislamiento de la zona de producción.
El equipo de superficie consta de diferentes elementos importantes, los
cuales desempeñan un importante papel en el sistema de levantamiento
artificial por bombeo hidráulico. Se puede apreciar la instalación de una
estación de producción con los componentes a detalle, en la figura 2.17.
Figura 2.17. Instalación típica de una Estación de Producción
Fuente: Solipet, (2007) Introducción a las Operaciones del Sistema Bombeo Hidráulico.
40
Estación de Producción.- La estación de producción
consta de los siguientes componentes:
Tanques de almacenamiento del fluido motriz.- Todo el
éxito del bombeo hidráulico depende de la calidad del fluido
motriz que será empleado como energía para accionar la
bomba en el subsuelo.
Bombas de alta presión.- Las bombas de superficie
comúnmente utilizadas son TRIPLEX, QUÍNTUPLEX,
ELÉCTRICAS MULTIETAPAS, etc. En la estación Auca Sur
desde donde se genera la presión y se almacena el fluido
motriz para los pozos de este proyecto son bombas 7
unidades de tipo QUÍNTUPLEX, de las cuales operativas
están 6 y 1 en reserva. En la figura 2.18, se pueden observar
las bombas operativas de la estación Auca Sur.
Figura 2.18. Bombas Quíntuplex Estación Auca Sur
Línea principal de Fluido Motriz y derivación a los
diferentes pozos.- Este tipo de tubería se la utiliza para
conducir el Fluido Motriz que será inyectado al pozo, que va
41
Válvula 1” para
lubricador
(desplazar)
Válvula de seguridad
del casing
Válvula de
derivación (by-
pass)
Válvulas de retorno
del casing
Válvula
master
Válvula 2” de
inyección Válvula 3”de
salida
Válvula 1” para
lubricador
(reversar)
Tapón de cabezal
desde la descarga de la bomba de alta presión hasta el
cabezal del pozo.
Línea de retorno o de baja presión.- Esta tubería es
utilizada para conducir la mezcla de fluidos del pozo
(inyección + producción) desde el cabezal hasta la estación
de producción y trabaja con un rango entre 0 y 800 psi.
Cabezal del pozo.- La mayoría de los pozos tienen
cabezales tipo “árbol de navidad” como se muestra en
siguiente gráfico y consta de un conjunto de siete válvulas
que según su posición forman el circuito de circulación del
fluido. La figura 2.19 detalla a continuación el cabezal del
pozo con sus respectivas válvulas.
Figura 2.19. Cabezal de pozo
Válvula Reguladora de Flujo.- La válvula reguladora de
flujo o VRF como también se la llama, sirve para controlar el
42
caudal que va a ser inyectado a la bomba de subsuelo, esta
válvula se instala entre la válvula block y el cabezal de pozo.
Una imagen de la válvula reguladora de flujo (VRF) se puede
observar en la figura 2.20.
Figura 2.20. Válvula Reguladora de Flujo (VRF)
Válvulas de paso (BLOCK).- Este tipo de válvulas nos
permite la apertura y cierre de una manera inmediata del
fluido motriz a alta presión que nos llega desde la estación,
así como también la apertura y cierre en la línea de flujo o de
baja presión,como se observa en la figura 2.21.
Figura 2.21. Válvulas block
43
Turbina.- Este elemento es indispensable, ya que, mediante
el movimiento de los componentes internos, producido por la
energía cinética que crea el paso del fluido motriz a gran
velocidad, provoca pulsaciones que son leídas por un sensor
magnético de un instrumento electrónico (MCII). El mismo
que transforma esta lectura de pulsaciones en valores de
caudal que circulan hacia el pozo. A continuación, se
muestra la imagen de una turbina en la figura 2.22.
Figura 2.22. La Turbina
Analizador de Flujo (MCII).- Es un instrumento
electromagnético que sirve para leer las pulsaciones que se
producen en el interior de la turbina. En la figura 2.23, se
muestra una imagen del analizador de flujo.
Figura 2.23. Analizador de Flujo
44
Se analiza algunos parámetros importantes en el funcionamiento e
instalación de una bomba Jet, los cuales se los enumera a
continuación:
Nomenclatura de la bomba Jet.- La nomenclatura utilizada
para la identificación del tamaño y capacidad de cada una de
las bombas. A continuación en la tabla 2.11, se muestra un
ejemplo de uno de los fabricantes; en el cual se denomina a la
tobera con un número y a la garganta con una letra.
Tabla 2.11. Nomenclatura de una Bomba Jet
AREA NOZZLE AREA
1 0,0024 1
2 0,0031 2
3 0,0040 3
4 0,0052 4
5 0,0067 5
6 0,0086 F
7 0,0111 G
8 0,0144 H
9 0.0159 I
10 0,0175 J
11 0,0310 K
BOMBA 9 J
Fuente: SERTECPET, (2009) Manual de Bombeo Hidráulico.
Desplazamiento de Bomba Jet.- La bomba debe desplazarse
siempre y cuando el tubing esté lleno y sea del mismo diámetro
interior hasta el alojamiento de la bomba, de variar el tamaño
no se puede desplazar hidráulicamente.
45
Comportamiento de entrada de Fluidos en Bomba Jet.- La
relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo
del pozo cuando hay producción se conoce como el
comportamiento de entrada de fluidos. Este comportamiento
equivale a la capacidad de un pozo para entregar sus fluidos.
Para todos los métodos de levantamiento artificial, incluyendo
el bombeo hidráulico tipo jet, el sistema de bombeo tiene que
diseñarse para proporcionar la energía adicional requerida para
levantar la producción hasta la superficie.
Profundidad de la bomba.- La profundidad de la bomba
depende de la profundidad de las formaciones productoras. La
bomba se coloca a unos 100 a 200 metros sobre la profundidad
de los punzados.
Daños más frecuentes en el bombeo jet.- Entre los daños
más frecuentes que ocurren a las bombas Jet tenemos:
Cavitación.- La cavitación es el desgaste producido por la
implosión de las burbujas de gas o vapor al sufrir un cambio de
presión (cambio de estado, de vapor o gas a líquido),
provocando cargas puntuales en las paredes de la garganta
(presión de vapor).
Taponamiento de la tobera.- Debido a la presencia de
sólidos en el fluido motriz se tapona el área de la tobera,
incrementándose inmediatamente la presión de operación, se
debe reversar la bomba, inspeccionar la tobera, verificar que
no exista picaduras que ocasionarían distorsión del sentido de
flujo y ocasionen el desgaste abrasivo en la garganta.
46
Pérdida de Producción.- Se debe evidenciar que los
parámetros de medición y control de la producción en
superficie estén bien calibrados antes de reversar la bomba
Jet. Una de las causas más comunes para la pérdida de
producción son:
Taponamiento con sólidos del cuerpo de descarga
Taponamiento con sólidos de garganta
Cavitación de garganta
Desgaste abrasivo de garganta
Incremento de barriles de inyección.- Cuando esto sucede
en un pozo de bombeo Hidráulico, puede ser que exista rotura
de la tobera o hueco en el tubing, disminuyendo
considerablemente la presión de operación.
47
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA PARA LA OPTIMIZACIÓN DEL
FLUIDO MOTRIZ Y ELECCIÓN DE LA
GEOMETRÍA ADECUADA EN UNA BOMBA JET
3.1. LA DETERMINACIÓN DE LA GEOMETRÍA CORRECTA
DE UNA BOMBA JET, SEGÚN SMART
Eddie E. Smart propone un método directo de cálculo por de la división
Guiberson, mediante el cual se tiene la posibilidad de calcular directamente
la geometría óptima de una bomba tipo Jet, tomando en cuenta algunas
condiciones.
Al seleccionar una bomba correctamente, se puede levantar el fluido del
pozo con menores requerimientos de potencia y se puede evitar cavitación
en dicha bomba, la cual ocurre cuando existe un diferencial entre la presión
estática del fluido producido dentro de la cámara de mezclado y la presión
de saturación del fluido producido.
La siguiente secuencia de cálculo, propuesta por Smart para determinar la
geometría óptima de la bomba jet, describe cada uno de los pasos que se
debe seguir para seleccionar de manera correcta la geometría de una
bomba Jet.
1) Establecer la presión de operación superficial deseada, PT
2) Asumir una relación de flujo adimensional igual a 1 de manera inicial.
Se utiliza únicamente para calcular pérdidas de presión causadas por
fricciones iniciales.
M = 1
48
3) Conseguir el gradiente de presión del petróleo producido a partir de su
gravedad API.
4) Conseguir el gradiente de presión del fluido producido, basado en los
gradientes de petróleo y agua.
Donde,
a) Conseguir el factor de volumen de formación para el petróleo y el
agua.
5) Calcular la tasa del fluido motriz, con base en la producción deseada y
la relación de flujo adimensional, M.
Donde, Gradiente del fluido motriz que pasa sobre la tobera
Producción en BFPD
6) Utilizando la ecuación:
49
Donde,
FLUJO ANULAR FLUJO TUBERÍA DE
PRODUCCIÓN
0
Obtener las pérdidas de presión por fricción en la tubería por la que
fluye el fluido motriz, ya sea a través de una sección anular o circular y
considerar que:
Pérdida de presión por fricción del fluido motriz.
Pérdida de presión por fricción del fluido de retorno.
7) Obtener la presión del fluido motriz en la tobera PN, como la suma de la
presión de operación más la presión hidrostática del fluido motriz,
menos la pérdida de presión por fricción de éste en la tubería.
Profundidad vertical en pies
8) Obtener la tasa del fluido de retorno QD, como la suma de la tasa de
producción y la tasa del fluido motriz.
9) Obtener el gradiente del fluido de retorno GD, como un promedio
ponderado del gradiente del fluido motriz y el gradiente del fluido
producido.
50
10) Obtener la fracción de agua del fluido de retorno FWD, dependiendo de
si el fluido motriz es petróleo o agua, con las siguientes ecuaciones:
Si el fluido motriz es petróleo:
Si el fluido motriz es agua:
11) Calcular la relación gas – líquido del fluido de retorno GLR.
12) Calcular la viscosidad del fluido de retorno como un promedio
ponderado de las viscosidades del agua y del petróleo.
13) Calcular la presión de descarga de la bomba PD, como la suma de la
presión hidrostática del fluido de retorno, de la caída de presión por
fricción en el conducto de retorno y de la contrapresión en la cabeza del
pozo. Si la GLR es menor que 10 pie3/bl, determinar PFD.
Si la GLR es mayor o igual que 10 pie3/bl, se debe utilizar una
correlación adecuada para flujo multifásico.
14) Obtener un nuevo valor de la relación de presiones H.
51
15) Basado en este valor de H y con la figura 3.1 o la tabla 3.1, las cuales
se detallan a continuación, se determina la relación de áreas óptimas, R
Figura 3.1. Curva de comportamiento de diseño Guiberson
Fuente: Melo Vinicio (2007) Optimización de la geometría de la bomba Hidráulica tipo Jet.
Tabla.3.1. Relaciones de áreas óptimas.
Relación de Áreas, R Rango de relación de presiones, H
0,60 2,930-1,300
0,50 1,300-0,839
0,40 0,839-0,538
0,30 0,538-0,380
0,25 0,380-0,286
0,20 0,286-0,160
0,15 0,160
Fuente: Melo Vinicio (2007) Optimización de la geometría de la bomba Hidráulica tipo Jet.
52
16) Utilizando la Curva de Comportamiento de Diseño de la Figura 3.1, se
encuentra un nuevo valor para M correspondiente al valor de H del
paso 15.
También se puede utilizar la siguiente ecuación para calcular M,
usando el valor de R obtenido en el paso anterior.
Donde:
=0,20
17) Comparar el nuevo valor de M con el anterior, si la variación de M es
menor del 1%, se considera que se ha obtenido la convergencia y se
continúa en el paso 19. En caso contrario, regresar al paso 6 usando el
nuevo valor de M.
18) Obtener la relación de flujo adimensional en el límite de cavitación, ML
53
19) Si M < ML, no existe problema de cavitación. En tal caso, continuar en
el paso 22. Si M > ML, entonces se tendrán problemas de cavitación,
por lo que se requiere un ajuste y se debe continuar en el paso que se
describe a continuación.
20) Fijar M = ML y utilizar el valor de la relación de áreas seleccionada para
calcular un nuevo valor de la relación de presiones H. La curva de
comportamiento de la figura 4.1 se puede también utilizar para
encontrar el valor de H correspondiente a ML.
21) Obtener el área de la tobera requerida, para manejar la tasa del fluido
motriz calculada en el paso 6.
3.2. ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL CAMPO AUCA PARA
POSIBLES CAMBIOS DE GEOMETRÍA
Analizando el procedimiento, se consideran los siguientes pozos como
candidatos para cambio de geometría, luego de la aplicación de todos los
procedimientos según Smart. Lo que permitirá un aumento de producción y
una optimización del fluido motriz que se inyecta a los pozos en este campo.
Pozos analizados con el Sistema Smart en el Campo Auca se los enumera a
continuación:
AUCA-03
AUCA-14
AUCA-15
54
AUCA-16
AUCA-18
AUCA-22
AUCA-28
AUCA-30
AUCA-36
AUCA-50
3.2.1. POZO AUCA-03
3.2.1.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos del pozo
AUCA-03
WO N° 01: Instalar cavidad Kobe para producir el pozo con Levantamiento
Hidráulico.
(9-Abr-1974).
Trabajo satisfactorio.
WO N° 02: Sacar bomba Kobe no recuperable por circulación reversa para
chequeo y cambio de empaques.
(23-Mar-1980).
Trabajo exitoso: no se esperaba incremento de producción.
WO N° 03: Estimular con ácido a “H”.
(27-Dic-1981).
Trabajo exitoso: se recuperaron 684 BPPD
WO N° 04: Sacar bomba Kobe no recuperable por circulación reversa y
pesca.
(30-Sep-1984).
Exitoso: se ganaron 471 BPPD.
55
WO N° 05: Completar densidad de disparos de “H”.
(30-Ago-1987).
No satisfactorio: no completó la producción.
WO N° 06: Recuperar bomba Kobe no recuperable por circulación y pesca.
(14-Mar-1988).
Trabajo exitoso.
WO N° 07: Cambio de completación por cavidad en mal estado.
Cementación forzada a “Hs+Hi”. Compañía Schlumberger
punzona el intervalo 10230’ - 10232’ (2’) DPP. Evalúan “Hs”
con bomba jet 10A y elementos de presión. BFPD=744;
BSW=44%; Sal=2024 ppm Cl; THE=21. Se realiza un
tratamiento antiescala con 244 bls JP-1 + 157 gal F-46 + 52 gls
F-47 + 165 gal D-12. Bajan completación de producción para
B.H. con 3 empacaduras y cavidad Kobe.
(19-Nov-1989).
Trabajo exitoso.
WO N° 08: Cambio de completación por cavidad en mal estado. Se hace
un “tubing punch” @ 9550’para controlar el pozo. Sacan
completación de producción en tubería de 2 7/8” sin novedad.
Bajan completación de producción con 3 empacaduras Arrow y
cavidad Kobe tipo “E”.
(29-Nov-99).
Trabajo exitoso: se recupera la producción del pozo.
WO N° 09: Cambio de completación por cavidad en mal estado
Sacan completación de producción: rosca del x- over dañada,
corrosión en “safety joint”, 10 tubos encima de la cavidad y la
cavidad. Bajan BHP de pesca con tubería de 2 7/8” enganchan
@ 9685’ y sacan todo el pescante. Camisas presentan
56
corrosión severa. Compañía Schlumberger punzona laWQ
arena “T” con cañones de 3 3/8”. 9944’ - 9958’ (14’) @ 6 DPP
10062’- 10062’ (30’) @ 6 DPP. Bajan completación de
producción con tres empacaduras Arrow y cavidad Kobe.
(25-Sep-2000).
Trabajo exitoso: se incrementa la producción en 600BPPD por
acción del ácido. (Se realizó un RMA el 19-Ago-2000 por bajo a
porte de arena “T”).
WO N° 10: Cambio de completación por hueco en tubería. Aislar “Hs” con
CIBP. Sqz a “T”. Repunzonar “Ts” y “Ti”. Compañía Halliburton
repunzona los siguientes intervalos de arena “T” y arena “U”
con cañones de 3 3/8”. Arena “T” 10032’ - 10060’ (14’) @
6 DPP. 9944’ - 9958’ (14’) @ 6 DPP Arena “U” 9782’ - 9786’
(4’) @ 6 DPP. 9758’ - 9778’ (20’) @ 6 DPP. Bajan
completación de producción con 2 empacaduras Arrow y
cavidad Oil Master. Se aísla “Hs”, quedando arena “T” en
producción (+/- 200 BPPD) con salinidad que no corresponde a
ésta ya que está comunicado con “Hs”.
(19-Nov-2005).
WO N° 11: Recuperar tubería de producción de 2 7/8”.
Sacan Completación para Bombeo Hidráulico en 2 7/8” tubería,
Bajan BHA de Pesca con over shot hasta 1512’, enganchan
pescado. W/L baja calibrador de 1.91” hasta 9558’.
(21-Sep-2007). Trabajo exitoso.
WO N° 12: Moler CIBP, pescar y cambiar completación para bombeo
hidráulico. Bajan completación de BHA en tbg clase “A” con dos
packer Arrow.
(27-Ago-09) Trabajo exitoso: aumenta producción en 750
BPPD.
57
La última completación que se bajo en el pozo AUCA-03; se la puede
apreciar en el diagrama que se observa en la figura 3.2.
Figura 3.2. Diagrama del pozo Auca-03
Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca
58
3.2.1.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-03
Para los cálculos con el método Smart, se necesita algunos datos
del pozo, los cuales han sido proporcionados por el Departamento
de Ingeniería de Petróleos del Campo Auca. Se describen en la
tabla 3.2.
Tabla 3.2. Datos para Calcular con el método Smart en el pozo Auca-03
Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos
Auca, enero 2012.
Tomamos M=1.
PT 3700 Psi
Ps Pwf 1343 Psi
D Profundidad 9561 Pies
Dotp Tubería 2,875 Pulg
Ditp 2,441 Pulg
Gravedad API 26,58 ° API
Dotr Csg 5,5 Pulg
Ditr 4,892 Pulg
GOR 229 PCS/bl
Pwh 200 Psi
Gw 0,4364 psi/pie
L 9561 Pies
Fw 0,01
Qs 606,06
µo 1,08 Cp
µw 0,255 Cp
GN Go 0,3876
SALINIDAD 10800
TEMPERATURA 232 º F
59
Donde,
Donde,
60
/bl
61
Donde,
El valor de R obtenido de la tabla 3.3 para H calculado es,
62
Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es
decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos
utilizando nuevos valores de M=0,4126, para la segunda iteración y
M=0,3927 para la tercera iteración. Este procedimiento se realiza hasta
63
obtener los datos deseados; por lo que es posible tener varias iteraciones tal
como se describe la Tabla 3.3.
Tabla 3.3. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-03
VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN TERCERA ITERACIÓN
PT 3700 Psi 3700 Psi 3700 psi
M 1.0000 0.4126 0.3927
Go 0.3876 psi/pie 0.3876 psi/pie 0.3876 psi/pie
Gs 0.3881 psi/pie 0.38807 psi/pie 0.38807 psi/pie
BT 1.3318 1.3318 1.3318
QN 808.1804 bl/día 1958.9035 bl/día 2058.0829 bl/día
C 86.6640 86.6640 86.6640
PFN 20.6859 Psi 100.9108 Psi 110.2384 psi
PN 7485.0181 Psi 7404.7932 Psi 7395.4656 psi
QD 1414.2404 bl/día 2564.9635 bl/día 2664.1429 bl/día
GD 0.3878 psi/día 0.3877 psi/día 0.3877 psi/día
FWD 0.0043 0.0024 0.0023
GLR 97.15453395 53.56795927 51.57375907
µD 1.0765 Cp 1.0781 Cp 1.0781 cp
C 540.8818 540.8818 540.8818
PFD 11.5042 Psi 33.3985 Psi 35.7456 psi
PD 3919.2083 Psi 3940.2053 Psi 3942.5113 psi
H 0.7225 0.7496 0.7528
R 0.4 0.4 0.4
C1 0.8 0.8 0.8
C2 0.0889 0.0889 0.0889
C3 0.1920 0.1920 0.1920
C4 1.0300 1.0300 1.0300
KTD 0.2000 0.2000 0.2000
KN 0.0300 0.0300 0.0300
M 0.4126 0.3927 0.3904
%ERROR 58.7432 4.8190 0.5877
ML 0.6152 0.6192 0.6197
Realizando cálculos para la tercera iteración se obtiene un error menor a 1%
El valor de H calculado es 0,7528.
64
Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos.
El valor de R obtenido de la tabla 3.3 para H calculado es:
Entonces:
Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.
65
143.837Hp
El pozo Auca-03 debe tener un área de tobera de
e inyectar una tasa de fluido motriz de ,
con una bomba de superficie de de potencia, para poder producir
606 con una presión de inyección de 3700 psi.
3.2.2. POZO AUCA-14
3.2.2.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos del pozo AUCA-14
COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES: 29-Oct-74
Arena “T”: 10029’- 10035’ (6’) 10008’- 100016’ (8’)
Arena “U”: 9750’- 9792’ (42’) 9802’- 9816’ (14’)
WO N° 01: Recuperar pescado, punzonar nuevo intervalo de “T”. Estimular
arena “U”.
Compañía Schlumberger punzona el siguiente intervalo de
arena “T”. Estimulan con JP-1 arena “U”. (08-Ene-78). Exitoso.
66
WO N° 02: Instalar cavidad Kobe
Controlan pozo CON 8.6 LPG. Bajan completación de
producción de bombeo hidráulico con cavidad Kobe.
(03-Abr-79). Trabajo exitoso.
WO N° 03: Sacar bomba Kobe. (No se puede recuperar).
Controlan pozo, sacan completación de B.H. Bajan la misma
completación de producción de bombeo hidráulico con cavidad
Kobe. Asientan empacaduras. (26- Mar-80). Trabajo exitoso.
WO N° 04: Sacar bomba Kobe y cambio de bomba.
Compañía Schlumberger realiza tubing-punch para controlar
pozo. Sacan completación de B.H. Bajan la misma
completación de producción de bombeo hidráulico con cavidad
Kobe. (21-Oct-80). Trabajo exitoso.
WO N° 05: Cambio de cavidad Kobe.
Controlan pozo, desasientan packers, sacan completación de
B.H. Cambian completación de producción de bombeo
hidráulico con cavidad Kobe.
(10-Ene-86). Trabajo exitoso.
WO N° 06: Cambio de cavidad Kobe a tipo “D”.
Compañía Schlumberger realiza tubing-punch para controlar
pozo. Desasientan packers, sacan completación de B.H.
Cambian completación de producción de bombeo hidráulico
con cavidad Kobe, bajan cavidad Tipo “D”
(13-Sept-86)
Trabajo exitoso.
WO N° 07: Cambio de completación (bomba atascada)
67
Controlan pozo, desasientan packers, sacan completación de
B.H. Cambian completación de producción de bombeo
hidráulico con cavidad Kobe. Asientan empacaduras.
(3-Oct-90)
Trabajo exitoso.
WO N° 08: Cambio de completación por cavidad dañada.
Sacan completación de B.H. Cambian completación de
producción de bombeo hidráulico con cavidad Kobe.
(16-Mar-93).
Trabajo exitoso.
WO N° 09: Cambio de completación de B.H. por pescado de bomba en
cavidad. Punzonar “Hs”, evaluar con build up.
Controlan pozo, desasientan packers, Sacan completación de
B.H., queda pescado parte de la completación. Bajan BHA de
limpieza a 10270’, circulan, limpian.
Sacan y punzonan el siguiente intervalo de arena “Hs”:
Finalizan operaciones el 1 de Agosto del 1999.
Trabajo exitoso.
WO N° 10: Cambio de cabezal por válvula master dañada
Controlan pozo, retiran sección “C” del cabezal, instalan nueva
sección del cabezal.
(31-Dic-09). Trabajo exitoso
WO N° 11: Cambio de completación por comunicación TBG-CSG. Bajan la
cavidad. Controlan pozo con fluido especial.
Sacan Completación PPH y nuevamente bajan PPH con
cavidad 3 ½” y 3 packers. Asientan packers.
(09-Nov-10). Trabajo exitoso.
Se recupera producción de +/- 250 BPPD.
68
La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo
AUCA-14, se la puede apreciar en el Diagrama que se observa en la
figura 3.3.
Figura 3.3. Diagrama del pozo Auca-14
Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca
69
3.2.2.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-14
Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos del
pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han sido
proporcionados por el Departamento de Ingeniería de Petróleos del
Campo Auca y se describen en la tabla 3.4.
Tabla 3.4. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-14
PT 3800 Psi
Ps Pwf 1221 Psi
D Profundidad 9534 Pies
Dotp Tubería 3.5 Pulg
Ditp 2.992 Pulg
Gravedad API 24.52 ° API
Dotr Csg 7 Pulg
Ditr 6.366 Pulg
GOR 50 PCS/bl
Pwh 80 Psi
Gw 0.4369 psi/pie
L 9534 Pies
Fw 0.16
Qs 714.29
µo 3.63 Cp
µw 0.260 Cp
GN Go 0.3927
SALINIDAD 34800
TEMPERATURA 228 º F
Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos
Auca, enero 2012.
Tomamos M=1.
70
Donde,
Donde
71
/bl
72
Donde,
El valor de R obtenido de la tabla 3.5 para H calculado es,
73
Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es
decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos
utilizando nuevos valores de M=0,4157, para la segunda iteración. Este
procedimiento se realiza hasta obtener los datos deseados, por lo que es
posible tener varias iteraciones tal como se describe en la Tabla 3.5.
74
Tabla 3.5. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-14
VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN
PT 3800 psi 3800 psi
M 1.0000 0.4157
Go 0.3927 psi/pie 0.3927 psi/pie
Gs 0.3998 psi/pie 0.39977 psi/pie
BT 1.0508 1.0508
QN 764.1110 bl/día 1838.1461 bl/día
C 239.7772 239.7772
PFN 9.1730 psi 44.1471 psi
PN 7534.8561 psi 7499.8820 psi
QD 1478.3967 bl/día 2552.4318 bl/día
GD 0.3961 psi/día 0.3947 psi/día
FWD 0.0773 0.0448
GLR 20.29225341 11.75349701
µD 3.3695 Cp 3.4791 cp
C 2481.8174 2481.8174
PFD 3.6781 psi 9.8134 psi
PD 3860.2811 psi 3852.7096 psi
H 0.7183 0.7216
R 0.4 0.4
C1 0.8 0.8
C2 0.0889 0.0889
C3 0.1920 0.1920
C4 1.0300 1.0300
KTD 0.2000 0.2000
KN 0.0300 0.0300
M 0.4157 0.4132
%ERROR 58.4303 0.5924
ML 0.5785 0.5801
Cavitación M < ML No existe cavitación
AN 0.007322195 0.017663268
AT 0.018305487 0.044158171
75
Realizando los cálculos para la segunda iteración se obtiene error menor a
1%
El valor de H calculado es 0,7216
Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos
El valor de R obtenido de la tabla 3.5 para H calculado es:
Entonces:
76
Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.
Hp
El pozo Auca-14 debe tener un área de tobera de
e inyectar una tasa de fluido motriz de
1838,1461 , con una bomba de superficie de de
potencia, para poder producir 714,29 con una presión de
inyección de 3800 psi.
77
3.2.3. POZO AUCA-15
3.2.3.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos AUCA-15
COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES
( 09-Ago-78)
Perforaciones Iniciales:
Arena “Hollín” 10168’ - 10181’ (13’)
10184’ - 10204’ (20’)
10210’ - 10234’ (24’)
WO N° 01: Instalar cavidad Kobe.
Se instala Cavidad Kobe. Se pistonea y recuperan 72 Bls de
agua. Pozo fluyendo a estación, esperando instalación de
Sistema Power Oil.
(28-May-79)
Trabajo exitoso.
WO N° 02: Sacar bomba Kobe no recuperable por
circulación reversa, chequeo y cambio de empaques.
Controlan pozo con fluido de control especial.
Desasientan Packer “FH” y recuperan completación hidráulica
con bomba Kobe.
Bajan completación hidráulica con cavidad Kobe tipo “B”
(17-Abr-80)
Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 881 BPPD)
WO N° 03: Aislar entrada de agua en hollín con cementación forzada.
Perforar y evaluar napo “U” Y “T”
Desasientan packer. Sacan BHA Power Oil.
Realizan SQZ a “H” con 80 sxs de cemento. Preparan 12 bls.
de lechada; bls. Reversados=4.
Toman registro de cemento y repunzonan “H”:
78
Arena “H” 10168’ - 10175’
10184’ - 10196’
Bajan BHA de prueba. Pistonean y recuperan 87 bls. Pozo
fluye. Punzonan los siguientes intervalos:
Arena “T” 9918’ - 9926’
9984’ - 9994’
Pistonean y recuperan 170 bls.
Punzonan los siguientes intervalos:
Arena “U” 9718’ - 9726’
9730’ - 9748’
Pistonean y recuperan 173 bls.
Bajan BHA de producción con cavidad Kobe
(23-Ago-81)
Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 847 BPPD)
WO N° 04: Aislar agua con cementación forzada y evaluar hollín. Realizar
estimulación con acido a las arenas “U” Y “T”.
Desasientan packer y sacan BHA P. Oil
Realizan SQZ a Hollín con 24 bls de lechada, bls
reversados=10
Toman registro de cemento. Ok
Repunzonan los siguientes intervalos:
Arena “H” 10168’ - 10175’
10184’ - 10190’
Pistonean y recuperan 193 bls, BSW=20%
Realizan estimulación con HCl al 5% a “H”
Pistonean y recuperan 180 bls, BSW=85%
Realizan estimulación a “T” con HCl al 5%
Pistonean y recuperan 62 bls, BSW=95%
Realizan estimulación a “T” con solventes
Pistonean y recuperan 205 bls, BSW=15%
79
Realizan estimulación a “U” con HCl al 5%
Pistonean y recuperan 391 bls, BSW=25%
Asientan retenedor de cemento a 10150’ y aíslan “H”.
Bajan completación de Power Oil con cavidad Kobe tipo “D”.
(06-Abr-83)
Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 847 BPPD)
WO N° 05: Cambio de completación. Bomba no recuperable por
circulación ni pesca.
Desasientan empacaduras y sacan tubería de producción y
parte de completación.
Recuperan pescado 100%
Realizan tratamiento anti-incrustante
Bajan completación para P. Oil con cavidad Kobe tipo “D”
(27-Dic-88)
Trabajo no exitoso. Luego de reacondicionamiento, pozo no
aporta.
WO N° 06: Bajar completación y determinar daño en la cavidad.
Se determina empacadura desasentada. Sacan BHA de Power
Oil. Bajan completación para Power Oil con cavidad Kobe tipo
“D”.
(6-Ene-89)
Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 330 BPPD).
WO N° 07: Cambio de completación por obstrucción. Tratamiento anti-
incrustante a “U” Y “T” por separado y evaluación por separado.
Desasientan empacaduras y sacan completación de
producción. No existe escala ni arena.
Evalúan arena “T” con bomba Jet; BFPD=720, BPPD=230,
BSW=68%, TR=758, THE=25, SAL=5500 ppmCl- (no
corresponde)
80
Realizan tratamiento anti-escala a “T”.
Evalúan arena “U” con bomba Jet; BFPD=768, BPPD=522,
BSW=32%, TR=561,
THE=19, SAL=7878 ppmCl- (no corresponde)
Realizan tratamiento anti-escala a “U”.
Bajan completación para Power Oil con cavidad Kobe.
(23-Sep-89)
Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 462 BPPD).
WO N° 08: Cambio de completación por obstrucción metálica en la camisa
de “U” para producir “U+T”
Desasientan empacaduras y sacan completación de
producción. Corrosión bajo compac packer. Tubo roto a 9685’.
Bajan completación para Power Oil con cavidad Kobe tipo “D”.
(28-Jul-95)
Trabajo exitoso, se incrementaron (+/- 462 BPPD).
WO N° 09: Cambio de completación por cavidad dañada (corte de fluido).
Desasientan empacaduras y sacan completación de
producción (presenta severa corrosión en sarta). Bajan
completación para Power Oil con cavidad Guiberson PL II
(23-Ago-2006)
Trabajo exitoso, se recupera producción anterior (+/- 400
BPPD).
WO N° 10: Cambio de completación por cavidad dañada (corte de fluido)
Desasientan empacaduras y sacan completación de
producción, BHA sale sin novedad. Bajan completación para
Power Oil con cavidad Guiberson PL II
(06-Oct-2007)
Trabajo exitoso, se recupera producción anterior (+/- 350
BPPD).
81
La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo
AUCA-15; se puede apreciar en el Diagrama que se observa en la
figura 3.4.
Figura 3.4. Diagrama del pozo Auca--15
Fuente: EP PETROECUADOR (2012), Ingeniería de Petróleos Auca
82
3.2.3.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-15
Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos
del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han
sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de
Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.6.
Tabla 3.6. Datos para Calcular con el método Smart en el pozo Auca-15
PT 3700 Psi
Ps Pwf 1766 Psi
D Profundidad 9490 Pies
Dotp Tubería 3.5 Pulg
Ditp 2.75 Pulg
Gravedad API 25.99 ° API
Dotr Csg 7 Pulg
Ditr 6.276 Pulg
GOR 50 PCS/bl
Pwh 120 Psi
Gw 0.4369 psi/pie
L 9490 Pies
Fw 0.18
Qs 548.78
µo 3.18 Cp
µw 0.263 Cp
GN Go 0.3891
SALINIDAD 12500
TEMPERATURA 226 º F
Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos
Auca, enero 2012.
Tomamos M=1.
83
Donde,
Donde,
84
/bl
85
Donde,
El valor de R obtenido de la tabla 3.7 para H calculado es,
86
Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es
decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos
utilizando nuevos valores de M=0,5287, para la segunda iteración. Este
87
procedimiento se realiza hasta obtener los datos deseados, por lo que es
posible tener varias iteraciones tal como se describe en la Tabla 3.7.
Tabla 3.7. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-15
VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN
PT 3700 Psi 3700 Psi
M 1.0000 0.5287
Go 0.3890 psi/pie 0.3890 psi/pie
Gs 0.3977 psi/pie 0.39765 psi/pie
BT 1.0319 1.0319
QN 578.8088 bl/día 1094.7691 bl/día
C 157.2764 157.2764
PFN 8.0307 Psi 25.1307 Psi
PN 7483.9342 Psi 7466.8342 Psi
QD 1127.5893 bl/día 1643.5496 bl/día
GD 0.3932 psi/día 0.3919 psi/día
FWD 0.0876 0.0601
GLR 19.95407421 13.68988212
µD 2.9245 Cp 3.0047 Cp
C 2218.2328 2218.2328
PFD 2.4296 Psi 4.7836 Psi
PD 3854.1853 Psi 3844.0478 Psi
H 0.5753 0.5736
R 0.4 0.4
C1 0.8 0.8
C2 0.0889 0.0889
C3 0.1920 0.1920
C4 1.0300 1.0300
KTD 0.2000 0.2000
KN 0.0300 0.0300
M 0.5287 0.5301
%ERROR 47.1296 0.2697
ML 0.7311 0.7322
Cavitación M < ML No existe cavitación
AN 0.005801114 0.010988772
AT 0.014502784 0.02747193
Realizando los cálculos para la segunda iteración, se obtiene error menor a
1%. El valor de H calculado es 0,5736.
88
Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos
El valor de R obtenido de la tabla 3.7 para H calculado es:
Entonces:
Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.
89
El pozo Auca-15 debe tener un área de tobera de
e inyectar una tasa de fluido motriz de 1094,7691 ,
con una bomba de superficie de de potencia, para poder producir
548,78 con una presión de inyección de 3700 psi.
3.2.4. POZO AUCA-16
3.2.4.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos del pozo
Auca-16
FECHA DE COMPLETACIÓN: 13-Dic-74.
INTERVALOS PERFORADOS A 4 DPP:
NAPO “T” 9904’ - 9918’ (14’); 9926’ - 9944’ (18’);
90
NAPO “U” : 9703’ - 9708’ (5’); 9713’ - 9726’ (13’);
WO N° 01: Estimular arena “T” con ácido.
Acidifican arena “T”
(28-Nov-77)
Trabajo satisfactorio. Incrementa producción en +/- 993 BPPD.
WO N° 02: Instalar cavidad Kobe tipo “B”
Pozo no fue probado a su plena capacidad por falta de fluido
motriz. Asientan empacaduras permanentes F-1.
(16-Abr-79)
Trabajo exitoso.
WO N° 03: Sacar bomba Kobe, cambio de empacaduras.
Acidifican arena “T”.
(22-Abr-80)
Trabajo satisfactorio. Se incrementa producción en +/- 1079
BPPD (cavidad “B”).
WO N° 04: Sacar bomba Kobe no recuperable por recirculación chequeo y
cambio de bomba.
Se recupera bomba con la unidad SWAB.
(22-Nov-80)
Trabajo satisfactorio.
WO N° 05: Cambio de cavidad Kobe la cual está en mal estado
(12-May-85)
Trabajo satisfactorio. Incrementa producción en +/- 846 BPPD.
WO N° 06: Cambio de completación.
Bajan completación con cavidad Kobe tipo “D”
(22-Abr-88)
91
Trabajo exitoso.
WO N° 07: Cambio de completación (cavidad Kobe en malas condiciones
mecánicas)
Bajan completación con cavidad Kobe tipo “D”
(27-Sep-90)
Trabajo exitoso.
WO N° 08: Cambio de completación de producción (BH) por cavidad en
mal estado.
(04-Jul-98)
Trabajo satisfactorio.
Se recupera producción +/-200 BPPD.
WO N° 09: Cambiar completación por corte de fluido en cavidad.
Bajan BHA para producir por Power Oil con packer Arrow y
cavidad Kobe 3 ½” tipo “D”.
(10-Jun-05)
Trabajo exitoso.
WO N° 10: Cambiar completación por comunicación bajo el primer packer.
Bajan BHA para producir por Power Oil con packer Arrow y
cavidad Guiberson PL-II.
(31-Ago-06)
Trabajo exitoso.
WO N° 11: Cambiar completación por comunicación bajo el primer packer.
Bajan BHA de producción Power Oil cavidad Guiberson PL2.
(22-Sept-09)
Trabajo exitoso, se recupera 250 BPPD.
92
La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo
AUCA-16; se la puede apreciar en el Diagrama que se observa en la
figura 3.5.
Figura 3.5. Diagrama Pozo Auca-16
Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca .
93
3.2.4.2. Análisis y cálculo con el método Smart para el pozo AUCA-16
Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos
del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han
sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de
Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.8.
Tabla: 3.8. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-16
PT 3600 Psi
Ps Pwf 1721.5 Psi
D Profundidad 9531 Pies
Dotp Tubería 3 1/2 Pulg
Ditp 2.992 Pulg
Gravedad API 26.12 ° API
Dotr Csg 7 Pulg
Ditr 6.366 Pulg
GOR 50 PCS/bl
Pwh 225 Psi
Gw 0.4426 psi/pie
L 9531 Pies
Fw 0.12
Qs 1136.36
µo 3.15 Cp
µw 0.403 Cp
GN Go 0.3888
SALINIDAD 30900
TEMPERATURA 155
Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos
Auca, enero 2012.
Tomamos M=1.
94
Donde,
Donde,
95
/bl
96
Donde,
El valor de R obtenido de la tabla 3.9 para H calculado es,
97
Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es
decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos
98
utilizando nuevos valores de M=0,4768, para la segunda iteración y M=
0,4692 para la tercera interacción. El procedimiento se realiza hasta obtener
datos deseados, por lo que es posible tener varias iteraciones tal como se
describe en la Tabla 3.9.
Tabla 3.9. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-16
VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN TERCERA ITERACIÓN
PT 3600 Psi 3600 Psi 3600 psi
M 1.0000 0.4768 0.4692
Go 0.3887 psi/pie 0.3887 psi/pie 0.3887 psi/p
Gs 0.3952 psi/pie 0.39518 psi/pie 0.39518 psi/p
BT 1.0353 1.0353 1.0353
QN 1196.0041 bl/día 2508.1899 bl/día 2548.7842 bl/dí
C 239.7772 239.7772 239.7772
PFN 19.6893 Psi 74.1215 Psi 76.2826 Psi
PN 7485.1680 Psi 7430.7358 Psi 7428.5747 Psi
QD 2332.3677 bl/día 3644.5535 bl/día 3685.1478 bl/dí
GD 0.3919 psi/día 0.3907 psi/día 0.3907 psi/d
FWD 0.0585 0.0374 0.0370
GLR 21.43744292 13.719101 13.56797677
µD 2.9894 Cp 3.0472 Cp 3.0484 Cp
C 2481.8174 2481.8174 2481.8174
PFD 8.0408 Psi 17.9076 Psi 18.2668 Psi
PD 3967.9239 Psi 3966.9802 Psi 3967.1278 Psi
H 0.6387 0.6483 0.6488
R 0.4 0.4 0.4
C1 0.8 0.8 0.8
C2 0.0889 0.0889 0.0889
C3 0.1920 0.1920 0.1920
C4 1.0300 1.0300 1.0300
KTD 0.2000 0.2000 0.2000
KN 0.0300 0.0300 0.0300
M 0.4768 0.4692 0.4689
%ERROR 52.3160 1.5927 0.0798
ML 0.7190 0.7224 0.7225
Cavitación M < ML No existe cavitación
AN 0.01193438 0.025147 0.02555895
AT 0.02983595 0.062867 0.063897367
99
Realizando cálculos para la tercera iteración, se obtiene error menor a 1%
El valor de H calculado es 0,6488
Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos
El valor de R obtenido de la tabla 3.7 para H calculado es:
Entonces:
Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.
100
El pozo Auca-16 debe tener un área de tobera de
e inyectar una tasa de fluido motriz de 2548,7842 ,
con una bomba de superficie de de potencia, para poder producir
1136,36 con una presión de inyección de 3600 psi.
3.2.5. POZO AUCA-18
3.2.5.1. Historial Completación y Reacondicionamientos del pozo
AUCA-18
COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES
14-may-74
Hollín Inferior: 10286’ - 10290’ (4’) @ 4 DPP.
101
Hollín Superior: 10212’ - 10246’ (34’) @ 4 DPP.
Napo “T”: 10056’ - 10067’ (11’) @ 4 DPP.
Napo “U”: 9792’ - 9832’ (40’) @ 4 DDP.
9752’ - 9762’ (10’) @ 4 DDP.
WO N° 01: Estimular arena “U” inyectando JP-1
Se inyectó 500 gls de HCL-15% + 425 gls de JP-1 + 550 gls de
Tolueno.
(05-Dic-77)
Trabajo satisfactorio.
WO N° 02: Instalar cavidad Kobe para producir el pozo con levantamiento
hidráulico.
No se efectúa evaluaciones debido a que el bombeo
hidráulico, no entra en operación en este pozo.
(29-Abr-79)
WO N° 03: Sacar bomba Kobe no recuperable.
(03-May-80)
Trabajo satisfactorio.
WO N° 04: Sacar bomba Kobe no recuperable.
(23-Nov-80)
Trabajo exitoso.
WO N° 05 Cambio de cavidad Kobe.
(11-Sep-81)
Trabajo normal.
WO N° 06: Cambio de completacion y cavidad.
(11-Ene-89)
Trabajo exitoso.
102
WO N° 07: cambio de completacion por cavidad mala.
Al sacar, se rompe packer FH. Bajan a pescar con éxito.
Bajan completación con cavidad Kobe y empacadura Arrow.
WO N° 08: Cambio de completacion por cavidad mala.
Al sacar, se queda empacadura (suelta en la rosca por
corrosión) bajan a pescar Ok.
(10-May-95)
Trabajo exitoso.
WO N° 09: Cambio de completacion por cavidad mala.
Al sacar completación, queda pescado packer FH; bajan
herramienta de pesca, sacan BHA Ok.
Bajan BHA de evaluación probando, presión cae a cero. (cuello
partido), pescan. OK.
Evalúan arena “T”:
BFPD=72 BSW=100% T.E.=11 HRS.
Evalúan arena “U”:
BFPD=576 BSW=54% BPPD=265 E=31 HR.
Realizan cementación forzada a arena “U” con 120 sxs “G” (25
BLS de lechada). Admite 10 bls de lechada bajo el retenedor,
reversan 15 bls, presión de cierre=3500 psi.
Corren registro CBL-GR: buen cemento en “U+T”:
Repunzonan arena T:10056’ - 10067’ (11’) @ 5DPP.
“U”: 9792’ - 9824’ (32’) @ 5 DPP.
9752’ - 9762’ (10’) @ 5 DPP.
Evalúan arena “T” durante 10 hrs: BFPD=72
BSW=100%.
Evalúan arena “U” durante 10 hrs: BFPD=456
BSW=30%.
Completan con cavidad Kobe
103
(20-Oct-00)
Trabajo exitoso.
WO N° 10: Cambio de completación por obstruccion
Adicional se evaluaron arenas “H” inf. y “H” sup.
Tubería sale en buen estado.
Muelen 2 CIBPs @ 10198’ y 10278’.
Evalúan “H” inf. con B’UP.
TR=565 BFPD=1608 BSWf=58 % THE=9
BPPD=675
Realizan B’up a “H” inf.
Se repunzona arena “H” sup. 10212’ - 10232’ (20’) @ 5 dpp.
Arman y bajan completación definitiva, prueban “H” inf.
BFPD=288 BSW=100%. Prueban completación por 3
ocasiones, sin éxito sacan BHA definitivo.
Bajan BHA de evaluación y prueban “H” inf.
TR=724 BFPD=1176 SWF=72% THE=10 BPPD=497
Evalúan “H” sup.
BFPD=96 BSWF=45% THE=9 BPPD=53
Evalúan arena “U”:
TR=80 BFPD=264 BSWF=100% THE=7
Bajan BHA definitivo dejan abierta camisa de “H inf. :
BFPD=1656 BSWF=85% THE=6 BPPD=248
(15-Nov-01)
Trabajo exitoso
WO N° 11: Aislar con CIBP arena “U” por alto corte de agua punzonar y
probar basal-tena
Asienta CIBP a 9110’. Punzonan arena “Basal-Tena” el
intervalo de 9078’ - 9082’ (4’) a 4 DPP para SQZ.
Realizan prueba de inyectividad a arena “Basal-Tena”,
Rata= 0.1 BPM, Pmax=3500 psi.
104
Desplazan con 500 gls de HCL al 15 %, forzan a arena, rata=
0.9 BPM, Pmax=3600 psi.
Realizan prueba de inyectividad a arena “Basal-Tena”, con 10
bls de agua tratada Rata=4.7 BPM, Pmax.=101 psi
No se realizó SQZ EN W.O. - 11
Bajan conjunto TCP con cañones de alta penetración de 4 ½”.
Punzonan el intervalo de arena “Basal-Tena” 9056’ - 9080’
(24’) a 5 DPP
Evalúan arena “Basal-Tena” con bomba jet D-7, BFPD=816,
BPPD=767, BSW=6 %, Salinidad=29400 PPM CL, API=21.9,
THE=32, TBR=1113 BLS.
Realizan prueba de producción a arena “Basal-Tena” con
bomba jet 9 A con el sistema de power Oil a la estación:
BFPD=1032, BSW=100 %, TBR=260 BLS, API=21.9
(24-Jul-02)
Trabajo exitoso.
WO N° 12: Cambio de completación por cavidad defectuosa. Completar
para PPH.
Bajan BHA de producción con cavidad Guiberson PL-II hasta
9019’.
Realizan prueba de producción a arena “Basal-Tena” con
bomba jet D-7 con el sistema de Power Oil a la estación:
BFPD=288, BSW=100 %, TBR=67 BLS, THE=6.
(16-Jul-05)
Trabajo exitoso.
WO N° 13: Cambio de completación por obstruccion en standing valve.
Repunzonar Basal Tena. Completar para PPH.
Repunzonan con cañones convencionales arena “Basal-Tena”
BT: 9056’ - 9078’ (22’) @ 5 DPP.
105
Bajan BHA de producción con cavidad Guiberson PL-II hasta
9019’. Realizan prueba de producción a arena “Basal-Tena”
con bomba jet D-7 con el sistema de Power Oil a la estación:
BFPD=408, BSW=67 %, BPPD=135, TBR=106BLS, THE=6.
(12-Sep-05)
Trabajo exitoso.
WO N° 14: Cambio de completación por posible CIBP desasentado,
completar para PPH
Al controlar el pozo este fluye con restos de material del casing
+ cemento granulado.
Sacan completación de Bombeo Hidráulico.
Bajan BHA acondicionador del casing con “Casing Roller” y
“Water Mellon”. Corren registro de integridad de casing CAST-
V, registran desde el fondo hasta 150’. Determinan daño entre
6506’ - 6545’ (39’).
Realizan prueba de producción a arena “Basal-Tena” con
bomba jet 10-I con el sistema de Power Oil a la estación:
BFPD=336, BSW=100 %, TBR=95 BLS, THE=8.
(24-Jul-07)
Trabajo exitoso.
WO N° 15: Cambio de completación por cavidad en mal estado y
comunicación bajo primer packer.
Controlan el pozo con fluido especial de control.
Sacan completación de Bombeo Hidráulico,
Bajan BHA de producción con cavidad Guiberson PL-II hasta
9010`.
(23-Oct-09)
Trabajo exitoso.
Se recuperan 250 BPPD.
106
La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo
AUCA-18; se la puede apreciar en el Diagrama que se observa en la
figura 3.6.
Figura 3.6. Diagrama del pozo Auca-18
Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca
107
3.2.5.2. Análisis y cálculo del método Smart al pozo AUCA-18
Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos
del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han
sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de
Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.10.
Tabla 3.10. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-18
PT 3600 Psi
Ps Pwf 658 Psi
D Profundidad 8921 Pies
Dotp Tubería 3 ½ Pulg
Ditp 2.992 Pulg
Gravedad API 25.1 ° API
Dotr Csg 7 Pulg
Ditr 6.366 Pulg
GOR 88 PCS/bl
Pwh 110 Psi
Gw 0.4391 psi/pie
L 8921 Pies
Fw 0.08
Qs 1086.96
µo 2.48 Cp
µw 0.331 Cp
GN Go 0.3913
SALINIDAD 19750
TEMPERATURA 185
Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos
Auca, enero 2012.
Tomamos M=1.
108
Donde,
Donde,
109
/bl
110
Donde,
El valor de R obtenido de la tabla 3.11 para H calculado es,
111
Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es
decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos
utilizando nuevos valores de M=0,3476, para la segunda iteración y
112
M=0,3257 para la tercera interacción. Este procedimiento se realiza hasta
obtener los datos deseados, por lo que es posible tener varias iteraciones tal
como se describe en la Tabla 3.11.
Tabla 3.11. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-18
Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene error menor a 1%
VARIABLE PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN TERCERA ITERACIÓN
PT 3600 psi 3600 psi 3600 psi
M 1.0000 0.3476 0.3257
Go 0.3912 psi/pie 0.3912 psi/pie 0.3912 psi/pie
Gs 0.3951 psi/pie 0.39508 psi/pie 0.39508 psi/pie
BT 1.2304 1.2304 1.2304
QN 1350.4603 bl/día 3884.6389 bl/día 4146.9014 bl/día
C 239.7772 239.7772 239.7772
PFN 21.8949 psi 145.1172 psi 163.1198 Psi
PN 7268.4321 psi 7145.2098 psi 7127.2072 Psi
QD 2437.4168 bl/día 4971.5954 bl/día 5233.8579 bl/día
GD 0.3930 psi/día 0.3921 psi/día 0.3920 psi/día
FWD 0.0357 0.0175 0.0166
GLR 36.10379641 17.70055549 16.81360121
µD 2.4033 cp 2.4424 cp 2.4443 Cp
C 2481.8174 2481.8174 2481.8174
PFD 7.7960 psi 27.9708 psi 30.6692 Psi
PD 3623.3524 psi 3635.7643 psi 3638.0885 Psi
H 0.8135 0.8485 0.8541
R 0.4 0.5 0.5
C1 0.8 1 1
C2 0.0889 0.0000 0.0000
C3 0.1920 0.3000 0.3000
C4 1.0300 1.0300 1.0300
KTD 0.2000 0.2000 0.2000
KN 0.0300 0.0300 0.0300
M 0.3476 0.3257 0.3235
%ERROR 65.2359 6.3243 0.6513
ML 0.4151 0.2793 0.2797
Cavitación M < ML No existe cavitación
AN 0.012623894 0.036656258 0.03918543
AT 0.031559736 0.073312517 0.078370863
113
El valor de H calculado es 0,8541
Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos
El valor de R obtenido de la tabla 3.11 para H calculado es:
Entonces:
Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.
114
El pozo Auca-18 debe tener un área de tobera de
e inyectar una tasa de fluido motriz de 4146,9014 ,
con una bomba de superficie de 281,99 de potencia, para poder producir
1086,96 con una presión de inyección de 3600 psi.
3.2.6. POZO AUCA-22
3.2.6.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos del pozo
AUCA-22
PERFORACIONES INICIALES: 13 de febrero del 1978
Arena “T”: 9976’ - 9986’ (10’) @ 4 DPP
9996’ - 10028’ (32’) @ 4 DPP
10046’- 10064’ (18’) @ 4 DPP
WO N° 01: Estimulación de arena “T” con acido para reparar daño.
Realizan tratamiento ácido a arena “T” (sin torre).
115
(23-May-78)
Trabajo satisfactorio.
Se incrementa 1374 BPPD.
WO N° 02: instalar cavidad Kobe.
Bajan completación para bombeo hidráulico con cavidad Kobe.
(24-May-79)
Trabajo exitoso,
Se recupera 2357 BPPD con Bsw de 1.6%.
WO N° 03: Sacar bomba Kobe, no recuperable mediante circulación
reversa y línea de alambre.
(10-Dic-79)
Trabajo exitoso
Se incrementan 1133 BPPD, sobre la producción anterior.
WO N° 04: Recupera bomba Kobe no recuperable por circulación y línea
de alambre.
(01-Ene-82)
Exitoso, se incrementaron 1005 BPPD.
WO N° 05: Cambio de cavidad por malas condiciones mecánicas, se baja
cavidad tipo “D”.
(13-May-86)
Trabajo exitoso.
Se incremento la producción en 718 BPPD.
WO N° 06: Cambio de completación Kobe. Evaluar napo “T”.
(07-Sep-87)
Trabajo exitoso.
Se incrementaron 956 BPPD.
116
WO N° 07: Correr registro de casing, estimular con acido, cambio de
cavidad Kobe.
(17-Nov-91)
Existe daño severo de casing, se recomendó bajar casing de
5 ½” en próximo reacondicionamiento.
No se obtuvo éxito luego de la estimulación.
No se recupera producción
No cierran el pozo para B’UP después del tratamiento.
Trabajo no exitoso.
WO N° 08: Cambio de completación por cavidad dañada (corte de fluido).
Realizan corte químico, queda pescado completación de B.H.
RIG CPEB 501. Suspenden operaciones el 3 de julio del 2008,
RIG TRIBOILGAS 9 reinicia operaciones el 18 agosto del
2008.
Controlan pozo con fluido especial.
Desplazan bomba JET 9A y realizan prueba de producción en
arenas “Ti+Ts”. Desplazan bomba Jet 9 A
Evalúan arenas “Ti+Ts”.
(03-Sep-08)
Trabajo exitoso.
WO N° 09: Cambiar completación por bomba pistón atascado.
Inician operaciones de W.O.Nº 09, El 11 de Diciembre del
2011 a las 21:00 hrs
Controlan pozo con fluido especial.
Bajan BHA Power Oil hasta @ 10089’.
Realizan prueba de producción a la arena “Ts+Ti” con bomba
Jet 9-A.
Finalizan operaciones, el 23 de diciembre del 2011.
Trabajo exitoso.
Recuperan producción +/- 250 BPPD.
117
La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo
AUCA-22; se la puede apreciar en el diagrama que se observa en la
figura 3.7.
Figura 3.7. Diagrama del pozo Auca-22
Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca
118
3.2.6.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-22
Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos
del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han
sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de
Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.12.
Tabla 3.12. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-22
PT 3800 Psi
Ps Pwf 900 Psi
D Profundidad 9753 Pies
Dotp Tubería 3 1/2 Pulg
Ditp 2.992 Pulg
Gravedad API 27.69 ° API
Dotr Csg 7 Pulg
Ditr 6.276 Pulg
GOR 9 PCS/bl
Pwh 350 Psi
Gw 0.4361 psi/pie
L 9753 Pies
Fw 0.01
Qs 1111.11
µo 2.47 Cp
µw 0.255 Cp
GN Go 0.3849
SALINIDAD 10000
TEMPERATURA 232
Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos Auca,
enero 2012.
Tomamos M=1.
119
Donde,
Donde,
120
/bl
121
Donde,
El valor de R obtenido de la tabla 3.13 para H calculado es,
122
Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es
decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos
utilizando nuevos valores de M=0,2925 para la segunda iteración y M=
123
0,2739 para la tercera iteración. Este procedimiento se realiza hasta obtener
los datos deseados, por lo que es posible tener varias iteraciones tal como
se describe en la Tabla 3.13.
Tabla 3.13. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-22
VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN TERCERA ITERACIÓN
PT 3800 psi 3800 psi 3800 Psi
M 1.0000 0.2925 0.2739
Go 0.3849 psi/pie 0.3849 psi/pie 0.3849 psi/pie
Gs 0.3854 psi/pie 0.38540 psi/pie 0.38540 psi/pie
BT 1.0110 1.0110 1.0110
QN 1124.8666 bl/día 3845.9874 bl/día 4107.0093 bl/día
C 239.7772 239.7772 239.7772
PFN 17.0208 psi 153.6999 psi 172.8703 Psi
PN 7536.7416 psi 7400.0625 psi 7380.8920 Psi
QD 2235.9766 bl/día 4957.0974 bl/día 5218.1193 bl/día
GD 0.3851 psi/día 0.3850 psi/día 0.3850 psi/día
FWD 0.0050 0.0022 0.0021
GLR 4.427591137 1.997134461 1.897233359
µD 2.4590 cp 2.4650 cp 2.4653 Cp
C 2218.2328 2218.2328 2218.2328
PFD 8.0660 psi 33.5481 psi 36.7761 Psi
PD 4114.3106 psi 4138.4302 psi 4141.6021 Psi
H 0.9392 0.9929 1.0007
R 0.5 0.5 0.5
C1 1 1 1
C2 0.0000 0.0000 0.0000
C3 0.3000 0.3000 0.3000
C4 1.0300 1.0300 1.0300
KTD 0.2000 0.2000 0.2000
KN 0.0300 0.0300 0.0300
M 0.2925 0.2739 0.2712
%ERROR 70.7522 6.3555 0.9669
ML 0.3230 0.3264 0.3268
Cavitación M < ML No existe cavitación
AN 0.010408497 0.035959491 0.03845676
AT 0.020816993 0.071918982 0.076913528
124
Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene error menor a 1%
El valor de H calculado es 1,0007
Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos
El valor de R obtenido de la tabla 3.13 para H calculado es:
Entonces:
Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.
125
El pozo Auca-22 debe tener un área de tobera de
e inyectar una tasa de fluido motriz de 4107,0093 ,
con una bomba de superficie de 294,79 de potencia, para poder producir
1111,11 con una presión de inyección de 3800 psi.
3.2.7. POZO AUCA-28
3.2.7.1. Historial de Completación y Reacondicionamientos AUCA-28
FECHA D E COMPLETACIÓN: 29-06-91
HOLLIN: 10144’ - 10154’ (10’) 4 DPP
10158’ - 10172’ (14’) 4 DPP
10182’ - 10188’ (6’) 4 DPP
10198’ - 10200’ (2’) 4 DPP SQ
NAPO “T” 9910’ - 9920’ (10’) 4 DPP
126
9928’ - 9934’ (6’) 4 DPP
9938’ - 9954’ (16’) 4 DPP
9980’ - 10000’ (20’) 4 DPP
NAPO “U” 9689’ - 9726’ (37’) 4 DPP
WO N° 01: Cambio de completación por bomba no recuperable y
tratamiento anti-incrustaciones a Hollín.
Camisa (Hollín) sale con bastante escala y 3 tubos sobre
camisa.
Realizan prueba de inyectividad a Hollín con 20 Bls. de agua
tratada, presión 3000 Psi a 1.5 BPM.
Realizan tratamiento anti-incrustaciones a Hollín Presión inicial
3500 Psi a 0.1 BPM; Presión final 3200 Psi a 0.5 BPM.
Bajan completación de producción hidráulica con cavidad
Guiberson.
(25-Nov-91)
Trabajo exitoso.
WO N° 02: Cambio de completación por cavidad mala
Cambian de completación por presencia de picaduras de
corrosión muy pronunciadas. Bajan nueva cavidad Guiberson
de 2 7/8”.
(18-Mar-96)
Trabajo exitoso.
WO N° 03: Cambio de completación por hueco en tubería
Sacan completación de bombeo hidráulico. Sale con uniones
duras y en buen estado.
Bajan completación de producción con cavidad Guiberson y
packers “FH” y Compac Packer.
(05-Ago-01)
127
Trabajo exitoso.
WO N° 04: Cambio de completación por cavidad dañada.
Sacan completación de bombeo hidráulico tensionando con
160.000 lbs. Bajan BHA de limpieza.
Corren registro GR-CLL, se determina que no existe avance de
agua en “U”. Repunzonan “U”: 9689’ - 9715’ (26’) @ 5 dpp
Bajan completación de producción con Cavidad Guiberson y
packers “FH”.
(30-Jun-07)
Trabajo exitoso.
WO N° 05: Cambio de completación por comunicación TBG-CSG bajo
cavidad.
Sacan completación de bombeo hidráulico tensionando.
Corren registro de inspección electromagnética de tubería.
Asientan tapón CIBP @ 9600’. Bajan completación de
producción con Cavidad Guiberson y packers.
Parcialmente satisfactorio,
Se recupera la producción de 140BPPD. Posible daño de
formación.
(30-Jul-07)
WO N° 06: Tomar Registro de saturación, evaluar arenas de interés,
completar para PPH
Compañía Baker con unidad de cable eléctrico realiza registro
de saturación en arenas de interés, Hollín, Ts, Ti, Ui.
Bajan cañones convencionales de 4 ½”, repunzonan arena
“Ts+Ti” 9980’ - 10000’ (20’), 9938’ - 9954’ (16’), 9928’ - 9934’
(6’).
Bajan completación para Power Oil hasta 10134’
(29-Mar-12)
128
La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo
AUCA-28; se la puede apreciar en el diagrama que se observa en la
figura 3.8.
Figura 3.8. Diagrama del pozo Auca-28
Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca
129
3.2.7.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-28
Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos
del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han
sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de
Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.14.
Tabla 3.14. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-28.
Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos
Auca, enero 2012.
Tomamos M=1.
PT 3700 Psi
Ps Pwf 1303.28 Psi
D Profundidad 9522 Pies
Dotp Tubería 3 1/2 Pulg
Ditp 2.992 Pulg
Gravedad API 24.1 ° API
Dotr csg 7 Pulg
Ditr 6.276 Pulg
GOR 229 PCS/bl
Pwh 90 Psi
Gw 0.4449 psi/pie
L 9522 Pies
Fw 0.16
Qs 476.19
µo 1.31 Cp
µw 0.256 Cp
GN Go 0.3859
SALINIDAD 38250
TEMPERATURA 231
130
Donde
,
Donde,
131
/bl
132
Donde,
El valor de R obtenido de la tabla 3.15 para H calculado es,
133
Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es
decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos
utilizando nuevos valores de M=0,4287, para la segunda iteración. Este
134
procedimiento se realiza hasta obtener los datos deseados, por lo que es
posible tener varias iteraciones tal como se describe en la Tabla 3.15.
Tabla 3.15. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-28
VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN
PT 3700 psi 3700 Psi
M 1.0000 0.4287
Go 0.3938 psi/pie 0.3938 psi/pie
Gs 0.4019 psi/pie 0.40194 psi/pie
BT 1.2919 1.2919
QN 627.9599 bl/día 1464.8371 bl/día
C 239.7772 239.7772
PFN 5.2166 psi 23.7601 Psi
PN 7544.1933 psi 7525.6498 Psi
QD 1104.1499 bl/día 1941.0271 bl/día
GD 0.3973 psi/día 0.3958 psi/día
FWD 0.0690 0.0393
GLR 82.95966667 47.19146374
µD 1.2373 cp 1.2686 Cp
C 2218.2328 2218.2328
PFD 1.9758 psi 5.4358 Psi
PD 3874.9855 psi 3863.9589 Psi
H 0.7009 0.6993
R 0.4 0.4
C1 0.8 0.8
C2 0.0889 0.0889
C3 0.1920 0.1920
C4 1.0300 1.0300
KTD 0.2000 0.2000
KN 0.0300 0.0300
M 0.4287 0.4299
%ERROR 57.1311 0.2766
ML 0.6012 0.6021
Cavitación M < ML No existe cavitación
AN 0.006060736 0.014158882
AT 0.01515184 0.035397204
135
Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene error menor a 1%
El valor de H calculado es 0,6993
Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos
El valor de R obtenido de la tabla 3.15. para H calculado es:
Entonces:
Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.
136
El pozo Auca-28 debe tener un área de tobera de
e inyectar una tasa de fluido motriz de 1464,8371 ,
con una bomba de superficie de 99,601 de potencia, para poder producir
476,19 con una presión de inyección de 3700 psi.
3.2.8. POZO AUCA-30
3.2.8.1. Historial de completación y reacondicionamiento AUCA-30
FECHA DE COMPLETACIÓN: 25 de agosto de 1991
Perforaciones iniciales: (Cañón 4”)
HOLLIN INF: 10186’ - 10196’ (10’) 4 DPP
10176’ - 10180’ (4’) 4 DPP
HOLLIN SUP: 10144’ - 10150’ (6’) 4 DPP
10134’ - 10138’ (4’) 4 DPP
137
NAPO “T” : 9987’ - 9996’ (9’) 4 DPP
9974’ - 9980’ (6’) 4 DPP
9950’ - 9968’ (18’) 4 DPP
NAPO BASAL TENA: 8912’ - 8930’ (18’) 4 DPP
WO N° 01: Aislar entrada de agua con cementación forzada.
Inician operaciones el 17 de Octubre de 1991.
Exitoso. Disminuye corte de agua en “Hs” de 90% a 1.0% y en
“Hi” de 50 % a 0.9%. Incremento neto de 760 BPPD.
(30-Oct-91)
Trabajo exitoso.
WO N° 02: Aislar corte de agua en Hollín con cementación forzada,
Inician operaciones el 10 de Noviembre de 1996.
No se tuvo resultados positivos en Hollín, por lo cual se procedió
a probar intervalos de “T” y “U”.
(28-Nov-96)
Trabajo exitoso.
WO N° 03: Cambio de completación de producción bombeo hidráulico por
cavidad en mal estado. Tubería sale en buen estado.
(20-Jul-98)
Producción se recupera parcialmente.
WO N° 04: Cambio de Completación de Bombeo hidráulico (standing valve
no recuperable).
Controlan pozo con fluido de control especial.
Sacan BHA con cavidad Nacional, quedan pescados 22 tubos de
2 7/8”, 3 packer Arrow, 3 camisas, 1 bull plug, 2 tubos cortos, 11
tubos 2 3/8” EUE + X-overs. Bajan Completación Power Oil.
(3-Jun-05)
Trabajo exitoso, pozo recupera producción en +/- 450 BPPD
138
La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo
AUCA-30; se la puede apreciar en el diagrama que se observa en la
figura 3.9.
Figura 3.9. Diagrama del pozo Auca-30
Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca
139
3.2.8.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-30
Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos
del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han
sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de
Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.16.
Tabla 3.16. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-30
PT 3800 Psi
Ps Pwf 1231 Psi
D Profundidad 8717 Pies
Dotp Tubería 3 1/2 Pulg
Ditp 2.992 Pulg
Gravedad API 24.3 ° API
Dotr Csg 7 Pulg
Ditr 6.276 Pulg
GOR 50 PCS/bl
Pwh 140 Psi
Gw 0.442 psi/pie
L 8717 Pies
Fw 0.07
Qs 430.11
µo 3.71 Cp
µw 0.255 Cp
GN Go 0.3933
SALINIDAD 29050
TEMPERATURA 232
Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos
Auca, enero 2012.
Tomamos M=1.
140
Donde,
Donde,
141
/bl
142
Donde,
El valor de R obtenido de la tabla 3.17 para H calculado es,
143
Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es
decir un error menor a 1%, se realiza nuevamente los procedimientos
144
utilizando nuevos valores de M=0,4708, para la segunda iteración. Este
procedimiento se realiza hasta obtener los datos deseados, por lo que es
posible tener varias iteraciones tal como se describe en la Tabla 3.17.
Tabla 3.17. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-30
VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN
PT 3800 psi 3800 Psi
M 1.0000 0.4708
Go 0.3933 psi/pie 0.3933 psi/pie
Gs 0.3967 psi/pie 0.39667 psi/pie
BT 1.0557 1.0557
QN 458.0201 bl/día 972.8276 bl/día
C 239.7772 239.7772
PFN 3.3745 psi 12.9960 Psi
PN 7224.6501 psi 7215.0286 Psi
QD 888.1301 bl/día 1402.9376 bl/día
GD 0.3949 psi/día 0.3943 psi/día
FWD 0.0339 0.0215
GLR 22.51935342 14.25588303
µD 3.5929 cp 3.6359 Cp
C 2218.2328 2218.2328
PFD 1.5251 psi 3.4616 Psi
PD 3583.9535 psi 3580.6045 Psi
H 0.6463 0.6465
R 0.4 0.4
C1 0.8 0.8
C2 0.0889 0.0889
C3 0.1920 0.1920
C4 1.0300 1.0300
KTD 0.2000 0.2000
KN 0.0300 0.0300
M 0.4708 0.4707
%ERROR 52.9187 0.0325
ML 0.5962 0.5967
Cavitación M < ML No existe cavitación
AN 0.004507933 0.009582475
AT 0.011269832 0.023956187
145
Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene un error menor a
1%.
El valor de H calculado es 0,6465
Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos
El valor de R obtenido de la tabla Nº 23, para H calculado es:
Entonces:
146
Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.
El pozo Auca-30 debe tener un área de tobera de
e inyectar una tasa de fluido motriz de 972,8276 ,
con una bomba de superficie de 69,827 de potencia, para poder producir
430,11 con una presión de inyección de 3800 psi.
3.2.9. POZO AUCA-36
3.2.9.1. Historial de Completación y Reacondicionamiento del pozo AUCA-36
Pruebas y Completación: 18-Nov-93
Perforaciones Iniciales:
147
Hollín Inferior 10156’ - 10168’ (12’) @ 4 DPP
10170’ - 10178’ (8’) @ 4 DPP
Hollín Superior 10127’ - 10137’ (10’) @ 4 DPP
Napo “T” 9960’ - 9970’ (10’) @ 4 DPP
9932’ - 9954’ (22’) @ 4 DPP
Napo “U” 9690’ - 9712’ (22’) @ 4 DPP
9664’ - 9684’ (20’) @ 4 DPP
WO Nº 01: Cambio de completación por pescado no recuperable.
Sacan completación de producción para flujo natural. Camisa
de arena “U” sale rota en ranuras; queda pescado el resto de la
completación a 9656’. Bajan over-shot con grapa, enganchan
pescado y recuperan 100 %. Bajan completación definitiva para
bombeo hidráulico con Kobe.
(04-Dic-94)
Trabajo exitoso.
WO Nº 02: Aislar entrada de agua de “Hi”, repunzonar y evaluar.
Sacan completación de producción para bombeo hidráulico.
Con cable eléctrico punzonan el intervalo 10178’ – 10180’ (2’) a
4 DPP. Realizan cementación forzada a “Hollín” con 31 bls. de
lechada, 11 bls a la formación.
Toman registro CBL desde el fondo a 10166’ hasta 9166’
(cemento bueno). Con cañón de 4 5/8” punzonan los siguientes
intervalos:
“Hs” 10127’ – 10137’ (10’) a 4 DPP
“Hi” 10156’ – 10164’ (8’) a 4 DPP
Evalúan “Hi” : BFPD = 1560, BSW = 42 %, THE = 6, TR =
396 BLS
148
Bajan completación para producir por bombeo hidráulico.
(17-Dic-96)
Trabajo exitoso.
WO Nº 03: Cambio de completación por empacadura desasentada.
Sacan completación de producción para bombeo hidráulico.
Bajan completación para bombeo hidráulico.
(02-Ene-97)
Trabajo exitoso.
WO Nº 04: Cambio de completación por bomba atascada.
Realizan Tubing Punch para controlar el pozo. Desasientan tres
packers con 160.000 Lbs. Queda pescado packer F1. Bajan
BHA moledor con Picker Packer y muelen hasta 10.149’.
Recuperan 100 % pescado. Bajan BHA de limpieza. Bajan BHA
de producción Power Oil. Realizan prueba de producción de la
Arena “Hs”: BFPD: 336, BSW: 15%, BPPD: 286, THE: 8, TBR:
87 Bls.
(26-Abr-04)
Trabajo exitoso.
WO Nº 05: Cambio de BHA por comunicación TBG-CSG. Aislar “Hi” con
CIBP. Repunzonar “Hs”.
Sacan completación de producción tensionando con 150.000
lbs. Recuperan 100%. Asientan CIBP a 10.150’. Repunzonan
“Hs”: 10127’ - 10137’ (10’) @ 4 DPP. Bajan completación
hidráulica con Cavidad Kobe Tipo “D” y packers Arrow.
(30-Mar-06)
Trabajo exitoso.
WO Nº 06: Cambio completación por empacadura desasentada.
Inicia operaciones RIG GEOPETSA 21-jul-2009.
149
Reversan bomba JET sin éxito, SWAB Cia. TRIBOILGAS,
recuperan bomba JET. Intentan controlar pozo sin éxito y luego
controlan con fluido de 8.4 LPG. Desasientan Packer con
160.000LBS sin éxito. Intentan desconectarse en SAFETY
JOINT sin éxito Compañía BAKER ATLAS realiza con corte
químico.
Tubería sale corroída y el diámetro interno reducido con
parafinas en casi 40%. Bajan BHA de producción con cavidad
Kobe TIPO D. Desplazan bomba JET 9A y realizan prueba de
producción de arena “Hs”.
(30-Jul-09)
Trabajo exitoso.
WO Nº 07: Cambio completación B.H.
Tensionan con 160.000 lbs. Sacan completación de B.H. Bajan
BHA de producción con cavidad Kobe tipo D en tubería de
3 ½” EUE CLASE “B”. Arman cabezal y prueban con 3000 psi.
Cierran camisa de 2 7/8” a 10099’. Prueban anular con 800 psi
y realizan prueba de asentamiento de empacadura.
Prueban admisión de arena “Hs” con 2300 psi a 0.7 BPM.
(19-May-10)
Trabajo exitoso, se recupera producción de 300 BPPD.
WO Nº 08: Cambiar completación de bombeo hidráulico por
comunicación bajo el packer.
Inician operaciones el 23 de diciembre del 2011 a las 15:00 hrs.
Bajan completación Power Oil en 3 ½” TBG EUE clase “A”
hasta 10136’. Realizan prueba de producción a la arena “Hs”
con bomba Jet 9-A. BFPD=102, BSW=100%, THE=6,
TBR=102.
(28-Dic-11)
Trabajo satisfactorio, recuperan +/- 200 BPPD.
150
La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo
AUCA-36; se la puede apreciar en el diagrama que se observa en la
figura 3.10.
Figura 3.10. Diagrama del pozo Auca-36
Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca
151
3.2.9.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-36
Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos
del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han
sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de
Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.18.
Tabla 3.18. Datos para calcular con el método Smart en el pozo Auca-36
PT 3600 Psi
Ps Pwf 647 Psi
D Profundidad 9419 Pies
Dotp Tubería 3 1/2 Pulg
Ditp 2.992 Pulg
Gravedad API 27.38 ° API
Dotr Csg 7 Pulg
Ditr 6.276 Pulg
GOR 12 PCS/bl
Pwh 45 Psi
Gw 0.4421 psi/pie
L 9419 Pies
Fw 0.2
Qs 375.00
µo 2.07 Cp
µw 0.25 Cp
GN Go 0.3844
SALINIDAD 29300
TEMPERATURA 236
Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos
Auca, enero 2012.
Tomamos M=1.
152
Donde,
Donde,
153
/bl
154
Donde,
El valor de R obtenido de la tabla 3.19 para H calculado es,
155
Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es
decir un error menor a 1%, se realizan nuevamente los procedimientos
utilizando nuevos valores de M=0,3341 para la segunda iteración y
M=0,3397 para la tercera iteración. Este procedimiento se realiza hasta
156
obtener los datos deseados, por lo que es posible tener varias iteraciones tal
como se describe en la Tabla 3.19.
Tabla 3.19. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-36
VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN
TERCERA ITERACIÓN
PT 3600 psi 3600 psi 3600 psi
M 1.0000 0.3341 0.3397
Go 0.3856 psi/pie 0.3856 psi/pie 0.3856 psi/pie
Gs 0.3969 psi/pie 0.39693 psi/pie 0.39693 psi/pie
BT 1.0187 1.0187 1.0187
QN 393.2053 bl/día 1177.0238 bl/día 1157.5962 bl/día
C 239.7772 239.7772 239.7772
PFN 2.4171 psi 17.2043 psi 16.6993 psi
PN 7429.8677 psi 7415.0805 psi 7415.5855 psi
QD 768.2053 bl/día 1552.0238 bl/día 1532.5962 bl/día
GD 0.3911 psi/día 0.3884 psi/día 0.3884 psi/día
FWD 0.0976 0.0483 0.0489
GLR 4.68624715 2.3195520 2.3489553
µD 1.8923 cp 1.9821 cp 1.9809 cp
C 2218.2328 2218.2328 2218.2328
PFD 1.1026 psi 3.8984 psi 3.8113 psi
PD 3730.3125 psi 3706.8846 psi 3707.1233 psi
H 0.8334 0.8252 0.8252
R 0.4 0.4 0.4
C1 0.8 0.8 0.8
C2 0.0889 0.0889 0.0889
C3 0.1920 0.1920 0.1920
C4 1.0300 1.0300 1.0300
KTD 0.2000 0.2000 0.2000
KN 0.0300 0.0300 0.0300
M 0.3341 0.3397 0.3397
%ERROR 66.5933 1.6783 0.0010
ML 0.4063 0.4068 0.4067
Cavitación M < ML No existe cavitación
AN 0.00360247 0.0107954 0.0106168
AT 0.00900617 0.0269885 0.0265421
Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene error menor a 1%
157
El valor de H calculado es 0,8252
Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos
El valor de R obtenido de la tabla 3.19 para H calculado es:
Entonces:
Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.
158
El pozo Auca-36 debe tener un área de tobera de
e inyectar una tasa de fluido motriz de 1157,5962 ,
con una bomba de superficie de 78,717 de potencia, para poder producir
375,00 con una presión de inyección de 3600 psi.
3.2.10. POZO AUCA-50
3.2.10.1. Historial de Completación y Reacondicionamiento del pozo
AUCA-50
COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES.
Fecha de completación: 10-Nov-02
Perforaciones Iniciales: Cañón 4 ½”
Hollín Superior: 10176 - 10196’ (20’) 5 DPP.
10208 - 10218’ (10’) 5 DPP.
T Inferior: 9986’ - 9996’ (10’) 5 DPP.
T Superior: 9938’ - 9952’ (14’) 5 DPP.
159
U Inferior: 9718’ - 9728’ (10’) 5 DPP.
Basal Tena: 8966’ - 8988’ (22’) 5 DPP.
WO Nº 01: Cambio de completación por cavidad defectuosa y pescado.
Repunzonar “BT” y evaluar con B’UP. Determinar sistema de
levantamiento de acuerdo a la evaluación.
Sacan completación de producción, tubería con 20% de
corrosión, recuperan pescado: herramientas de swab +
blanking en cavidad. Repunzonan “BT”: 8966’- 8988’(22’) @ 5
dpp. Evalúan “BT”: BFPD=264, BPPD=251, BSW=5%.
Realizan tratamiento con solventes a “BT”: BFPD=384, BPPD=
375, BSW= 2.4%. Bajan Completación definitiva para producir
por bombeo hidráulico con cavidad Oilmaster y packers Arrow.
Se recupera producción de 150 BPPD.
(04-Oct-04)
Trabajo satisfactorio.
WO Nº 02: Cambio de completación por cavidad en mal estado.
Compañía Halliburton realiza píldora Logard, controlan pozo a
la estación. Desasientan Packer, sacan completación de B.H.
(Tubería sale con parafina y corrosión interna, tubos salen
torsionados), queda pescado: 13 tubos de 2 7/8”+ packer
Arrow, 11 tubos de 2 7/8”+ camisa, 1 tubo de 2 7/8” + tapón de
2 7/8”.
Bajan BHA de pesca y recuperan 100% del pescado.
Bajan BHA de limpieza, circulan, limpian y sacan.
Bajan completación definitiva de B.H. con cavidad Oil Master y
empacaduras Arrow. Desplazan jet 9A y realizan prueba de
producción: BFPD=312, BPPD0, BSW= 100%, THE=6.
(31-Ago-09)
Trabajo exitoso, se recuperan 200 BPPD.
160
La completación con la que a la fecha actual se encuentra el pozo
AUCA-50; se la puede apreciar en el diagrama que se observa en la
figura 3.11.
Figura 3.11. Diagrama del pozo Auca-50 3.
Fuente: EP PETROECUADOR (2012) Ingeniería de Petróleos Auca
161
3.2.10.2. Análisis y cálculo del método Smart para el pozo AUCA-50
Para los cálculos con el método Smart, es necesario citar datos
del pozo para el cual se va a realizar el cálculo. Estos datos han
sido proporcionados por el Departamento de Ingeniería de
Petróleos del Campo Auca y se describen en la tabla 3.20.
Tabla 3.20. Datos para Calcular con el método Smart en el pozo Auca-50
PT 3750 Psi
Ps Pwf 629 Psi
D Profundidad 8749 Pies
Dotp Tubería 3 1/2 Pulg
Ditp 2.992 Pulg
Gravedad API 25.6 ° API
Dotr csg 7 Pulg
Ditr 6.276 Pulg
GOR 50 PCS/bl
Pwh 50 Psi
Gw 0.4471 psi/pie
L 8749 Pies
Fw 0.038
Qs 259.88
µo 3.3 Cp
µw 0.331 Cp
GN Go 0.39
SALINIDAD 45000
TEMPERATURA 185
Valores tomados del informe mensual de Ingeniería de Petróleos
Auca, enero 2012.
Tomamos M=1.
162
Donde,
Donde,
163
/bl
164
Donde,
El valor de R obtenido de la tabla 3.21 para H calculado es,
165
Puesto que no se obtiene la convergencia con los cálculos realizados, es
decir un error menor a 1%, se realiza nuevamente los procedimientos
166
utilizando nuevos valores de M=0,3850 para la segunda iteración, este
procedimiento se realiza hasta obtener los datos deseados, por lo que es
posible tener varias iteraciones tal como se describe en la Tabla 3.21.
Tabla 3.21. Resultados de la simulación con el método Smart pozo Auca-50
VARIABLES PRIMERA ITERACIÓN SEGUNDA ITERACIÓN
PT 3750 Psi 3750 Psi
M 1.0000 0.3850
Go 0.3900 psi/pie 0.3900 psi/pie
Gs 0.3922 psi/pie 0.39217 psi/pie
BT 1.1290 1.1290
QN 295.0466 bl/día 766.3097 bl/día
C 239.7772 239.7772
PFN 1.4941 Psi 8.2484 Psi
PN 7210.6437 Psi 7203.8895 Psi
QD 554.9266 bl/día 1026.1897 bl/día
GD 0.3910 psi/día 0.3906 psi/día
FWD 0.0178 0.0096
GLR 22.52591128 12.18120615
µD 3.2472 Cp 3.2714 Cp
C 2218.2328 2218.2328
PFD 0.6407 Psi 1.9269 Psi
PD 3471.6684 Psi 3468.8720 Psi
H 0.7603 0.7603
R 0.4 0.4
C1 0.8 0.8
C2 0.0889 0.0889
C3 0.1920 0.1920
C4 1.0300 1.0300
KTD 0.2000 0.2000
KN 0.0300 0.0300
M 0.3850 0.3850
%ERROR 61.4977 0.0106
ML 0.4067 0.4069
Cavitación M < ML No existe cavitación
AN 0.002759674 0.007171241
AT 0.006899184 0.017928103
Realizando los cálculos para la tercera iteración se obtiene error menor a 1%
167
El valor de H calculado es 0,7603
Por lo que se obtiene convergencia y se puede continuar con los cálculos
El valor de R obtenido de la tabla 3.21. para H calculado es:
Entonces:
Debido a que se cumple no existirán problemas de cavitación.
168
El pozo Auca-50 debe tener un área de tobera de
e inyectar una tasa de fluido motriz de 766,3097 ,
con una bomba de superficie de 54,28 de potencia, para poder producir
259,88 con una presión de inyección de 3750 psi.
169
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
Para analizar los resultados técnicos de los cálculos realizados en el capítulo
anterior, es pertinente escoger la geometría más apropiada, tomando en
cuenta aspectos importantes como: la cantidad de fluido motriz que se va
inyectar, cantidad de petróleo que se va a recuperar, el tiempo de vida de la
bomba y el fabricante respectivamente. Por tal razón, a continuación la
figura 4.1 describe a detalle las marcas de bombas con sus respectivas
geometrías.
Figura 4.1. Tamaños de geometrías de las bombas Jet
Fuente: EP-PETROECUADOR (2018) Manual de Datos Básicos de Ingeniería de Petróleos
170
4.1. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-03
El pozo Auca-03 debe tener un área de tobera de
y un área de garganta de , e inyectar una
tasa de fluido motriz de , con una bomba de superficie de
de potencia, para producir 606 BPPD, con una presión de
inyección de 3700 psi; como se aprecia en la tabla 4.1.
Tabla 4.1. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUC-03
SITUACIÓN ACTUAL 1780 579 9 A (KOBE)
SITUACIÓN PROPUESTA 2058 606 NSRC*
*NO SE RECOMIENDA CAMBIO.
Considerando los datos de la Tabla 4.1 en la cual se observa que, con el
método Smart en el Pozo Auca-03, se puede aumentar la producción en 27
BPPD, pero se debe inyectar 278 BFPD adicionales y tomando en cuenta
que el fluido motriz que se inyecta contiene de 0.1% a 0.5% de BSW, no se
recomienda cambiar la geometría de la bomba jet en este pozo ya que con
los parámetros actuales de producción estamos optimizando el fluido motriz.
4.2. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-14
El pozo Auca-14 debe tener un área de tobera de
, un área de garganta de , e inyectar
una tasa de fluido motriz de 1838,14 , con una bomba de superficie de
de potencia, para producir 714 BPPD, con una presión de
inyección de 3800 psi; como se aprecia en la tabla 4.2.
171
Tabla 4.2. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-14
SITUACIÓN ACTUAL 1924 155 9 A (KOBE)
SITUACIÓN PROPUESTA 1838 714 SRC
*SE RECOMIENDA CAMBIO
Considerando los datos de la Tabla 4.2 en la cual se observa que, con el
método Smart en el Pozo Auca-14, se puede aumentar la producción en
559 BPPD, la inyección disminuye en 86 BFPD y tomando en cuenta que el
fluido motriz que se inyecta tiene de 0.1% a 0.5% de BSW en este pozo, se
recomienda cambiar la geometría de la bomba jet, por lo que en la tabla 4.3
se describen las geometrías que van a ser consideradas para el rediseño
según los fabricantes.
Tabla 4.3. Selección de geometría por fabricante, en el pozo AUCA-14
MARCA
TOBERA GARGANTA BOMBA
SELECIONADA Nº ÁREA (plg2) Nº ÁREA (plg2)
SMART 0.0176632 0.0441581
NATIONAL 9 0.0167 9 0.0441 9 A
KOBE 8 0.0144 9 0.0464 8 B
GUIBERSON D 0.0177 6 0.0452 D 6
4.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-15
El pozo Auca-15 debe tener un área de tobera de
y un área de garganta de , e inyectar una
tasa de fluido motriz de 1094 BFPD, con una bomba de superficie de
172
de potencia, para poder producir 548 BPPD, con una presión de
inyección de 3700 psi; como se aprecia en la tabla 4.4.
Tabla 4.4. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-15
SITUACIÓN ACTUAL 2534 385 10J (CLAW)
SITUACIÓN PROPUESTA 1094 548 SRC
*SE RECOMIENDA CAMBIO
Considerando los datos de la Tabla 4.4 en la cual se observa que, con el
método Smart en el Pozo Auca-15, se puede aumentar la producción en 163
BPPD, la inyección disminuye en 1440 BFPD y tomando en cuenta que el
fluido motriz que se inyecta tiene de 0.1% a 0.5% de BSW, en este pozo se
recomienda cambiar la geometría de la bomba jet, por lo que en la tabla 4.5
se describen las geometrías según los fabricantes.
Tabla 4.5. Selección de geometría por fabricante, en el pozo AUCA-15
MARCA
TOBERA GARGANTA BOMBA
SELECIONADA Nº ÁREA (plg2) Nº ÁREA (plg2)
SMART 0.0109887 0.0274719
NATIONAL 7 0.0103 7 0.0271 7 A
KOBE 7 0.0111 7 0.0278 7 A
GUIBERSON C 0.0123 3 0.0241 C 3
4.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-16
El pozo Auca-16 debe tener un área de tobera de
y un área de garganta de , e inyectar una
tasa de fluido motriz de 2548 BFPD, con una bomba de superficie de
173
de potencia, para poder producir 1136 BPPD con una presión de
inyección de 3600 psi. Como se aprecia en la tabla 4.6.
Tabla 4.6. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-16
SITUACIÓN ACTUAL 1770 285 10 J (CLAW)
SITUACIÓN PROPUESTA 2548 1136 NSRC
*NO SE RECOMIENDA CAMBIO
Considerando los datos de la tabla 4.6 en la cual se observa que, con el
método de Smart en el Pozo Auca-16, se puede aumentar la producción en
851BPPD, pero la inyección incrementa en 788 BFPD adicionales a los
descritos en la tabla 4.6 y tomando en cuenta que el fluido motriz en el
campo Auca es insuficiente. No se recomienda cambiar de geometría ya que
con el diseño actual tenemos ahorro de fluido motriz.
4.5. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-18
El pozo Auca-18 debe tener un área de tobera de
y un área de garganta de , e inyectar una
tasa de fluido motriz de 4146 BFPD, con una bomba de superficie de
281,99 de potencia, para poder producir 1086 BPPD, con una presión de
inyección de 3600 psi; como se aprecia en la tabla 4.7.
Tabla 4.7. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-18
*NO SE RECOMIENDA CAMBIO
SITUACIÓN ACTUAL 1710 283 10 I (KOBE)
SITUACIÓN PROPUESTA 4146 1086 NSRC
174
Considerando los datos de la tabla 4.7 en la cual se observa que, con el
método de Smart en el Pozo Auca-18, se puede aumentar la producción 803
BPPD, pero aumentaría la inyección en 2436 BFPD adicionales a los
descritos en la tabla 4.7.
Tomando en cuenta que el fluido motriz en el campo Auca es insuficiente,
no se recomienda cambiar de geometría de la bomba jet ya que con el
diseño actual se tiene ahorro de fluido motriz.
4.6. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-22
El pozo Auca-22 debe tener un área de tobera de
y un área de garganta de , e inyectar
una tasa de fluido motriz de 4107 BPPD, con una bomba de superficie de
294,79 de potencia, para poder producir 1111 BPPD, con una presión de
inyección de 3800psi; como se aprecia en la tabla 4.8.
Tabla 4.8. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-22
SITUACIÓN ACTUAL 1980 371 9 A (CLAW)
SITUACIÓN PROPUESTA 4107 1111 NSRC
*NO SE RECOMIENDA CAMBIO
Considerando los datos de la tabla 4.8 en la cual se observa que, con el
método de Smart en el Pozo Auca-22, se puede aumentar la producción en
740 BPPD, pero la inyección incrementa en 2127 BFPD adicionales a los
descritos en la tabla 4.8, tomando en cuenta que el fluido motriz en el
campo Auca es insuficiente y existe un déficit de fluido motriz. No se
recomienda cambiar de geometría, ya que, con el diseño actual tenemos
ahorro de fluido motriz.
175
4.7. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-28
El pozo Auca-28 debe tener un área de tobera de
y un área de garganta de , e inyectar
una tasa de fluido motriz de 1464 BFPD, con una bomba de superficie de
99,601 de potencia, para poder producir 479 BPPD, con una presión de
inyección de 3700 psi; conforme se observa en la tabla 4.9.
Tabla 4.9. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-28
SITUACIÓN ACTUAL 1247 220 8H (KOBE)
SITUACIÓN PROPUESTA 1464 479 NSRC
*NO SE RECOMIENDA CAMBIO
Considerando los datos de la tabla 4.9 en la cual se observa que, con el
método de Smart en el Pozo Auca-28, se puede aumentar la producción 259
BPPD, pero incrementa la inyección en 217 BFPD adicionales a los descritos
en la tabla 4.9. En este caso, no se considera apropiado cambiar la
geometría de la bomba jet porque, aunque incrementa la producción, se
necesita aumentar 217 BFPD, y el objetivo de este trabajo de tesis, si bien
es cierto aumentar la producción pero a la vez disminuir la inyección o en el
peor de los casos utilizar la misma cantidad de fluido motriz y obtener más
producción de petróleo.
4.8. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-30
El pozo Auca-30 debe tener un área de tobera de
y un área de garganta de , e inyectar
una tasa de fluido motriz de 972 BFPD, con una bomba de superficie de
69,827 de potencia, para poder producir 430 BPPD, con una presión de
inyección de 3800 psi; como se observa en la tabla 4.10.
176
Tabla 4.10. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-30
SITUACIÓN ACTUAL 1990 460 9 A (CLAW)
SITUACIÓN PROPUESTA 972 430 SRC*
*SE RECOMIENDA CAMBIO
Considerando los datos de la tabla 4.10 en la cual se observa que con el
método de Smart en el Pozo Auca-30, no se incrementa la producción. Sin
embargo la inyección de fluido motriz disminuye considerablemente en 1018
BFPD, es decir existe un ahorro del mismo y por lo tanto si se recomienda
cambiar la geometría de la bomba jet. En la tabla 4.11 se describe las
geometrías que van a ser consideradas para el rediseño de la bomba jet en
este pozo según los fabricantes.
Tabla 4.11. Selección de geometría por fabricante, en el pozo AUCA-30
MARCA
TOBERA GARGANTA BOMBA
SELECIONADA Nº ÁREA (plg2) Nº ÁREA (plg2)
SMART 0.00958247 0.0239561
NATIONAL 6 0.0081 6 0.0212 6 A
KOBE 6 0.0086 6 0.0215 6 A
GUIBERSON B 0.0095 3 0.0241 B 3
4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-36
El pozo Auca-36 debe tener un área de tobera de
, y un área de garganta de , e inyectar
una tasa de fluido motriz de 1157 BFPD, con una bomba de superficie de
177
78,717 de potencia, para poder producir 375 BPPD, con una presión de
inyección de 3600 psi; como se observa en la Tabla 4.12.
Tabla 4.12. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-36
SITUACIÓN ACTUAL 1780 130 9 A
SITUACIÓN PROPUESTA 1157 375 SRC*
*SE RECOMIENDA CAMBIO
Considerando los datos de la tabla 4.12 en la cual se observa que con el
método de Smart en el Pozo Auca-36, se puede aumentar la producción en
245 BPPD y la inyección de fluido motriz disminuye en 623 BFPD, se
recomienda el cambio de geometría de la bomba jet, por lo que en la tabla
4.13, se describen las geometrías según los fabricantes.
Tabla 4.13. Selección de geometrías de bombas Jet por fabricante
MARCA
TOBERA GARGANTA BOMBA
SELECIONADA Nº ÁREA (plg2) Nº ÁREA (plg2)
SMART 0.01061685 0.026542134
NATIONAL 7 0.0103 7 0.0271 7 A
KOBE 7 0.0111 7 0.0278 7 A
GUIBERSON B 0.0095 3 0.0241 B 3
4.10. ANÁLISIS DE RESULTADOS POZO AUCA-50
El pozo Auca-50 debe tener un área de tobera de
, y un área de garganta de , e
inyectar una tasa de fluido motriz de 766 BFPD, con una bomba de
superficie de 54,28 de potencia, para poder producir 259 BPPD,
178
con una presión de inyección de 3750 psi; conforme se lo describe en
la tabla 4.14.
Tabla 4.14. Análisis Situación Actual vs Situación Propuesta AUCA-50
SITUACIÓN ACTUAL 1990 290 9 A (KOBE)
SITUACIÓN PROPUESTA 766 259 SRC*
*SE RECOMIENDA CAMBIO
Considerando los datos de la tabla 4.14 en la cual se observa que, con el
método de Smart en el Pozo Auca-50, no se incrementa la producción. Sin
embargo la inyección disminuye considerablemente en 1224 BFPD por lo
que, en este pozo si se recomienda cambiar la geometría de la bomba jet
con el objetivo de optimizar fluido motriz, considerando que la perdida de
producción es moderada (31 BPPD). En la tabla 4.15, se describen las
geometrías que van a ser consideradas para el rediseño de la bomba en
este pozo según los fabricantes.
Tabla 4.15. Selección de geometrías de bombas Jet por fabricante
MARCA
TOBERA GARGANTA BOMBA
SELECIONADA Nº ÁREA (plg2) Nº ÁREA (plg2)
SMART 0.007171241 0.017928103
NATIONAL 6 0.0081 6 0.0212 6 A
KOBE 5 0.0067 5 0.0167 5 A
GUIBERSON A 0.0055 2 00189 A 2
179
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
El Campo Auca, sin lugar a dudas, es uno de los campos más
productivos con los que cuenta el Ecuador, considerando que la
producción alcanza los 55.800 BPPD; ubicándose de esta manera
en el segundo lugar de campos productores de petróleo del
Distrito amazónico operados por EP PETROECUADOR.
El incremento de BSW en el campo Auca es notorio, ya que
produce con el 48% de BSW. Esto indica que tiene una
producción de BFPD de 101.000 BFPD; de esta manera ocasiona
una dificultad en el proceso de producción, dado que las
facilidades de superficie se deterioran más rápido, la obstrucción
de líneas al depositarse la escala deteriora las mismas. Por el
volumen de agua que se maneja, el consumo de químicos
aumenta. El incremento de BSW surge principalmente por el
sobredimensionamiento de las bombas eletrosumergibles que es
un problema que agrava no sólo al Campo Auca.
De los 10 pozos del Campo Auca analizados con el sistema Smart
en los pozos AUCA-14; AUCA-15; AUCA-30; AUCA-36 y AUCA-
50, se encuentran sobredimensionadas las bombas jet. Con una
bomba de diferente geometría, se puede obtener mayor
producción y optimizar el fluido motriz que es una de las falencias
del Camp Auca.
180
Con el estudio técnico realizado se concluye que al implementar
las nuevas geometrías en los pozos AUCA-14; AUCA-15; AUCA-
30; AUCA-36 y AUCA-50, se puede obtener un incremento de
producción de 967 BPPD, y un ahorro de fluido motriz de 4391
BFPD.
Para incrementar el tiempo de vida útil de las bombas hidráulicas
instaladas en los pozos del Campo Auca, es indispensable
considerar algunos aspectos importantes del pozo. Entre ellos
por ejemplo: el BSW de inyección que no debe ser mayor al 0,2
%, las limpiezas de turbina y VRF, ya que por la calidad de crudo
que se inyecta tiende a taponarse muy a menudo. El chequeo de
los parámetros en superficie es vital; para evitar pérdidas de
producción.
Las bombas Quíntuplex de la estación Auca Sur están bastante
deterioradas; es necesario reemplazarlas por otras nuevas.
181
5.2. RECOMENDACIONES
Es necesario realizar los cambios de geometría recomendados en
este proyecto de tesis en los pozos AUCA-14; AUCA-15; AUCA-
30; AUCA-36 y AUCA-50. De esta manera, se obtendrá mayor
producción y se optimizará fluido motriz.
Las geometrías seleccionadas en los pozos que se van a realizar
el rediseño deben ser, para el pozo AUCA-14: en las marcas
National “9A”, Kobe “8B”, Guiberson “D6”; para el pozo AUCA 15:
en las marcas National “7A”, Kobe “7A”, Guiberson “C3”; para el
pozo AUCA 30: en las marcas National “6A”, Kobe “6A”,
Guiberson “B3”, pozo AUCA 36: en las marcas National “7A”,
Kobe “7A”, Guiberson “B3” y para el pozo AUCA 50: en las
marcas National “6A”, Kobe “5A”, Guiberson “A2”.
Considerar la posibilidad de un cambio de las bombas quíntuplex
que son las que operan en la estación Auca Sur; de donde se
inyecta el fluido motriz a los pozos AUCA-14; AUCA-15; AUCA-
30; AUCA-36 y AUCA-50.
Es recomendable que los camiones cisterna sean utilizados única
y exclusivamente para recoger fluido limpio de los pozos. De esta
manera, se evitaría que el fluido sucio ingrese al Sistema Power
Oil, que dañe los mecanismos internos del sistema y tapone las
toberas y gargantas de la bomba jet.
Se recomienda también que se instalen estratégicamente filtros
que puedan detener las impurezas del fluido motriz contaminado.
182
Es recomendable que a las válvulas VRF, turbinas y todos los
elementos que componen el sistema Power Oil se les realice un
mantenimiento preventivo. De esta forma, se evitaría que existan
liqueos, daños en los elementos del sistema que puedan
influenciar en forma directa en la producción de los pozos y el
cuidado al medio ambiente.
Es necesario mantener una buena base de datos con información
del Área como parámetros petrofísicos, profundidades y
completación del pozo, para que facilite la realización del rediseño
de equipos.
Es importante la renovación de los equipos de superficie
especialmente lo que concierne a tanques de almacenamiento ya
que la mayoría de éstos ha cumplido su vida útil y el seguirlos
utilizando genera un problema en cuanto al manejo de sólidos de
hierro que se forman por el desgaste de éstos, afectando al fluido
motriz, lo que a su vez genera taponamiento en las bombas
hidráulicas.
183
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
BAKER CENTRILIFT, (2001), Manual de Operaciones Bombas
Eléctricosumergibles, Houston, Institucional.
Brown K., (1980), The Technology of Artificial Lift Methods, Houston,
Petroleum Publishing.
Coberly, C., (1961), “Theory and Application of Hydraulic Oil Well
Pumps”, La Angeles California, Huntington Park.
EP PETROECUADOR, (2008), Cartografía Campo Auca, Quito,
Institucional.
EP PETROECUADOR, (20112, Estratigrafía Campo Auca, Quito,
Institucional.
Melo V. (2007). Optimización de la Geometría de la Bomba Hidráulica
tipo Jet, Quito. EPN.
Riofrío L, (2006), Manual de Bombeo Hidráulico, Quito, Institucional
Román, H., (2006) Manual de Bombeo Mecánico, Guayaquil, EPL.
184
Smart. E, (1985), Jet Pump Geometry Selection, Texas, Petroleum
Short course.
Solipet. (2007), Introducción a las Operaciones del Sistema de
Bombeo Hidráulico, Fco. de Orellana, Institucional.
Weatherford, (2007), Manual de Bombeo por Cavidad Progresiva,
Texas, Institucional.
185
NOMENCLATURA
SIMBOLOGÍA COMCEPTO
As , A
S Área anular de la cámara de mezclado para el flujo de la
producción, pg2
At , A
T Área de flujo total de la cámara de mezclado, pg
2
D Profundidad vertical del pozo, pies
D1 Diámetro interno de la tubería de producción o de la tubería de
revestimiento, pg
D2 Diámetro externo de la tubería interior en flujo anular, pg
E Eficiencia
Ej Energía proporcionada por la tobera por unidad de tiempo
Es Energía adicionada al flujo de producción por unidad de tiempo
fw, F
W Fracción del agua de formación
fw2
, FWD
Fracción del agua del fluido de la columna de retorno
Ff Pérdida de energía por fricción total por unidad de tiempo
Fd Pérdida de energía por fricción en el difusor por unidad de
tiempo
Fj Pérdida de energía por fricción en la tobera por unidad de
tiempo
Fs Pérdida de energía por fricción en el circuito de succión por
unidad de tiempo
Ft Pérdida de energía por fricción en la cámara de mezclado por
unidad de tiempo
F1, P
FN Pérdida de presión por fricción del fluido motriz en la tubería de
inyección, lb/pg2
F2, P
FD Pérdida de presión por fricción del fluido en el circuito de
retorno, lb/pg2
fh3
= h3/h
1 Porcentaje de sumergencia
GOR Relación Gas Petróleo
G1, G
N Gradiente del fluido motriz en la tubería de inyección, lb/pg
2
/pie
G2, G
D Gradiente del fluido de la columna de retorno, lb/pg
2
/pie
G3, G
S Gradiente del fluido de formación, lb/pg
2
/pie
GO Gradiente del petróleo producido, lb/pg
2
/pie
186
GW
Gradiente del agua de formación, lb/pg2
/pie
g Aceleración de la gravedad
Hv Carga por velocidad del fluido motriz en la tobera
H Relación adimensional de recuperación de presión
HP Potencia, hp
HPq1
Potencia perdida por el fluido motriz, hp
HPq3
Potencia ganada por el fluido producido, hp
H1 Carga total del fluido motriz
H2 Carga total del fluido de descarga
H3 Carga total del fluido de succión
h1 Profundidad de colocación de la bomba, pies
h3 Nivel del fluido sobre la succión bomba, pies
I Punto de intersección del eje vertical con la curva de
aproximación H - M en forma de línea recta
Ic Índice de cavitación
K Constante
Kj, K
N Coeficiente de pérdida en la tobera
Kd Coeficiente de pérdida en el difusor
Ks Coeficiente de pérdida en la succión
Kt Coeficiente de pérdida en la cámara de mezclado
KTD
Coeficiente de pérdida combinado cámara de mezclado -
difusor
L Pérdida de energía de la mezcla en la garganta por unidad de
tiempo (Lorenz)
L Longitud de T.P. hasta la bomba = profundidad de colocación
de la bomba = h1, pies
M Relación de flujo adimensional, q3/q
1
Mc, M
L Relación de flujo adimensional en el límite de cavitación
m Pendiente de la línea recta de aproximación de la curva H - M
N Variable usada para definir H
P1, P
N Presión a la entrada de la tobera, lb/pg
2
P2, P
D Presión de descarga, lb/pg
2
P3, P
S Presión de succión, lb/pg
2
Ps, P
T Presión superficial de operación = Presión de descarga de la
187
bomba triplex, lb/pg2
Pa Presión a la entrada de la cámara de mezclado, lb/pg
2
Pb Presión en la salida de la cámara de mezclado, lb/pg
2
PF Pérdidas de presión por fricción, lb/pg
2
188
GLOSARIO
Almacenamiento: Instalación que cuenta con uno o varios depósitos con la
finalidad de acopiar los combustibles líquidos y
gaseosos.
API: Sigla de American Petroleum Institute, que es una
asociación estadounidense de la industria petrolera, que
patrocina una división de la producción petrolera en la
ciudad de Dallas, Texas.
El instituto fue fundado en 1920 y se constituyó en la
organización de mayor autoridad normativa de los
equipos de perforación y de producción petrolera.
Publica códigos que se aplican en distintas áreas
petroleras y elabora indicadores, como el peso
específico de los crudos que se denomina "grados API".
Barril: Unidad de medida volumétrica empleada en varios
países, entre ellos E.E.U.U. Un barril de petróleo
equivale a 159, litros, o sea que un metro cúbico de
petróleo equivale a 6,29 barriles.
BFPD: Barriles de Fluido por día
BPPD: Barriles de petróleo por día
BAPD: Barriles de agua por día
Cementación: Proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla de
cemento que al fraguarse o endurecerse proporciona
sustentación a la tubería de revestimiento, dando
hermeticidad contra la filtración de fluidos de formación.
189
Exploración: Es la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas y
comprende todos aquellos métodos destinados a
detectar yacimientos comercialmente explotables.
Explotación: Operación que consiste en la extracción de petróleo y/o
gas de un yacimiento.
Geología: Ciencia que estudia la estructura, orígen, historia y
evolución de la tierra por medio de análisis y examen de
rocas, estructuras y fósiles.
"Off shore": Término inglés que significa costa afuera. Se refiere a
las actividades petroleras que se realizan en la
plataforma continental y en aguas internacionales.
"On shore": Es la actividad petrolera que se realiza en tierra.
Perfilaje: Registración que se realiza en el pozo luego de la
perforación mediante instrumentos de medición
eléctricos, sónicos y nucleares que transmiten
información sobre la composición de las rocas, el
contenido de los fluidos (petróleo, gas, agua), porosidad
o permeabilidad así como las profundidades a que se
encuentran.
Perforación: Operación que consiste en perforar el subsuelo con la
ayuda de herramientas apropiadas para buscar y extraer
hidrocarburos.
Permeabilidad: Es la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos o
capacidad de los fluidos para desplazarse entre los
espacios que conectan los poros de una masa porosa.
190
Porosidad: Porcentaje del volumen total de una roca constituido por
espacios vacíos. La porosidad efectiva es el volumen
total de los espacios porosos interconectados de manera
que permitan el paso de fluidos a través de ellos.
Pozo: Denominación dada a la abertura producida por una
perforación.
Pozo abandonado: Pozo cuyas reservas accesibles están exhaustas.
Pozo cerrado: Pozo cuya producción está temporalmente suspendida
para realizar operaciones complementarias, en espera
de reparación o en estudio del comportamiento del
mismo.
Pozo de avanzada: Es el que se perfora cerca de otro ya productor para
determinar los límites del yacimiento.
Pozo de exploración: Es el que se perfora en un área nueva.
Pozo de desarrollo: Es el que se perfora en un yacimiento ya delimitado.
Pozo de inyección: Pozo a través del cual se inyecta agua para
mantener la presión de un yacimiento en la
operación de recuperación secundaria.
Pozo descontrolado: El descontrol del pozo consiste en la erupción
violenta e incontrolada de los hidrocarburos líquidos
o gaseosos, producida a consecuencia de la pérdida
del control de un pozo durante las operaciones de
perforación o por fallas durante la explotación.
191
Pozo seco: Pozo que no ha encontrado reservas de
hidrocarburos económicamente explotables y que
con frecuencia se inunda con agua subterránea.
Reservas de Hidrocarburos: Son los volúmenes de hidrocarburos
líquidos o gaseosos existentes en el subsuelo y que
han sido objetos de evaluación.
Reservas posibles: Son las situadas en áreas en las que no se ha
encontrado hidrocarburos luego de llevar a cabo
pozos de exploración.
Reservas probables: Reservas cuya presencia en una zona determinada
está claramente demostrada pero que las
condiciones técnicas y económicas actuales impiden
extraerlas, ya sea por el alto costo de extracción o
por la poca fluidez de los petróleos.
Reservas probadas: Volúmenes de hidrocarburos recuperables de un
yacimiento, de una cuenca, de una provincia o de un
país con tecnología disponible y las condiciones
económicas actuales.
Roca almacén: Roca permeable y porosa en la que se han
concentrado hidrocarburos.
Roca sello: Serie de rocas impermeables superpuestas a las
rocas almacén que impiden el escape de los
hidrocarburos y su dispersión hacia la superficie del
suelo.
192
Roca madre: Roca sedimentaria que contiene gran cantidad de
materia orgánica que originó la formación de
cantidades apreciables de petróleo y/o gas.
Saturación: Volumen de petróleo o de gas en una roca con
respecto al volumen de agua.
Separador: Aparato colocado entre el pozo y la playa de tanques
para separar el petróleo crudo del gas natural y del
agua.
Solventes: Subproductos de la destilación que se utilizan
esencialmente como disolventes. Su empleo está
condicionado por su rapidez de evaporación.
Trampa: Estructura geológica donde se acumulan
hidrocarburos formando un yacimiento.
Tuberías de Revestimiento: Serie de tubos que se colocan en el pozo
mientras progresa la perforación para prevenir
derrumbes de las paredes y para la extracción de los
hidrocarburos en la fase
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