cd-4186producccion

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ESTUDIO PARA OPTIMIZAR EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

DEL ÁREA LAGO AGRIO

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS

GOYES PIARPUEZÁN SEGUNDO HUMBERTO [email protected]

HINOJOSA RUIZ JENNIFER PAMELA

[email protected]

DIRECTOR: ING.ÁNGEL FERNANDO USHIÑA PUMA MSc. [email protected]

Quito, Marzo 2012

II

DECLARACIÓN

Nosotros, Segundo Humberto Goyes Piarpuezán, Jennifer Pamela Hinojosa Ruiz,

declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que

no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y

que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este

documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad

intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,

según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por

la normatividad institucional vigente.

SEGUNDO HUMBERTO GOYES PIARPUEZÁN

JENNIFER PAMELA HINOJOSA RUIZ

III

CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Segundo Humberto Goyes

Piarpuezán y Jennifer Pamela Hinojosa Ruiz, bajo mi supervisión.

Ing. Ángel Ushiña MSc DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS Agradezco a Dios nuestro Padre maravilloso, por permitirme cumplir una meta más en mi vida y por estar conmigo en todos los momentos que he pasado, pero sobre todo en los más difíciles.

Un especial agradecimiento a cada uno de los que son parte de mi familia a mi padre Marco Hinojosa, a mi madre Paulina Ruiz, a mi hermana Stephany y a mi hermano Richard; por siempre haberme dado su fuerza y apoyo incondicional que me han ayudado y llevado hasta donde estoy ahora.

A Humberto, mi compañero del proyecto de titulación y excelente amigo porque en todo momento ha sido un excelente apoyo y colaborador en el desarrollo de este proyecto.

A la Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional, y a todos los ingenieros por su gran aporte a la Educación Superior, quienes me impartieron todos sus conocimientos para formarme como una excelente profesional.

Al Ingeniero Ángel Ushiña, nuestro tutor del proyecto de titulación, quien estuvo dispuesto a ayudarnos cundo lo necesitábamos y nos guió acertadamente en este proyecto.

De igual manera agradezco a todos mis compañeros y a las grandes amistades que formé a lo largo de estos años de estudio, quienes estuvieron conmigo en las etapas buenas y malas de mi vida.

Finalmente agradezco a EP PETROECUADOR, especialmente al personal que conforma el Área Lago Agrio, quienes nos brindaron las facilidades para obtener toda la información necesaria para el desarrollo de este proyecto.

Jennifer Hinojosa Ruiz.

V

AGRADECIMIENTOS A Dios, quien ha sido siempre el guía de mi vida, quien me da fortaleza, sabiduría y sobre todo por permitirme formar parte de una familia única y especial, que para mí es la mejor familia del mundo, además quiero agradecer a Dios por rodearme de personas muy nobles y solidarias, que siempre me han tendido la mano. A mis padres, Segundo Goyes y Patricia Piarpuezán, desde el fondo de mi corazón, quiero extenderles un inmenso agradecimiento, porque, siempre he sentido su amor y apoyo incondicional, por sus precisos y sabios consejos, porque gracias a ellos nunca me ha faltado nada, también gracias por darme lo más valioso de mi vida, mis hermanos y mi hermana. A Cristian, Karolina y Francisco, quiero agradecerles por existir, porque estando con ellos nunca me siento solo, por sus alegrías y tristezas, que llenan mi vida de entusiasmo y felicidad. A mis abuelitas y mi abuelito, que siempre me dieron cariño y apoyo desinteresado, también quiero agradecer a TODA mi familia, porque siempre fueron solidarios y me dieron ánimo para continuar con mi carrera. A Pamela Hinojosa y a toda su familia, por ser solidarios, amables y por abrirme las puertas de su hogar. Al Ing. Ángel Ushiña, por su colaboración al dirigir este proyecto con responsabilidad y respeto. A la Escuela Politécnica Nacional, la mejor universidad del país, conformada por excelentes docentes que impartieron, sus conocimientos y experiencias, que colaboraron con mi formación profesional. A EP PETROECUADOR, sobre todo a los funcionarios de Ingeniería de Lago Central y la Coordinación de Producción y Desarrollo del Área Lago Agrio, por la colaboración en el desarrollo del presente proyecto. A mis amigos y compañeros, por brindarme apoyo incondicional, confianza y amistad sincera.

Humberto G. goyesjr

VI

DEDICATORIA

A mis papis, Marco y Paulina, por todo el amor que me han transmitido desde que formé parte de su vida, por todo lo bueno que me impartieron para ser una excelente persona, dejando a un lado el egoísmo y ayudando a los demás.

A mi hermana Stephany por ser la mejor de mis amigas, quien me ha brindado su apoyo incondicional y a la vez ha sido una parte fundamental en mi crecimiento como persona y a mi hermano Richard, por todas las alegrías que me ha brindado porque aunque nos separe unos kilómetros siempre estuvo presente en mi vida.

A mi abuelita, Erlinda Morales y a mis abuelitos Raúl Hinojosa y Carlos Ruiz, por sus consejos sabios que me han brindado a lo largo de mi crecimiento y a mis abuelitas que ya no forman parte de este mundo Delia Ramírez, Rosario Darquea y Lucila Balseca, a quienes las recuerdo con mucho amor, por todo lo que vivimos juntas.

A toda mi familia; tíos, tías, primos, primas, quienes estuvieron pendientes en todo momento y a quienes agradezco infinitamente, por todos sus conocimientos que me supieron impartir.

A Humberto, por ser la persona que más apoyo me brindó en aquellos momentos cuando ya no podía más, gracias por ser el mejor de los amigos.

A mis amigas, Verónica y Araceli, por todas las alegrías que vivimos juntas.

Jennifer Hinojosa Ruiz.

VII

DEDICATORIA

A Dios…. ….por su protección, amor y bondad.

A mis padres….

….porque los admiro, respeto y amo con todo mi corazón.

A mis hermanos, Cris, Karo y Pancho….

….por ser la fuente de mi inspiración y las ganas de vivir.

A Pamela… ….por ser parte de mi vida y mi

corazón y por estar siempre,cuando más la necesité.

A mis amigos, Manuel y Francisco… ….por el ánimo, las alegrias y

porque más que amigos son mis hermanos.

Humberto G. Goyesjr

VIII

CONTENIDO CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO Y FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA TECNOLOGÍA DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ................................................ 1

1.1 DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL ÁREA LAGO AGRIO............... 1

1.1.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 1

1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ................................................................................ 3

1.1.2.1 CAMPO LAGO AGRIO ..................................................................................... 4

1.1.2.2 CAMPO GUANTA ............................................................................................ 5

1.1.2.3 CAMPO PARAHUACU ..................................................................................... 6

1.1.3 ESTRUCTURA .................................................................................................... 6

1.1.3.1 CAMPO LAGO AGRIO ..................................................................................... 6

1.1.3.2 CAMPO PARAHUACU ..................................................................................... 8

1.1.3.3 CAMPO GUANTA-DURENO ........................................................................ ..10

1.1.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA DE LOS RESERVORIOS

PRODUCTORES ............................................................................................... 12

1.1.4.1 CAMPO LAGO AGRIO ................................................................................... 12

1.1.4.2 CAMPO PARAHUACU ................................................................................... 14

1.1.4.3 CAMPO GUANTA-DURENO .......................................................................... 15

1.1.5 DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LA

ROCA Y FLUIDO DEL ÁREA LAGO AGRIO ...................................................... 17

1.1.5.1 CAMPO LAGO AGRIO ................................................................................... 17

1.1.5.1.1 CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LAS ROCAS

PRODUCTORAS ...................................................................................... 17

1.1.5.1.2 CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ................ 17

1.1.5.2 CAMPO GUANTA .......................................................................................... 18


PRODUCTORAS ...................................................................................... 18


1.1.5.3 CAMPO PARAHUACU ................................................................................... 19

IX


PRODUCTORAS ...................................................................................... 19


1.1.6 RESERVAS ........................................................................................................ 20

1.1.6.1 PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES) .................................................... 20

1.1.6.2 RESERVAS PROBADAS ............................................................................... 20

1.1.6.3 RESERVAS PROBABLES ............................................................................. 21

1.1.6.4 RESERVAS ACTUALES DEL ÁREA LAGO AGRIO ...................................... 21

1.1.7 PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS ............................................................... 22

1.1.7.1 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES EN EL ÁREA LAGO AGRIO ............ 25

1.1.8 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA EN LOS RESERVORIOS ........ 39

1.1.9 TIPOS DE EMPUJE EN EL ÁREA LAGO AGRIO .............................................. 34

1.2 MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ........................................... 34

1.2.1 CONSIDERACIONES TEÓRICAS ...................................................................... 34

1.2.1.1 BOMBEO MECÁNICO ................................................................................... 35

1.2.1.2 BOMBEO HIDRÁULICO ................................................................................ 35

1.2.2 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS ESTACIONES Y LOS SISTEMAS DE

PRODUCCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO ......................................................... 36

1.2.2.1 ESTADO Y DISTRIBUCIÓN DE LOS POZOS DE ACUERDO AL SISTEMA

DE PRODUCCIÓN ..................................................................................... 36

1.2.2.2 ESTADO ACTUAL DE LA PRODUCCIÓN POR ESTACIONES Y

MÉTODOS .................................................................................................... 56

1.2.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ..................................................................... 59

1.2.3.1 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA DEL ÁREA LAGO AGRIO ............ 60

1.2.3.1.1 TRATAMIENTO QUÍMICO PARA LA REINYECCIÓN DE AGUA EN

EL ÁREA LAGO AGRIO........................................................................... 61

1.2.3.2 SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA LAGO AGRIO ............ 62

1.3 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA TECNOLOGÍA DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES) ...................................................................... 63

1.3.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 63

X

1.3.2 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUPERFICIE ............................................. 65

1.3.2.1 CABEZAL DE POZO ...................................................................................... 65

1.3.2.2 CAJA DE CONEXIONES (VENTEO) ............................................................. 66

1.3.2.3 CONTROLADORES DEL MOTOR ................................................................. 67

1.3.2.3.1 PANEL DE CONTROL DE VELOCIDAD FIJA ........................................... 68

1.3.2.3.2 CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE (VSD) .............................. 68

1.3.2.3.3 ARRANCADOR SUAVE ............................................................................ 69

1.3.2.4 TRANSFORMADORES ................................................................................. 70

1.3.2.4.1 TRANSFORMADOR PRIMARIO (REDUCTOR) ....................................... 71

1.3.2.4.2 TRANSFORMADOR SECUNDARIO (ELEVADOR) .................................. 71

1.3.3 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUBSUELO ............................................... 72

1.3.3.1 MOTOR ELECTROSUMERGIBLE ................................................................. 73

1.3.3.1.1 SERIE DEL MOTOR ................................................................................. 75

1.3.3.2 PROTECTOR O SECCIÓN SELLANTE (SELLO) .......................................... 76

1.3.3.3 BOMBA ELECTROSUMERGIBLE ................................................................. 78

1.3.3.3.1 ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE RENDIMIENTO LAS BOMBAS

ELECTROSUMERGIBLES ....................................................................... 80

1.3.3.4 CABLE ELÉCTRICO DE EXTENSIÓN DEL MOTOR (MOTOR LEAD

EXTENSIÓN – MLE) ................................................................................... 82

1.3.3.5 CABLE DE POTENCIA (POWER CABLE) ..................................................... 83

1.3.3.6 SEPARADOR DE GAS .................................................................................. 84

1.3.4 EQUIPOS ADICIONALES ................................................................................... 86

1.3.4.1 SENSOR DE FONDO .................................................................................... 86

1.3.4.2 CENTRALIZADOR ......................................................................................... 87

1.3.4.3 SUCCIÓN O INTAKE ..................................................................................... 87

1.3.4.4 DESCARGA ................................................................................................... 88

1.3.4.5 VÁLVULA DE RETENCIÓN (CHECK VALVE) ............................................... 88

1.3.4.6 VÁLVULA DE DRENAJE O PURGA (DRAIN VALVE).................................... 89

1.3.4.7 Y - TOOL O BYPASS ..................................................................................... 89

XI

1.3.4.8 FLEJE O SUNCHOS ..................................................................................... 90

1.4 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UN SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ............................................................................... 90

1.4.1 VENTAJAS ......................................................................................................... 90

1.4.2 DESVENTAJAS .................................................................................................. 91

CAPÍTULO 2 ANÁLISIS TÉCNICO PARA LA SELECCIÓN DE POZOS DE LOS DIFERENTES SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO ........................................... 92

2.1 CONSIDERACIONES TÉCNICAS PARA LA SELECCIÓN DE LOS POZOS ........ 92

2.1.1 PRODUCCIÓN AL PUNTO DE BURBUJA.......................................................... 95

2.1.2 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD............................................................................ 95

2.1.3 CÁLCULO DE RESERVAS REMANENTES POR EL MÉTODO DE CURVAS

DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN ............................................................. 96

2.1.4 RELACIÓN GAS – PETRÓLEO (GOR) ............................................................... 97

2.1.5 PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN ............................................................. 98

2.1.6 EFICIENCIA ........................................................................................................ 98

2.1.7 MONITOREO ...................................................................................................... 98

2.1.8 INCREMENTO EN EL CORTE DE AGUA .......................................................... 99

2.1.9 CONTROL DE DEPÓSITO DE PARAFINA O ESCALA Y SITUACIÓN DE

CORROSIÓN O ABRASIÓN ............................................................................ 99

2.2 POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE SELECCIONADOS ......................................................................................... 99

2.2.1 DISPONIBILIDAD DE DATOS CONFIABLES ..................................................... 99

2.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO Y PRODUCCIÓN ..................... 100

2.3.1 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS

SELECCIONADOS .......................................................................................... 100

2.3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS .SELECCIONADOS ............ 101

2.4 ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS POZOS SELECCIONADOS ......................... 101

2.5 RECOPILACIÓN DE DATOS .......................................................................... 102

XII

CAPÍTULO 3 ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS DEL ÁREA LAGO AGRIO .. 107

3.1 ANÁLISIS NODAL ......................................................................................... 107

3.1.1 SISTEMAS NODALES ...................................................................................... 108

3.1.1.1 CURVAS DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA EN EL FONDO DEL

POZO: CURVAS VLP / IPR. ........................................................................ 111

3.1.2 SISTEMA PRODUCTOR TOTAL ...................................................................... 112

3.1.3 TEORÍA DEL ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .................................... 115

3.1.3.1 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE POZOS CON BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE ............................................................................ 116

3.1.3.2 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA

DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR BES ............................................ 117

3.1.3.3 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE EMPLEADO EN EL ANÁLISIS ............... 118

3.1.4 ANÁLISIS DE LOS POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE DEL ÁREA LAGO AGRIO ....................................... 122

3.1.4.1 ANÁLISIS POZO GTA-01 ............................................................................ 122

3.1.4.2 ANÁLISIS POZO GTA-23D .......................................................................... 127



3.1.4.5 ANÁLISIS POZO GTA-42D ......................................................................... 139

3.1.4.6 ANÁLISIS POZO LAG-25 ............................................................................. 143

3.1.4.7 ANÁLISIS POZO LAG-48D ......................................................................... 147

3.1.4.8 ANÁLISIS POZO PRH-10 ............................................................................ 151

3.1.4.9 ANÁLISIS POZO PRH-11 ............................................................................ 155

3.1.5 ANÁLISIS DE LOS POSIBLES PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN LOS

POZOS SELECCIONADOS ............................................................................ 159

3.1.5.1 PROBLEMAS DEL YACIMIENTO ................................................................ 159

3.1.5.2 PROBLEMAS EN EL EQUIPO BES ............................................................. 159

3.1.5.3 PROBLEMAS ELÉCTRICOS ....................................................................... 160

XIII

3.1.5.4 PROBLEMAS EN EL TUBING ..................................................................... 160

CAPÍTULO 4 IMPLEMENTACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN LOS POZOS SELECCIONADOS DEL ÁREA LAGO AGRIO ........................................................................................................................... 161

4.1 PROPUESTA TÉCNICA PARA OPTIMIZAR EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA LOS POZOS SELECCIONADOS DEL ÁREA LAGO AGRIO ................................................................................... 161

4.1.1 DISEÑO DE UN SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE UTILIZANDO EL SOFTWARE SUBPUMP ............................................. 162

4.1.1.1 DATOS BÁSICOS ........................................................................................ 162

4.1.1.2 PASOS PARA EL DISEÑO DE EQUIPOS BES ........................................... 164

4.1.1.3 REDISEÑO DE EQUIPOS BES EN LOS POZOS SELECCIONADOS DEL

ÁREA LAGO AGRIO .................................................................................. 165

4.1.1.3.1 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO GUANTA-23D ..................................... 166

4.1.1.3.1.1 ALTERNATIVA NO.1 PARA EL POZO GUANTA-23D ....................... 166









4.1.1.3.5 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO LAGO AGRIO-25 ................................ 193

4.1.1.3.5.1 ALTERNATIVA NO.1 PARA EL POZO LAGO AGRIO-25 .................. 193

4.1.1.3.6 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO PARAHUACU-10 ................................ 197

4.1.1.3.6.1 ALTERNATIVA NO.1 PARA EL POZO PARAHUACU-10 .................. 197


4.1.1.3.7 ALTERNATIVA TÉCNICA POZO PARAHUACU-11 ................................ 205

XIV



4.1.1.4 RESULTADOS DEL REDISEÑO DE EQUIPOS BES................................... 214

CAPÍTULO 5 ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO .............................................................................. 216

5.1 ANÁLISIS TÉCNICO ...................................................................................... 216

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................................ 218

5.2.1 CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA ........................................ 218

5.2.1.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN O VPN) ........................................................ 218

5.2.1.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ......................................................... 219

5.2.1.3 RELACIÓN BENEFICIO - COSTO (B/C) ...................................................... 220

5.2.2 COSTOS DE PREPRODUCCIÓN .................................................................... 221

5.2.3 INGRESOS ....................................................................................................... 223

5.2.4 EGRESOS ........................................................................................................ 224

5.2.5 FUNDAMENTOS CONSIDERADOS EN EL ANÁLISIS ECONÓMICO.............. 224

5.2.6 CRONOGRAMA DE REACONDICIONAMIENTOS ........................................... 226

5.2.7 ESCENARIOS PROPUESTOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO ................. 227

5.2.7.1 ANÁLISIS ECONÓMICO – ESCENARIO # 1 ............................................... 227

5.2.7.2 ANÁLISIS ECONÓMICO – ESCENARIO 2 .................................................. 230

CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 235

6.1 CONCLUSIONES ........................................................................................... 235

6.2 RECOMENDACIONES ................................................................................... 239

GLOSARIO ......................................................................................................... 241

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 245

ANEXOS ............................................................................................................. 246

XV

ÍNDICE DE TABLAS No. DESCRIPCIÓN PÁGINA

CAPÍTULO 1

1.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO LAGO AGRIO .................... 17

1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO LAGO AGRIO ................. 18

1.3 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO GUANTA .......................... 18

1.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO GUANTA ....................... 19

1.5 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO PARAHUACU .................... 19

1.6 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO PARAHUACU ................ 20

1.7 RESERVAS DEL ÁREA LAGO AGRIO AL 31 DE DICIEMBRE 2010 ................... 22

1.8 MATRIZ DE PRESIONES DE LOS POZOS DEL ÁREA LAGO AGRIO ................ 23

1.9 MATRIZ DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DEL ÁREA LAGO AGRIO AL 30/09/2011 .......................................................................................... 38

1.10 FORECAST SEPTIEMPRE 2011 ......................................................................... 56

1.11 PRODUCCIÓN POR MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO DEL ÁREA .................. 58

1.12 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO ............................. 59

1.13 ESTACIONES DE REINYECCIÓN DEL AGUA DEL ÁREA LAGO AGRIO........... 61

1.14 TRATAMIENTO QUÍMICO PARA LA REINYECCIÓN DE AGUA ......................... 62

1.15 DISPONIBILIDAD ENERGÉTICA DEL ÁREA LAGO AGRIO ............................... 63

1.16 SERIES Y RANGOS DE CAPACIDAD DE LOS MOTORES ................................ 76

1.17 EFICIENCIA DE SEPARACIÓN DE GAS ............................................................. 85

CAPÍTULO 2

2.1 REPORTE DE BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES DEL ÁREA LAGO AGRIO .................................................................................................................. 93

2.2 PRESIONES DE BURBUJA PROMEDIAS DE LAS ARENAS PRODUCTORA DEL ÁREA LAGO AGRIO .................................................................................... 95

2.3 RESERVAS REMANENTES DE LOS POZOS CON BES DEL ÁREA LAGO AGRIO .................................................................................................................. 97

2.4 POZOS SELECCIONADOS ............................................................................... 100

2.5 ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS POZOS SELECCIONADOS .......................... 100

2.6 RESULTADOS DE BUILD UP (B’UP) DE LOS POZOS SELECCIONADOS ...... 103

2.7 DATOS GENERALES DE LOS POZOS CON BES ............................................ 104

2.8 REPORTE SEMANAL DE BOMBAS ELÉCTRICAS ........................................... 106

XVI

No. DESCRIPCIÓN PÁGINA

CAPÍTULO 3

3.1 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO GTA-01 ........ 123

3.2 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-01 .................................. 123

3.3 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO GTA-23D ...... 127

3.4 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-23D ............................... 127

3.5 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO GTA- 25D ..... 131






3.11 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO LAG-25 ........ 143

3.12 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO LAG-25 .................................. 143

3.13 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO LAG-48D ...... 147

3.14 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO LAG-48D ................................ 147

3.15 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO PRH-10 ........ 151

3.16 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO PRH-10 .................................. 151

3.17 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO PRH-11 ........ 155

3.18 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO PRH-11 .................................. 155

CAPÍTULO 4

4.1 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA NO.1 POZO GTA-23D ................. 167

4.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES TA-1200 ... 168

4.3 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 23D ALTERNATIVA No.1 .......................................................................................... 168

4.4 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO GTA-25D .................. 171

4.5 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES TD-300 ..... 172

4.6 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 25D ALTERNATIVA No.1 .......................................................................................... 172

4.7 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 1 POZO GTA-41D ................. 175

4.8 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES D-950 ...... 176

4.9 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA- 41D ALTERNATIVA No.1 ......................................................................................... 176

4.10 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN DEL POZO GTA - 41D .......................................................................................................... 179

XVII


4.11 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 - POZO GTA-41D ............... 181

4.12 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES DN-1100 ... 181

4.13 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA - 41D ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 182

4.14 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO GTA-42D .................. 184

4.15 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES D-950 ...... 185

4.16 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 42D .............. 185

4.17 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN DEL POZO

GTA - 42D .......................................................................................................... 189

4.18 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 POZO GTA-42D ................. 190

4.19 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES DN-1100 .. 191

4.20 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA- 42D ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 191

4.21 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO LAG-25 ..................... 193

4.22 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES AN-550 .... 194

4.23 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO LAG-25 ........................ 194

4.24 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO PRH-10 ..................... 197

4.25 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES DN-800D .. 198

4.26 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH-10 ........................ 198

4.27 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN DEL POZO PRH - 10 ............................................................................................................ 201

4.28 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 POZO PRH-10 .................... 203

4.29 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES DN-1100 ... 203

4.30 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH-10

ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 204

4.31 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO PRH-11 ..................... 206

4.32 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES FC-300 ..... 206

4.33 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH-11 ........................ 207

4.34 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN DEL POZO

PRH - 11 ............................................................................................................. 210

4.35 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 POZO PRH-11 .................... 212

4.36 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES AN-550 ..... 212

4.37 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH - 11 ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 213

4.38 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ......................... 215

XVIII


CAPÍTULO 5

5.1 PROYECCIÓN PROPUESTA DE LOS POZOS SELECCIONADOS (ALTERNATIVA No. 1) ....................................................................................... 217

5.2 PROYECCIÓN PROPUESTA DE LOS POZOS SELECCIONADOS (ALTERNATIVA NO. 2) ...................................................................................... 217

5.3 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO............... 219

5.4 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DEL TIR .............................................. 220

5.5 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN (B/C) ...................... 220

5.6 COSTOS ESTIMADOS PARA CAMBIOS DE BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES DE LOS POZOS SELECCIONADOS OPCIÓN No.1 ..................................................................................................... 222

5.7 COSTOS ESTIMADOS PARA CAMBIOS DE BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES + REMOCIÓN DE DAÑO EN LA FORMACIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS – OPCIÓN NO. 2 ........................................... 222

5.8 COSTOS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS .................. 223

5.9 COSTOS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS PRODUCTORES ..................... 223

5.10 CRONOGRAMA DE TRABAJOS PROPUESTOS .............................................. 226

5.11 ESTIMACIÓN DE FUTUROS REACONDICIONAMIENTOS .............................. 227

5.12 DATOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 1 ........................... 228

5.13 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 1 ....................... 228

5.14 DATOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 2 ........................... 230

5.15 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 2 ....................... 231

5.16 ANÁLISIS ECONÓMICO DETALLADO-ESCENARIO # 1 .................................. 233

5.17 ANÁLISIS ECONÓMICO DETALLADO-ESCENARIO # 2 .................................. 234

CAPÍTULO 6

6.1 RESÚMEN DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO ........................... 239

XIX

ÍNDICE DE FIGURAS No. DESCRIPCIÓN PÁGINA

CAPÍTULO 1

1.1 UBICACIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO ................................................................. 3

1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO .............................................................. 4

1.3 UBICACIÓN DEL CAMPO GUANTA ..................................................................... 5

1.4 UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU .............................................................. 6

1.5 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO LAGO AGRIO ............................................. 7

1.6 CAMPO LAGO AGRIO: SECCIÓN SÍSMICA PE-92-352E ..................................... 8

1.7 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO GUANTA .................................................... 9

1.8 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO PARAHUACU ........................................... 10

1.9 CAMPO PARAHUACU: SECCIÓN SÍSMICA PE92-352E .................................... 11

1.10 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LAGO AGRIO ............................... 13

1.11 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO GUANTA ..................................... 14

1.12 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO PARAHUACU ............................... 16

1.13 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Hs” (CAMPO LAGO AGRIO) ...................................................................................................... 26

1.14 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Hi” (CAMPO LAGO AGRIO) ...................................................................................................... 26

1.15 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Ui” (CAMPO GUANTA) ............................................................................................................. 27

1.16 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Ti” (CAMPO GUANTA) ............................................................................................................. 27

1.17 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “T” (CAMPO PARAHUACU) ...................................................................................................... 28

1.18 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “U” (CAMPO PARAHUACU) ...................................................................................................... 28

1.19 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO LAGO AGRIO ARENA “H” .......................................................................................................... 30

1.20 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO GUANTA ARENA “U” .......................................................................................................... 31

1.21 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO GUANTA ARENA “T” .......................................................................................................... 32

1.22 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO PARAHUACU ARENA “T” .......................................................................................................... 33

1.23 COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE .......... 64

XX


1.24 CABEZAL DEL POZO CON BES ......................................................................... 66

1.25 CAJA DE CONEXIONES...................................................................................... 67

1.26 TABLERO DE CONTROL (SWITCHBOARD) ....................................................... 68

1.27 CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE (VSD) ......................................... 69

1.28 TAPS DEL PANEL DEL TRANSFORMADOR ...................................................... 70

1.29 TRANSFORMADOR PRIMARIO (REDUCTOR) ................................................... 71

1.30 TRANSFORMADOR SECUNDARIO (ELEVADOR) ............................................. 72

1.31 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUBSUELO ................................................. 73

1.32 MOTOR ELECTROSUMERGIBLE ....................................................................... 74

1.33 COMPONENTES BÁSICOS DEL MOTOR ........................................................... 75

1.34 PROTECTOR O SELLO ....................................................................................... 78

1.35 BOMBA CENTRÍFUGA MULTIETAPA ................................................................. 78

1.36 ELEMENTOS DEL IMPULSOR Y DEL DIFUSOR ................................................ 79

1.37 RECORRIDO DEL FLUIDO .................................................................................. 79

1.38 CURVA DE RENDIMIENTO PARA UNA BOMBA DC750 .................................... 80

1.39 CURVA TORNADO DE BOMBA ELECTROSUMERGIBLE DC750 ...................... 81

1.40 CABLE DE EXTENSIÓN ...................................................................................... 82

1.41 ELEMENTOS DEL CABLE DE EXTENSIÓN ........................................................ 82

1.42 CABLE DE POTENCIA ........................................................................................ 83

1.43 ELEMENTOS DEL CABLE DE POTENCIA .......................................................... 84

1.44 SEPARADORES DE GAS .................................................................................... 85

1.45 FUNCIONAMIENTO DEL SENSOR DE FONDO ................................................. 87

1.46 SUCCIÓN O INTAKE ........................................................................................... 88

1.47 VÁLVULA DE RETENCIÓN ................................................................................. 88

1.48 VÁLVULA DE DRENAJE ...................................................................................... 89

1.49 BES CON HERRAMIENTA BY-PASS (Y-TOOL) .................................................. 89

CAPÍTULO 3

3.1 SISTEMA DE ANÁLISIS POR NODOS .............................................................. 109

3.2 POSIBLES PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN UN SISTEMA DE PRODUCCIÓN .... 110

3.3 PERFIL DE PRESIONES DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN ............................ 110

3.4 CURVAS VLP / IPR ............................................................................................ 111

3.5 CURVA IPR OBTENIDA POR EL MÉTODO DE VOGEL ................................... 113

3.6 NODOS USADOS EN EL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ... 116

XXI


3.7 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL POZO CON BES A DIFERENTES RPM DEL MOTOR ..................................................................................................... 117

3.8 PERFIL DE PRESIONES EN POZOS CON BES ............................................... 117

3.9 GRÁFICO NODAL DE ANÁLISIS DE BES ......................................................... 119

3.10 CURVA DE SISTEMA DE POZO ....................................................................... 121

CAPÍTULO 4

4.1 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO GTA-23D ........................................................................................................... 170






4.7 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO LAG-25 .............................................................................................................. 196

4.8 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO PRH-10 ............................................................................................................. 200

4.9 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.2) POZO PRH-10 .............................................................................................................. 205

4.10 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1) POZO PRH-11 ............................................................................................................. 209

4.11 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.2) POZO PRH-11 .............................................................................................................. 214

XXII

ÍNDICE DE GRÁFICAS No. DESCRIPCIÓN PÁGINA

CAPÍTULO 1

1.1 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR MÉTODO EN EL ÁREA LAGO AGRIO ..... 58

1.2 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR CAMPO DEL ÁREA LAGO AGRIO ........... 58

CAPÍTULO 3

3.1 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-01 .................................... 124

3.2 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-01 ........................... 125

3.3 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO GTA-01 ..... 126

3.4 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-23D .................................. 128

3.5 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-23D ......................... 129

3.6 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO GTA-23D ... 130





3.11 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-41D ........................ 137





3.16 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO LAG-25 .................................... 144

3.17 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO LAG-25 ............................ 145

3.18 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO LAG-25 ...... 146

3.19 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO LAG-48D .................................. 148

3.20 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO LAG-48D ......................... 149

3.21 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO LAG-48D ... 150

3.22 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO PRH-10 .................................... 152

3.23 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO PRH-10 ........................... 153

3.24 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO PRH-10 ..... 154

3.25 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO PRH-11 .................................... 156

3.26 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO PRH-11 ........................... 157

3.27 ANÁLISIS NODAL - COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA - POZO PRH-11 ..... 158

XXIII


CAPÍTULO 4

4.1 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO GTA - 23D ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 169

4.2 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO GTA-23D ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 169


4.4 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO GTA-25D ALTERNATIVA No. 1 ........................................................................................ 173


4.6 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO GTA-41D ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 177

4.7 CURVA DEL INFLUJO DEL YACIMIENTO - IPR Y EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN - POZO GTA-41D ...................... 180




4.11 CURVA DEL INFLUJO DEL YACIMIENTO - IPR Y EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN - POZO GTA-42D ...................... 189


4.13 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO LAG - 25 ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 195

4.14 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO LAG - 25 ALTERNATIVA No. 1 ........................................................................................ 195

4.15 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO PRH - 10 ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 199

4.16 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO PRH - 10 ALTERNATIVA No. 1 ........................................................................................ 199

4.17 CURVA DEL INFLUJO DEL YACIMIENTO - IPR Y EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN - POZO PRH-10 ......................... 202

4.18 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO PRH - 10 ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 204

4.19 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW - POZO PRH - 11 ALTERNATIVA No. 1 ......................................................................................... 208

XXIV


4.20 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO PRH-11 ALTERNATIVA No. 1 ........................................................................................ 208

4.21 CURVA DEL INFLUJO DEL YACIMIENTO - IPR Y EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN - POZO PRH-11 ......................... 211

4.22 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH) - POZO PRH-11 ALTERNATIVA No. 2 ......................................................................................... 213

CAPÍTULO 5

5.1 VALOR ACTUAL NETO VS. TIEMPO-ESCENARIO # 1 .................................... 229

5.2 INGRESOS Y EGRESOS ACUMULADOS VS. TIEMPO-ESCENARIO # 1 ........ 229

5.3 VALOR ACTUAL NETO VS. TIEMPO-ESCENARIO # 2 .................................... 231

5.4 INGRESOS Y EGRESOS ACUMULADOS VS. TIEMPO-ESCENARIO # 2 ........ 232

XXV

ÍNDICE DE ANEXOS ANEXO No. 1

A.1.1 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS MEDIANTE EL SOFTWARE OFM ....................................................................................... 248

TABLA A.1.1.1 TABLA MAESTRA ....................................................................... 248

TABLA A.1.1.2 TABLA MENSUAL ....................................................................... 248

TABLA A.1.1.3 TABLA SC ................................................................................... 249

FIGURA A.1.1.1 BASE DE DATOS EN ACCESS .................................................. 249

FIGURA A.1.1.2 INTERFAZ DEOFM PARA CARGAR BASE DE DATOS ............. 249

FIGURA A.1.1.3 CÁLCULODE VARIABLES – SELECCIÓN DE DATOS ............... 250

FIGURA A.1.1.4 EJEMPLO DE CÁLCULO DE RESERVAS ................................. 250

A.1.2 RESERVAS REMANENTES CALCULADAS MEDIANTE SOFTWARE OFM .... 251

GRÁFICA A.1.2.1 RESERVAS POZO GTA-01 “Ui” ................................................. 252


GRÁFICA A.1.2.3 RESERVAS POZO GTA-05 “BT” ................................................ 253

GRÁFICA A.1.2.4 RESERVAS POZO GTA-12 “Us” ................................................ 253


GRÁFICA A.1.2.6 RESERVAS POZO GTA-12 “Ti” ................................................. 254

GRÁFICA A.1.2.7 RESERVAS POZO GTA-20D “Ti” ............................................... 255

GRÁFICA A.1.2.8 RESERVAS POZO GTA-23D “Hs” .............................................. 255

GRÁFICA A.1.2.9 RESERVAS POZO GTA-24D “Ui” ............................................... 256



GRÁFICA A.1.2.12 RESERVAS POZO GTA-41D “BT” ............................................. 257

GRÁFICA A.1.2.13 RESERVAS POZO GTA-42D “Ti” ............................................... 258

GRÁFICA A.1.2.14 RESERVAS POZO LAG-25 “Ts” ................................................. 258

GRÁFICA A.1.2.15 RESERVAS POZO LAG-25 “Ui” ................................................. 259

GRÁFICA A.1.2.16 RESERVAS POZO LAG-47D “Hi” ............................................... 259

GRÁFICA A.1.2.17 RESERVAS POZO LAG-47D “Hs” .............................................. 260


GRÁFICA A.1.2.19 RESERVAS POZO LAG-50D “Hi” ............................................... 261


GRÁFICA A.1.2.21 RESERVAS POZO PRH-10 “Ui” ................................................. 261

XXVI


GRÁFICA A.1.2.23 RESERVAS POZO PRH-12 “Ti” ................................................. 263


ANEXO No. 2

HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS SELECCIONADOS CON BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DEL ÁREA LAGO AGRIO.......................... 264

ANEXO No. 3

DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN ACTUALES DE LOS POZOS EN ESTUDIO DEL ÁREA LAGO AGRIO ..................................................................................................... 281

FIGURA A.3.1 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GTA-01 ..................... 282

FIGURA A.3.2 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GTA-23D.................... 283




FIGURA A.3.6 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO LAG-25 ...................... 287

FIGURA A.3.7 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO LAG-48D .................... 288

FIGURA A.3.8 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO PRH-10 ...................... 289

FIGURA A.3.9 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO PRH-11 ...................... 290

ANEXO No. 4

CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN ......................................... 291

FIGURA A.4.1 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-01 ................. 292

FIGURA A.4.2 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-23D .............. 292




FIGURA A.4.6 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN LAG-25 ................. 293

FIGURA A.4.7 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN LAG-48D .............. 294

FIGURA A.4.8 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN PRH-10 ................ 294


ANEXO No. 5

HISTORIALES DE PRODUCCIÓN ............................................................................... 295

FIGURA A.5.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GTA-01 ..................................... 296

XXVII

FIGURA A.5.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GTA-23D ................................... 297



FIGURA A.5.5 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN GTA-42D .................................. 301

FIGURA A.5.6 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN LAG-25...................................... 302

FIGURA A.5.7 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN LAG-48D .................................. 303

FIGURA A.5.8 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN PRH-10 ..................................... 304

FIGURA A.5.9 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN PRH-11 ..................................... 305

ANEXO No. 6

PROCEDIMIENTO DE INGRESO DE DATOS AL SOFTWARE SUBPUMP ................. 306

A.6.1 INGRESO DE DATOS MODO ANÁLISIS .......................................................... 307

FIGURA A.6.1.1 INGRESO DE DATOS POZO Y ELECCIÓN DE MODO DE TRABAJO ................................................................................... 307

FIGURA A.6.1.2 INGRESO DE DATOS DE COMPLETACIÓN DE POZO Y DE

FLUIDO ................................................................................. 307

FIGURA A.6.1.3 CÁLCULO IPR E INGRESO DE DATOS DE PRESIONES Y

CAUDALES ................................................................................ 308

FIGURA A.6.1.4 INGRESO DATOS DE EQUIPO BES ......................................... 308

A.6.2 INGRESO DE DATOS MODO ANÁLISIS .......................................................... 309

FIGURA A.6.2.1 INGRESO DE DATOS POZO Y ELECCIÓN DE MODO DE TRABAJO ................................................................................... 309

FIGURA A.6.2.2 INGRESO DE DATOS DE COMPLETACIÓN DE POZO Y DE

FLUIDO ................................................................................. 310

ANEXO No. 7

CARTAS AMPERIMÉTRICAS DE LOS POZOS SELECCIONADOS ........................... 311

FIGURA A.7.1 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-01 ................. 312




FIGURA A.7.5 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GTA-42D ............. 313

FIGURA A.7.6 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN LAG-25 ................. 313



XXVIII

ANEXO No. 8

CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS ................................... 315

TABLA A.8.1 CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO ........................... 316

ANEXO No. 9

COMPORTAMIENTO DEL PRECIO DEL PETRÓLEO ECUATORIANODE ACUERDO AL BANCO CENTRAL DEL ECUADOR ....................................................................... 317

FIGURA A.9.1 COMPORTAMIENTO DEL PRECIO DEL PETRÓLEO

ECUATORIANO .......................................................................... 318

XXIX

ABREVIATURAS

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

A Amperios

AGH Manejador Avanzado de Gas de REDA

API Gravedad específica en grados API

BLS Barriles L3/t

BAPD Barriles de agua por día L3/t

BF Barriles fiscales (condiciones superficie) L3/t

BPD Barriles por día L3/t

BFPD Barriles de fluido por día L3/t

BPPD Barriles de petróleo por día L3

BSW Porcentaje de agua y sedimentos básicos %

“BT” Arena Basal Tena

CA Pozo Abandonado

Co Compresibilidad del Petróleo LT2/M

CAP Contacto Agua – Petróleo

CP Pozo cerrado

DPP Número de disparos por pie

EF Eficiencia de flujo

°F Grados Fahrenheit

FNC Flujo neto de caja

FR Factor de Recobro

ft Pies L

GOR Relación gas petróleo

GLR Relación gas líquido

“H” Arena Hollín

“Hs” Arena Hollín Superior

“Hi” Arena Hollín Inferior

HJ Bombeo Hidráulico Jet

HP Horse Power (Caballos de Fuerza) L2M/t3

XXX


HP Bombeo Hidráulico Pistón

Hz Hertzios t-1

ID Diámetro interno L

IP o J Índice de productividad

IPa Índice de productividad actual

IPi Índice de productividad ideal

In Pulgadas L

IPR Relación índice de productividad

K Permeabilidad

Km Kilómetros L

KVA Kilovoltios – Amperios

KW Kilovatios

Lb Libra M

MLE Motor lead extensión (Cable de extensión del

motor)

MPCD Miles de pies cúbicos por día L3/t

NF Nivel de fluido dinámico L

Np Producción acumulativa de petróleo L3

OD Diámetro externo L

Pb Presión de burbuja o saturación M/Lt2

POES Petróleo original en sitio L3

PP Pozo productor

ppm Partes por millón

PRH Parahuacu

PSIA Libra por pulgada cuadrada atmosférica

PSIG Libra por pulgada cuadrada manométrica

Pc o Pwh Presión de cabeza M/Lt2

Pm Presión de manifold M/Lt2

Ps Presión de separador M/Lt2

PVT Presión, volumen, temperatura

XXXI


Pwf Presión dinámica de fondo M/Lt2

Pws Presión estática de fondo M/Lt2

qo Caudal de petróleo L3/t

qt Caudal total de fluido L3/t

qw Caudal de agua L3/t

RCB Relación costo – beneficio

RPM Revoluciones por minuto

S, BES Bombeo electrosumergible

SQZ Squezee (Cementación Forzada)

Sf Daño de formación

Sp Daño por penetración parcial

St Daño total

“Ti” Arena T inferior

“Ts” Arena T superior

TIR Tasa interna de retorno %

TKS Tanques

“Ui” Arena U inferior

“Us” Arena U superior

USD Dólar de EEUU

UTM Universal Transverse Mercator

V Voltaje

VAN Valor Actual Neto

W.O. Work Over (Trabajo de reacondicionamiento)

βo Factor volumétrico del petróleo

βg Factor volumétrico del gas

βw Factor volumétrico del agua

gg , GEgas Gravedad especifica del gas

µo Viscosidad del petróleo M/Lt

µg Viscosidad del gas M/Lt

XXXII

RESUMEN

En el presente proyecto, se tiene como objetivo evaluar, mediante la técnica de

análisis nodal el sistema de levantamiento artificial por BES, empleando el

software SubPUMP, y posteriormente en los casos que sea necesario se rediseña

el equipo de bombeo electrosumergible, con el objetivo de aprovechar de manera

eficiente el potencial de producción de los pozos e incrementar la producción

delos diferentes pozos seleccionados del Área Lago Agrio, operada por EP

PETROECUADOR. El proyecto consta de seis capítulos.

En el capítulo 1, se presentan los aspectos generales del Área Lago Agrio para

sus respectivos campos (Lago Central, Lago Norte, Parahuacu, Guanta-Dureno),

su ubicación, geología, geofísica, características del yacimiento, propiedades de

la roca y fluido, reservas remanentes de los reservorios productores presentes, el

mecanismo de producción de los mismos y las facilidades de producción que

dispone el Área, finalmente se proporciona los conceptos fundamentales del

bombeo electrosumergible, describiendo todas las partes del sistema, tanto del

equipo de fondo como del equipo de superficie.

En el capítulo 2, se realiza un análisis técnico para la selección de pozos, el cual

incluye consideraciones técnicas, disponibilidad de equipos, historiales de

reacondicionamiento y producción. Evaluación que permite seleccionar los pozos

con potencial económicamente rentable, para la optimización del sistema de

bombeo electrosumergible, mediante análisis nodal de pozos, para incrementar la

producción de petróleo. No hay selección de pozos para cambiar del bombeo

hidráulico a bombeo electrosumergible, actualmente se desea cambiar la mayoría

de pozos a bombeo mecánico debido a la baja productividad y bajas presiones

existentes en cada pozo.

El tercer capítulo, contiene teoría y procedimiento para realizar el análisis nodal

de pozos que producen con bombeo electrosumergible. Además las gráficas de

análisis nodal y del punto óptimo de operación de la bomba electrosumergible que

son utilizados para la ejecución del proyecto, empleando el software SubPUMP.

XXXIII

En el cuarto capítulo, se detalla cómo realizar el diseño del sistema de

levantamiento artificial, por bombeo electrosumergible y se determina los pozos a

ser rediseñados con este sistema. También se procede a realizar el análisis

técnico de los resultados del análisis nodal, para optimizar la producción de los

pozos con BES. Para el rediseño de equipos BES, se consideran dos alternativas:

· Alternativa No. 1, se rediseña los equipos BES de los pozos seleccionados

sin considerar remoción de daño, en los reservorios que actualmente se

encuentren produciendo.

· Alternativa No. 2, se rediseña los equipos BES, considerando trabajos de

remoción de daño en la formación, con la finalidad de lograr un aumento en

la eficiencia de flujo.

En el quinto capítulo, se realiza el estudio técnico - económico del proyecto,

basado en pozos seleccionados, para realizar el rediseño del equipo

electrosumergible, los pozos son: GTA-01, GTA-23D, GTA-25D, GTA-41D, GTA-

42D, LAG-25, LAG-48D, PRH-10 y PRH-11; con los cuales se logra un

incremento de 1.673 BPPD en la Alternativa No.1 y de 2.302 BPPD en la

Alternativa No. 2, que se suman a la producción total de la Gerencia De

Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. La evaluación económica se

realiza con los costos estimados de reacondicionamiento de cada pozo analizado,

se considera las condiciones de producción menos favorables, para disminuir el

riesgo de rentabilidad del proyecto.

Por último, en el sexto capítulo, se menciona un conjunto de conclusiones y

recomendaciones a ser consideradas, obtenidas en el estudio.

XXXIV

PRESENTACIÓN

El presente proyecto, es un estudio de la situación actual de los pozos que

producen por diferentes sistemas de levantamiento artificial, cuyo potencial de

producción es económicamente rentable y puede ser aprovechado mediante el

rediseño de equipos electrosumergibles.

Este estudio, se realiza para aprovechar el potencial de los pozos que

actualmente producen con bombas electrosumergible, que operan fuera de los

rangos de producción, se rediseña equipos electrosumergibles que incrementan la

producción en el Área Lago Agrio, operada por la Gerencia de Exploración y

Producción de EP PETROECUADOR, con la información técnica disponible hasta

septiembre del 2011.

El Área Lago Agrio, se encuentra ubicada al noroccidente de la Cuenca

Amazónica, junto a la ciudad del mismo nombre, en el área, se han perforado 101

pozos, de los cuales 48 pozos están fluyendo por diferentes métodos de

levantamiento artificial, 46 pozos cerrados por diferentes causas, 5 pozos

abandonados y 2 pozos reinyectores de agua de formación, el área está

conformada por los campos:

· Campo Lago Agrio, con 54 pozos perforados, de los cuales 17 pozos están

produciendo, 31 pozos están cerrados, 5 pozos abandonados y un pozo

reinyector, la producción del campo es operada por dos estaciones de

producción: Lago Central y Lago Norte.

· Campo Guanta, con 29 pozos perforados, de los cuales 19 pozos están

produciendo, 9 pozos están cerrados y un pozo reinyector, la producción

del campo es operada por la estación de producción Guanta.

· Campo Parahuacu, con 18 pozos perforados, de los cuales 12 pozos están

produciendo y 6 pozos están cerrados, la producción del campo es

operada por la estación de producción Parahuacu.

XXXV

El sistema de bombeo electrosumergible en la actualidad, es el sistema de

extracción de petróleo más usado en el Ecuador por las empresas operadoras de

campos petrolíferos, debido a su efectividad y capacidad de recuperar grandes

volúmenes de fluido.

En el Área Lago Agrio, el sistema de levantamiento que predomina, es el de

bombeo hidráulico con 25 pozos, además se tiene 17 pozos con Bombeo

Electrosumergible y 6 pozos con Bombeo Mecánico.

Este estudio, se realiza con el propósito de incrementar la producción de los

pozos con potencial de producción económicamente rentable, que actualmente se

encuentran produciendo con el sistema de bombeo electrosumergible, se realiza

un análisis detallado de los historiales de producción y reacondicionamiento,

cálculo de reservas remanentes, disponibilidad de equipos de superficie,

comportamiento del yacimiento, se rediseñan equipos electrosumergibles para

obtener un incremento en la producción, se utiliza varias fuentes de consulta,

manuales y programas facilitados por las compañías: EP PETROECUADOR, IHS

(SubPUMP), Schlumberger (OFM), Baker Hughes y Wood Group.

Los pozos seleccionados, para realizar el estudio de optimización de la

producción de petróleo del Área Lago Agrio son: GTA-01, GTA-23D, GTA-25D,

GTA-41D, GTA-42D, LAG-25, LAG-48D, PRH-10 y PRH-11.

Las condiciones ambientales que demandan el incremento de agua de formación

por la ejecución del proyecto no se ven afectadas, las instalaciones actuales

existentes en el Área Lago Agrio tienen la capacidad necesaria para el manejo del

agua de formación.

Para finalizar, se realiza la evaluación económica que permite justificar la

viabilidad del proyecto. Se realiza para diferentes precios del barril de petróleo de

73,3; 91,3 y 100 USD/BBL. El valor de 73,3 USD/BBL, es el valor establecido

como precio del barril de crudo en el presupuesto del Estado del año 2011; 91,3

USD/BBL es el valor de proyección realizado por el Banco Central del Ecuador y

XXXVI

100 USD/BBL, es el valor estipulado para el crudo Oriente de acuerdo a la OPEP,

en referencia a las condiciones económicas del mercado actual.

Además se establecen las conclusiones y recomendaciones a ser consideradas.

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO Y

FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA TECNOLOGÍA DEL

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

1.1 DESCRIPCIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL ÁREA LAGO

AGRIO

1.1.1 INTRODUCCIÓN El Área de Producción Lago Agrio, se localiza en la Región Amazónica

Ecuatoriana, en la provincia de Sucumbíos, cantón Nueva Loja. En esta Área se

localizan los campos petroleros Lago Agrio, Guanta-Dureno y Parahuacu,

operados por La Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.

En 1967, el consorcio norteamericano Texaco-Gulf descubre el campo Lago

Agrio, con la perforación del pozo Lago Agrio 01 en el nororiente ecuatoriano,

llegando a una profundidad de 10.175 pies, obteniendo una producción de

petróleo a flujo natural de 2.955 BPPD con una densidad de 29° API, provenientes

de la formación Hollín, dando así el inicio de la industria petrolera en la región

Amazónica del Ecuador.

El desarrollo del Área inicia en el año de 1972, mediante la perforación de pozos

espaciados con un área de drenaje de 400 acres, iniciándose la producción en

junio del mismo año.

El Área está constituida por cuatro yacimientos productores: “Basal Tena”, arenas

“U” y “T” de la formación Napo y “Hollín”. En el campo Lago Agrio, el yacimiento

de mayor importancia es “Hollín” por sus reservas y producción; y los yacimientos

“U” y “T” para los campos Guanta y Parahuacu. El yacimiento “Basal Tena” de la

2

formación Tena, se presenta en forma lenticular en determinados sectores del

Área, siendo productor en menor escala que en los otros yacimientos.

Al cierre de información del estudio, Forecast del mes de septiembre 2011, la

producción promedia diaria, de 3.303 BPPD para el campo Lago Agrio, 3.318

BPPD para el campo Guanta y 2.931 BPPD para el campo Parahuacu, con un

total de 9.552 BPPD1.

Las declinaciones de producción son a razón del 12% anual para el campo Lago

Agrio, 12% anual para el campo Guanta-Dureno y 12% anual para el campo

Parahuacu y la producción representa el 6.2 % de la producción total de EP

PETROECUADOR.

En los 39 años de actividad se han extraído 222’347.296 barriles de petróleo (31

de Diciembre – 2010), 158’512.518 barriles de petróleo en el campo Lago,

45’570.088 barriles de petróleo en el campo Guanta y 18’264.690 barriles de

petróleo en el campo Parahuacu.

En el Área Lago Agrio, se han perforado 101 pozos, de los cuales 48 pozos están

produciendo por diferentes métodos de levantamiento artificial, 46 pozos

cerrados, 5 pozos abandonados y 2 pozos reinyectores (GTA-7, LAG-16).

El Área Lago Agrio, se conforma por los siguientes campos: Lago Agrio, con 54

pozos perforados, de los cuales 17 pozos están produciendo, 31 pozos están

cerrados, 5 pozos abandonados y un pozo reinyector, la producción del campo es

manejada por dos estaciones de producción: Lago Central y Lago Norte; campo

Guanta, con 29 pozos perforados, de los cuales 19 pozos están produciendo, 9

pozos están cerrados y un pozo reinyector, la producción del campo es manejada

por la estación de producción Guanta; campo Parahuacu, con 18 pozos

perforados, de los cuales 12 pozos están produciendo, 6 pozos están cerrados, la

producción del campo es manejada por la estación de producción Parahuacu.

1 Informe Ejecutivo Forecast Septiembre 2011. Ingeniería en Petróleos, Lago Agrio.

3

1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ÁREA LAGO AGRIO Lago Agrio, debe su nombre gracias al primer pozo petrolero productivo perforado

por la compañía Norteamericana Texaco, este nombre proviene de "Source Lake"

que significa Lago Manantial, luego "Source" fue cambiado por "Sour" que

significa “Agrio”. Es por ello que el nombre fue cambiado a Lago Agrio y no quedó

como Lago Manantial. Lago Agrio es entonces el nombre de la estructura

petrolera montada por la Texaco.

El Área Lago Agrio, se encuentra ubicada en la provincia de Sucumbíos al

Nororiente de la Región Amazónica; aproximadamente a 265 Km en dirección

sureste de la ciudad de Quito; al oeste del Campo Atacapi y al Noroeste del

Campo Aguarico como se observa en la figura 1.1.

El Área Lago Agrio, comprende los campos: Lago Agrio (Lago Central y Lago

Norte), Guanta-Dureno y Parahuacu, se realiza la descripción geográfica para

cada campo.

Figura 1.1 UBICACIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.

4

1.1.2.1 Campo Lago Agrio

El campo Lago Agrio, se encuentra ubicado al noroccidente de la Cuenca

Amazónica, junto a la ciudad del mismo nombre, entre las coordenadas UTM

291.000 a 295.000 Este y 10'006.000 a 10'015.000 Norte, con un área

aproximada de 4 Km de ancho por 9 Km de largo, como se observa en la figura

1.2. Este campo fue descubierto en abril de 1967 por la compañía Texaco,

mediante la perforación del pozo Lago Agrio 01. Inició su producción en Mayo de

1972, el campo operado inicialmente por el consorcio CEPE-Texaco,

posteriormente por término de plazos contractuales, el campo pasa a manos de la

filial temporal Petroamazonas, en el año 1993 se unificó con la filial estatal

Petroproducción. En el año 2010 la filial estatal se transforma en la Gerencia de

Exploración y Producción de la Empresa Pública PETROECUADOR, operadora

actual del campo.

Figura 1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO LAGO AGRIO


5

1.1.2.2 Campo Guanta El campo Guanta, se encuentra ubicado en la Región Amazónica Ecuatoriana, en

la Cuenca Oriente entre los campos Lago Agrio y Parahuacu, como se observa

en la figura 1.3.

El Campo Guanta, descubierto por Texaco – Gulf, con la perforación del pozo

exploratorio Dureno - 01, que alcanza una profundidad total de 10.286 pies, en el

mes de Julio de 1969. En las pruebas iniciales de producción, se obtuvo 249

BFPD, 244 BPPD con 2 % de BSW del yacimiento “T” y 273 BFPD, 246 BPPD

con 10% de BSW del yacimiento “Hollín”.

En el área de influencia del campo, está ubicado el pozo Guanta - 01, que se

perfora el 15 de Diciembre de 1985 y se completa el 11 de Febrero de 1986,

dando 6.361 BPPD, del yacimiento “T” (1968 BPPD, 31,7° API, 0% de BSW), “U”

(3.576 BPPD, 29,7° API, 0% de BSW) y una producción menor de Hollín Inferior y

Superior (124 BPPD, 30° API, 80% de BSW y 593 BPPD, 27,5° API, 35% de

BSW).

Figura 1.3 UBICACIÓN DEL CAMPO GUANTA


Guanta

6

1.1.2.3 Campo Parahuacu

El campo Parahuacu, se encuentra ubicado en la Región Amazónica Ecuatoriana,

en la Cuenca Oriente entre los campos Atacapi y Guanta, como se observa en la

figura 1.4.

El campo, se encuentra entre las coordenadas UTM 309.000 a 310.000 Este y

10'002.000 a 10'013.000 Norte, con un área aproximada de 2,5 Km de ancho por

15 Km de largo. Este campo descubierto con la perforación del pozo Parahuacu-1

en octubre de 1968, cuya producción de la arenisca “T” fue de 448 BPPD, de 31

°API y BSW 0,2%.

Figura 1.4 UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU


1.1.3 ESTRUCTURA

1.1.3.1 Campo Lago Agrio El campo Lago Agrio geológicamente definido como un anticlinal simétrico con su

eje principal orientado de dirección NE-SO, limitado al Este por una falla regional

7

inversa y una segunda falla que se encuentra delimitando la parte occidental del

campo, lo que asegura el cierre de la estructura. El área total del campo Lago

Agrio es de 9.491,11 Acres. En la figura 1.5, se observa el mapa estructural del

campo Lago Agrio a la base de la caliza A.

Figura 1.5 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO LAGO AGRIO


La estructura Lago Agrio crece en dos etapas como resultados de esfuerzos

transgresivos que reactivan la falla oriental del campo dando inicio a la formación

de la estructura en el Maestrichtiano, contemporánea a la depositación de Tena

Inferior y parece que en el Mío-Plioceno (ver figura 1.6), la última reactivación

8

tectónica provoca un flexuramiento de las capas que alcanzan horizontes

cercanos a la superficie.

Figura 1.6 CAMPO LAGO AGRIO: SECCIÓN SÍSMICAPE-92-352E.


1.1.3.2 Campo Guanta Es un anticlinal asimétrico de rumbo aproximado N-S, limitado al Este por un

grupo de fallas inversas con movimiento al rumbo de orientación NE-SO, que

cortan todo el cretáceo de una formación vertical, las mismas que controlan y

estructuran el campo en el flanco Este, dividiendo el campo en dos sectores

Norte-Sur. El área total del campo Guanta es de 4.563,43 Acres. En la figura 1.7,

se observa el mapa estructural del campo Guanta a la base caliza “A”.

La acumulación de hidrocarburos, está entre el lado levantado de las fallas

principales, con un eje principal del anticlinal de dirección NE-SO limitando en el

flanco Este por el sistema de fallas principales invertidas de dirección NE-SO,

mientras en los flancos Oeste, Norte, Sur presentan cierre estructural con

contactos agua-petróleo (CAP), que limitan la acumulación de petróleo para cada

uno de los reservorios.

9

El anticlinal tiene las siguientes dimensiones aproximadas: 11,5 Km de largo por

1,6 Km de ancho con una superficie de 18,4 Km2, con un cierre estructural de 126

pies.

Figura 1.7 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO GUANTA


10

1.1.3.3 Campo Parahuacu Es una estructura anticlinal alargada de orientación N-S, de 15 km de largo, con

un ancho promedio de 2,5 km; limitada al este por una falla inversa de alto ángulo

con rumbo hacia el este de cerca de 200 pies de desplazamiento vertical, la cual

está presente a lo largo del flanco oriente del campo. El área total del campo

Parahuacu es de 3.227,13 Acres. En la figura 1.8, se observa el mapa estructural

del campo Parahuacu marcador caliza “A”.

Figura 1.8 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO PARAHUACU


11

Esta falla se extiende 18 km y se trata de una falla de cizallamiento de

basamento, el cual es responsable en cierta forma del plegamiento del anticlinal

del campo. Los datos sísmicos indican que la falla disminuye hacia arriba y

desaparece en el yacimiento “Basal Tena”.

En la sísmica se observa un cierre estructural hacia el Norte, evidenciado por la

prolongación de la falla principal Parahuacu y, hacia el Sur, la presencia de un

bajo estructural. También se observa la baja pendiente estructural que caracteriza

el campo ubicada en el orden de 3º a 5º.

La estructura del campo, se muestra a través de secciones sísmicas que

evidencian potentes estratos de rocas sedimentarias con edades que van desde

el cretácico al Holoceno, de las cuales las calizas y areniscas de las subyacentes

formaciones mesozoicas Hollín y Napo, constituyen buenos reservorios de

petróleo. Ver figura 1.9.

Figura 1.9 CAMPO PARAHUACU: SECCIÓN SÍSMICA PE92-352E.


12

1.1.4 ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA DE LOS RESERVORIOS

PRODUCTORES

1.1.4.1 Campo Lago Agrio El reservorio principal del campo Lago Agrio, es el yacimiento “Hollín”, este a su

vez dividida en dos: Hollín superior y la Hollín inferior, los cuales se caracterizan

por su alta porosidad y permeabilidad.

Entre los yacimientos secundarios, se incluyen “U” y “T” pertenecientes a la

formación Napo, la de mayor importancia es la arena “Ti”, el espesor de la arena

tiende a mejorar con respecto a “Us” y “Ts”, que presentan un desarrollo pobre de

areniscas y el yacimiento “Basal Tena”, actualmente pocos pozos producen de

esta formación.

En la figura 1.10, se muestra la columna estratigráfica del campo, donde se

observa: las edades de las formaciones, el registro Gamma Ray (GR), la litología,

etc.

El yacimiento Hollín superior, tiene un espesor promedio de 30-40 pies,

litológicamente constituido por areniscas de grano grueso a medio, con

intercalaciones de lentes calcáreos y lutíticos, y un BSW de 24%.

El yacimiento Hollín inferior, tiene un espesor promedio de 60 pies, constituido por

areniscas cuarzosas de color café a negro, de grano muy fino a fino, trazas de

glauconita, pirita y caolín, BSW del 50% y el contacto agua petróleo a 9.165 pies.

Los yacimientos “U” y “T”, de la formación Napo constituyen un objetivo

secundario por su menor desarrollo de arena saturada y el yacimiento Basal

Tena, como última prioridad por su pobre desarrollo de arenisca a lo largo del

campo.

13

Figura 1.10 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LAGO AGRIO

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.

NOMENCLATURA ESTANDARIZADAFORMACIONES:TE (Tena), HS (Hollín Superior)

MIEMBROS: BT (Basal Tena); CM1 (Caliza M1); CM2 (Caliza M2); CA (Caliza A); US, UM, UI

(Arenisca U Superior, Media e Inferior); MCB (Marcador Caliza B); TS, TI (Arenisca T Superior e Inferior).

LIMITES SECUENCIALES: SCC (Superficie de Máxima Inundación Caliza C); LST (Limite de Secuencia

T); SCB (Superficie de Máxima Inundación Caliza B); LSU (Limite de Secuencia U); BCA (Base Caliza A);

LSCM2 (Limite de Secuencia Caliza M2); LSBT (Limite de Secuencia Basal Tena).

14

1.1.4.2 Campo Guanta La estratigrafía del campo, se halla representada por sedimentos que van desde

el tope de Jurásico y la Formación Chapiza, constituido por arcillas café rojizo,

blanco, negro masiva semidura hasta sedimentos recientes de Plioceno. Los

principales reservorios productores del campo Guanta, son los yacimientos “U” y

“T” que se encuentran en la formación Napo, siendo la de mayor importancia la

arena “T”, seguida de la arena “U”, y finalmente el yacimiento “Basal Tena”, por su

pobre desarrollo a lo largo del campo. Ver figura 1.11.

Figura 1.11 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO GUANTA








15

1.1.4.3 Campo Parahuacu

Los principales reservorios productores del campo Parahuacu son los yacimientos

“U” y “T” de la formación Napo, la de mayor importancia la arena “T” corresponde

a la edad cretácica media a superior, seguida de la arena “U” y finalmente se

encuentra el yacimiento “Basal Tena” (ver figura 1.12).

Litológicamente la formación Napo está constituida por calizas, lutitas y arenas. El

ambiente de depositación de la arena “U”, corresponde a canales fluviales y

barras de delta las cuales están ligadas a canales y regresiones.

La dirección de la depositación tiene una tendencia paralela al eje de la

estructura, varía considerablemente de un pozo a otro, la saturación de petróleo

tiene su mayor desarrollo en la parte central.

La arenisca “T”, constituye el reservorio principal de este campo, un cuerpo

arenoso de aspecto masivo y homogéneo; su mejor espesor se encuentra hacia el

Norte del campo, evidenciado por los pozos PRH-08, PRH-01, PRH-07 y PRH-02;

hacia el Sur el espesor disminuye, encontrándose valores entre 10 y 20 pies; este

intervalo se caracteriza por poseer buena extensión lateral y buena conectividad

vertical favoreciendo las condiciones de la roca reservorio. Posee una mejor

continuidad de los cuerpos de arena con respecto al intervalo inferior de la

arenisca “U”.

La arenisca “Basal Tena”, se presenta como última preferencia por el bajo

desarrollo, sin embargo esta se muestra bien definida entre una sección

básicamente lutítica, tanto por encima como por debajo de la arenisca “Basal

Tena”.

16

Figura 1.12 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO PARAHUACU








17

1.1.5 DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LA

ROCA Y FLUIDO DEL ÁREA LAGO AGRIO

1.1.5.1 Campo Lago Agrio 1.1.5.1.1 Características y Propiedades de las Rocas Productoras

Las características y propiedades promedio básicas de las rocas productoras se

describen en la tabla 1.1.

Tabla 1.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO LAGO AGRIO

Parámetros

Arena Ho [ft] Ф [%] Sw [%] Pb [psi]

Basal Tena 7,5 15 27 810

U 31 14,5 35,5 800

T 22,5 13,6 38,6 770

Hollín 113,2 15,2 29,6 880 FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

1.1.5.1.2 Características y Propiedades de los Fluidos

El conocimiento de las propiedades de los fluidos, es útil para iniciar un

entendimiento del comportamiento del yacimiento, a partir del cual se puede

pronosticar el funcionamiento del mismo. Las propiedades se determinan a partir

de muestras de fondo a condiciones del yacimiento, y cuando no se disponen de

datos de laboratorio se utilizan correlaciones empíricas.

Si se dispone de muestras de fluido, las propiedades pueden ser medidas

mediante un análisis PVT, las mismas que son un grupo de pruebas practicadas

en laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos de un reservorio de

petróleo.

Las características y propiedades principales de los fluidos de las formaciones

productoras al cierre de estudio, están descritas en la tabla 1.2.

18

Tabla 1.2 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO LAGO AGRIO

Arena

Parámetros Basal Tena U T Hollín

Presión inicial [psi] 3.500 4.195 4.417 4.485

μo [cp] - 1,56 1,56 1,50

Boi [BY/BN] 1,1584 1,2424 1,2179 1,1789

Bo [BY/BN] 1,1863 1,2945 1,274 1,2139

Rsi [PCN/BN] 198 251 264 227

°API 27 30,2 32,4 28,8

FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

1.1.5.2 Campo Guanta 1.1.5.2.1 Características y Propiedades de las Rocas Productoras



Tabla 1.3 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO GUANTA

Parámetros

Arena Ho [ft] Ȉ [%] Sw [%] Pb [psi]

Basal Tena 18,5 18,5 30,25 ---

U 40,5 14,5 35,5 1.212

T 52,5 13,6 38,6 1.398

Hollín Superior 26,5 15,7 31,05 990


1.1.5.2.2 Características y Propiedades de los Fluidos En la tabla 1.4, se tiene los datos del análisis PVT promedio de las formaciones

productoras del campo Guanta.

19

Tabla 1.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO GUANTA

Arena

Parámetros Basal Tena U T Hollín

Presión inicial [psi] 890 3.018 4.083 4.315

μoi [cp] 1,527 2,365 1,366 2,224

Boi [BY/BN] 1,110 1,227 1,275 1,149

Bo [BY/BN] 1,135 1,289 1,3030 1,2698

Rs [PCN/BN] 231 351 363 308

°API 27,5 29,7 32,3 29,8


1.1.5.3 Campo Parahuacu 1.1.5.3.1 Características y Propiedades de las Rocas Productoras



Tabla 1.5 CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS DEL CAMPO

PARAHUACU

Parámetros

Arena Ho [ft] Ȉ [%] Sw [%] Pb [psi]

Basal Tena 8,79 15,22 30,33 884

U 20 11,32 17,01 1.293

T 30,5 11,21 21,74 1.050 FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

1.1.5.3.2 Características y Propiedades de los Fluidos Las características y propiedades principales de los fluidos de las formaciones

productoras están descritas en la tabla 1.6.

20

Tabla 1.6 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO

PARAHUACU

Arena

Parámetros Basal Tena U T

μo [cp] 1,7 1,97 1,7

Boi [BY/BN] 1,124 1,206 1,301

Bo [BY/BN] 1,1403 1,2251 1,3589

Rsi [PCN/BN] 160 463 396

°API 20,3 28,2 30,8 FUENTE: Gerencia de Exploración y Producción de EP PETROECUADOR.

ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

1.1.6 RESERVAS Las reservas, son aquellos volúmenes de hidrocarburos existentes en un

yacimiento que son factibles de recuperación a condiciones económicas y

tecnológicas del momento, y por tanto es importante calcular y analizar el

comportamiento de drenaje de los reservorios frente al Área limitada por los

mismos.

1.1.6.1 Petróleo Original En Sitio (POES) El petróleo original en sitio, es el volumen inicial u original del petróleo existente

en las acumulaciones naturales.

1.1.6.2 Reservas Probadas “Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos

de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que

serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios

conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y

regulaciones”2. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas

y no desarrolladas.

2Apuntes pertenecientes al Profesor: Ing. LUCIO CARRILLO BARANDIARAN. Facultad de Ingeniería en Petróleo.

21

Los métodos para estimar reservas son el Método Volumétrico, Curvas de

Declinación, Balance de Materiales, Simulación Matemática.

Para determinar el volumen recuperable de hidrocarburo (Reservas Probadas), se

utiliza la siguiente ecuación:

……………(1.1)

Donde; POES= hidrocarburo original en sitio

FR= factor de recobro

En la tabla 1.7, se muestra las reservas actuales del Área Lago Agrio al 31 de

diciembre del 2010, se obtiene reservas iniciales probadas de 300’141.874

barriles, que representa el 7,2% de todas las reservas de la cuenca Oriente, del

total de reservas 16’988.862 barriles pertenecen a la formación Basal Tena;

56’097.514 barriles a la formación “U”; 53’134.053 barriles a la formación “T” y

173’921.445 barriles a la formación “Hollín”.

1.1.6.3 Reservas Probables Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de

geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este

contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una

probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a

la suma del estimado de reservas probadas más las probables.

1.1.6.4 Reservas Actuales del Área Lago Agrio Desde el descubrimiento del Área, con el desarrollo y los estudios de Simulación

Matemática, el POES se ha incrementado, continuamente.

El estudio de simulación realizado en el año 1998, muestra que en los

yacimientos “Basal Tena”, “U”, “T” y “Hollín”, el valor de POES es de 985’706.733

barriles, con un factor de recobro inicial de 30,45%.

22

La tabla 1.7, muestra los campos que tiene el área Lago Agrio con sus

respectivos yacimientos productores, gravedad específica del petróleo (API),

barriles de petróleo en sitio (POES), factor de recobro (FR) en porcentaje, barriles

de reservas originales probadas y probables, barriles de producción acumulada y

barriles de reservas remanentes al 31 de diciembre del 2010.

Tabla 1.7 RESERVAS DEL ÁREA LAGO AGRIO AL 31 DE DICIEMBRE 2010


ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes. 1.1.7 PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS Las presiones iniciales para las formaciones productoras del área Lago Agrio son:

“Basal Tena” medida en 3.500 psi, “U” medida en 4.195 psi, “T” medida en 4.417

psi y para la formación “Hollín” medida en 4.485 psi. Estas presiones disminuyen

paulatinamente de acuerdo a la producción de los fluidos.

En la tabla 1.8, se muestra la matriz de presiones vigentes de los pozos

productores del Área Lago Agrio, obtenidas mediante pruebas de restauración de

presión (B’UP).

23

Tabla 1.8 MATRIZ DE PRESIONES DE LOS POZOS DEL ÁREA LAGO AGRIO

24

CONTINUACIÓN TABLA 1.8

25


FUENTE: Estación Lago Central, EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

1.1.7.1 Comportamiento de Presiones en el Área Lago Agrio

En las figuras: 1.13, 1.14, 1.15, 1.16, 1.17 y 1.18, se muestra el comportamiento

de presiones de las principales arenas de cada campo del área Lago Agrio, se

obtienen a partir de la tabla de presiones (tabla 1.8).

Observando la depletación que sufren las arenas, en el campo Lago Agrio los

reservorios de mayor importancia son “Hs” y “Hi”. Los reservorios de mayor

importancia para el campo Guanta son las arenas “U” y “T”. En el campo

Parahuacu los reservorios de mayor importancia son “Ui” y “Ti”.

26

Figura 1.13 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Hs”

(CAMPO LAGO AGRIO)



Figura 1.14 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Hi”

(CAMPO LAGO AGRIO)



27

Figura 1.15 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “T”

(CAMPO GUANTA)



Figura 1.16 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “U”

(CAMPO GUANTA)



28

Figura 1.17 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Ui”

(CAMPO PARAHUACU)



Figura 1.18 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES - RESERVORIO “Ti”

(CAMPO PARAHUACU)



29

1.1.8 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA EN LOS RESERVORIOS

Las figuras 1.19, 1.20, 1.21 y 1.22, muestran el comportamiento del avance de

agua de los principales reservorios del Área Lago Agrio, donde se puede observar

que el campo Lago Agrio, tiene zonas de alto corte de agua, principalmente en la

parte central y noreste de la arena “H”, mientras que el parte sur del mismo

reservorio no se tiene incremento de BSW.

En el campo Guanta, se puede observar que la arena “U”, tiene mayor incremento

de BSW en la parte Norte, teniendo avance lateral de agua. La arena “T” del

campo Guanta tiene incremento de BSW principalmente en la parte central,

siendo también avance lateral de agua.

Como se puede observar en la figura 1.22, en el campo Parahuacu no se tiene

mayores problemas por avance de agua, se tiene comportamiento de avance

lateral de agua.

En el campo Lago Agrio, el avance de agua se tiene desde la parte central, hacia

la parte noreste, con incremento gradual de BSW, por ejemplo el pozo LAG-41, en

enero de 2011 tiene 77,5% de BSW y en septiembre de 2011 incrementa a 81,1%

de BSW, esta tendencia se mantiene para la mayoría de los pozos de la parte

norte del campo.

El avance de agua para la arena “U” y “T”, del campo Guanta es progresivo, tal

como se observa en las figuras 1.20 y 1.21, teniendo avance lateral, dirigiéndose

hacia la parte centro del campo, por ejemplo el pozo GTA-02 fue cerrado por

incremento de BSW = 88%, el GTA-41D desde enero de 2011, hasta septiembre

de 2011, incrementa el BSW de 16% a 28%.

El avance de agua para la arena “T”, del campo Parahuacu es lateral, dirigiéndose

de la parte centro del campo hacia el oeste, aunque no se tiene un incremento

considerable de agua.

30

Figura 1.19 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO LAGO

AGRIO ARENA “H”


31

Figura 1.20 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA-CAMPO GUANTA

ARENA “U”


32

Figura 1.21 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA-CAMPO GUANTA

ARENA “T”


33

Figura 1.22 COMPORTAMIENTO DEL AVANCE DE AGUA CAMPO

PARAHUACU ARENA “T”


34

Es importante indicar, que a pesar tener incremento de BSW, el manejo del agua

de formación en las facilidades de producción, no va a ser un problema, debido

principalmente a la futura completación del pozo LAG-20, como reinyector de

agua con una capacidad de reinyección de 5.000 BAPD, que serán inyectados a

la arena “H”.

1.1.9 TIPOS DE EMPUJE EN EL ÁREA LAGO AGRIO Los reservorios del área Lago Agrio, se encuentran subsaturados, sometidos a

mecanismos de producción tales como: expansión roca-fluido, gas en solución y,

en algún caso en particular, presencia de influjo de agua, característico de los

campos pertenecientes a la Cuenca de Oriente.

· Lago Agrio, presenta empuje hidráulico, debido principalmente al empuje

natural del acuífero, presentado en la arena “Hollín”, siendo el reservorio

principal de este campo.

· Guanta, según el estado de los fluidos son subsaturados (gas disuelto),

debido a que la presión original es mayor que la presión de saturación. De

acuerdo a los mecanismos de producción los yacimientos: BT, Napo (U y

T), son una combinación de expansión del sistema roca-fluido, con entrada

parcial de agua.

· Parahuacu, presenta un mecanismo de producción de gas en solución,

debido a que los yacimientos se encuentran subsaturados, con

significativas caídas de presión y bajos volúmenes de agua recuperados.

1.2 MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL 1.2.1 CONSIDERACIONES TEÓRICAS “Cuando la energía disponible de un yacimiento no es suficiente para elevar el

petróleo hasta la superficie, es necesario utilizar un sistema artificial de

35

levantamiento, que proporcione la energía adicional requerida para continuar la

explotación racional del yacimiento”3.

En el Área Lago Agrio, el sistema del levantamiento artificial que prima, es el

Bombeo Hidráulico, además de este sistema, existen también los siguientes

sistemas: Bombeo Mecánico y Bombeo Electrosumergible. Los fundamentos del

sistema de Bombeo Electrosumergible, se presenta posteriormente.

1.2.1.1 Bombeo Mecánico El bombeo mecánico, es un procedimiento de succión y transferencia casi

continua del petróleo hasta la superficie. La unidad de superficie imparte el

movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón

de la bomba, colocada en la sarta de producción, a cierta profundidad del fondo

del pozo.

Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción

reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de

varillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual

moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas.

El bombeo mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito

mundial en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque también se

usa en la producción de crudos medianos y livianos.

No se recomienda en pozos desviados y tampoco es recomendable cuando la

producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy alta, ya que afecta

considerablemente la eficiencia de la bomba.

1.2.1.2 Bombeo Hidráulico El sistema de bombeo hidráulico empleando una ley básica de la hidráulica (ley

de pascal). Esta ley establece que la presión ejercida en la superficie del líquido

se trasmite con igual intensidad en todas direcciones, en cualquier punto del 3Folleto de Levantamiento artificial. Ing. Vinicio Melo

36

fluido. El sistema de bombeo hidráulico aplica este principio al bombeo de pozos

petrolíferos, transmitiendo la presión de un fluido desde una fuente en superficie a

uno o más puntos en el fondo.

Aplicando este principio es posible inyectar desde la superficie un fluido a alta

presión que va a operar el pistón motor de la unidad de subsuelo en el fondo del

pozo. El pistón motor esta mecánicamente ligado a otro pistón que se encarga de

bombear el aceite producido por la formación.

Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden

provenir del mismo pozo, que nos van accionar una bomba ya sea tipo pistón o

tipo jet, instalada en el fondo del pozo, para elevar los fluidos hasta la superficie.

Las unidades instaladas en superficie de los sistemas de bombeo hidráulico,

manejan fluido motriz a presión de 3.000 psi.

1.2.2 SITUACIÓN ACTUAL DE LAS ESTACIONES Y LOS SISTEMAS DE

PRODUCCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO

1.2.2.1 Estado y Distribución de los Pozos de Acuerdo al Sistema de Producción En el Área Lago Agrio, se han perforado 101 pozos, de los cuales 48 se

encuentran produciendo, 25 producen con levantamiento artificial por bombeo

hidráulico, 17 mediante bombeo electrosumergible y 6 por bombeo mecánico.

Además se tienen 46 pozos cerrados, 5 pozos abandonados, 2 pozos

reinyectores. La producción promedio diaria es de 9.552 BPPD, declina a razón

del 10,6% anual.

La distribución de pozos, por campos es la siguiente:

· Campo Lago Agrio, con 54 pozos perforados, de los cuales 17 pozos están

produciendo, 31 pozos están cerrados, 5 pozos abandonados y un pozo

37

reinyector, la producción del campo es operada por dos estaciones de

producción: Lago Central y Lago Norte.

· Campo Guanta, con 29 pozos perforados, de los cuales 19 pozos están

produciendo, 9 pozos están cerrados y un pozo reinyector, la producción

del campo es operada por la estación de producción Guanta.

· Campo Parahuacu, con 18 pozos perforados, de los cuales 12 pozos están

produciendo y 6 pozos están cerrados, la producción del campo es

operada por la estación de producción Parahuacu.

En la tabla 1.9, se describe el estado actual de los pozos con los diferentes

sistemas de producción de los campos: Lago Agrio, Guanta y Parahuacu, de

acuerdo a los datos de producción de ingeniería de petróleos del Área Lago Agrio,

tomada del Forecast del 30 de Septiembre del 2011.

Tab

la 1

.9 M

AT

RIZ

DE

PR

OD

UC

CIÓ

N D

E L

OS

PO

ZO

S D

EL

ÁR

EA

LA

GO

AG

RIO

AL

30

/09

/201

1

38

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 1

.9

39

C

ON

TIN

UA

CIÓ

N T

AB

LA

1.9

40

C

ON

TIN

UA

CIÓ

N T

AB

LA

1.9

41

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 1

.9

42

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 1

.9

43

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 1

.9

44

C

ON

TIN

UA

CIÓ

N T

AB

LA

1.9

45

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 1

.9

46

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 1

.9

47

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 1

.9

48

C

ON

TIN

UA

CIÓ

N T

AB

LA

1.9

49

C

ON

TIN

UA

CIÓ

N T

AB

LA

1.9

50

C

ON

TIN

UA

CIÓ

N T

AB

LA

1.9

51

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 1

.9

52

C

ON

TIN

UA

CIÓ

N T

AB

LA

1.9

53

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 1

.9

54

C

ON

TIN

UA

CIÓ

N T

AB

LA

1.9

FU

EN

TE

: E

sta

ció

n L

ago

Ce

ntra

l, E

P P

ET

RO

EC

UA

DO

R,

Fo

reca

st S

ept

iem

bre

201

1.

EL

AB

OR

AD

O P

OR

: Je

nnife

r H

ino

josa

, Hu

mb

erto

Go

yes.

55

56

1.2.2.2 Estado Actual de la Producción por Estaciones y Métodos

Al 30 de septiembre del 2011, la producción promedia de toda el Área Lago Agrio,

es de 9.552 BPPD y 3.235 BAPD. En la tabla 1.10, consta la producción por

campo del Área de estudio, el tipo de levantamiento, los barriles de fluidos por

día, los barriles de petróleo por día, el porcentaje de BSW, el estado de los pozos

y la densidad API.

Tabla 1.10 FORECAST SEPTIEMBRE 2011

57


FUENTE: Estación Lago Central, EP PETROECUADOR, Forecast Septiembre 2011. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

En la tabla 1.11, se describe la producción del Área Lago Agrio por métodos de

levantamiento de fluido y en la que consta el método, el número de pozos, los

barriles de petróleo por día y el total de pozos que actualmente se encuentran

produciendo. En el gráfico 1.1, el 38% de la producción total de petróleo del Área

Lago Agrio, corresponde al bombeo electrosumergible, siendo para este proyecto

el método de mayor interés, mientras que el 56% de la producción se debe al

bombeo hidráulico y el 6% pertenece al bombeo mecánico.

58

56% 38 %

6%

Producción De Petróleo Por Método [BPPD]

Hidráulico

Electrosumergile

Mecánico

17%

18%

34%

31%

Producción De Petróleo Del Área Lago Agrio [BPPD]

Lago Central

Lago Norte

Guanta

Parahuacu

Producción Total De Petróleo Del Área Lago Agrio = 9.552 BPPD

Tabla 1.11 PRODUCCIÓN POR MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO DEL ÁREA

CAMPO PRODUCCIÓN POR TIPO DE LEVANTAMIENTO

Bombeo Hidráulico Bombeo Electrosumergible Bombeo Mecánico

Nro.de pozos BPPD Nro.de pozos BPPD Nro.de pozos BPPD

LAGO CENTRAL 4 1.201 1 251 2 95

LAGO NORTE 5 1.027 3 597 2 132

GUANTA 8 1.392 9 1.628 2 298

PARAHUACU 8 1.810 4 1.121 0 0

TOTAL 25 5.430 17 3.597 6 525

PRODUCCION TOTAL (BPPD) 9.552

TOTAL POZOS PRODUCIENDO EN EL AREA LAGO AGRIO 48


Gráfico 1.1 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR MÉTODO EN EL ÁREA LAGO AGRIO


En el gráfico 1.2, se muestra el porcentaje de producción de petróleo que aporta

cada campo del Área Lago Agrio.

Gráfico 1.2 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR CAMPO DEL ÁREA LAGO AGRIO


59

1.2.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN El campo Lago Agrio cuenta con cuatro estaciones de producción: estación de

producción Lago Central, estación de producción Lago Norte, estación de

producción Parahuacu y la estación de producción Guanta, las facilidades de

producción se especifican en la tabla 1.12.

Tabla 1.12 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO

ESTACIÓN FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

LAGO NORTE

* Sistema contraincendios * 3 múltiples de producción y 1 múltiple de prueba

* 1 separador de prueba de 5.000 [bls/día]

* 2 separadores de producción de 10.000 [bls/día] cada una

* 1 bota de gas de 15.000 [bls/día]

* 1 tanque de lavado de 24.680 [bls/día]

* 1 tanque de reposo de 18.800 [bls/día]

* 1 calentador de 800 [BAPD] (T1=105°F; T2=125°F)

* 1 bomba de recirculación TK-TK

* 1 bomba de reinyección de agua Centrilift , motor 50 HP

* 1 bomba de reinyección de agua Reda , motor 50 HP

* 2 bombas de transferencia intercambiadoras de presión

* 1 bomba P.O. HPS REDA, (Pd=3.900 psi, Ps=65 psi, capacidad=4.114 BPD)

* 1 bomba P.O. Quítuplex National, (Pd=3.855 psi, Ps=145 psi, capacidad=4.114 BPD)

* 2 bomba P.O. HPS Norte Woodgroup, (Pd=5.000 psi, Ps=150 psi, capacidad=8.297 BPD)

* 1 bomba P.O. HPS Centrilift, (Pd=3.600 psi, Ps=150 psi, capacidad=4.114 BPD)

* 2 bombas de transferencia centrífugas DURCO

LAGO CENTRAL

* Sistema contraincendios * 2 múltiples de producción y 1 múltiple de prueba

* 1 separador de prueba de 5.000 [bls/día]

* 1 separador de producción de 10.000 [bls/día]




* 1 bomba de recirculación TK-TK- INGERSOLLAND

* 1 bomba calentador - DURCO, MARK III

* 1 bomba Booster de reinyección de agua DURCO (serie 402877)

* 1 bomba motor inyección de químico TEXAS HOUSTON, (modelo motor 1121007410 1/4 )

* 1 bomba P.O. Tríplex National , (Pd=3.550 psi, Ps=275 psi, capacidad=2.468 BPD)



* 1 bomba P.O. HPS 39 REDA, (Pd=3.900 psi, Ps=65 psi, capacidad=4.114 BPD)

* 2 bombas de transferencia - DURCO MARK II

60


GUANTA

* Sistema contraincendios * 1 múltiple de producción y 1 múltiple de prueba * 1 separador de prueba de 5.000 [bls/día]

* 2 separadores de producción el primero de 10.000 [bls/día] y el segundo de 20.000[bpd]




* 1 bomba de recirculación TK-TK

* 1 bomba de reinyección de agua Centrilift , GC 1700

* 1 bomba de reinyección de agua Reda , GN 3200

* 1 bomba tríplex (Pd=3.550 psi, Ps=165 psi, capacidad=2.400 BPD)

* 2 bombas de transferencia incrementadoras de presión * 2 bombas de transferencia centrífugas HP

PARAHUACU

* Sistema contraincendios * 1 múltiple de producción y 1 múltiple de prueba

* 1 separador de prueba bifásico de 5.000 [bls/día]

* 2 separadores de producción el primero de 10.000 [bls/día] y el segundo de 15.000[bpd]




* 2 bombas Power Oil - DURCO MARK III

* 2 bombas P.O. REDA, (Potencia=250 HP, capacidad=3.200 BPD)

* 3 bombas de transferencia incrementadoras de presión TRIPLEX

* 2 bombas de transferencia centrífugas - DURCO MARK III


1.2.3.1 Sistema de Reinyección de Agua del Área Lago Agrio El sistema de reinyección, es un proceso que permite controlar el volumen total de

agua de formación producida y cada vez es de mayor importancia en el desarrollo

de las operaciones de producción, por lo que comprende de una serie de

instalaciones cuyo objetivo es mejorar la calidad del agua y prolongar la vida útil

de tuberías, accesorios, tanques, bombas y arena receptora. Los sistemas de

reinyección por campos son:

· Campo Lago Agrio, se encuentra en la estación de producción Lago Norte,

en Lago Central se cuenta con 2 bombas que envían el agua a la estación

Lago Norte, donde se reinyecta agua por el pozo Lag-16, debido a la baja

productividad y bajas presiones que presenta, el agua proveniente de los

campos: Lago Agrio y Parahuacu, es reinyectada por el pozo Lag-16, a la

61

arena Tiyuyacu, la capacidad instalada es de 9.662 BAPD. La producción

actual de agua es de 1.679 BAPD.

· Campo Guanta, desde la estación Guanta se envía el agua de formación

proveniente de los pozos productores del campo Guanta, con una

capacidad instalada de reinyección de 6000 BAPD, el agua es reinyectada

por el pozo Gta-07, a la arena Tiyuyacu. La producción actual de agua es

de 1.420 BAPD.

· Campo Parahuacu, en la estación Parahuacu no existe facilidades para la

reinyección de agua, debido a la baja producción de agua en el campo

(136 BAPD). El agua producida es enviada mediante vacuum al pozo Lag-

16, para su reinyección, es recomendable, instalar una línea de transporte

de agua hacia la estación Lago norte. La producción actual de agua es de

136 BAPD.

La tabla 1.13, muestra los equipos destinados para la reinyección de agua de

formación en las diferentes estaciones del Área Lago Agrio.

Tabla 1.13 ESTACIONES DE REINYECCIÓN DEL AGUA DEL ÁREA LAGO

AGRIO


1.2.3.1.1 Tratamiento Químico para la Reinyección de agua en el Área Lago Agrio

En la tabla 1.14, se puede observar el tratamiento químico que se da al agua

producida por cada estación, para que pueda ser reinyectada, además el tipo de

62

químico, el volumen de químicos utilizados para el tratamiento del agua, al 30 de

Septiembre del 2011.

Tabla 1.14 TRATAMIENTO QUÍMICO PARA LA REINYECCIÓN DE AGUA

Químicos

Antiescala Anticorrosivo Biocida

ESTACIÓN POZO BAPD Volumen [gal/día]

Lago Agrio Lago 16 2.307 7,0 2,0 14,0

Guanta GTA-07 1.271 1,0 9,0 0,0


1.2.3.2 Sistema de Generación Eléctrica del Área Lago Agrio El sistema eléctrico de EP PETROECUADOR, en el Oriente Ecuatoriano está

formado por dos grandes grupos:

ü SEIP, Sistema Eléctrico Interconectado de Potencia.

ü SCI, Sistema Centralizado Independiente.

El SEIP, es el sistema eléctrico más grande de generación, conectado por una

línea de transmisión de 69 KV y abarca las áreas de producción: Lago Agrio,

Sacha, Shushufindi, Yulebra, Culebra, Auca y Libertador. El SCI es un sistema

eléctrico independiente que interconecta cada campo en su respectiva área de

producción por una línea de transmisión de 13,8 KV.

En el campo Lago Agrio, se dispone de una Central de generación de 4,5 MW de

potencia que se encuentra interconectada al SEIP, esta Central alimenta una

subestación de 13,8 KV, desde donde se distribuye energía eléctrica mediante 6

alimentadores.

En el campo Guanta, existen tres grupos de generación eléctrica que abastecen

los requerimientos del sistema de bombeo electrosumergible, reinyección de agua

y transporte de fluido. En el campo Guanta se dispone actualmente de una central

de generación de 900 [KW] de potencia efectiva, esta central alimenta una

63

subestación de 13,8 KV de 2 MVA de capacidad, desde donde distribuye energía

eléctrica mediante dos alimentadores a todo el sector de Guanta. Además existen

tres generadores individuales que proveen energía a tres pozos y bombas de

reinyección. En la tabla 1.15 se puede observar la información de generación

eléctrica que tiene el Área Lago Agrio.

Tabla 1.15 DISPONIBILIDAD ENERGÉTICA DEL ÁREA LAGO AGRIO


1.3 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA TECNOLOGÍA DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES)

1.3.1 INTRODUCCIÓN

El bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial que utiliza

un motor eléctrico en el subsuelo para mover a una bomba centrífuga. Las

bombas electrosumergibles tienen grandes ventajas en los pozos con:

Ø Altas tasas de producción

Ø Alta productividad

Ø Bajas presiones en el fondo del pozo

Ø Bajas relaciones de gas en solución

La función principal del sistema de bobeo electrosumergible, es proporcionar la

energía adicional al fluido del yacimiento mediante el uso de bombas centrifugas

64

multi-etapa para la extracción de petróleo, el caudal de operación es controlado

mediante variadores de velocidad instalados en la superficie del pozo.

En el Área Lago Agrio, se encuentran instalados equipos de superficie y de fondo

de tres compañías diferentes: REDA-SCHLUMBERGER, BAKER-CENTRILIFT y

WOOD GROUP, sus características de operación eléctrica y mecánica se ajustan

a las condiciones de operación de cada pozo.

Los componentes del sistema de bombeo electrosumergible se clasifican en dos

grupos: Equipo de Superficie y Equipo de Subsuelo.La figura 1.23, muestra los

componentes del sistema de bombeo electrosumergible.

Figura 1.23 COMPONENTES DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

FUENTE: Manual de Bombeo Electrosumergible, Baker Centrilift.

La instalación de superficie consta de un transformador reductor, un

transformador elevador, controlador de motor (o tablero de control), caja de

venteo y cabezal de pozo electrosumergible donde el cable de energía redondo o

plano puede ser encajado.

65

La instalación de subsuelo consiste de motor eléctrico, protector, sección de

admisión, bomba centrífuga multi-etapa y cable eléctrico. El cable de potencia

transmite la energía eléctrica desde la superficie hasta el motor y está sujetado

mediante flejes metálicos al equipo y a la tubería de producción.

Se puede tener varios componentes adicionales como: centralizador, sensor de

fondo, separador de gas, intake o succión, válvula de retención, válvula de

drenaje y diversos medios de asegurar el cable al costado de la tubería de

producción y los soportes de la cabeza del pozo.

1.3.2 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUPERFICIE La función principal del equipo de superficie es monitorear las condiciones del

pozo, proveer de energía eléctrica al motor electrosumergible y controla su

funcionamiento.

La instalación de superficie consta de un transformador reductor de 13,8 KV a 480

V, voltaje necesario para la operación del variador de velocidad (VSD), el cual

provee el voltaje trifásico variable al transformador elevador multi-taps, elevando

al voltaje necesario para la operación del motor en el fondo del pozo, la caja de

venteo es un punto de conexión del equipo de superficie con el equipo de fondo,

finalmente junto a la caja de venteo se instala un registrador de amperaje del

motor electrosumergible. Los componentes principales del equipo de superficie

del sistema de bombeo electrosumergible son:

Ø Cabezal del pozo

Ø Caja de Conexiones (Caja de Venteo)

Ø Transformadores

Ø Controladores del Motor (Variador de frecuencia)

1.3.2.1 Cabezal del Pozo

El cabezal cierra mecánicamente el pozo, es decir proporciona hermeticidad y

control de los fluidos del pozo; puede resistir presiones diferenciales de hasta

10.000 psi, y está diseñado para soportar el peso del equipo de subsuelo y

66

mantener el control del pozo en el anular y tubing. Provee las facilidades para

instalar el cable de potencia, mediante un conector denominado “Quick Conector”,

donde se realiza el empalme de los cables eléctricos de superficie y de fondo.

El cabezal del pozo además incluye estranguladores ajustables, colgadores de la

tubería de producción y válvulas de alivio. La figura 1.24, representa el cabezal

del pozo de BES.

Figura 1.24 CABEZAL DEL POZO CON BES

FUENTE: Baker Centrilift.

1.3.2.2 Caja de Conexiones (Venteo) Por razones de seguridad, la caja de conexiones (figura 1.25), también conocida

como caja de venteo está localizada entre el cabezal del pozo y el tablero de

control.

La caja de venteo cumple con tres funciones muy importantes:

1. Proveer un punto de conexión entre el bobinado secundario del

transformador elevador multi-taps y el cable eléctrico de potencia

proveniente del fondo del pozo.

2. Permite desfogar a la atmósfera el gas que pueda subir por la armadura

de protección del cable eléctrico de potencia, proveniente del fondo del

pozo.

3. Facilita puntos de prueba fácilmente accesibles para la revisión eléctrica

de los equipos de subsuelo.

67

Figura 1.25 CAJA DE CONEXIONES

FUENTE: Baker Centrilift. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

Generalmente junto a la caja de venteo se instala un registrador amperímetro

donde se registra de forma gráfica la corriente del motor electrosumergible en

cartas Amperimétricas.

1.3.2.3 Controladores del Motor

Los controladores de motor pueden ser simples en su diseño, mientras que otros

pueden ser extremadamente sofisticados y complejos, ofreciendo numerosas

opciones que fueron diseñadas para aumentar los métodos de control, protección,

y monitoreo del equipo BES. Se escogerá el tipo de controlador dependiendo de

la aplicación, que se quiera dar, la economía y el método preferido de control.

Existen tres tipos de Controladores del Motor especialmente diseñados para las

unidades de bombeo electrosumergible, que se usan para proteger y diagnosticar

los equipos de fondo:

Ø Panel de Control de Velocidad Fija (Switchboard)

Ø Controlador de Velocidad Variable (VSD)

Ø Arrancador Suave

Normalmente, todos utilizan un sistema de circuitos que proporcionan protección y

control, para el sistema BES. Los controladores varían en tamaño físico, diseño y

potencia.

68

1.3.2.3.1 Panel de Control de Velocidad Fija

El tablero de control de frecuencia fija, especialmente diseñado para ser usado

con equipos BES, es usado en conjunto con un controlador, el cual protege al

motor y al cable de descargas de alto voltaje.Los arranques del motor son

“bruscos”.

El controlador protege al sistema BES de sobrecarga, bajacarga, desbalance de

la corriente, sobre y bajos voltajes de la red, arranques excesivos, etc.

Este puede ser sumamente sencillo y contener únicamente un botón de arranque

y un fusible de protección por sobre carga; o bien puede contener fusibles de

desconexión por sobrecarga y baja carga, mecanismos de relojería para

restablecimiento automático y operación intermitente, protectores de

represionamiento de líneas, luces indicadores de la causa de paro, amperímetro,

y otros dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son

electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos.

Figura 1.26 TABLERO DE CONTROL (SWITCHBOARD)

FUENTE: Curso Básico BES. Baker Centrilift.

1.3.2.3.2 Controlador de Velocidad Variable (VSD)

El controlador de velocidad variable VSD (Variable Speed Driver), permite alterar

la frecuencia del voltaje que alimenta al motor y por lo tanto modificar su

69

velocidad. El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su

amplio rango de velocidades y por lo tanto permite mejorar las condiciones de

producción deseadas. Una alta frecuencia incrementa la velocidad y la

producción; una baja frecuencia, los disminuye.

El VSD se instala en superficie entre los transformadores reductor y elevador

multi-taps, como se observa en la Figura 1.27, éste controla la velocidad de

rotación del eje del motor electrosumergible que se encuentra axialmente

acoplado al eje de la bomba centrífuga multi-etapa ubicada en el fondo del pozo.

El VSD proporciona la potencia suficiente del equipo de fondo para que éste

funcione en óptimas condiciones, además puede ser programado para situaciones

especiales tales como control y monitoreo del equipo BES, encendido sin

sobrecarga, con torques constantes, descarga del fluido de control, arranques

programados después de un paro del equipo y otros.La manipulación de la

frecuencia de entrada al motor permite modificar la velocidad del equipo de fondo

y por ende el rendimiento y rango operacional de la bomba electrosumergible.

Figura 1.27 CONTROLADOR DE VELOCIDAD VARIABLE (VSD)

FUENTE: Curso Básico BES. Baker Centrilift.

1.3.2.3.3 Arrancador Suave Los Arrancadores Suaves optimizan las secuencias de arranque y de parada

(aceleran y desaceleran), aumentan la productividad, permiten ahorro de energía /

70

mantenimiento y protegen los motores de inducción trifásicos, es decir reducen

los esfuerzos eléctricos y mecánicos que se asocian con el arranque de los

equipos electrosumergibles para aplicaciones de baja profundidad. Este es similar

a un panel de control estándar, hace caer el voltaje en los terminales del motor

durante la fase inicial del arranque.

El arranque suave se logra controlando la cantidad de potencia entregada al

motor a medida que toma velocidad. El control de la tensión aplicada al motor

permite a los Arrancadores Suaves arrancar y parar un motor eléctrico de modo

suave y controlado.

1.3.2.4 Transformadores

Los transformadores, tanto reductor como elevador multi-taps, son instalados en

superficie, debido a que los variadores requieren una tensión de entrada entre

480V y 380V generalmente. Esta tensión se logra con el transformador reductor

(SDT) que baja el voltaje desde las líneas de 2,4 kV o 13,8kV o 34,5kV.La tensión

de salida del variador es generalmente inferior a la requerida por el motor, por eso

se usa un transformador elevador (SUT) que sube el voltaje hasta el requerido por

el motor (1.000V – 3.760V).

Los transformadores tienen un panel equipado con taps, que se usan para

conseguir el voltaje necesario para el funcionamiento de los controladores del

motor electrosumergible. En la figura 1.28, se ilustra los taps del panel del

transformador.

Figura 1.28 TAPS DEL PANEL DEL TRANSFORMADOR


71

1.3.2.4.1 Transformador Primario (Reductor)

El primer transformador reduce el voltaje de distribución (línea primaria) de 13,6

kV al voltaje de 480 V, necesario para el funcionamiento del variador de

frecuencia o por el tablero de control, y se puede instalar un solo transformador

trifásico o un banco de tres transformadores monofásicos. En la figura 1.29, se

observa un transformador primario.

Figura 1.29 TRANSFORMADOR PRIMARIO (REDUCTOR)


Cuando se instala un tablero de control, el voltaje de salida será el voltaje

requerido por el motor, mientras que cuando se instala un Variador de Frecuencia,

el voltaje de salida será el voltaje requerido por este equipo y será necesario

utilizar un transformador secundario.

1.3.2.4.2 Transformador Secundario (Elevador)

El transformador secundario, conocido también como “Transformador Elevador”,

es utilizado principalmente cuando se instala un Variador de Frecuencia, con la

finalidad de elevar el voltaje de salida del variador (480V variable en frecuencia) al

voltaje que requiere el motor electrosumergible con las respectivas conexiones

(DELTA O ESTRELLA) y el tap que se selecciona en el transformador elevador.

Se puede instalar un solo transformador trifásico o un banco de tres

transformadores monofásicos. La figura 1.30, muestra un transformador

secundario.

72

Figura 1.30 TRANSFORMADOR SECUNDARIO (ELEVADOR)


1.3.3 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUBSUELO

Son aquellas piezas o componentes que operan instalados en el subsuelo. Las

compañías de bombeo electrosumergible se especializan en la fabricación de

estos equipos.

El equipo de fondo del sistema BES, tal como se indica en la figura 1.31, se

suspende de la tubería de producción y cumple con la función de levantar la

columna de fluido necesaria para la producción de hidrocarburos del pozo.

Los componentes principales del equipo de subsuelo del sistema de bombeo

electrosumergible son:

Ø Motor Electrosumergible

Ø Protector o Sección Sellante (Sello)

Ø Bomba Electrosumergible

Ø Cable de Extensión (Motor Lead Extensión – MLE)

Ø Cable de Potencia

Ø Separador de Gas

Ø Sensor

73

Figura 1.31 COMPONENTES DEL EQUIPO DE SUBSUELO

FUENTE: Tecnologías en evolución BES – PDF.

1.3.3.1 Motor Electrosumergible

Este es un motor trifásico, de inducción tipo “jaula de ardilla”, de dos polos, similar

a los utilizados en aplicaciones de superficie. El motor electrosumergible provee la

energía que necesita la bomba para rotar y acelerar los fluidos que están siendo

bombeados hacia la superficie, pueden operar a una velocidad típica de 3.600

RPM a 60 Hz y 2.917 RPM a 50 Hz.

Una corriente alterna (AC) de tres fases crea campos magnéticos que giran en el

estator. Estos campos magnéticos inducen a los rotores y al eje a girar dentro del

74

estator, siendo capaz de producir un determinado número de Potencia (HP) a un

voltaje dado. La frecuencia juega un papel muy importante ya que la velocidad y

potencia del motor están en función de esta.

Los componentes del motor están diseñados para resistir temperaturas hasta

260oC (500oF). La figura 1.32, esquematiza un motor.

Figura 1.32 MOTOR ELECTROSUMERGIBLE

FUENTE: Introducción a BES – WOOD GROUP.

El motor posee aceite aislante tipo mineral refinado que lubrica los cojinetes del

motor y transfiere el calor generado hacia la carcasa del motor, además provee de

alta resistencia dieléctrica y conductividad térmica que facilita la refrigeración del

calor generado hacia el housing del motor, el calor es transferido al fluido que

pasa por la superficie externa del motor. Para obtener una refrigeración efectiva

se suele recomendar que la velocidad del fluido del pozo en el espacio anular no

sea inferior a 1 pie/s. La tensión o voltaje de operación de diseño puede variar

desde 220V hasta 5.000V, mientras que los requerimientos de corriente pueden

variar desde 12 hasta 140 amperios. Los principales componentes de un motor

eléctrico empleado en los sistemas de bombeo electrosumergible son:

Ø Estator: Abarca todo el grupo de partes inmóviles

75

Ø Rotor: Abarca el grupo de partes giratorias

Ø Cojinetes del motor

Ø Eje

En la figura 1.33, se ilustra un corte de motor electrosumergible con sus

principales componentes.

Figura 1.33 COMPONENTES BÁSICOS DEL MOTOR


La selección apropiada de un motor electrosumergible depende de los siguientes

factores:

· HP que va a consumir el sistema

· Porcentaje de la carga a la cual trabajará

· Temperatura operativa del motor

· Profundidad del equipo

· Velocidad del fluido

· Presencia de agentes corrosivos y o carbonatos

· Características del fluido (API, Corte de Agua, etc.)

· Diámetro interno del casing

· Suministro de energía y equipo de superficie (Voltaje, corriente)

1.3.3.1.1 Serie del Motor

Al igual que las bombas, los motores están clasificados según su serie. La serie

está directamente relacionada con el diámetro externo del motor. En el caso de

BES, los motores se designan con números, de acuerdo a su diámetro externo.

76

Los motores se seleccionan de acuerdo a la potencia demandada por el sistema y

el diámetro interior disponible en el revestidor.

Si por alguna razón, el sistema demanda una potencia mayor a la del motor más

grande para una serie determinada, estos pueden montarse en tándems de dos o

tres motores, duplicando o triplicando la potencia.

Al realizar combinaciones de más de un motor, es importante mantener el mismo

amperaje de placa en todas las piezas, además es recomendable, mantener una

misma potencia y un mismo voltaje.La tabla 1.16, muestra las series y rangos de

los motores BES utilizados.

Tabla 1.16 Series Y Rangos De Capacidad De Los Motores

SERIE DIÁMETRO

(pulg) RANGO

(HP @ 60 Hz) RANGO

(HP @ 50 Hz

375 3,75 7,5-233 6,3-198

456 4,56 12-432 10-360

540 5,40 20-750 16,5-562

562 5,62 30-1.170 25-975

738 7,38 250-1.550 208-1.250

FUENTE: Schlumberger – REDA ESP CATALOG. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

1.3.3.2 Protector o Sección Sellante (Sello)

El protector o sección sellante se instala entre el separador de gas y el motor,

está diseñando para proteger al motor ya que cumple con las siguientes funciones

básicas tales como:

· Evitar el ingreso de fluidos del pozo al interior del Motor (Sellar).

· Absorber los empujes descendentes y ascendentes de la bomba

(Proteger).

· Equilibrar la presión interna del motor con la presión del pozo (Ecualizar).

· Además, sirve de vinculo mecánico entre el motor y la bomba

· Acoplar el motor a la bomba, transmitir el torque a través del eje.

77

· Proveer capacidad de almacenamiento para la expansión y contracción del

aceite del motor debido a los cambios de temperatura.

El protector o sello posee una serie de arreglos mecánicos llamados cámaras,

estas cámaras pueden ser de 2 tipos, de bolsa o sello positivo y laberínticos; las

cámaras de bolsa crean una barrera mecánica contra el fluido del pozo

impidiendo que este pase a través de ellas.

Estas bolsas están llenas con aceite dieléctrico que cuando se expande sella

prácticamente el anular interno del sello, se las emplea en aplicaciones en donde

el fluido del pozo y el motor tienen gravedades específicas similares o cuando el

pozo es altamente desviado.

La cámara laberíntica separa el fluido por diferencia de densidades impidiendo de

esta manera que cualquier fluido que hubiera pasado por las cámaras de bolsa

migren hacia los motores. Absorbe el empuje descendente de las bombas a

través de un cojinete de deslizamiento el cual utiliza un film de aceite

hidrodinámico para su lubricación durante su operación.

La nomenclatura para denominar los protectores comienza desde la cabeza y

sigue hacia la base, se denomina de acuerdo a las cámaras de sello utilizadas y a

la forma en que se conectan entre sí; puede ser en serie o en paralelo, cuya

nomenclatura es:

L: Cámara tipo laberinto

B: Cámara tipo bolsa

P: Conexión tipo paralelo

S: Conexión tipo serie

HL: Cojinete de alta carga

En la figura 1.34, se ilustra un arreglo de sellos, de los dos tipos: cámara de bolsa

y laberíntica.

78

Figura 1.34 PROTECTOR O SELLO


Los sellos vienen en varios tamaños para unir motores y bombas de diámetros

diferentes. El eje del sello se une al eje de la bomba de tal manera que el peso y

la carga hidráulica longitudinal de este, y cualquier carga longitudinal de los

impulsores fijos es transmitida de la bomba al eje del ensamble del sello. Estas

cargas son transferidas a su vez al cojinete de empuje, aislándolas del eje del

motor protegiéndolo.

1.3.3.3 Bomba Electrosumergible

El corazón del sistema de bombeo electrosumergible es la Bomba Centrífuga.

Estas bombas son del tipo Multi- Etapas y el número de estas depende de cada

aplicación específica.La Bomba Centrífuga está construida de una serie de etapas

(Impulsores y Difusores) ubicados en un alojamiento llamado “housing”. La

nomenclatura utilizada para identificar a una bomba será por su serie (diámetro)

más el caudal que la bomba pueda manejar en su punto de mayor eficiencia. Se

superponen varias etapas (Bombas Multietapas) para obtener la altura de

columna deseada (TDH).La figura 1.35, ilustra una bomba electrosumergible.

Figura 1.35 BOMBA CENTRÍFUGA MULTIETAPA


79

Cada etapa está formada por un Impulsor y un Difusor. El impulsor da al fluido

Energía Cinética, mientras que el Difusor cambia esta energía cinética en Energía

Potencial (Altura de elevación o cabeza). El fluido entra al impulsor por medio de

un orificio interno, cercano al eje y sale por el diámetro exterior del impulsor. El

difusor dirige el fluido hacia el siguiente impulsor, se debe tener en cuenta que el

número de etapas no varía el caudal. La figura 1.36, indica las partes tanto del

difusor como del impulsor.

Figura 1.36 ELEMENTOS DEL IMPULSOR Y DEL DIFUSOR

FUENTE: Baker Centrilift. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

En el impulsor se tienen dos tipos de movimientos rotatorios:

· Radial (hacia fuera del impulsor).

· Tangencial (en dirección al diámetro externo del impulsor).

Dando como resultado la dirección de flujo, mientras que el Difusor convierte la

energía de alta velocidad y baja presión, en energía de baja velocidad y alta

presión, el funcionamiento en conjunto de impulsores y difusores da como

resultado el recorrido del fluido, tal como se observa en la figura 1.37.

Figura 1.37 RECORRIDO DEL FLUIDO


80

1.3.3.3.1 Análisis de las Curvas de rendimiento las Bombas Electrosumergibles

La curva de rendimiento de la bomba electrosumergible, permite conocer las

características de funcionamiento de la bomba, tal como se observa en la figura

1.38, estas son determinadas mediante pruebas prácticas.

Las curvas de rendimiento indican los valores de eficiencia, longitud de columna

hidrostática que es capaz de desarrollar la bomba (una etapa); así como, la

potencia al freno en cada caso, para diversos caudales. Las pruebas prácticas de

la bomba se realizan utilizando como fluido de ensayo: agua dulce de gravedad

especifica 1.0 y viscosidad 1.0 cp.

Figura 1.38 CURVA DE RENDIMIENTO PARA UNA BOMBA DC750

FUENTE: Manual de Curvas, Baker Centrilift.

En la gráfica anterior se pueden identificar las siguientes curvas:

La Curva de Altura de la Columna (Head Capacity): Indica la altura de fluido que

cada etapa puede levantar, en función de los barriles por día (BPD) que la bomba

extrae del pozo. Se puede observar que cuando el caudal aumenta, la altura de la

columna total (o presión) que la bomba es capaz de desarrollar se reduce.

DOWN THRUST UP THRUST

81

La Curva de Potencia al Freno (Brake Horse Power BHP): Indica la potencia real

requerida en HP que requiere cada etapa de la bomba centrifuga en función del

caudal producido para entregar el requerimiento hidráulico para levantar el fluido

(BPD).

La Curva de Eficiencia (Pump Efficiency): Indica como varía la eficiencia de la

bomba electrosumergible, en función de cuan eficiente es la transformación de la

energía mecánica en energía hidráulica para un determinado caudal. El punto de

máxima eficiencia es el valor máximo de barriles por día que la bomba puede

extraer del pozo.

En la curva se puede diferenciar también tres zonas: zona de empuje

descendente (DOWNTHRUST), zona de rango operativo (bomba opera con alto

rendimiento) y zona de empuje ascendente (UPTHRUST). El empuje ascendente

o descendente reduce la vida útil de la bomba, debido que esta puede sufrir

desgaste.

Cuando se tiene un funcionamiento con condiciones de frecuencia variable, la

cantidad de barriles por día (BPD) que la bomba puede extraer del pozo, se

representa en las gráficas llamadas “Curvas Tornado”.

Figura 1.39 CURVA TORNADO DE BOMBA ELECTROSUMERGIBLE DC750

FUENTE: Manual de Curvas, Baker Centrilift.

82

1.3.3.4 Cable Eléctrico de Extensión del Motor (Motor Lead Extensión – MLE)

El cable de extensión del motor o MLE es un cable construido especialmente para

ser instalado en toda la longitud del equipo de fondo, más un mínimo de 6 pies

por encima de la cabeza de descarga de la bomba debido a que este es más

delgado y disminuye el diámetro exterior del conjunto que un cable de potencia,

posee una ficha de conexión o POTHEAD que va conectado al motor en uno de

sus extremos y por el otro extremo se empalma al cable de potencia.

Existe una amplia gama de diseños de cables planos y redondos para los

requerimientos del motor, dependiendo del espacio disponible en el pozo, estos

cables aislados pueden ser instalados en temperaturas de pozos que exceden los

300°F. La figura 1.40, indica un cable de extensión.

Figura 1.40CABLE DE EXTENSIÓN


El cable tiene una armadura de acero, bronce y monel dependiendo de los

requerimientos y condiciones del pozo, tal como se observa en la figura 1.41.

Figura 1.41 ELEMENTOS DEL CABLE DE EXTENSIÓN


83

1.3.3.5 Cable de Potencia (Power Cable)

El cable de potencia tiene como función principal transmitir la energía eléctrica

desde el tablero de control ubicado en la superficie, hasta al motor en el fondo y

además trasladar las señales de presión, temperatura, entre otras, desde el

sensor de fondo.

El Cable de potencia es uno de componentes más importantes y sensibles en el

sistema de bombeo electrosumergible, es por esto que las diferentes compañías

fabricantes ofrecen una amplia gama de cables planos(conductores dispuestos en

línea) y redondos para unidades de bombeo electrosumergibles, dependiendo de

la temperatura y condiciones del pozo, diferentes cables han sido diseñados para

cada aplicación.

Los Cables de potencia usan conductores de cobre sólidos, con material aislante

resistente a la acción química del fluido, a la temperatura y a la presión del pozo,

teniendo además como protección adicional una barrera de plomo que protege al

cable contra la penetración de gases. Los cables pueden ser simples o con tubo

capilar para la inyección de químicos dentro del pozo. En la figura 1.42,se

observan los carretes con Cable de Potencia.

Figura 1.42 CABLE DE POTENCIA

|


Para conceder mayor protección mecánica, los cables están cubiertos con una

armadura metálica.

84

La sección de los conductores y consecuentemente del cable, se dimensiona

teniendo en cuenta la profundidad de la bomba (presión y temperatura a

condiciones de operación), condiciones especiales de operación, tipo de fluido,

tratamientos químicos, gas, la corriente necesaria para el accionamiento del motor

y la caída de tensión a través de los conductores. La caída de tensión no debe

superar los 30 volts por cada 1.000 pies (300 m) de cable. En la figura 1.43,se

ilustra los elementos del cable de potencia.

Figura 1.43 ELEMENTOS DEL CABLE DE POTENCIA


1.3.3.6 Separador de Gas

Los separadores de gas, además de permitir el ingreso de fluidos al interior de la

bomba, tiene la finalidad de eliminar la mayor cantidad del gas en solución

contenido en estos fluidos.

Existen dos tipos de separadores de gas:

· De flujo Inverso

· Rotativos

Los separadores de Gas de flujo inverso, se componen de un laberinto que obliga

al fluido del pozo a cambiar de dirección antes de ingresar a la bomba. En este

momento, las burbujas continúan subiendo en lugar de acompañar al fluido.

Los separadores de gas rotativos, utilizan la fuerza centrífuga para separar el gas

del líquido. El sinfín obliga al fluido a ingresar al separador, aumentando la

85

presión en el interior de este, luego la centrifuga separa el líquido, que es

impulsado a la parte más alejada de la centrifuga. Es importante indicar que los

separadores rotativos necesitan de mayor potencia (HP) para poder operar con

una alta eficiencia. Los tipos de separadores de gas se pueden observar en la

figura 1.44.

Figura 1.44 SEPARADORES DE GAS

FUENTE: REDA - Schlumberger.

El gas permanece cercano al centro del separador. En la parte superior un

inversor de flujos permite al gas liberarse por los orificios de venteo, mientras los

líquidos ingresan a la bomba. La selección del separador de gas adecuado,

dependerá de la cantidad de gas producida por el pozo, teniendo en cuenta la

tabla 1.17 de eficiencia de separación:

Tabla 1.17 EFICIENCIA DE SEPARACIÓN DE GAS

Tipo de Succión Eficiencia de Separación Gas que ingresa a la Bomba Estándar 0 % 80% al 100%

Flujo Inverso 25% a 50% 50% al 75% Rotativo 70% a 85 % 5% al 20%

FUENTE: WOOD GROUP. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

La eficiencia del separador se determina de la siguiente manera:

Eficiencia (%) = Gas libre separado / gas libre disponible

Flujo Inverso

Flujo Rotativo

86

1.3.4 EQUIPOS ADICIONALES

Los equipos adicionales que se usan generalmente en un sistema de bombeo

electrosumergible son:

· Sensor de Fondo

· Centralizador

· Succión o Intake

· Descarga

· Válvula de retención (Check valve)

· Válvula de Drenado o Purga (Drain Valve)

· Y - Tool o BYPASS

· Fleje

· Protectores Para Cable

1.3.4.1 Sensor de Fondo

Es un dispositivo diseñado para determinar las condiciones reales de trabajo de la

bomba y se instala en el extremo inferior del motor. Se conecta al motor de fondo

a través de un cable de alimentación y un cable de señal. Los Sistemas de

Monitoreo de fondo son capaces de determinar las siguientes condiciones reales

de trabajo de la bomba:

• Presión de fondo

• Temperatura del motor

• Flujo de descarga

• Presión de descarga

• Vibración

El sensor de fondo emplea un transductor de presión a una señal eléctrica, esta

señal se transmite a superficie a través del cable de potencia. El transductor está

compuesto básicamente de un tubo Bourdon y una resistencia variable. El rango

del tubo Bourdon puede ser de 0 –3.500 psi ó 0 – 5.000 psi, mientras que el rango

de la resistencia variable es de 2.500 ohm (condiciones ambiente) –16.500 ohm

87

(fondo). En la figura 1.45, se puede observar un esquema del funcionamiento del

sensor de fondo.

Figura 1.45 FUNCIONAMIENTO DEL SENSOR DE FONDO


1.3.4.2 Centralizador

Los centralizadores se utilizan para centrar el motor, la bomba y el cable durante

la instalación, se emplean en pozos ligeramente desviados, para mantener el

motor centrado y así permitir un enfriamiento adecuado, también evitan que el

cable se dañe por roce con el casing o con materiales abrasivos a medida que es

bajado en el pozo.

1.3.4.3 Succión o Intake

La entrada de fluidos a la bomba se encuentra ubicada en la parte inferior de la

bomba, en el sentido de instalación del equipo de subsuelo e inmediatamente

arriba del protector.

Es la sección de acceso de los fluidos del pozo hacia la bomba, para que esta

pueda desplazarlos hasta la superficie. El Intake no efectúa ningún proceso de

separación de gas. Las succiones estándar solamente cumplen con las funciones

de permitir el ingreso de los fluidos del pozo a la bomba y transmitir el movimiento

del eje en el extremo del sello al eje de la bomba. La figura 1.46, ilustra un intake.

88

Figura 1.46 SUCCIÓN O INTAKE


1.3.4.4 Descarga

La descarga es una adaptación por la que cuelga todo el conjunto de fondo, se

instala entre la bomba electrosumergible y la tubería de producción, permite

acoplar la tubería de producción con la bomba. Dependiendo de la tubería de

producción a instalarse, se tienen distintos diámetros de la rosca interna y la serie

de la descarga debe coincidir con la serie de la bomba instalada. En su base tiene

conexión para las bombas, el sello entre unidades es metal – metal por medio de

pernos como el resto del equipo BES y en su parte superior es roscado. La

descarga puede ser construida de acero inoxidable, cuando se trabaja con fluidos

corrosivos.

1.3.4.5 Válvula de retención (Check valve)

La Válvula de Retención tiene por función mantener la columna llena de fluido por

encima de la descarga de la bomba, impidiendo así un retorno cuando el equipo

de fondo está parado.Como ventaja adicional, ante la presencia de arena, impide

que ésta se deposite en la bomba cuando ésta se detiene, pudiendo ocasionar su

atascamiento. Ésta válvula es ubicada dos o tres tubos por encima de la bomba.

En la figura 1.47, se ilustra una válvula de retención.

Figura 1.47 VÁLVULA DE RETENCIÓN


89

1.3.4.6 Válvula de Drenaje o Purga (Drain Valve)

La Válvula de Drenaje cumple la función de purga de la tubería de producción. La

instalación de esta válvula está recomendada de uno a dos tubing por encima

dela Válvula de Retención. Para operarla, se deja caer una barra de acero desde

la superficie por la tubería de producción; la barra rompe un perno y deja abierto

un orificio de comunicación con el espacio anular. En la figura 1.48, se ilustra una

válvula de drenaje.

Figura 1.48 VÁLVULA DE DRENAJE


1.3.4.7 Y - Tool o BYPASS

Este accesorio permite el ingreso de herramientas el pozo con cable (wireline) o

tubería flexible sin tener que interferir con el funcionamiento normal de la unidad

BES del pozo, además permite registrar el comportamiento de la bomba mientras

está operando; ésta se instalará junto con la bomba y puede tener las

aplicaciones como: monitoreo del movimiento del agua, la aplicación dirigida de

ácidos, la perforación de nuevos horizontes, y la completación en configuración

múltiple de equipo BES. La figura 1.49, muestra un equipo de bombeo

electrosumergible con Herramienta By – Pass (Y – Tool).

Figura 1.49 BES CON HERRAMIENTA BY-PASS (Y-TOOL)


90

1.3.4.8 Fleje o sunchos

El cable de extensión del motor y el cable de potencia se mantienen sujetos a la

tubería de producción por bandas metálicas selladas llamadas flejes o sunchos,

éstas aseguran el cable para que éste no se deslice y forme curvaturas que

pueden causar daños en el mismo. Otra función de estos accesorios, además de

la de sostener a los cables mencionados, es la de mantenerlos lo más vertical

posible con respecto a la tubería de producción.

El número de flejes que se instala depende del tipo de cable de potencia que se

usa y el peso (libra / pie) del mismo, se instalan dos flejes por cada tubería de

producción. Si el cable de potencia es muy pesado y adicionalmente tiene tubo

capilar, se puede usar hasta tres flejes por cada tubería de producción.

1.4 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE UN SISTEMA DE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE

1.4.1 VENTAJAS

· Es uno de los métodos de levantamiento artificial más automatizable

· Puede levantar grandes volúmenes de fluido

· Fácil diseño, Simple de operar y aplicable a cualquier pozo.

· Se puede usar en cualquier tipo de facilidades de operación (Tierra - Mar).

· Levanta grandes volúmenes y altos cortes de agua.

· No dispone de partes móviles en superficie, siendo muy conveniente en

áreas urbanas.

· Permite ejecutar diferentes tipos de trabajo para estimulación química del

pozo.

· Versatilidad (diferentes modelos y tamaños).

· Se puede monitorear mediante controles automatizados.

· El mantenimiento es rápido y limpio.

· Alta Confiabilidad.

91

· Recuperación de pozos caídos.

· La inversión inicial se recupera en un período de tiempo más corto que con

otro tipo de levantamiento.

· Las bombas electrosumergibles tienen una ventaja sobre otros equipos en

medios corrosivos. Con el uso de una bomba electrosumergible, la unidad

puede ser cubierta exteriormente y la tubería de producción puede ser

cubierta interiormente. No hay fatiga en una bomba electrosumergible y la

acción corrosiva del H2S no es un problema.

1.4.2 DESVENTAJAS

· Costo inicial relativamente alto.

· Su aplicación se limita a las profundidades medias, principalmente por la

degradación del aislamiento del cable y limitaciones de temperatura

motor/sello.

· El funcionamiento de la bomba se ve afectado significativamente por el gas

libre, no siendo conveniente para pozos con RGP altas.

· El consumo de energía eléctrica es elevado y requiere que esta sea

estable.

· La vida útil del sistema se ve afectada por la producción de fluidos con

arena.

· Para reparar componentes del equipo de subsuelo se requiere sacar todo

el sistema usando una torre de reacondicionamiento.

CAPÍTULO 2

ANÁLISIS TÉCNICO PARA LA SELECCIÓN DE POZOS DE

LOS DIFERENTES SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DEL

ÁREA LAGO AGRIO

En este capítulo, se procede a la selección de pozos que están produciendo con

el sistema de bombeo electrosumergible, mediante consideraciones técnicas se

eligen los pozos candidatos para realizar un estudio de optimización de la

producción de petróleo.

Las consideraciones técnicas que se toma en cuenta principalmente son: índice

de productividad, reservas remanentes, BSW, presiones de reservorio y de fondo

fluyente, nivel de fluido, presión de intake, eficiencia de flujo, etc. Estos

parámetros son obtenidos y analizados con ayuda de pruebas de restauración de

presión, historiales de producción y reacondicionamiento.

2.1 CONSIDERACIONES TÉCNICAS PARA LA SELECCIÓN DE

LOS POZOS

Para la selección de pozos, es necesario considerar técnicas que tomen en

cuenta el sistema pozo-reservorio, además de tener a disposición datos

confiables y actualizados, con la finalidad de tener como resultado, un estudio

seguro, eficiente y con un margen de error mínimo. Las consideraciones técnicas

a tomar en cuenta son descritas en los siguientes numerales.

En la tabla 2.1, se indican los reportes de las bombas electrosumergibles, de los

pozos del Área Lago Agrio, los principales parámetros que se utilizan, tanto para

la selección de pozos, como para el análisis nodal son: profundidad de intake, tipo

de bomba, amperaje, frecuencia, nivel de fluido, presión de intake y HP.

Tab

la 2

.1 R

EP

OR

TE

DE

BO

MB

AS

ELE

CT

RO

SU

ME

RG

IBL

ES

DE

L Á

RE

A L

AG

O A

GR

IO

PO

ZO

BO

MB

A

MO

TO

R

SE

LL

OS

SG

/ IN

K

SE

NS

OR

A

DIC

ION

AL

C

AB

LE

DE

PO

TE

NC

IA

RU

N

DA

TE

P

rof.

In

take

F

AB

RIC

AN

TE

T

IPO

E

TA

PA

S

AM

P

Hz

Niv

el

flu

ido

[f

ts]

P in

k (p

si)

HP

V

OL

T.

(V)

Tm

[°

F]

AM

P

CA

NT

.

GT

A -

01

18

/12

/201

0 9

.93

3 R

ED

A

DN

-47

5 1

42

+1

42

+1

78

18

5

2

3.9

78

,3

95

7 1

50

2.3

00

30

0 3

9,5

2

S

G

PH

OE

NIX

A

GH

P

LA

NO

AW

G #

4/1

CO

N C

AP

ILA

R

3/8

"

GT

A -

05

02

/08

/201

0 8

.81

1 W

OO

D G

RO

UP

T

D-3

00

15

6+

15

6+

15

6 2

9

55

4

.93

7,1

7 1

.77

6,4

1

00

1.3

55

22

7 4

6

2

2S

G+

INK

S

MA

RT

GU

AR

D

- P

LA

NO

AW

G #

2 C

ON

CA

PIL

AR

3

/8"

GT

A -

12

19

/01

/200

9 9

.41

8 C

EN

TR

ILIF

T

P6

X

22

1+

22

1 3

2

56

4

.75

6 1

.09

7 1

52

2.3

25

23

4,4

4

0

1

SG

C

EN

TIN

EL

-

PL

AN

O A

WG

# 2

CO

N C

AP

ILA

R

3/8

"

GT

A-2

0D

2

4/1

0/2

010

9.7

05

CE

NT

RIL

IFT

P

4X

1

24

+2

69

29

5

7

7.0

23

,15

81

1,1

1

32

1.3

70

23

2 6

4

1

SG

W

EL

L L

IFE

C

AM

RE

F

PL

AN

O A

WG

# 2

CO

N C

AP

ILA

R

3/8

"

GT

A-2

3D

0

8/0

6/2

009

9.5

70

WO

OD

GR

OU

P

TD

-12

00

17

2+

17

2 9

2

53

4

.14

4,0

7 1

.87

2,4

1

60

1.1

15

N/R

8

8,5

2

S

G+

INK

Z

EN

ITH

E6

TR

5 -

PL

AN

O A

WG

# 2

CO

N C

AP

ILA

R

3/8

"

GT

A-2

4D

0

5/0

3/2

011

10

.25

7 R

ED

A

DN

-72

5 1

54

+1

54

32

5

5

5.6

10

1.8

31

,3

15

0 2

.30

0 2

50

39

,5

2

SG

P

HO

EN

IX

CA

MR

EF

P

LA

NO

# 4

/1,

CO

N C

AP

ILA

R 3

/8"

GT

A-2

5D

0

3/0

4/2

009

10

.46

7 W

OO

D G

RO

UP

T

D-4

50

17

6+

17

6 2

1

53

6

.69

9,0

6 1

.27

7,9

1

00

1.3

45

N/R

4

6

2

2S

G+

INK

S

MA

RT

GU

AR

D

- P

LA

NO

#2

CO

N C

AP

ILA

R 3

/8";

C

AP

ILA

R D

E 1

/4"

DE

SD

E

CE

NT

RA

LIZ

AD

OR

AL

IN

TA

KE

GT

A-2

6D

0

2/0

2/2

011

9.8

38

WO

OD

GR

OU

P

TD

-30

0 1

54

+1

54

+1

54

24

5

4

7.2

44

,09

1.0

45

50

1

.31

0 2

42

35

2

2

SG

+IN

K

ZE

NIT

H E

6 T

R4

CA

MR

EF

P

LA

NO

AW

G #

2

5K

V

GT

A-4

1D

1

3/0

1/2

010

10

.08

7 R

ED

A

DN

-11

00

14

5+

18

2 1

9

50

8

.02

9,5

8

62

,03

16

5 2

.07

4 2

22

52

2

S

G

PH

OE

NIX

A

GH

P

LA

NO

#2

CO

N

CA

PIL

AR

3/8

"

GT

A-4

2D

1

2/0

5/2

010

9.7

77

WO

OD

GR

OU

P

TD

-85

0 8

1+

16

2 1

5

55

7

.33

9,2

9 8

29

,2

12

0 2

.16

5 N

/R

33

2

S

G+

INK

S

MA

RT

GU

AR

D

CA

MR

EF

P

LA

NO

AW

G#

2 C

ON

C

AP

ILA

R 3

/8"

LA

G-2

5 1

1/0

1/2

008

9.5

02

RE

DA

D

N-7

25

15

7+

15

7 4

4

57

5

.45

6,4

3 1

.62

9,4

1

50

1.4

04

28

7 6

4,5

2

S

G

PH

OE

NIX

-

PL

AN

O #

4/1

CO

N

C

AP

ILA

R 3

/8

LA

G-4

7D

1

7/0

5/2

009

9.3

80

WO

OD

GR

OU

P

TD

-46

0 1

76

+1

76

67

5

1

7.9

35

,53

43

7,4

8

0

1.0

85

N/R

4

6

2

SG

+IN

K

SM

AR

T G

UA

RD

C

AM

RE

F

PL

AN

O #

2

LA

G-4

8D

2

0/1

1/2

008

10

.18

4 C

EN

TR

ILIF

T

FC

-45

0 2

31

+1

73

28

5

5

8.8

14

,89

33

5,3

1

02

1.2

93

N/R

5

4

1

SG

C

EN

TIN

EL

C

AM

RE

F

PL

AN

O #

2

CO

N

CA

PIL

AR

3/8

LA

G-5

0D

3

1/1

0/2

010

9.9

84

CE

NT

RIL

IFT

P

6X

2

21

+1

73

29

5

5

6.2

97

,9

1.5

95

,2

13

2 1

.37

0 2

53

64

1

S

G

CE

NT

INE

L

- P

LA

NO

# 2

C

ON

CA

PIL

AR

3/8

"

PR

H-1

0

01

/08

/200

8 9

.24

7 R

ED

A

DN

-11

00

14

5+

14

5 1

8

51

3

.12

0,9

6

23

,7

15

0 2

.57

5 N

/R

36

2

S

G

PH

OE

NIX

A

GH

P

LA

NO

# 4

/1

CO

N C

AP

ILA

R 3

/8"

PR

H-1

1

11

/05

/200

9 9

.29

5 R

ED

A

DN

-47

5 1

41

+1

41

+8

6 1

4

53

2

.42

8,4

6

20

,2

12

0 1

.33

9,5

N

/R

36

,2

2

SG

P

HO

EN

IX

AG

H

PL

AN

O #

4/1

C

ON

CA

PIL

AR

3/8

"

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 2

.1

93

PO

ZO

BO

MB

A

MO

TO

R

SE

LL

OS

SG

/ IN

K

SE

NS

OR

A

DIC

ION

AL

C

AB

LE

DE

PO

TE

NC

IA

RU

N

DA

TE

P

rof.

In

take

F

AB

RIC

AN

TE

T

IPO

E

TA

PA

S

AM

P

Hz

Niv

el

flu

ido

[f

ts]

P in

k (p

si)

HP

V

OL

T.

(V)

Tm

[°

F]

AM

P

CA

NT

.

PR

H-1

2

10

/06

/201

1 9

.61

5 W

OO

D G

RO

UP

T

D-1

50

14

3+

14

3+

14

3 8

0

55

6

.50

5,1

7 4

96

,7

70

1

.30

0 2

39

35

2

2

SG

+IN

K

SM

AR

T G

UA

RD

C

AM

RE

F

PL

AN

O #

2

CO

N C

AP

ILA

R 3

/8"

PR

H-1

3

28

/10

/200

8 9

.05

7 R

ED

A

DN

-11

00

18

2+

18

2 3

5

54

6

.34

5,6

8 2

03

,9

15

6 1

.53

5 N

/R

65

2

S

G

PH

OE

NIX

A

GH

P

LA

NO

# 2

/7

CO

N C

AP

ILA

R 3

/8"

N/R

: E

l se

nso

r d

e fo

nd

o n

o r

egi

stra

par

ám

etr

os

(inu

tiliz

ad

o)

AG

H:

Dis

po

sitiv

o a

van

zad

o p

ara

ma

ne

jo d

e g

as

SG

: S

ep

ara

do

r d

e G

as

L

os

nive

les

de

flui

do

so

n to

ma

do

s d

e E

cho

me

ter

CA

MR

EF

: C

am

isa

Re

frig

era

nte

INK

: In

take

F

UE

NT

E:

Est

aci

ón

La

go C

ent

ral,

EP

PE

TR

OE

CU

AD

OR

, S

ep

tiem

bre

201

1.

EL

AB

OR

AD

O P

OR

: Je

nnife

r H

ino

josa

, Hu

mb

erto

Go

yes.

94

95

2.1.1 PRODUCCIÓN AL PUNTO DE BURBUJA

Los equipos electrosumergibles pierden su eficiencia cuando el gas libre pasa a

través de la bomba electrosumergible, por esta razón es necesario evitar el

manejo de gas libre, seleccionando una presión de entrada a la bomba que esté

al menos 100 psi por encima del punto de Burbuja, aunque es recomendable

operar la bomba con un factor de seguridad de 200 psi sobre la presión de

burbuja, con la finalidad de evitar que la bomba Cavite. Por consiguiente, la

profundidad de asentamiento de la bomba en los pozos seleccionados, está en

función de la presión de succión. En la tabla 2.2, se indica las presiones de

burbuja promedias para las áreas productoras de los campos Lago Agrio,

Parahuacu y Guanta.

Tabla 2.2 PRESIONES DE BURBUJA PROMEDIAS DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DEL ÁREA LAGO AGRIO

CAMPO

ARENA

Basal Tena U T Hollín

Presión de burbuja promedia (psi)

LAGO AGRIO 810 800 770 880

GUANTA --- 1.212 1.398 990

PARAHUACU 840 1.293 1.050 ---


2.1.2 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD

La constante de proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo

se llama índice de productividad (IP) y la ecuación que la define es:

Dónde;

qo = Caudal de producción de petróleo (BPD)

Pws = Presión de Fondo Estática en el Pozo (Psia)

Pwf = Presión de Fondo Fluyente en el Pozo (Psia)

96

El IP se mantiene constante, se considera que los pozos producen sobre la

presión de burbuja (Pb), es decir que Pwf es mayor que Pb, y por lo tanto existe

flujo de una sola fase.

El primer intento para construir una curva IPR, resulta de la suposición de que

esta tiene comportamiento lineal. Por tanto, bajo esta suposición, el flujo de

líquido en un pozo será directamente proporcional a la caída de presión en el

fondo del mismo.

2.1.3 CÁLCULO DE RESERVAS REMANENTES POR EL MÉTODO DE CURVAS

DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN

Las reservas remanentes, son el volumen de hidrocarburos medido a condiciones

estándar, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a

determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. En otra forma, es

la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos

en una fecha específica.

Toda inversión que se realiza para la producción de estas reservas debe ser

necesariamente rentable y recuperable en el menor tiempo posible, teniendo en

cuenta las normas ambientales vigentes.

El cálculo de reservas se realiza utilizando OFM (Oil Fiel Manager), un eficaz

software de análisis de información del pozo y del reservorio, es una valiosa

herramienta de producción, incorpora técnicas de ingeniería de petróleo y de

sistemas informáticos, que hacen de OFM un recurso necesario para los

ingenieros de reservorio, permitiéndole administrar el reservorio y al mismo

tiempo supervisar la producción. Los resultadosde reservas remanentes son

presentados en la tabla 2.3.

En el Anexo No. 1, se realiza el procedimiento para usar OFM para el cálculo de

reservas remanentes, mediante el método de declinación de la producción, para

cada arena de los pozos con sistema BES del Área Lago Agrio.

97

Tabla 2.3 RESERVAS REMANENTES DE LOS POZOS CON BES DEL ÁREA

LAGO AGRIO

POZO ARENA FECHA RESERVAS REMANENTES

(Mbls)

GTA - 01 U 30-sep-11 616

GTA - 05 U 30-jul-05 180

BT 30-sep-11 203

GTA - 12

Us 30-sep-11 115

Ui 30-sep-11 259

T 30-sep-11 268

GTA-20D Ti 30-sep-11 292

GTA-23D Hs 30-sep-11 315

GTA-24D Ui 30-sep-11 538

GTA-25D Ui 30-sep-11 306

GTA-26D Ui 30-sep-11 59

GTA-41D BT 30-sep-11 337

GTA-42D Ti 30-sep-11 397

Subtotal Campo Guanta 3.885

LAG-25 U 30-sep-11 290

T 30-sep-11 316

LAG-47D Hs 30-sep-11 45

Hi 30-sep-11 294

LAG-48D HS 30-sep-11 528

LAG-50D Hs 30-sep-11 172

Subtotal Campo Lago Agrio 1.645

PRH-10 Ui 30-sep-11 989

PRH-11 Ui 30-sep-11 385

PRH-12 Ti 30-sep-11 585

PRH-13 Ui 30-sep-11 538

Subtotal Campo Parahuacu 2.497

TOTAL 8.027


2.1.4 RELACIÓN GAS – PETRÓLEO (GOR)

La relación gas petróleo (PCS/BF), representa la razón entre los pies cúbicos de

gas a condiciones estándar con respecto a los barriles producidos a condiciones

normales. Los equipos electrosumergibles pierden su eficiencia cuando el gas

libre pasa por dentro de la bomba, es necesario calcular el porcentaje de gas a

producir, para determinar, si hace falta un separador de gas, o no. Generalmente

los equipos BES pueden asimilar hasta un 10 % de gas en la succión.

98

2.1.5 PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN

“La permeabilidad es una muestra de la capacidad de un medio poroso para

conducir fluidos”4. Mientras una roca tenga alta capacidad para permitir el

movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el yacimiento

cuente con energía para " empujarlo" hacia la superficie, se puede garantizar la

producción del crudo. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a

través de él una cantidad apreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la

roca debe tener porosidad interconectada.

2.1.6 EFICIENCIA

La eficiencia es un parámetro muy importante que presentan los diferentes

sistemas de levantamiento artificial en la industria petrolera, enfocándonos en la

eficiencia de las bombas del sistema de bombeo electrosumergible esta se puede

optimizar a través del análisis de las curvas de producción de operación actual,

rango óptimo de operación, frecuencia de operación de los pozos y el método de

control. El bombeo electrosumergible tienen una eficiencia del 50% para pozos

con altas tazas de producción.

2.1.7 MONITOREO

En el sistema de bombeo electrosumergible, se tiene control del estado y

condición del equipo del pozo, tanto en superficie como en el fondo, en el fondo

se cuenta con un dispositivo electrónico de monitoreo que mide la presión de

succión y de descarga, mide las temperaturas del aceite dieléctrico del motor y de

la succión (intake), vibración, corriente de fuga y flujo, este dispositivo es el

sensor de fondo y en superficie se dispone de:

1. Relé Digital.- realiza las tareas de medición de varios parámetros como

voltaje, corriente, potencia, energía, estado, etc; también dispone de

registros y datos históricos.

4Movimiento de Fluidos en Reservorios de Hidrocarburos, MARCELO A. CROTTI, 2004.

99

2. Variadores de Frecuencia.- este variador es variable conocido por sus

siglas en inglés como Variable Frecuency Drive (VFD) de manera que

permiten realizar la optimización en la producción, controla la velocidad

rotacional del motor por medio del control de la frecuencia.

2.1.8 INCREMENTO EN EL CORTE DE AGUA

Los servicios avanzados de levantamiento artificial BES, cada vez nos ofrecen

mejores alternativas para controlar diferente parámetros que afecten el

rendimiento del equipo por lo que el variador de frecuencia fue diseñado para que

no exista mayor problema cuando se incremente el corte de agua.

2.1.9 CONTROL DE DEPÓSITO DE PARAFINA O ESCALA Y SITUACIÓN DE

CORROSIÓN O ABRASIÓN

La parafina, la escala, la corrosión son factores que afectan el desenvolvimiento

del motor y la bomba del sistema electrosumergible, por tanto se inyecta

químicos, utilizando un tubo capilar que va junto al cable eléctrico y de esta

manera prolongan la vida útil del equipo de subsuelo porque el químico actúa

directamente sobre el mismo, protegiendo directamente.

2.2 POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

SELECCIONADOS

Para la selección de pozos a ser estudiados, se toma en cuenta los parámetros

anteriormente descritos, es necesario considerar la disponibilidad de datos que

sean confiables y actualizados.

2.2.1 DISPONIBILIDAD DE DATOS CONFIABLES

La disponibilidad de datos tiene un papel muy importante en el estudio para la

optimización de producción de petróleo en el Área Lago Agrio, es muy importante

que la información recogida en campo sea más actualizada, vigente y confiable

100

posible, con la finalidad de lograr un margen mínimo de error, se escoge las

pruebas de restauración de presión de los años 2009 y 2010, que son las más

recientes y a la fecha, estas pruebas son consideradas vigentes , por tal motivo,

se procede a la selección de 9 pozos que cumplen con las consideraciones

técnicas necesarias para ser estudiados mediante análisis nodal, los pozos

seleccionados se encuentran en la tabla 2.4.

Tabla 2.4 POZOS SELECCIONADOS

ESTACIÓN POZO

Guanta GTA-01, GTA-23D, GTA-25D GTA-41D, GTA-42D.

Lago Agrio LAG-25, LAG-48D.

Parahuacu PRH-10, PRH-11.


2.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO Y

PRODUCCIÓN

Los historiales de reacondicionamiento permiten conocer el comportamiento de

los pozos desde su inicio de explotación, comenzando con la completación de los

mismos hasta su tratamiento para restaurar e incrementar la producción a través

de diferentes trabajos de reacondicionamiento, entre los cuales se conocen:

estimulaciones, repunzonamientos, fracturamientos, squeeze, cambio del

sistema de producción, cambio de arenas productoras, etc.

El historial de producción proporciona información del comportamiento de la

producción, agotamiento e incrementos de BSW del pozo, además indica la

producción acumulada de gas, petróleo y agua que viene aportando el pozo a la

fecha, teniendo en cuenta los diferentes mecanismos de producción.

2.3.1 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS

SELECCIONADOS

La elaboración de los historiales de reacondicionamiento de los pozos

seleccionados permiten establecer acciones de monitoreo de los pozos para

101

0,6

evitar problemas que sucedieron con anterioridad. En el anexo No. 2, se presenta

los historiales de reacondicionamiento de los pozos seleccionados, el número de

reacondicionamientos, la fecha en que se realizan, el objetivo y el procedimiento.

Los diagramas de completación actuales se encuentran en el Anexo No. 3.

2.3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS .SELECCIONADOS

Tanto el historial de reacondicionamiento como el historial de producción, son una

herramienta fundamental para la evaluación del estado de un pozo. En el Anexo

No. 4, se presenta las curvas que indican el comportamiento de la producción

desde el 1 de Enero del 2010.

En el anexo 5, se presenta los historiales de producción de los pozos

seleccionados, la fecha en que se realiza, la arena, los BFPD, los BPPD, el

porcentaje de agua (BSW) y sus respectivas observaciones.

2.4 ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS POZOS SELECCIONADOS

En la tabla 2.5, se muestran: a la fecha de cierre de información del presente

estudio (30/09/2011), la prueba de producción representativa y los aspectos

técnicos considerados de los pozos seleccionados.

Tabla 2.5 ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS POZOS SELECCIONADOS

102

FUENTE: Estación Lago Central, Área Lago Agrio, Septiembre 2011 ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

2.5 RECOPILACIÓN DE DATOS

Los datos recopilados de los pozos seleccionados con sistema BES, son

presentados en las tablas 2.6, 2.7 y 2.8, las tablas contienen: datos generales de

los pozos, reporte semanal de bombas eléctricas, datos del reservorio, pruebas

de producción, datos y resultados de las pruebas de presión, datos de

completaciones, etc. Todos estos datos son detallados de pozo a pozo.

Los datos de Build Up (B’UP) son tomados en cuenta desde el 2008 hasta el 30

de septiembre del 2011(fecha de cierre del estudio), debido a que estos

resultados son considerados vigentes.

Tab

la 2

.6 R

ES

ULT

AD

OS

DE

BU

ILD

UP

(B

’UP

) D

E L

OS

PO

ZO

S S

EL

EC

CIO

NA

DO

S

Po

zo

Fec

ha

Z

on

a

Inte

rval

os

Eva

luad

os

P

rueb

a d

e B

'UP

R

esu

ltad

os

de

la in

terp

reta

ció

n

De

sde

H

ast

a

Tot

al

Tot

al

Per

fora

do

Per

fora

cion

es

Med

ias

Pro

med

ias

Qt

BS

W

Qo

Q

w

GO

R

GE

µo

βo

rw

Ø

°AP

I P

r P

wf

Pb

K

IPa

IP

i

Dat

os

St

EF

pie

s pi

es

pie

s pi

es

pie

s bf

pd

%

bp

pd

ba

pd

sc

f/bbl

ga

s cp

b

y/b

n

pie

s %

ps

i ps

i ps

i m

d b/

d/ps

i bp

d/p

si

GT

A-0

1

26-s

ep-0

6

Ui

958

6

962

2

36

36

960

4

504

12

44

3,5

2

60,4

8

81

1,0

3

2,5

1,

23

0,

29

12

27

,5

145

9

710

10

42

11

1

0,7

1,

3

7,0

8

0,5

4

GT

A-2

3D

02-j

un-0

9

Hs

102

96

103

08

12

12

103

02

792

6

745

47

18

1,

588

5,

3

1,0

528

0,

29

13

28

,3

362

0

202

2

102

17

5

0,4

9

0,3

5

-2,0

1,

40

GT

A-2

5D

28-m

ar-

09

Ui

105

22

105

31

9 49

10

541

48

0

56

216

26

4

267

1,

2

1,1

62

1,2

78

0,2

9

14,1

25

,4

170

7

935

14

18

6,

18

0,

62

0,

61

-0

,3

1,0

2

105

36

105

76

40

GT

A-4

1D

06-e

ne-

10

BT

10

212

10

224

12

12

10

218

72

0

1 71

2,8

7,

2

195

0,

89

1,

67

1,

16

0,

29

18

24

,3

183

5

139

8

120

8

621

1,

87

2,

35

2,

9

0,8

0

GT

A-4

2D

01-m

ay-

10

T

i 11

168

11

202

34

34

11

185

67

2

35

437

23

5

257

1,

256

5

1,4

1,

129

7

0,5

9

14

27,8

28

86

18

59

86

1

312

0,

65

0,

89

20

0,

73

LAG

-25

02

-en

e-08

U

+T

969

8

971

0

12

54

976

9,5

76

8

17

637

13

1

264

0,

80

1,

717

1,

740

0,

29

14

,4

28

250

8

134

6

770

27

,74

0,

70

0,

722

0,

19

0,

97

97

16

97

26

10

973

0

973

6

6

990

7

993

3

26

LAG

-48D

15

-nov

-08

H

s 10

303

10

326

23

23

10

314

,5

360

39

22

0

140

18

5

1,4

124

1,

9

1,1

143

0,

40

14

27

37

87

88

4

725

47

0,

1

0,1

3

>2

0

0,7

7

PR

H-1

0

17-e

ne-

09

Ui

946

4

947

4

10

18

947

7,5

62

5

0,2

62

3,7

5

1,2

5

180

1,

126

0,

62

1,

124

2

0,2

9

15

33,5

22

72

88

0

128

3

66

0,5

1

1,0

2

9,6

4

0,5

0

948

2

949

0

8

PR

H-1

1

08-f

eb-1

0

Ui

948

8

951

0

22

22

949

9

217

2

212

,69

4,

31

79

3

1,1

841

0,

68

1,

208

0,

29

15

31

,5

146

7

109

4

129

3

39

0,3

6

0,4

3

11,7

0,

84

FU

EN

TE

: E

sta

ció

n L

ag

o C

ent

ral,

Áre

a L

ago

Ag

rio

, S

ep

tiem

bre

201

1.

EL

AB

OR

AD

O P

OR

: Je

nnife

r H

ino

josa

, H

um

ber

to G

oye

s.

103

104

Tab

la 2

.7 D

AT

OS

GE

NE

RA

LE

S D

E L

OS

PO

ZO

S C

ON

BE

S

Poz

o G

TA

-01

GT

A-2

3D

GT

A-2

5D

GT

A-4

1D

GT

A-4

2D

LA

G-2

5 L

AG

-48D

P

RH

-10

PR

H-1

1

Are

na

Ui

Hs

Ui

BT

T

i U

+T

H

s U

i U

i

Dat

os

De

Co

mp

leta

ció

n

ID tu

bin

g (

Pul

g)

2,9

92

2,9

92

2,9

92

2,9

92

2,9

92

2,9

92

2,9

92

2,9

92

2,9

92

OD

tubi

ng

(Pul

g)

3½

3½

3½

3½

3½

3½

3½

3½

3½

ID c

asin

g (P

ulg)

6,

276

6,

276

6,

276

6,

276

6,

276

6,

276

6,

276

6,

276

6,

276

OD

cas

ing

(P

ulg)

10

3/4

lin

er 7

20

9

5/8

lin

er 7

20

9

5/8

lin

er 7

13

3/8

9

5/8

lin

er 7

13

3/8

9

5/8

lin

er 7

7

13 3

/8

9 5/

8

7 7

Tip

o

K-5

5

N-8

0

H-4

0

N-8

0

C-9

5

J-55

C

-95

C

-95

C

-95

C

-95

C

-95

C

-95

C

-95

C

-95

S

-95

K

-55

K

-55

C

-95

C

-95

C

-95

C

-95

Pes

o (lb

rs/p

ies)

40

,5

26

94

47

26

106

,5

47

26

72

47

26

72

47

26

23

26

23

72

47

2626

Pro

fund

ida

d (p

ies)

2.

029

10

.170

45

6.

054

10

.450

45

6.

655

11

.008

6.9

38

10.0

48

11.6

86

7.1

62

10.1

28

11.6

90

10.1

89

6.8

69

5.1

69

6.0

26

10.4

89

9.8

87

9.9

30

Dat

os

De

Su

per

fici

e

Pre

sió

n D

e C

abe

za (

psi)

65

50

60

76

78

90

80

10

0

80

Pre

sió

n M

anifo

ld (

psi)

26

26

24

26

28

24

24

28

30

Pre

sió

n D

el S

epa

rad

or (

psi)

24

24

22

24

26

22

22

24

24

Fre

cuen

cia

(Hz)

51

,5

53

53

50

55

57

55,3

51

53

Tem

pera

tura

Cab

eza

l [°F

] 11

0

102

10

0

100

90

90

90

10

4

100

Dat

os

Del

Yac

imie

nto

Pro

f. D

el P

ozo

(pi

es)

MD

10

.170

10

.450

11

.008

11

.686

11

.690

10

.189

10

.488

9.

887

9.

930

TV

D

10.1

70

10.1

28

10.0

94

10.4

90

10.4

25

10.1

89

10.1

42

9.8

87

9.9

30

Pro

f. D

e L

as

Per

fora

cion

es (

pie

s)

MD

9.

586

10

.296

10

.522

10

.212

11

.168

9.

698

10

.303

9.

464

9.

488

TV

D

9.5

86

9.9

78,7

5

9.6

48,3

5

9.1

66,8

5

9.9

59,4

8

9.6

98

9.9

63,1

0

9.4

64

9.4

88

Áng

ulo

De

Incl

inac

ión

D

el P

ozo

(°)

0

75,7

4

66,4

9

63,8

5

63,1

0

75,2

4

0 0

Tem

pera

tura

Yac

imie

nto

[°F

] 23

0

236

22

8

205

23

1

232

23

1

232

23

3

Dat

os

De

La

Bo

mb

a

Pro

fund

ida

d D

e L

a B

omb

a (p

ies)

(3

)9.2

86

(2)

9.55

0

(2)

10.4

61

(2

) 10

.06

6

(2)

9.75

0

(2)

9.50

4

(2)

10.1

62

(2

) 9.

226

(3

) 9.

257

Pro

fund

ida

d D

e D

esca

rga

(pie

s)

9.2

84

9.5

34

10.4

29

10.0

54

9.7

49

9.5

03

10.1

51

9.2

14

9.2

56

Pro

fund

ida

d D

e S

ucci

ón (

pies

) 9.

333

9.

570

10

.467

10

.087

9.

777

9.

528

10

.181

9.

245

9.

295

Tip

o D

e B

omba

D

N-4

75

TD

-12

00

TD

-45

0

DN

-110

0

TD

-85

0

DN

-725

F

C-4

50

D

N-1

100

D

N-4

75

Eta

pas

462

34

4

352

32

7

243

31

4

404

29

0

368

Mot

or (

Hp

) 15

0

160

10

0

150

12

0

120

10

2

150

12

0

Vol

taje

(V

) 2.

042

,83

98

4,9

2

1.1

96,9

2

2.1

45,8

3

1.9

84,5

8

1.0

83

1.1

93,8

7

2.1

88,7

5

2.0

05,1

7

Am

pera

je (

A)

18,4

45

,3

23,5

19

,4

17,2

39

,7

42,1

17

,913

,7

105

CO

NT

INU

AC

IÓN

TA

BL

A 2

.7

Dat

os

Act

ual

es D

e P

rod

ucc

ión

BF

PD

34

4

151

16

0

284

38

2

254

31

6

479

16

0

BP

PD

34

1

146

15

8

204

22

9

251

30

3

478

15

7

BA

PD

3

5 2

80

153

3

13

1 3

Vol

um

en d

e G

as

[mcf

] 51

36

42

52

18

8

94

22

130

12

7

GO

R (

PC

S/B

F)

416

25

8

295

32

8

964

40

9

128

,46

27

3,4

7

693

GLR

(P

CS

/BF

) 41

5

250

29

2

236

57

8

405

13

0

290

67

9

° A

PI

28,6

29

,7

29,6

29

,5

28,6

29

,4

28,9

32

,732

,6

BS

W (

%)

0,8

3

1 28

40

1,

2

4 0,

2

2

Cu

po A

RC

H

600

80

0

500

75

0

800

80

0

400

65

0

300

FU

EN

TE

: E

sta

ció

n L

ago

Ce

ntra

l, Á

rea

La

go A

gri

o,

Se

ptie

mb

re 2

011

E

LA

BO

RA

DO

PO

R:

Jenn

ifer

Hin

ojo

sa,

Hu

mb

erto

Go

yes.

Tab

la 2

.8 R

EP

OR

TE

SE

MA

NA

L D

E B

OM

BA

S E

LÉC

TR

ICA

S

Pru

eba

De

Pro

du

cció

n

En

erg

ía

P in

take

[p

si]

Tm

[°F

] P

ozo

F

ech

a D

e In

stal

aci

ón

Día

Z

ona

B

FP

D

BP

PD

%

BS

W

°AP

I P

c

[p

si]

Bom

ba

Dat

os D

e P

laca

Mot

or

Hz

oper

ació

n A

MP

op

erac

ión

Can

t. T

ipo

Pot

.[hp]

V

olt.[V

] A

mpe

r.[A

]

GT

A-0

1 18

-dic

-10

30-s

ep-1

1 U

i 34

4 34

1 0,

8 28

,6

65

3 D

N-4

75

150

2.04

2,83

38

51

,5

18,4

95

7

241,

8

GT

A-2

3D

08-ju

n-09

30

-sep

-11

Hs

151

146

3 29

,7

50

2 T

D-1

200

160

984,

92

88,5

53

45

,3

1.87

2,4

231,

8

GT

A-2

5D

03-a

br-0

9

30-s

ep-1

1 U

i 16

0 15

8 1

29,6

60

2

TD

-450

10

0 1.

196,

92

46

53

23,5

1.

277,

9 24

9,8

GT

A-4

1D

13-e

ne-1

0

30-s

ep-1

1 B

T

284

204

28

29,5

76

2

DN

-110

0

150

2.14

5,83

33

,6

50

19,4

86

2,03

20

2,4

GT

A-4

2D

12-m

ay-1

0 30

-sep

-11

Ti

382

229

40

28,6

78

2

TD

-850

12

0 1.

984,

58

33

55

17,2

82

9,2

215,

5

LA

G-2

5 11

-ene

-08

30

-sep

-11

U+

T

254

251

1,2

29,4

90

2

DN

-725

12

0 10

83

66,5

57

39

,7

1.62

9,42

23

8,4

LA

G-4

8D

20-n

ov-0

8

30-s

ep-1

1 H

s 31

6 30

3 4

28,4

80

2

FC

-450

10

2 1.

193,

87

54

55,3

42

,1

335,

7

240,

3

PR

H-1

0 01

-ago

-08

30

-sep

-11

Ui

479

48

0,2

32,7

10

0

2 D

N-1

100

15

0 2.

188,

75

36,6

51

17

,9

623,

7

239,

2

PR

H-1

1 11

-may

-09

30-s

ep-1

1 U

i 16

0 15

7 2

32,6

80

3

DN

-475

12

0 2.

005,

17

32,5

53

13

,7

620,

2

239,

6

F

UE

NT

E:

Est

aci

ón

La

go

Ce

ntra

l, Á

rea

La

go A

gri

o,

Se

ptie

mb

re 2

011.

EL

AB

OR

AD

O P

OR

: Je

nnife

r H

ino

josa

, H

um

ber

to G

oye

s.

106

CAPÍTULO 3

ANÁLISIS NODAL DE LOS POZOS SELECCIONADOS

DEL ÁREA LAGO AGRIO

Los análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto, permiten

predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos,

como resultado de este análisis, se puede obtener una mejoría en la eficiencia de

flujo, o bien un incremento en la producción.

El procedimiento de análisis de sistemas o también conocido como análisis nodal,

es uno de los medios apropiados para el análisis, diseño y evaluación, tanto en

pozos fluyentes, intermitentes o con sistemas artificiales de producción.

En este capítulo, se hace el análisis nodal de los pozos con sistema de bombeo

electrosumergible seleccionados, el análisis, se realiza con la ayuda del software

SUBPUMP, en el cual se cargan los datos de los pozos, los mismos que se

muestra en el capítulo anterior.

3.1 ANÁLISIS NODAL

Una de las técnicas más utilizadas para optimizar sistemas de producción, dada

su comprobada efectividad y confiabilidad, es el Análisis Nodal; con la aplicación

de esta técnica se adecua la infraestructura tanto de superficie como de subsuelo,

para reflejar el verdadero potencial de producción de los pozos asociados a los

yacimientos del sistema total de producción.

Los análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto, permite

predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos,

como resultado de este análisis, se puede obtener por lo general una mejoría en

la eficiencia de flujo, o bien un incremento en la producción.

108

El procedimiento de análisis de sistemas o también conocido como análisis nodal,

es uno de los medios apropiados para el análisis, diseño y evaluación, tanto en

pozos de flujo natural o con sistemas artificiales de producción.

3.1.1 SISTEMAS NODALES

El análisis nodal, evalúa un sistema de producción dividido en tres componentes

básicos:

• Flujo a través de medios porosos

• Flujo a través de tubería vertical o de producción

• Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga

Para la predicción del comportamiento en cada uno de los componentes, se

obtiene la caída de presión en cada uno de ellos, para cada tipo de flujo, se han

desarrollado varias ecuaciones matemáticas y correlaciones de flujo multifásico

que predicen las caídas de presión en los diferentes componentes del sistema.

Para la obtención de las caídas de presión, se debe asignar nodos en diversos

puntos importantes dentro del sistema de producción (Figura 3.1), se varían los

gastos de producción y empleando un método de cálculo adecuado, se calcula la

caída de presión entre dos nodos.

Después, se selecciona un nodo de solución y las caídas de presión son

adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta

alcanzar el nodo de solución o incógnita.

La pérdida de energía en forma de presión a través de cada componente (Figura

3.2), depende de las características de los fluidos producidos y especialmente del

caudal de flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del

sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del

yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos

hasta la superficie.

109

Figura 3.1 SISTEMA DE ANÁLISIS POR NODOS

FUENTE: ESP OIL Engineering Consultant, Programa de Cursos 2008 “Optimización de

la producción mediante Análisis Nodal”

La suma de las pérdidas de energía en forma de presión de cada componente es

igual a la pérdida total, es decir, a la diferencia entre la presión de partida, Pws, y

la presión final, Psep:

Donde; Pr = Pws - Pwfs = Caída de presión en el reservorio, (IPR).

∆Pc = Pwfs - Pwf = Caída de presión en la cara del pozo, (Jones, Blount & Glaze).

∆Pp = Pwf - Pwh = Caída de presión en el pozo. (FMT vertical).

∆Pl = Pwh - Psep = Caída de presión en la línea de flujo. (FMT horizontal)

Para realizar el balance de energía en el nodo, se asumen convenientemente

varias tasas de flujo y para cada una de ellas, se determina la presión con la cual

el yacimiento entrega dicho caudal de flujo al nodo y la presión requerida en la

salida del nodo para transportar y entregar dicho caudal en el separador con una

presión remanente igual a Psep.

110

Figura 3.2 POSIBLES PÉRDIDAS DE PRESIÓN EN UN SISTEMA DE

PRODUCCIÓN


la producción mediante Análisis Nodal” El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los

fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de

producción en la estación de flujo. La figura 3.3, ilustra las pérdidas de presión

que pueden ocurrir en el sistema de producción desde el yacimiento hasta el

separador y se las representa en un perfil de presiones del sistema de

producción.

Figura 3.3 PERFIL DE PRESIONES DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN

FUENTE: ESP OIL Engineering Consultant, Programa de Cursos 2008 “Optimización de la producción mediante Análisis Nodal”

111

3.1.1.1 Curvas de oferta y demanda de energía en el fondo del pozo: Curvas VLP / IPR.

Tradicionalmente el balance de energía se realiza en el fondo del pozo, pero la

disponibilidad actual de simuladores del proceso de producción permite establecer

dicho balance en otros puntos (nodos) de la trayectoria: cabezal del pozo,

separador, etc.

La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en

función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía

del yacimiento (Inflow Curve), y la representación gráfica de la presión requerida a

la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de

Demanda de energía de la instalación (Outflow Curve).

Si se elige el fondo del pozo como el nodo, la curva de oferta es la IPR (“Inflow

Performance Relationships”) y la de demanda es la VLP (“Vertical Lift

Performance”).

La forma típica de este tipo de curvas se muestra en la figura 3.4.

Figura 3.4 CURVAS VLP / IPR



112

3.1.2 SISTEMA PRODUCTOR TOTAL

Las variables que existen en cualquier pozo que produzca mediante cualquier

sistema de levantamiento y que se necesitan para realizar el análisis nodal son

muy importantes para la evaluación gráfica del sistema productor total y son

descritas a continuación:

1. Presión Estática, Pr. La representación gráfica de Pr en función de es

una línea recta.

2. Curva IPR de la cara de la arena, Pwf. La curva IPR es la representación

gráfica de las presiones fluyentes, Pwf, y las tasas de producción de líquido

que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas

presiones. Es decir para cada Pwf existe una tasa de producción de

líquido , que se puede obtener de la definición del índice de

productividad. El método que usamos para la construcción de la curva IPR

es el de Vogel corregido por agua, el cual consiste en lo siguiente:

Método Vogel (1968)

La ecuación de Vogel fue desarrollada empíricamente para describir la

relación de la presión del pozo con la tasa de flujo en pozos con empuje de

gas en solución (ecuación 3.2). Cuando la presión del fluido está debajo del

punto de burbujeo, el gas se desprende de la solución en una fase

gaseosa. La relación del IP se usa por encima de la presión del punto de

burbujeo. Vogel calculó curvas IPR adimensionales usando varios

yacimientos con empuje de gas en solución que cubren un amplio rango de

propiedades PVT del crudo y las características de permeabilidad del

yacimiento. Estas curvas fueron graficadas con cada valor de presión

dividida entre la presión estática y cada caudal dividido por el caudal

máximo Qmáx en Pwf = 0. Estas curvas adimensionales fueron combinadas

dentro de una curva de referencia general en la siguiente forma (figura 3.5).

113

Donde; Q = Caudal total de líquido, en condiciones de superficie, bpd Qmáx = Caudal máximo en Pwf=0, bpd Pr = Presión estática promedio del yacimiento, psig Pwf = Presión de fondo fluyente, psig

La relación de Vogel se puede mencionar como una ecuación general para

yacimientos con empuje de gas en solución que producen por debajo de la

presión de burbujeo. Por encima de la presión del punto de burbuja, la línea

recta del IP se considera adecuada. El caudal por debajo del punto de

burbuja usando la ecuación de Vogel en forma general es:

Donde;

Q' = Caudal por debajo del punto de burbujeo, bpd Qb = Caudal en el punto de burbujeo, bpd Qomax= Caudal máximo de crudo @ Pwf=0, bpd Pb = Presión de punto de burbujeo, psia Pwf = Presión de fondo fluyente por debajo de la presión del punto de burbujeo, psig.

Figura 3.5 CURVA IPR OBTENIDA POR EL MÉTODO DE VOGEL

FUENTE:Catálogo de SubPUMP

114

Vogel IPR

La relación de Vogel fue desarrollada asumiendo un corte de agua de 0%

(100% crudo) y puede dar resultados inaceptables o no confiables cuando

el corte de agua excede el 60%, también es necesario corregir por daño,

usando la ecuación de Standing.

Al aumentar el corte de agua en un pozo, la cantidad de gas libre

disponible para separarse de la fase de crudo es menor, debido a que

existe menor fase de crudo en el fluido total. Si se asume que el método IP

es adecuado para un pozo con 100% corte de agua, entonces un pozo con

cortes de agua entre 0% y 100%, tendrá una IPR entre la relación de Vogel

(100% crudo) y la IP (100% agua).

Vogel Corregido por corte de agua

El método IPR de Vogel corregido por corte de agua (composicional)

calcula una IPR para cualquier corte de agua. Si el corte de agua (fracción

de la fase de agua del total de crudo más la fase agua) es cero, el método

composicional se ajusta exactamente al método Vogel. Si el corte de agua

es 100%, el método composicional se ajusta al método IP. Cuando se

selecciona el método Vogel, SubPUMP usa las ecuaciones del método

composicional con el corte de agua igual a 0%. Si se desea considerar un

corte de agua en la IPR y este no es cero se debe usar el método

composicional, de otra forma el corte de agua se ignora. Los métodos

Vogel requieren que se tenga un punto de prueba conocido de presión de

fondo fluyente y caudal. Las ecuaciones y la metodología para determinar

la IPR estarán en uno de estos tres escenarios:

• La presión del yacimiento y la del punto de prueba mayores que la

presión de burbujeo.

• La presión del yacimiento mayor que la presión de burbujeo y la

presión del punto de prueba menor que la presión de burbujeo.

115

• La presión del yacimiento y del punto de prueba menores que la

presión de burbujeo.

3. Presión de Fondo Fluyente, Pwf. Esta representa la presión fluyente que

existe al centro del intervalo perforado y es la presión medida en el

manómetro del pozo.

4. Curva Intake de la Tubería de Producción. Esta representa la presión

requerida al fondo de la sarta de producción para permitir el ingreso de

cierta tasa de producción en el separador y, por consiguiente, incluye las

pérdidas de presión en la línea de flujo y sarta de producción, chokes

superficiales, válvulas de seguridad y cualquier otra restricción.

5. Curva Performance del Choke. En este caso, la curva se dimensiona para

dar la tasa de flujo (qL) con respecto a la presión del choke.

6. Curva de Línea de Flujo Horizontal. Esta curva es preparada asumiendo

tasas de flujo y, empezando con la presión del separador, obteniendo la

presión requerida flujo abajo en el lado del choke.

7. Presión del Separador. Es un valor constante para todas las tasas de flujo.

8. Presión del Tanque de Almacenamiento. Es un valor constante en todas

las tasas de flujo.

3.1.3 TEORÍA DEL ANÁLISIS NODAL DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO

ARTIFICIAL POR BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

En primera instancia para la ejecución del proyecto se considera solamente dos

puntos o nodos para su análisis, debido a que se conoce las condiciones de

presión de yacimiento (curva IPR), y la presión de cabeza (Pwh), que es medida

diariamente. La figura 3.6, indica los nodos usados en el sistema de bombeo

electrosumergible.

116

Figura 3.6 NODOS USADOS EN EL SISTEMA DE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE

FUENTE: Catálogo Schlumberger

3.1.3.1 Capacidad de producción de pozos con bombeo electrosumergible

La capacidad de producción del pozo con BES depende de la profundidad donde

se coloque la bomba, de la capacidad de bombeo de la misma y del trabajo que

realice sobre el fluido.

Con la bomba centrífuga, se produce el fluido, reduciendo la presión fluyente en el

fondo del pozo, logrando conciliar nuevamente la demanda de fluidos con la

capacidad de aporte de fluidos del yacimiento.

A mayor frecuencia del motor, mayor será la capacidad de producción de la

bomba y con ello la del pozo.

La figura 3.7, muestra el efecto de las RPM del motor-bomba sobre la producción

del pozo.

117

Figura 3.7 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL POZO CON BES A

DIFERENTES RPM DEL MOTOR



3.1.3.2 Procedimiento Para Realizar Análisis Nodal del Sistema de Levantamiento

Artificial por Bombeo Electrosumergible

Dividiremos el perfil de las presiones del pozo en dos subsistemas:

• Formación-bomba

• Cabezal-bomba

Figura 3.8 PERFIL DE PRESIONES EN POZOS CON BES

FUENTE: Catálogo Schlumberger

118

El objetivo principal del análisis nodal en pozos con sistema de Bombeo

Electrosumergible, consiste en graficar las curvas de presión de succión y presión

de descarga vs el caudal de producción, a partir de esta gráfica se procede a la

evaluación del sistema de levantamiento, tomando en cuenta la producción actual

del pozo, esto se realiza con la finalidad de sacar conclusiones acerca de los

posibles problemas suscitados dentro del sistema de producción.

En el presente estudio, se procede a realizar el análisis nodal de los pozos, con la

ayuda de un simulador que permite aplicar herramientas computacionales

utilizadas para la optimización y análisis de pozos y reservorios.

Con ayuda del Software denominado SubPUMP (marca registrada de IHS),

básicamente se tiene como objetivo detectar restricciones al flujo y cuantificar su

impacto sobre la capacidad de producción total del sistema. En el anexo No.6, se

indica el procedimiento de ingreso de datos al software SubPUMP.

3.1.3.3 Descripción Del Software Empleado En El Análisis

“SubPUMP ayuda a diseñar equipos de bombeo electrosumergible mediante la

creación de un desempeño óptimo para las condiciones actuales de un pozo o

analizando el desempeño de un sistema BES ya instalado. El análisis de la

bomba es frecuentemente realizado por un ingeniero de producción. La

configuración del pozo, análisis de fluido y comportamiento de afluencia son las

bases para un análisis SubPUMP”5

Los pasos para la ejecución del software son:

· El ingeniero ejecuta SubPUMP con la información requerida y selecciona si

el programa va a resolver la tasa total de fluido, la presión de entrada a la

bomba o la profundidad de la bomba.

· Al aportar la información sobre dos de los tres parámetros, SubPUMP

calcula el parámetro faltante. Una vez que el sistema de producción ha sido

diseñado por completo, se utiliza el sistema de selección de bombas para 5SubPUMP Manual Técnico De Referencia 2009

119

hallar todos o algunos fabricantes de bombas que cumplan con los criterios

de diseño del sistema de producción.

· Luego se selecciona una bomba del listado de selección de bombas, y el

número de etapas de la bomba es después calculado para una frecuencia

determinada. Saldrá un mensaje de advertencia si el número de etapas

necesarias para obtener un caudal es mayor a la cantidad de etapas

permitida por el fabricante de la bomba para una carcasa.

· Luego se selecciona el motor en una lista de motores que operaran la

bomba. Se da la opción de ajustar el deslizamiento del motor. Una ventana

de cable permite seleccionar el cable y calcular el voltaje de fondo o

verificar el voltaje en superficie para operar el motor.

· El análisis de sensibilidad permite realizar cambios al caso base y crear

hasta cuatro casos diferentes para compararlos, en el análisis del sistema

BES, se ingresan todos los datos disponibles de la completación del pozo,

propiedades de los fluidos, datos del equipo BES instalado, entre otros,

para posteriormente obtener la altura dinámica total (TDH).

La figura 3.9, indica el Análisis de Sistemas mostrando la relación presión, caudal,

TDH en un gráfico Nodal, teniendo en cuenta que la intersección de la curva TDH

con el caudal Total de Fluido es la TDH de diseño, tal como se muestra en la

figura.

Figura 3.9 GRÁFICO NODAL DE ANÁLISIS DE BES

FUENTE: SubPUMP Manual Técnico de Referencia 2009

120

A partir del cálculo de la altura dinámica total (TDH), es posible generar la curva

de sistema de pozo, la TDH requerida por la bomba es la diferencia entre la altura

de descarga de la bomba y la altura de entrada a la bomba, para determinar la

TDH requerida se emplea la técnica de análisis nodal.

Una vez determinados: la profundidad de la bomba, condiciones de entrada a la

bomba, Caudal Total de Fluido, y todos los rangos, se genera la curva del sistema

del pozo con varios caudales.

El valor de la presión a la entrada de la bomba, se la obtiene de la curva IPR o de

afluencia del pozo. Si la bomba está instalada frente a las perforaciones, la

presión de entrada de la bomba es la presión dinámica de fondo, pero esto no

sucede en los pozos estudiados que operan con sistema de bombeo

electrosumergible, en estos la bomba está instalada por encima de las

perforaciones, para estimar la presión de entrada de la bomba se calculan las

pérdidas de presión por debajo de la bomba y se resta del valor de la presión

dinámica de fondo. Este valor calculado representa la energía disponible, que

puede ser entregada por el reservorio.

El valor de la presión de la descarga de la bomba se la determina a partir de la

presión de separador o la presión del cabezal, basándose en correlaciones de

flujo multifásico. La presión de descarga representa la energía necesaria que

debe estar disponible para llevar el fluido hasta la superficie.

Los dos valores de presión de entrada y presión de descarga son presentados

como valores de altura de entrada y descarga en SubPUMP. Para transformar la

presión a altura, se emplea el gradiente del fluido. La diferencia entre estos

valores de altura determina la TDH requerida, repitiendo este procedimiento para

un determinado rango de valores de caudal de producción, se obtiene la curva de

sistema de pozo.

121

Adicionalmente el software SubPUMP evalúa dos condiciones adicionales en la

curva de sistema de pozo (fig. 3.10), las cuales son el punto “Pump off” y el punto

AOF. El punto “Pump off” del pozo se calcula donde el nivel de fluido dinámico en

el casing es igual a la profundidad de entrada de la bomba.

El punto de flujo abierto absoluto del pozo (AOF), se calcula donde el nivel de

fluido dinámico en el casing es igual a la profundidad del tope de la perforación,

SubPUMP está diseñado para no permitir que el nivel de fluido dinámico en el

casing caiga por debajo del tope de las perforaciones. Si el equipo BES, está en

los perforados, Pump off = AOF.

Figura 3.10 CURVA DE SISTEMA DE POZO

FUENTE: Análisis y Diseño de BES Manual Técnico de Referencia SubPUMP

Los equipos BES instalados en los pozos estudiados, se encuentran por encima

de las perforaciones, por lo tanto se emplean las siguientes ecuaciones para el

cálculo de presiones en el punto “Pump off” y AOF.

122

Dónde;

PipPUMP OFF: Presión de entrada de la bomba en el punto “Pump off”, psia

PwfPUMP OFF: Presión dinámica de fondo para el punto “Pump off”, psia

PipAOF: Presión de entrada de la bomba en el punto AOF, psia

PwfAOF: Presión dinámica de fondo para el punto AOF, psia

Pcsg: Presión del casing en superficie, psia

TVDpump: Profundidad Vertical de la entrada de la bomba, pies

TVDtop perf: Profundidad Vertical al tope de la perforación, pies

γg: Gradiente del gas, psi/pie

γl: Gradiente del líquido, psi/pie

Una vez calculada la curva de sistema de pozo, ésta es graficada con la curva de

la bomba, también determinada según las condiciones de operación ingresadas,

con lo que se determina la tasa de producción a la que debe estar operando el

equipo de bombeo electrosumergible evaluado, este valor se lo denomina como

tasa de diseño. Adicionalmente el software presenta una serie de reportes y

gráficos de los cálculos realizados, estos datos pueden ser comparados con los

datos reales recolectados en campo y de esta manera hacer una evaluación del

equipo.

3.1.4. ANÁLISIS DE LOS POZOS CON SISTEMA DE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE DEL ÁREA LAGO AGRIO.

En el Anexo No. 7, se puede observar las cartas amperimétricas de los pozos

seleccionados, en donde, es posible determinar los problemas que pueden tener

los equipos BES.

3.1.4.1 Análisis pozo GTA-01

Hay varias correlaciones de tubing o de Outflow (caudal saliente) para seleccionar

usando la lista de correlación en el diálogo de Pozo (Software SubPUMP), que

123

son usados dependiendo de los casos a analizar, debido a que el pozo Gta-01 es

vertical, se opta por usar la correlación de “Hagedorn & Brown (1965)”, porque es

de las correlaciones de flujo vertical disponibles más confiables. Además se utiliza

en el software, la ecuación de flujo de burbuja “Grsifith-Wallis” para considerar los

efectos de flujo burbuja. Las correlaciones de flujo multifásico en tuberías son

mostradas en el Anexo No. 8. En la tabla 3.1, se presentan los parámetros

estimados de operación del Equipo BES, REDA DN-475.

Tabla 3.1 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS PARA EL POZO

GTA-01

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/REDA DN-475 – POZO GTA 01

Frecuencia de diseño, Hz: 51,5 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 521,4

Velocidad de operación, RPM: 3.033 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 433,3

Corriente de operación, Amps: 18,3 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 53,4

Voltaje de operación, Volts : 2.042 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 6

Eficiencia de la bomba, %: 46 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 6.122

Eficiencia del motor, %: 66,85 Presión de entrada a la bomba, psig: 759

Interferencia por gas: Desgasificar Presión de descarga, psia: 2.923

Potencia de operación de la bomba, HP: 39,7 Presión de fondo fluyente , psig: 846

FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo Guanta 01 REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

En la tabla 3.2, se muestra los cálculos del análisis nodal del pozo GTA-01, los

mismos que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo.

Tabla 3.2 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-01

Punto # Altura

Descarga (ft)

Altura Succión (ft)

TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)

Caudal en Bomba O+W+G (Bbl/D)

Nivel de Fluido (ft)

1 9.354,54 3.749,53 5.605 6,98 8,3 5.406,1

2 8.329,09 3.455,44 4.873,66 93,29 111 5.711,66

3 7.858,87 3.143,57 4.715,3 179,61 213,7 6.038,82

4 7.855,79 2.813,17 5.042,62 265,93 316,4 6.388,66

5 7.967,06 2.450,34 5.516,72 352,25 419,1 6.777,19

6 8.205,28 2.047,81 6.157,47 438,57 521,8 7.211,78

7 8.457,89 1.587,63 6.870,26 524,89 624,5 7.715,62

8 8.770,85 1.035,91 7.734,94 611,21 727,2 8.330,42

PumpOff 8.923,17 203,61 8.719,56 697,53 829,9 9.281,01

Diseño 7.941,6 2.486.81 5.454,79 344 409,28 6.738,03

FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo Guanta 01 REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

124

En las gráficas 3.1 y 3.2, se muestra el análisis nodal del pozo GTA-01, se

concluye que comparando el TDH teórico (5.454,79 ft) con el TDH aportado

actualmente (6.122 ft), se tiene que existe una pérdida de alrededor del 10,9% de

la capacidad de levantamiento de la bomba, una pérdida de producción del 20%,

debido a que el equipo BES de este pozo está diseñado para producir cerca de

429 BFPD y se está produciendo 344 BFPD.

Gráfica 3.1 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-01

REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes. De la gráfica 3.2, podemos concluir que debido a que el pozo está produciendo

bajo el punto de burbuja, se tiene gas libre a la entrada de la bomba, generando

pérdidas en la producción, por problemas de gas libre, es decir se tiene flujo

intermitente, teniendo la necesidad de desgasificar el pozo con cierta frecuencia,

a pesar de que este pozo cuenta con un dispositivo avanzado para manejo de gas

(AGH) y un separador de gas, tal como se puede observar en el diagrama del

pozo (Anexo No. 3). A pesar de tener pérdidas en la producción, se tiene que la

125

bomba electrosumergible, está produciendo dentro del rango óptimo de

producción, por lo que es recomendable que el pozo GTA-01 siga produciendo

con las condiciones actuales, es decir el pozo Gta-01 no es candidato para

realizar una optimización.

Gráfica 3.2 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-01

REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

En la gráfica 3.3, se muestra el comportamiento de la bomba (TDH), la cual indica

que el punto de operación actual de la bomba, difiere del punto de diseño,

teniendo pérdidas en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la

producción, generadas principalmente por la producción de gas y daño en la

formación.

También se puede observar que tanto el punto de producción actual, como el

punto de diseño, están operando cerca del UPTHRUST, generando un prematuro

desgaste por empuje ascendente de la bomba.

Grá

fica

3.3

AN

ÁL

ISIS

NO

DA

L -

CO

MP

OR

TA

MIE

NT

O D

E L

A B

OM

BA

- P

OZ

O G

TA

-01

F

UE

NT

E:

An

ális

is S

ub

PU

MP

, C

om

por

tam

ient

o d

e la

Bo

mb

a (T

DH

) P

ozo

Gu

an

ta 0

1.

RE

AL

IZA

DO

PO

R:

Jen

nife

r H

inoj

osa

, H

um

ber

to G

oye

s.

126

EQ

UIP

O B

ES

DN

475N

, es

tá

opera

ndo

dentr

o

del

rango

ópt

imo,

pe

ro

cerc

a de

zo

na

de

UP

TH

RU

ST

.

127

3.1.4.2 Análisis pozo GTA-23D

En el pozo Gta-23D, se opta por usar la correlación de “Beggs & Brill (1973)”, en

flujo multifásico inclinado es recomendable usar esta correlación, fue desarrollada

experimentalmente usando tuberías inclinadas en varios ángulos.

En la tabla 3.3, se presentan los parámetros estimados de operación del Equipo

BES, WOOD GROUP TD-1200.


GTA-23D

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/WOOD ROUP TD-1200 – POZO GTA-23D

Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 1.294

Velocidad de operación, RPM: 3.104 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 1.112


Voltaje de operación, Volts : 984,92 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 2,3

Eficiencia de la bomba, %: 19,7 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 4.374

Eficiencia del motor, %: 75,78 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.134

Interferencia por gas: Estable Presión de descarga, psia: 2.721

Potencia de operación de la bomba, HP: 50,4 Presión de fondo fluyente, psig: 1.375

FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo Guanta 23D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

En la tabla 3.4, se muestra los cálculos del análisis nodal del pozo, los mismos

que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo.

Tabla 3.4 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO GTA-23D

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W

(Bbl/D)



1 8.619,81 9.193,38 -573.57 15,58 18,13 -174,69

2 8.481,06 8.126,02 355.04 208,38 242,47 880

3 7.976,55 7.060,13 916.41 401,18 466,8 1937,8

4 7.500,16 5.994,3 1.505.86 593,97 691,14 3.147,77

5 7.482,13 4.928,85 2.553.28 786,77 915,48 4.386,72

6 7.490,39 3.865,79 3.624.60 979,57 1.139,82 5.645,92

7 7.516,25 2.806,79 4.709.47 1.172,37 1.364,15 6.793,61

8 7.809,54 1.701,52 6.108.02 1.365,16 1.588,49 7.914,93 PumpOff 8.145,19 170,4 7.974.25 1.557,96 1.812,83 9.530,32

Diseño 8.545,62 8.443,5 102.12 151 175,7 565,83 FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo Guanta 23D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

128

En las gráficas 3.4 y 3.5, se muestra el análisis nodal del pozo, comparando el

TDH teórico (4.374 ft), con el TDH aportado actualmente (102,12 ft), existe

pérdidas de alrededor del 97% de la capacidad de levantamiento de la bomba,

pérdidas de producción del 85%, el equipo BES de este pozo está diseñado para

producir cerca de 1.112 BFPD, pero actualmente produce 151 BFPD.

En los parámetros de operación de la bomba (Tabla 3.3), se observa que la

eficiencia de la bomba es de 19,7%, existe coherencia con la pérdida de

producción existente.

Gráfica 3.4 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO GTA-23D


En la gráfica 3.5, se observa que el equipo BES, está operando fuera de los

límites recomendados de producción, además existe una separación considerable

entre la curva IPR y la presión de succión, esto indica que es necesario asentar la

bomba a mayor profundidad para lograr que la presión de intake se incremente,

aunque también existen problemas con el reservorio, principalmente por

producción de escala.

129

Gráfica 3.5 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO GTA-23D

REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes. En la gráfica 3.6, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH), en donde se

puede observar que el punto de operación actual de la bomba, difiere del punto de

diseño, teniendo, pérdidas en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la

producción.

Debido a que el caudal de diseño es de 1.112 BFPD y el caudal aportado

actualmente es de 151 BFPD, el equipo BES está sobredimensionado para la

extracción actual del yacimiento, existen problemas en el reservorio, es

recomendable realizar trabajos de estimulación.

También se puede observar que el equipo BES TD-1200, está operando

actualmente en severo Downthrust (Desgaste por empuje descendente), mientras

que el punto de diseño, está operando muy cerca del Upthrust, causando que la

bomba sufra desgaste por empuje ascendente, es recomendable rediseñar equipo

BES y evaluar las condiciones mecánicas actuales del pozo, porque la pérdida de

producción, se puede tratar por comunicación tubing – casing.

Caudal de diseño =1.112 BFPD Equipo BES sobre-dimensionado

Ps=1.872,4 psi (Problemas en el reservorio)

Grá

fica

3.6

AN

ÁL

ISIS

NO

DA

L -

CO

MP

OR

TA

MIE

NT

O D

E L

A B

OM

BA

- P

OZ

O G

TA

-23

D

FU

EN

TE

: A

nál

isis

Su

bP

UM

P,

Co

mp

orta

mie

nto

de

la B

om

ba

(TD

H)

Po

zo G

ua

nta

23D

. R

EA

LIZ

AD

O P

OR

: Je

nni

fer

Hin

ojo

sa,

Hu

mb

erto

Go

yes.

130

131


En el pozo Gta-25D, se opta por usar las correlaciones de “Beggs & Brill (1973)”,

en flujo multifásico inclinado lo más recomendable es usar esta correlación,

debido a que fue desarrollada experimentalmente usando tuberías inclinadas en

varios ángulos.

En la tabla 3.5, se presentan los parámetros estimados de operación del Equipo

BES, WOOD GROUP TD-450.


GTA- 25D

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/WOOD GROUP TD-450 – POZO GTA-25D

Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 334

Velocidad de operación, RPM: 3.129 Caudal de líq. final en sup(P+A), Bls/D: 280


Voltaje de operación, Volts : 1.196,92 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 1






En la tabla 3.6, se muestra los cálculos del Análisis Nodal del pozo, los mismos



Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W

(Bbl/D)



1 9.443,38 4.646,59 4.796,79 7,53 8,97 5.711,78

2 9.403,34 4.249,62 5.153,72 100,68 119,98 6.167,49

3 9.303,89 3.850,36 5.453,53 193,84 230,99 6.604,68

4 9.145,16 3.450,04 5.695,12 287 342,01 7.031,78

5 8.941,68 3.031,21 5.910,47 380,15 453,02 7.459,8

6 8.810,93 2.563,6 6.247,33 473,31 564,03 7.935,31

7 8.841,37 2.018,95 6.822,42 566,47 675,04 8.492,86

8 8.957,94 1.340,34 7.617,6 659,62 786,05 9.201,42


132

PumpOff 8.787,49 206,4 8581,1 752,78 897,06 10.423,54

Diseño 9.348,46 3.995,51 5.352,96 160 190,67 6.448,18


En las gráficas 3.7 y 3.8, se muestra el análisis nodal del pozo GTA-25D, se

puede observar, que comparando el TDH teórico (5.678 ft) con el TDH aportado

actualmente (5.352,9 ft), se tiene que existe una pérdida del 5,7% de la capacidad

de levantamiento de la bomba, pérdida de producción del 41%, el equipo BES de

este pozo está diseñado para producir cerca de 280 BFPD, pero produce 160

BFPD.




límites recomendados de producción, es posible observar que la curva IPR y la

curva de presión de succión están superpuestas, indicando que no existe daño en

la formación y que la bomba está asentada cerca de los perforados.

133

La presión del sistema (ΔP), es de 1.897 psi, este valor es la presión total que

actualmente suministra la bomba para obtener el caudal producido.



Finalmente en la gráfica 3.9, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH),

en donde se puede apreciar que el punto de operación actual de la bomba, difiere

con el punto de diseño, teniendo, pérdidas en la capacidad de levantamiento de la

bomba y en la producción.

Con ayuda de la curva estándar de la bomba, se puede deducir que la eficiencia

de la bomba es de 38,4 %, la posible deficiencia de la bomba, se debe al tiempo

de vida acumulado de la bomba de 894 días, si el promedio de vida de los

equipos de esta marca es de cerca de 600 días, lo cual hace presumir un

desgaste de la bomba.

También se puede observar que el equipo BES TD-450, está operando

actualmente en Downthrust (Desgaste por empuje descendente).

Ps actual =1.277,9 psi (Problemas en el reservorio)

Grá

fica

3.9

AN

ÁL

ISIS

NO

DA

L -

CO

MP

OR

TA

MIE

NT

O D

E L

A B

OM

BA

- P

OZ

O G

TA

-25

D

FU

EN

TE

: A

nál

isis

Su

bP

UM

P,

Co

mp

orta

mie

nto

de

la B

om

ba

(TD

H)

Po

zo G

ua

nta

25D

. R

EA

LIZ

AD

O P

OR

: Je

nni

fer

Hin

ojo

sa,

Hu

mb

erto

Go

yes.

134

135


Para el pozo GTA-41D, se opta por usar las correlaciones de flujo multifásico

inclinado de “Beggs & Brill (1973)” para el desarrollo del análisis nodal de este

pozo. En la tabla 3.10, se presenta los parámetros estimados de operación del

Equipo BES, REDA DN-1100.


GTA-41D

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/REDA DN-1100 – POZO GTA-41D

Frecuencia de diseño, Hz: 50 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 1.048,44



Voltaje de operación, Volts : 2.146 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 0,4



Interferencia por gas: Desgasificar Presión de descarga, psia: 2.821,4


FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo GTA-41D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.




Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)



1 8.307,49 4.574,03 3.733,46 21,54 24,36 5.071,68

2 8.072,93 4.152,57 3.920,36 288,07 325,75 5.628,86

3 7.432,89 3.731,67 3.701,21 554,61 627,15 6.198,9

4 7.360,18 3.309,83 4.050,35 821,14 928,54 6.747,7

5 7.445,95 2.876,16 4.569,79 1.087,68 1.229,94 7.262,42

6 7.604,73 2.412,68 5.192,05 1.354,21 1.531,33 7.763,22

7 7.842,1 1.900,28 5.941,82 1.620,75 1.832,73 8.296,72

8 8.102,48 1.285,8 6.816,68 1.887,28 2.134,12 8.936,3

PumpOff 8.424,95 308,95 8.116,01 2.153,82 2.435,52 9.978,09

Diseño 8.079,79 4.159 3.920,79 284 321,14 5.620,21


136


puede concluir, que comparando el TDH teórico (4.257 ft), con el TDH aportado

actualmente (3.921 ft), se tiene una pérdida de 7,9% de la capacidad de

levantamiento de la bomba, pérdidas en producción de un 69%, debido a que el

equipo BES de este pozo está diseñado para producir cerca de 927 BFPD, en la

actualidad se está produciendo 284 BFPD.




límites recomendados de producción de acuerdo a las condiciones de reservorio,

el caudal actual de 284 BFPD y el caudal teórico de 927 BFPD, se puede concluir

que el equipo BES instalado en este pozo, se encuentra sobredimensionado,

además se puede observar que la curva IPR y la curva de presión de succión

están levemente separadas, debido que existe pérdidas de presión entre los

perforados y el intake, la Ps = 862,03 psi, esto indica que se tienen problemas en

el reservorio, debido al posible incremento del daño en la formación y decremento

de la presión fluyente de reservorio.

137






en donde se puede observar que el punto de operación actual de la bomba, difiere

con el punto de diseño, teniendo pérdidas en la capacidad de levantamiento de la

bomba y en la producción, estás deficiencias principalmente se deben a que el

equipo BES DN-1100, está operando actualmente en Downthrust Severo

(Desgaste por empuje descendente).

Con ayuda de la curva estándar de la bomba, se puede determinar que la

eficiencia de la bomba es de 34%, cuando la eficiencia máxima de la bomba es

del 62%, una de las posibles causas que afectan la eficiencia de la bomba es

debido a la obstrucción por escala en el intake.

Ps=862,03 psi (Problemas en el reservorio)

Grá

fica

3.1

2 A

NÁ

LIS

IS N

OD

AL

- C

OM

PO

RT

AM

IEN

TO

DE

LA

BO

MB

A -

PO

ZO

GT

A-4

1D

FU

EN

TE

: A

nál

isis

Su

bP

UM

P, C

om

por

tam

ient

o d

e la

Bo

mb

a (T

DH

) P

ozo

GT

A-4

1D

. R

EA

LIZ

AD

O P

OR

: Je

nni

fer

Hin

ojo

sa,

Hu

mb

erto

Go

yes.

138

139

3.1.4.5 Análisis Pozo GTA-42D

En el pozo GTA-42D, se opta por usar las correlaciones de flujo multifásico

inclinado de “Beggs & Brill (1973)”, en el desarrollo del análisis nodal para este

pozo. En la tabla 3.9, se presentan los parámetros estimados de operación del

Equipo BES, WOOD GROUP TD-850.


GTA-42D

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/WOOD GROUPTD-850 – POZO GTA-42D

Frecuencia de diseño, Hz: 55 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 953,36



Voltaje de operación, Volts : 1.984,58 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 4,2


Eficiencia del motor, %: 76,20 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.131,7


Potencia de operación de la bomba, HP: 50,2 Presión de fondo fluyente, psig: 1.626,5



que son utilizados para realizar la curva de sistema de pozo,


Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)



1 8.314,01 6.049,63 2.264,37 13,94 16,13 3.080,06

2 8.202,54 5.380,82 2.821,72 186,43 215,68 3.986,44

3 7.915,84 4.714,37 3.201,47 358,93 415,23 4.907,17

4 7.429,87 4.049,08 3.380,79 531,42 614,78 5.812,46

5 7.372,08 3.377,31 3.994,77 703,92 814,33 6.640,59

6 7.519,79 2.696,12 4.823,67 876,41 1.013,88 7.394,02

7 7.724,73 2.014,17 5.710,56 1.048,91 1.213,43 8.110,60

8 7.872,14 1.283,18 6.588,96 1.221,40 1.412,98 8.878,60

PumpOff 7.976,78 490,86 7.485,92 1.393,90 1.612,53 9.730,61

Diseño 7.853,23 4.625,21 3.228,02 382 441,92 5.029,32


140


puede concluir que comparando el TDH teórico (4.547 ft) con el TDH aportado

actualmente (3.228,02 ft), se obtiene una pérdida del 29% de la capacidad de

levantamiento de la bomba, pérdidas de producción del 47,4%, el equipo BES de

este pozo está diseñado para producir cerca de 824,10 BFPD, pero produce 382

BFPD.






están muy separadas (pérdidas de presión), teniendo como principales causas la

presencia de daño en la formación (St=20; tabla 2.6) y la bomba está asentada

muy por encima de los perforados, disminución en la presión del reservorio.



141



En la gráfica 3.15, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH), el punto de

operación actual de la bomba, difiere con el punto de diseño, teniendo pérdidas

en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la producción, estas

deficiencias principalmente se deben a que el equipo BES TD-850, está operando

actualmente en Upthrust (Desgaste por empuje ascendente).


eficiencia de la bomba es del 48%, cuando la máxima eficiencia de la bomba es

del 60%.

También se puede observar que el punto de diseño teórico del equipo BES está

propuesto para operar en la región de Upthrust, lo cual no es recomendable en el

diseño de equipos BES porque reduce la vida útil del equipo.

Ps actual =829,2 psi Problemas en el reservorio)

Grá

fica

3.1

5 A

NÁ

LIS

IS N

OD

AL

- C

OM

PO

RT

AM

IEN

TO

DE

LA

BO

MB

A -

PO

ZO

GT

A-4

2D

F

UE

NT

E:

An

ális

is S

ub

PU

MP

, C

om

por

tam

ient

o d

e la

Bo

mb

a (T

DH

) P

ozo

GT

A-4

2D

. R

EA

LIZ

AD

O P

OR

: Je

nni

fer

Hin

ojo

sa,

Hu

mb

erto

Go

yes.

142

143

3.1.4.6 Análisis Pozo LAG-25

Dentro de las correlaciones de flujo multifásico vertical más confiables están las

de “Hagedorn &Brown (1965)”, el pozo LAG-25 es vertical, se opta por usar estas

correlaciones en el desarrollo del análisis nodal de este pozo. En la tabla 3.11, se

presentan los parámetros estimados de operación del Equipo BES, REDA DN-

725.


LAG-25

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/REDA DN-725 – POZO LAG-25



Corriente de operación, Amps: 39,7 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 28

Voltaje de operación, Volts : 1.083 Vol. de gas libre dentro de la bomba, %: 5,1


Eficiencia del motor, %: 69 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.360


Potencia de operación de la bomba, HP: 39 Presión de fondo fluyente, psig: 1.426

FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo LAG-25. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.



Tabla 3.12 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO LAG-25

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W

(Bbl/D)



1 9.669,65 6.627,64 3.042,02 14,12 16,64 3.035,32

2 9.037,63 5.907,46 3.130,17 188,92 222,58 3.755,5

3 8.748,86 5.187,57 3.561,29 363,72 428,52 4.477,16

4 8.665,11 4.468,65 4.196,46 538,51 634,46 5.199,99

5 8.654,27 3.755,99 4.898,27 713,31 840,39 5.923,45

6 8.704,69 3.041,39 5.663,3 888,11 1.046,33 6.660,2

7 8.747,26 2.331,54 6.415,72 1.062,9 1.252,27 7.396,29

8 9.003,26 1.584,52 7.418,74 1.237,7 1.458,21 8.159,45

PumpOff 9.167,56 333,15 8.834,4 1.412,5 1.664,15 9.471,77

Diseño 8.882,25 5.639,4 3.242,85 254 299,25 4.024,01

FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo LAG-25. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

144

En las gráficas 3.16 y 3.17, se muestra el análisis nodal del pozo LAG-25,

comparando el TDH teórico (4.906 ft) con el TDH aportado actualmente (3.243 ft),

existe pérdida del 34% de la capacidad de levantamiento de la bomba, pérdida de

producción del 60%, el equipo BES de este pozo está diseñado para producir

cerca de 715 BFPD, pero produce 254 BFPD.

Gráfica 3.16 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO LAG-25





están levemente separadas, indicando ligero daño en la formación, por la pérdida

de presión entre los perforados y el intake.



145

Gráfica 3.17 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO LAG-25


En la gráfica 3.18, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH), donde se

observa que el punto de operación actual de la bomba, difiere del punto de

diseño, teniendo pérdidas en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la

producción, estás pérdidas principalmente se deben a que el equipo BES TD-

450, está operando actualmente en Downthrust (Desgaste por empuje

descendente),

El pozo está produciendo muy por encima del punto de burbuja (800 psi), es

posible lograr mayor producción si se logra producir con un factor de seguridad de

200 psi sobre la presión de burbuja.

Con ayuda de la curva estándar de la bomba, se determina que la eficiencia es de

42%, una de las causas podría ser por obstrucción de sólidos, en el historial de

reacondicionamiento se registran problemas en la bomba por presencia de

sólidos. También se observa, que el punto de diseño teórico del equipo BES está

planteado para operar cerca de la región de Upthrust, esto no es recomendable,

porque disminuye el tiempo de vida útil del equipo BES.

Ps actual =1.629,4 psi (Problemas en el reservorio)

Grá

fica

3.1

8 A

NÁ

LIS

IS N

OD

AL

- C

OM

PO

RT

AM

IEN

TO

DE

LA

BO

MB

A -

PO

ZO

LA

G-2

5

FU

EN

TE

: A

nál

isis

Su

bP

UM

P,

Co

mp

orta

mie

nto

de

la B

om

ba

(TD

H)

Po

zo L

AG

-25.

RE

AL

IZA

DO

PO

R:

Jen

nife

r H

inoj

osa

, H

um

ber

to G

oye

s.

146

147

3.1.4.7 Análisis Pozo LAG-48D

Para el pozo LAG-48D, se opta por usar las correlaciones de flujo multifásico de

“Beggs & Brill (1973)”, estas correlacione se ajustan mejor en el desarrollo del

análisis nodal de este pozo.

En la tabla 3.13, se presenta los parámetros estimados de operación del Equipo

BES, CENTRILIFT FC-450.


LAG-48D

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/CENTRILIFT FC-450 – POZO LAG-48D

Frecuencia de diseño, Hz: 55,4 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 449,69


Corriente de operación, Amps: 42,1 Vol. de gas libre entrada de la bomba, %: 1



Eficiencia del motor, %: 79,48 Presión de entrada a la bomba, psig: 548

Interferencia por gas: Desgasificar Presión de descarga, psia: 3.581

Potencia de operación de la bomba, HP: 27,6 Presión de fondo fluyente, psig: 597

FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo LAG-48D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.



Tabla 3.14 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO LAG-48D

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)



1 9.894,16 10.097,99 -203,82 4,19 4,84 -100,12

2 9.896,95 8.958,79 938,16 56,02 64,67 1.030,02

3 9.892,18 7.819,62 2.072,56 107,85 124,51 2.237,84

4 9.869,49 6.680,48 3.189,01 159,68 184,35 3.538,55

5 9.847,96 5.541,38 4.306,58 211,51 244,19 4.745,10

6 9.819,06 4.402,36 5.416,70 263,34 304,03 5.902,80

7 9.776,87 3.263,25 6.513,62 315,16 363,86 7.074,81

8 9.773,61 2.125,02 7.648,59 366,99 423,70 8.247,94

PumpOff 9.323,57 306,24 9.017,33 418,82 483,54 10.145,05

Diseño 9.776,25 3.244,9 6.531,35 316 364,83 7.093,78 FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo LAG-48D. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

148

En las gráficas 3.19 y 3.20, se muestra el análisis nodal del pozo LAG-48D,

comparando el TDH teórico (8.281 ft) con el TDH aportado actualmente (6.531,4

ft), se tiene pérdida del 21,13% de la capacidad de levantamiento de la bomba,

pérdida de producción del 14,9%, el equipo BES de este pozo está diseñado para

producir cerca de 390 BFPD, pero produce 316 BFPD.

Gráfica 3.19 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO LAG-48D


En la gráfica 3.20, se observa que el equipo BES, está operando dentro de los


la separación que existe entre la curva IPR y la curva de presión de succión,

indica pérdidas de presión desde los perforados hasta el intake, se recomienda

estimular el reservorio, por aumento del daño en la formación, se evidencia

disminución en la presión de reservorio (tomar B’UP). La presión del sistema (ΔP),

es de 2.400 psi, este valor es la presión total que actualmente suministra la

bomba para obtener el caudal producido.

149

Gráfica 3.20 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO LAG-48D


En la gráfica 3.21, se muestra el comportamiento de la Bomba (TDH), donde se

observa que el punto de operación actual de la bomba, difiere del punto de

diseño, la curva del sistema del pozo y la curva de comportamiento de la bomba a

la frecuencia actual no se intersecan en el punto de diseño, teniendo pérdidas en

la capacidad de levantamiento de la bomba y en la producción.

A pesar de que actualmente la bomba se encuentra trabajando dentro del rango

óptimo no está operando a la eficiencia máxima (60%).


eficiencia de la bomba es de 43,8%, el punto de diseño teórico del equipo BES

está planteado para operar dentro de la región de rango óptimo, no es

recomendable realizar trabajos de optimización, con la finalidad de alargar la vida

útil del equipo BES.

Ps actual =355,3 psi (Problemas en el reservorio)

Grá

fica

3.2

1 A

NÁ

LIS

IS N

OD

AL

- C

OM

PO

RT

AM

IEN

TO

DE

LA

BO

MB

A -

PO

ZO

LA

G-4

8D

F

UE

NT

E:

An

ális

is S

ub

PU

MP

, C

om

por

tam

ient

o d

e la

Bo

mb

a (T

DH

) P

ozo

LA

G-4

8D

. R

EA

LIZ

AD

O P

OR

: Je

nni

fer

Hin

ojo

sa,

Hu

mb

erto

Go

yes.

150

151

3.1.4.8 Análisis Pozo PRH-10

El pozo PRH-10 es vertical, se opta por usar las correlaciones de flujo multifásico

vertical de “Hagedorn &Brown (1965)” en el desarrollo del análisis nodal de este

pozo. En la tabla 3.15, se presentan los parámetros estimados de operación del

Equipo BES, REDA/ DN-1100.


PRH-10

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/REDA DN-1100 – POZO PRH-10






Eficiencia del motor, %: 69,15 Presión de entrada a la bomba, psig: 844,1


Potencia de operación de la bomba, HP: 38,5 Presión de fondo fluyente, psig: 909

FUENTE: Análisis SubPUMP, Reporte Detallado Pozo PRH-10. REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.



Tabla 3.16 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO PRH-10

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)



1 9.373,41 6.180,15 3.193,26 7,91 9,18 3.154,38

2 8.060,56 5.594,30 2.466,26 105,77 122,82 3.758,76

3 7.367,64 5.007,07 2.360,57 203,63 236,45 4.366,00

4 7.111,82 4.418,72 2.693,09 301,50 350,09 4.976,05

5 6.987,04 3.830,38 3.156,67 399,36 463,72 5.588,73

6 7.283,42 3.208,44 4.074,98 497,22 577,36 6.214,94

7 7.814,09 2.513,5 5.300,59 595,09 690,99 6.918,54

8 8.492,32 1.659,64 6.832,68 692,95 804,62 7.808,23

PumpOff 9.265,21 377,34 8.887,87 790,81 918,26 9.198,23

Diseño 7.204,79 3.327,7 3.877,09 479 556,2 6.095,94


152

En las gráficas3.22 y 3.23, se muestra el análisis nodal del pozo PRH-10,

comparando el TDH teórico (5.630 ft) con el TDH aportado actualmente (3.877 ft),

se determina la pérdida del 31% de la capacidad de levantamiento de la bomba,


producir cerca de 616 BFPD, pero produce 479 BFPD.

Gráfica 3.22 ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO PRH-10




el caudal mínimo de operación recomendado es 516 BFPD y actualmente se

están produciendo cerca de 479 BFPD.


actualmente suministra la bomba para obtener el caudal actual.

153

Gráfica 3.23 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO PRH-10



observando que el punto de operación actual de la bomba, difiere con el punto de

diseño, teniendo que la curva del sistema del pozo y la curva de comportamiento

de la bomba a la frecuencia actual no se intersecan en el punto de diseño,

generando pérdidas en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la

producción.

A pesar de que actualmente la bomba se encuentra trabajando dentro del rango

óptimo no está operando a la eficiencia máxima, está operando muy cerca de la

región de Downthrust, con ayuda de la curva estándar de la bomba, se puede

determinar que la eficiencia de la bomba es del 50%, una de las causas

principales que influye en la pérdida de producción y eficiencia es debido al

mecanismo de empuje presente en la arena “U”, la cual tiene un decremento

importante en la presión de reservorio.


Grá

fica

3.2

4AN

ÁL

ISIS

NO

DA

L -

CO

MP

OR

TA

MIE

NT

O D

E L

A B

OM

BA

- P

OZ

O P

RH

-10

F

UE

NT

E:

An

ális

is S

ub

PU

MP

, C

om

por

tam

ient

o d

e la

Bo

mb

a (T

DH

) P

ozo

PR

H-1

0.

RE

AL

IZA

DO

PO

R:

Jen

nife

r H

inoj

osa

, H

um

ber

to G

oye

s.

154

155

3.1.4.9 Análisis Pozo PRH-11

El pozo PRH-11 es vertical, se opta por usar las correlaciones de flujo multifásico

vertical de “Hagedorn &Brown (1965)” en el desarrollo del análisis nodal de este

pozo. En la tabla 3.17, se presenta los parámetros estimados de operación del

Equipo BES, REDA/ DN-475.


PRH-11

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES/REDA DN-475 – POZO PRH-11

Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total prom. de la bomba, Bls/D: 470,27




Eficiencia de la bomba, %: 35 Cabeza dinámica total (TDH), ft: 6.234,5

Eficiencia del motor, %: 74,8 Presión de entrada a la bomba, psig: 655,8


Potencia de operación de la bomba, HP: 33,1 Presión de fondo fluyente, psig: 699,4




Tabla 3.18 CÁLCULOS DEL ANÁLISIS NODAL DEL POZO PRH-11

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)



1 9.441,99 3.975,14 5.466,85 5,3 6,41 5.434,13

2 7.853,94 3.669,41 4.184,53 70,83 85,68 5.754,91

3 7.190,47 3.345,98 3.844,49 136,36 164,96 6.080,13

4 7.179,97 3.003,59 4.176,38 201,89 244,23 6.423,33

5 7.420,98 2.626,66 4.794,32 267,43 323,51 6.803,76

6 7.714,66 2.209,5 5.505,16 332,96 402,78 7.228,82

7 8.099,09 1.738,95 6.360,14 398,49 482,06 7.720,23

8 8.610,77 1.177,1 7.433,66 464,03 561,33 8.320,6

PumpOff 9.179,77 338,2 8.841,57 529,56 640,61 9.243,09

Diseño 7.150,76 3.225,38 3.925,38 160 193,55 6.200,93


156

En las gráficas 3.25 y 3.26, se muestra el análisis nodal del pozo PRH-11,

comparando el TDH teórico (6.234,5 ft) con el TDH aportado actualmente (3.925,4

ft), se tiene pérdida del 37% de la capacidad de levantamiento de la bomba y


producir cerca de 388,8 BFPD, pero se produce 160 BFPD.

Gráfica 3.25ANÁLISIS NODAL - TDH VS CAUDAL - POZO PRH-11




ya que el caudal mínimo de operación recomendado es 178,4 BFPD y

actualmente se están produciendo cerca de 160 BFPD, además se observa que

existe ligero daño en la formación ya que la curva IPR y la curva de succión están

levemente separadas.


actualmente suministra la bomba para obtener el caudal actual.

157

Gráfica 3.26 ANÁLISIS NODAL - PRESIÓN VS CAUDAL - POZO PRH-11



observando que el punto de operación actual de la bomba, difiere con el punto de

diseño, ya que la curva del sistema del pozo y la curva de comportamiento de la

bomba a la frecuencia actual no se intersecan en el punto de diseño, teniendo

pérdidas en la capacidad de levantamiento de la bomba y en la producción. A

pesar de que actualmente la bomba se encuentra trabajando dentro del rango

óptimo no está operando a la eficiencia máxima.


eficiencia de la bomba es de 35%, esto se debe al desgaste de las etapas ya que

el tiempo de operación (run life) es de 890 días. Se tiene posible hueco en

tubería, ya se ha venido registrando una pérdida paulatina de la producción, y una

tendencia ascendente de la presión de cabeza, además en el WO #1, se realiza

un cambio de BHA por comunicación tubing-casing, ya que los fluidos son muy

corrosivos.


Grá

fica

3.2

7 A

NÁ

LIS

IS N

OD

AL

- C

OM

PO

RT

AM

IEN

TO

DE

LA

BO

MB

A -

PO

ZO

PR

H-1

1

FU

EN

TE

: A

nál

isis

Su

bP

UM

P,

Co

mp

orta

mie

nto

de

la B

om

ba

(TD

H)

Po

zo P

RH

-11.

RE

AL

IZA

DO

PO

R:

Jen

nife

r H

inoj

osa

, H

um

ber

to G

oye

s.

158

159

3.1.5 ANÁLISIS DE LOS POSIBLES PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN

LOS POZOS SELECCIONADOS

La mayoría de los pozos con sistema BES del Área Lago Agrio, se encuentran

operando fuera del rango de operación recomendado, aunque es muy complicado

conocer con certeza las causas, es importante analizar los posibles problemas

que se pueden presentar en el sistema pozo-reservorio, con ayuda de los

historiales de producción y de reacondicionamiento, se puede determinar que son

diversos los problemas que afectan la producción:

3.1.5.1 Problemas del Yacimiento

Esto se debe principalmente a la depletación natural que existe en el Área Lago

Agrio, ya que Guanta, Parahuacu y Lago Agrio son campos maduros, por lo que

se tiene un bajo potencial en los pozos, lo que quiere decir que la formación no es

capaz de aportar suficiente caudal para que la bomba trabaje dentro de los límites

recomendados, razón por la cual algunos equipos BES quedan

sobredimensionados.

Existen pozos con bajo potencial, que están produciendo dentro del rango óptimo,

en los cuales es recomendable mantener las condiciones actuales de producción,

para evitar una mayor depletación y obtener mayor tiempo de vida útil de los

equipos BES.

Dentro de los problemas del yacimiento, también se presentan los diferentes tipos

de daño, siendo los más comunes el daño en la formación (incremento) y el daño

por penetración parcial.

3.1.5.2 Problemas en el Equipo BES

Estos problemas se generan principalmente por los fluidos altamente corrosivos,

formación de escala, taponamiento por presencia de gas libre, obstrucción por

sólidos, fluidos abrasivos, entre otros; las etapas son las que sufren el mayor

desgaste reduciendo la eficiencia de levantamiento de la bomba.

160

3.1.5.3 Problemas Eléctricos

Esto ocurre cuando en el motor electrosumergible una de las fases se encuentra a

tierra, la energía entregada a la bomba por el motor es menor y por ende también

la eficiencia de levantamiento, esto se conoce como desbalance de fases.

3.1.5.4 Problemas en el Tubing

Cuando existe hueco en la tubería de producción existe comunicación con el

casing, lo que genera una reducción en la presión de intake y una pérdida de

producción, además se podría tener taponamiento por problemas de formación

escala.

CAPÍTULO 4

IMPLEMENTACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN LOS POZOS

SELECCIONADOS DEL ÁREA LAGO AGRIO

Del análisis nodal de los pozos seleccionados que operan con sistema de bombeo

electrosumergible en el Área Lago Agrio, se puede determinar los problemas que

existen en el sistema BES, llegando a la conclusión, que la mayoría de los pozos

no están trabajando dentro de los rangos óptimos de operación.

En este capítulo, se procede a realizar una propuesta técnica para solucionar los

problemas existentes en los pozos seleccionados, de tal manera que con la

intervención planteada se logra optimizar la producción de petróleo en el Área

Lago Agrio.

El diseño de los equipos BES, se realiza con el software SubPUMP, es un

simulador muy eficiente en lo referente a cálculos de diseño, el programa cuenta

con una amplia variedad de equipos BES, de las compañías fabricantes de

bombas electrosumergibles, razón por la cual es muy importante tomar en cuenta

los criterios de diseño del sistema de producción.

4.1 PROPUESTA TÉCNICA PARA OPTIMIZAR EL SISTEMA DE

BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA LOS POZOS

SELECCIONADOS DEL ÁREA LAGO AGRIO

La optimización de la producción mediante análisis nodal, consiste en realizar

varios análisis de sensibilidad de las variables más importantes y cuantificar su

impacto sobre la producción, las variables que mayor impacto tienen sobre la

producción son los cuellos de botella del sistema. Las oportunidades de mejoras

162

se deben buscar tanto en variables de “Outflow” y en variables del “Inflow” ó

demanda. Finalmente se selecciona la mejor opción técnico-económica.

La propuesta técnica planteada en el presente estudio, tiene como finalidad

optimizar la producción, tomando en cuenta los siguientes aspectos:

· Alternativa No.1: Rediseño de los Equipos BES de los pozos

seleccionados, sin considerar trabajos de remoción de daño en las

formaciones que actualmente se hallen produciendo en cada pozo, es

decir a las condiciones actuales de reservorio.

· Alternativa No.2: Rediseño de los Equipos BES, considerando trabajos de

remoción de daño en la formación, con la finalidad de lograr un aumento

en la eficiencia de flujo, estos trabajos se aplicarán en pozos que sean

candidatos a realizar este estudio.

4.1.1 DISEÑO DE UN SISTEMA DE BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE UTILIZANDO EL SOFTWARE SUBPUMP

Cada caso de dimensionamiento debe ser estudiado con criterio técnico-

económico que permita acercarse a la solución másóptima del problema. Esta

advertencia surge como necesidad, dada la gran variedad de elementos de

selección con alto valor relativo que componen una unidad electrosumergible. En

principio, debemos procurar que los diseños nunca deben estar

sobredimensionados, con el objetivo de alargar la vida útil del equipo BES y la

vida productiva del pozo.

4.1.1.1 Datos Básicos

Para el dimensionamiento de equipos BES, es fundamental contar con datos

actuales y confiables, por lo tanto se debe realizar un análisis de datos del pozo,

que se usan en el diseño. La información recolectada tendrá un efecto

significativo en la selección y en el rendimiento real del equipo.

163

Los datos requeridos para el diseño de un equipo electrosumergible, se resumen

a continuación:

1. Datos del Pozo

· Especificaciones de la tubería de revestimiento (tamaño y peso)

· Especificaciones de la tubería de producción (tamaño, tipo y conexión)

· Profundidad de pozo

· Intervalo de las perforaciones

2. Datos de Producción

· Presión de cabeza del pozo

· Caudal de producción actual

· Presión de fondo fluyente

· Presión del yacimiento

· Caudal de producción deseado

· Relación gas – petróleo (GOR)

· Corte de agua (BSW)

3. Condiciones del Fluido de Pozo

· Gravedad específica del agua

· Gravedad específica del petróleo o API

· Gravedad específica del gas

· Presión de burbuja

· Viscosidad del petróleo

· Salinidad del fluido

· Factores volumétricos de cada fase.

4. Suministro de Energía Eléctrica

· Voltaje primario disponible y capacidad

· Frecuencia

164

5. Posibles Problemas

· Arena

· Corrosión

· Parafina

· Escala

· Emulsión

· Gas

· Temperatura

4.1.1.2 Pasos para el diseño de equipos BES

Para el diseño apropiado de un equipo electrosumergible se han establecido el

siguiente procedimiento:

PASO I: DATOS BÁSICOS

Recopilar y analizar los datos referidos a la producción del pozo,

fluidos y energía eléctrica.

PASO II: CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN

Determinar la productividad del pozo a la profundidad deseada de

operación del equipo, o determinar la profundidad de operación para

la producción deseada.

PASO III: ALTURA DINÁMICA TOTAL (TDH)

Calcular la altura dinámica total.

PASO IV: TIPO DE BOMBA

Seleccionar el tipo de bomba adecuado para una altura y capacidad

dadas, que tendrá la máxima eficiencia para el volumen deseado o

estimado.

PASO V: TAMAÑO ÓPTIMO DE COMPONENTES

Determinar el tamaño óptimo de la bomba, motor y sección sellante.

PASO VI: CABLE ELÉCTRICO

Seleccionar el tipo y medida del cable

PASO VII: ACCESORIOS Y OTROS EQUIPAMIENTOS

Seleccionar:

165

ü Equipo accesorio de fondo de pozo

ü Tamaño y tipo de controlador del motor

ü Tamaño y tipo de transformador

ü Tamaño y tipo del cable de superficie

ü Tamaño y tipo del cabezal de pozo

ü Equipo de servicio requerido para la instalación completa

ü Equipo opcional

PASO VIII: CALCULOS DE SEPARACIÓN DE GAS

Si la relación gas-petróleo lo justifica, seleccionar ya sea el

separador incorporado o el separador de gas, además de un

dispositivo avanzado para manejo de gas (AGH).

PASO IX: SISTEMA DE BOMBEO DE VELOCIDAD VARIABLE

Si las condiciones así lo aseguran, seleccionar la frecuencia de

operación adecuada para cada bomba eléctrica sumergible.

El procedimiento para el diseño de equipos BES en el software SubPUMP, está

descrito en el Anexo No 6.

4.1.1.3 Rediseño de equipos BES en los pozos seleccionados del Área Lago Agrio

El rediseño de equipos BES, tiene como objetivo analizar la factibilidad de realizar

un incremento de la producción en los pozos seleccionados, las principales

variables que hay que tomar en cuenta para realizar el rediseño de equipos BES

son:

· Producción deseada

· Profundidad de asentamiento de la bomba

· Presión de intake

Tomando en cuenta los requerimientos, se procede a plantear las propuestas

técnicas para optimizar la producción en los pozos: Guanta-23D, Guanta-25D,

Guanta-41D, Guanta-42D, Lago Agrio-25, Parahuacu-10, Parahuacu-11. En las

propuestas técnicas se toman en cuenta las siguientes consideraciones:

166

1. La frecuencia de diseño empleada es menor a 60 Hz, se hace con el

objetivo de tener un rango de maniobrabilidad con la producción del pozo y

principalmente en caso de tener presiones de intake bajas, y producción de

gas libre, para evitar problemas por bloqueos de gas.

2. En los casos en donde la velocidad de flujo es menor a 1 ft/seg, se instala

una camisa refrigerante con el motor, con el objetivo de mejorar la

velocidad de fluido y con ello la refrigeración del motor.

3. Se elige ubicar al equipo BES, a 100 pies por encima de los punzados; con

el objetivo de contar con una aceptable separación natural de gas y tener

una presión de intake más cercana a la presión dinámica de fondo.

4. No se elabora propuesta de cambio de equipo BES o realización de trabajo

de reacondicionamiento en pozos donde se ha instalado recientemente el

equipo BES, que estén trabajando dentro de los rangos óptimos de

operación y que además las condiciones del sistema pozo/reservorio no

permitan realizar una optimización técnica y económicamente aplicable,

como es el caso de los pozos Guanta-01(En donde, Pwf<Pb) y Guanta 48D

(Bajo potencial y opera en el rango óptimo), con el objetivo de maximizar la

vida útil del equipo y evitar una prematura depletación del reservorio.

5. La Alternativa No. 2, se aplica únicamente a pozos que presenten daño en

la formación, caso contrario, solo se aplica la Alternativa No.1 que consiste

en el rediseño de equipos BES sin considerar la remoción de daño.

4.1.1.3.1 Alternativa Técnica Pozo Guanta-23D

4.1.1.3.1.1 Alternativa No.1 para el pozo Guanta-23D

La propuesta plantea como objetivo el rediseño del equipo BES, sin remover el

daño de formación. A estas condiciones el pozo puede producir una tasa de 900

BFPD, con una presión de intake de 1.573,89 psia, se obtiene un incremento de

producción de 750 BFPD, la producción actual es de 151 BFPD. No se elige una

167

tasa mayor de producción para evitar problemas por ingreso de gas libre a la

bomba y una depletación mayor del reservorio.

En la tabla 4.1, se muestra el equipo diseñado para esta propuesta.

Tabla 4.1 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO GTA-23D

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-23D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes

168

En la tabla 4.2, se muestra los parámetros de operación estimados por el software

SubPUMP, en la tabla 4.3, se indica los cálculos realizados para la construcción

de la curva de sistema del pozo.

Tabla 4.2 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO

BES TA-1200

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO TA-1200/ALTERNATIVA No.1 GTA-23D

Frecuencia de diseño, Hz: 55 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 1.060,50

Velocidad de operación, RPM: 3.194 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 899,81

Corriente de operación, Amps: 28,2 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 14,4

Voltaje de operación, Volts: 1.200,83 Eficiencia separación natural de gas, %: 70

Eficiencia de la bomba, %: 53,2 Eficiencia del separador de gas, %: 70

Eficiencia del motor, %: 81,88 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 1,5

Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 3.845,68

Potencia de oper. de la bomba, HP: 45,5 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.772,7

Nivel de fluido (MD), ft: 5.229,77 Presión de descarga, psig: 3.165,3

Corte de agua, %: 3 Presión de fondo, psig: 1.804,5


Tabla 4.3 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO GUANTA 23D

ALTERNATIVA No.1

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 9.545,52 9.814,29 -268,77 15,68 18,49 -127,82

2 9.477,21 8.735,67 741,54 209,78 247,25 936,22

3 9.169,1 7.657,55 1.511,55 403,88 476,01 2.004,07

4 8.751,8 6.579,78 2.172,02 597,98 704,77 3.236,07

5 8.741,37 5.501,71 3.239,65 792,08 933,53 4.481,62

6 8.752,2 4.423,81 4.328,4 986,18 1.162,3 5.749,81

7 8.770,61 3.346,21 5.424,4 1.180,28 1.391,06 6.899,41

8 8.945,08 2.224,37 6.720,71 1.374,38 1.619,82 8.046,37

PumpOff 9.080,71 174,19 8.906,53 1.568,48 1.848,58 10.192,01

Diseño 8.748,5 4.902,46 3.846,03 900 1.060,72 5.183,12


En la gráfica 4.1, se muestra la curva de comportamiento del Inflow y Outflow,

para la Alternativa No.1, mientras que la gráfica 4.2, indica la curva de

comportamiento de la bomba (TDH) a diferentes frecuencias de operación.

169

Gráfica 4.1 COMPORTAMIENTO DEL INFLOW / OUTFLOW

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-23D (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

Gráfica 4.2 CURVA DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA (TDH)


Producción de diseño 899,81 Bls std

Presión del sistema ΔP=Pd-Ps ΔP=1.393 psi

DOWNTHRUST RANGO ÓPTIMO

UPTHRUST Caudal a condiciones de sitio = 1.060 Bls/D TDH=3.845 ft

170

En la figura 4.1, se indica las condiciones finales de operación, en donde se

muestra todos los parámetros de diseño y requerimientos de un equipo BES.

Además de las condiciones mostradas en la figura 4.1, se tienen las siguientes

variables que son muy importantes en el diseño de un equipo BES:

ü Profundidad de la Bomba MD/TVD, ft: 10.196,00/9.650,27

ü Tope de la Formación MD/TVD, ft: 10.296,00/9.750,26

ü Temp. de Fondo, °F: 236,0

ü Gravedad del Petróleo, °API: 29,7

Este pozo presenta un daño total negativo, St= -2 (tabla 2.6), no se toma en

cuenta la Alternativa No. 2, que consiste en trabajos de remoción de daño, antes

de instalar el equipo electrosumergible.

Figura 4.1 CONDICIONES FINALES DE OPERACIÓN (ALTERNATIVA No.1)

POZO GTA-23D


171



En esta propuesta, se plantea el rediseño del equipo BES, sin remover el daño de

formación, a estas condiciones el pozo puede producir una tasa de 258,38 BFPD

con una presión de intake de 1.278,2 psia, se obtiene un incremento de la

producción de 98,38 BFPD con respecto de la producción actual que es de 160

BFPD. La presión de fondo dinámica a la tasa seleccionada está a 100 psi por

encima del punto de burbuja, es recomendable para evitar la entrada de gas libre

a la bomba y la cavitación, con la finalidad de alargar la vida útil del equipo. En la

tabla 4.4, se muestra el equipo escogido para esta propuesta.



172

En la tabla 4.5, se presenta los parámetros de operación estimados por el

software SubPUMP, en la tabla 4.6, se indica los cálculos realizados para la

construcción de la curva de sistema del pozo.


BES TD-300

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO TD-300/ALTERNATINA No. "1" GTA-25D

Frecuencia de diseño, Hz: 53 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 314,06



Voltaje de operación, Volts: 662,50 Eficiencia separación natural de gas, %: 80









ALTERNATIVA No.1

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 9.194,55 4.646,71 4.547,84 7,55 9,17 5.739,37

2 9.182,19 4.247,37 4.934,83 100,91 122,66 6.194,72

3 9.103,36 3.847,3 5.256,06 194,28 236,15 6.629,78

4 8.962,34 3.446,98 5.515,36 287,65 349,64 7.054,69

5 8.724,24 3.027 5.697,24 381,02 463,13 7.481,61

6 8.502,15 2.557,74 5.944,41 474,39 576,62 7.956,45

7 8.410,79 2.011,64 6.399,15 567,76 690,11 8.512,7

8 8.430,93 1.330,6 7.100,32 661,13 803,6 9.220,02

PumpOff 8.295,8 207,17 8.088,64 754,5 917,09 10.423,42

Diseño 9.013,78 3.565,63 5.448,15 260 316,03 6.929,49



para la Alternativa No.1, mientras que en la gráfica 4.4, se indica la Curva de


173





Producción de diseño 258 Bls std



UPTHRUST Caudal a condiciones de sitio = 314 Bls/D TDH=5.444 ft

174









Este pozo presenta un daño total negativo, St=-0,3 (tabla 2.6), no se toma en

cuenta la Alternativa No. 2, que consiste en trabajos de remoción de daño, antes

de instalar el equipo electrosumergible.


POZO GTA-25D


175



En esta propuesta, se plantea el rediseño del equipo BES, sin remover el daño de

formación. A estas condiciones el pozo puede producir una tasa de 695,72BFPD

con una presión de intake de 1.378,5psia, se obtiene un incremento de la

producción de 411,72 BFPD con respecto de la producción actual de 284 BFPD.

La presión de fondo dinámica a la tasa escogida está 200 psi por encima del

punto de burbuja, que es recomendable para evitar la entrada de gas libre a la

bomba y la cavitación, con la finalidad de alargar la vida útil del equipo.

En la tabla 4.7, se muestra el equipo escogido para esta propuesta.

Tabla 4.7 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 1 POZO GTA-41D


176

En la tabla 4.8, se muestra los parámetros de operación estimados por el software

SubPUMP, en la tabla 4.9, se indica los cálculos realizados para la construcción

de la curva de sistema del pozo.


BES D-950

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO D-950/ALTERNATIVA No.1 GTA-41D








Potencia de oper. de la bomba, HP: 32 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.378,5





ALTERNATIVA No.1

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 8.457,87 4.688,54 3.769,33 21,62 24,54 5.081,48

2 8.236,52 4.264,72 3.971,80 289,16 328,22 5.641,62

3 7.617,48 3.841,54 3.775,95 556,69 631,90 6.214,56

4 7.547,08 3.417,72 4.129,36 824,23 935,58 6.764,64

5 7.591,84 2.986,48 4.605,35 1.091,77 1.239,25 7.280,19

6 7.753,49 2.519,38 5.234,11 1.359,30 1.542,93 7.781,86

7 7.990,04 2.001,40 5.988,64 1.626,84 1.846,61 8.318,51

8 8.243,52 1.375,16 6.868,36 1.894,38 2.150,29 8.968,78

PumpOff 8.580,46 310,31 8.270,15 2.161,91 2.453,97 10.102,94

Diseño 7.561,83 3.614,51 3.947,32 700,00 794,56 6.513,8



para la Alternativa No.1, mientras que en la gráfica 4.6, se indica la Curva de


177






UPTHRUST

Caudal a condiciones de sitio = 789 Bls/D TDH=3.942 ft



178









El daño total en este pozo es de St= 2,9 (tabla 2.6), por lo que se procede a

realizar la Alternativa No. 2, que consiste en ejecutar trabajos de remoción de

daño, antes de instalar el equipo electrosumergible.


POZO GTA-41D

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Guanta-41D (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes

179


El pozo GTA-41D, presenta un daño total, St = 2,9 (tabla 2.6); estimado en el

última prueba de B’up, por lo tanto es recomendable realizar trabajos de remoción

del daño de formación, con la finalidad de mejorar el potencial del pozo y por

consiguiente incrementar la producción.

Este pozo produce de la arena “BT”, se perforó en todo su espesor (ht= hp= 12ft),

por lo tanto, no se tiene daño por penetración parcial, por consiguiente se

considera al daño de formación como daño total, el mismo que puede ser

removido con tratamientos químicos o de otro tipo.

En la tabla 4.10 se muestra los resultados estimados que se obtiene, si se logra

eliminar por completo el daño de formación (Sf), se obtiene como principal

conclusión que manteniendo la misma presión de fondo, se tiene que la variación

de caudal de petróleo recuperado es cerca de 408 BPPD, comparando la

producción actual (a la fecha de cierre de información) con la producción que se

obtiene si se removiera el daño de formación.

La tabla 4.10, se obtiene, a partir de la gráfica 4.7, usando la presión de fondo e

interpolando, con la IPR (Sf = 2,9) y con la IPR (Sf=0), luego se baja hasta el

caudal en superficie y se lee los valores de Qo para cada curva.

Tabla 4.10 EFECTO DE LA DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN

Dato S=2,9 S=0 Pr, psia 1.835 1.835 Pwf, psia 1.412 1.412 Q, BFPD 284 850 Qo, BPPD 204 612 St 2,9 0 Sf 2,9 0 Sp 0 0 ΔPs, psia 79,26 0 EF 0,81 1

REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes

180

La gráfica 4.7, muestra las IPR para las condiciones de daño estimado en las

pruebas de restauración de presión (St= 2,9) y una sensibilidad con un valor de

St= 0. La curva de influjo, sirve para mostrar el efecto que se puede lograr al

remover el daño, así la sensibilidad a dicho parámetro indica que de mantenerse

las condiciones de fondo fluyente en 1.398 psia, si se logra reducir el daño, Sf= 0,

la producción puede aumentar de 700 BFPD (Alternativa No. 1) a 850 BFPD

(Alternativa No. 2), lo que en términos porcentuales significa un incremento de

21,4%.

Gráfica 4.7 CURVA DE INFLUJO DEL YACIMIENTO – IPR Y EFECTO DE LA

DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN


Para el diseño del equipo BES, se toma en cuenta las condiciones de la

Alternativa No. 2, donde la producción deseada es de 850 BFPD. En la tabla 4.11,

se muestra el equipo seleccionado para este caso, en la tabla 4.12, se muestra

los parámetros de operación estimados por el software SubPUMP y en la tabla

4.13, se indica los cálculos realizados para la construcción de la curva de sistema

del pozo.

181

Tabla 4.11 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 - POZO GTA-41D



BES DN-1100

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO DN-1100/Alternativa No.2 GTA-41D












182


ALTERNATIVA No.2

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 8.455,70 4.688,53 3.767,17 26,42 29,99 5.081,49

2 8.112,14 4.264,77 3.847,37 353,35 401,08 5.641,79

3 7.563,43 3.841,48 3.721,95 680,28 772,18 6.214,73

4 7.533,19 3.417,75 4.115,43 1.007,21 1.143,27 6.764,62

5 7.598,80 2.987,07 4.611,73 1.334,14 1.514,37 7.279,52

6 7.847,96 2.520,30 5.327,65 1.661,07 1.885,46 7.780,82

7 8.060,67 2.002,64 6.058,03 1.988,00 2.256,56 8.317,20

8 8.329,73 1.377,45 6.952,28 2.314,93 2.627,65 8.966,36

PumpOff 8.682,55 310,31 8.372,24 2.641,85 2.998,75 10.102,94

Diseño 7.542,25 3.621,46 3.920,79 850,00 964,83 6.504,67


En la gráfica 4.8, se indica la curva de comportamiento de la bomba (TDH), a

diferentes frecuencias de operación, el equipo está diseñado dentro de los rangos

óptimos de producción con la finalidad de alargar la vida útil del equipo.




UPTHRUST


183

En la figura 4.4, se muestra las condiciones finales de operación del equipo

diseñado para este caso, tomando en cuenta que la profundidad de asentamiento

de la bomba es la misma que se selecciona en la Alternativa No. 1.


POZO GTA-41D




La presente propuesta plantea como objetivo el rediseño del equipo BES, sin

remover el daño de formación, a estas condiciones el pozo puede producir una

tasa de 697,77 BFPD, con una presión de intake de 1.778,9 psia, se tiene un

incremento de la producción de 750 BFPD, la producción actual de 315,77 BFPD.

184

No se elige una tasa mayor de producción para de evitar problemas por ingreso

de gas libre a la bomba y una depletación mayor del reservorio. La presión de

fondo dinámica a la tasa escogida está a 400 psi por encima del punto de burbuja.




En la tabla 4.15, se muestran los parámetros de operación estimados por el



185


BES D-950

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO D-950/ALTERNATIVA No.1 GTA-42D













Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 9.584,5 7.274,01 2.310,5 14,92 18,05 3.163,46

2 9.425,49 6.551,2 2.874,29 199,53 241,38 4.131,94

3 8.988,42 5.828,83 3.159,59 384,15 464,71 5.124,86

4 8.420,38 5.106,65 3.313,72 568,76 688,04 6.088,02

5 8.365,68 4.383,46 3.982,22 753,38 911,38 6.951,78

6 8.346,5 3.661,01 4.685,48 937,99 1.134,71 7.745,01

7 8.450,67 2.890,33 5.560,34 1.122,61 1.358,04 8.535,98

8 8.604,45 1.989,07 6.615,37 1.307,23 1.581,37 9.463,07

PumpOff 8.613,34 523,27 8.090,07 1.491,84 1.804,7 1.1026,7

Diseño 8.375,88 4.592,53 3.783,36 700 846,8 6.711,25



para la Alternativa No.1, mientras que en la gráfica 4.10 se indica la Curva de


186






UPTHRUST




187

En la figura 4.5, se indica las condiciones finales de operación, donde se muestra

todos los parámetros de diseño y requerimientos de un equipo BES.







El daño total en este pozo es, St=20 (tabla 2.6), se procede a realizar la

Alternativa No.2, que consiste en ejecutar trabajos de remoción de daño, antes de

instalar el equipo electrosumergible.


POZO GTA-42D


188


El pozo GTA-42D, produce de la arena “Ti”, presenta un daño total, St = 20 (tabla

2,6); que fue estimado en el última prueba de B’up, se recomienda realizar

trabajos de remoción del daño de formación, con la finalidad de mejorar el

potencial del pozo y por consiguiente incrementar la producción.

La arena “Ti”, ha sido perforada parcialmente, tiene daño por penetración parcial,

para calcular este tipo de daño es necesario utilizar la ecuación 4.16, se calcula el

daño en la formación con la ecuación 4.27, es importante indicar que el daño que

puede ser removido con tratamientos químicos o de otro tipo, es el daño de

formación.

Los datos necesarios para la utilización de las ecuaciones 4.1 y 4.2, se obtienen

de la información del pozo y de la interpretación de las pruebas de restauración

de presión, los datos son los siguientes: ht = 96 ft, hp = 34 ft, rw = 0,59, KH/KV = 1.

La tabla 4.17, se obtiene, a partir de la gráfica 4.11, usando la presión de fondo e

interpolando, con la IPR (Sf = 5,09) y con la IPR (Sf = 0), luego se baja hasta el

caudal en superficie y se lee los valores de Qo para cada curva, se muestra los

resultados estimados que se obtienen si se logra eliminar por completo el daño de

formación (Sf), se tiene como principal conclusión que manteniendo la misma

presión de fondo se tiene que la variación de caudal de petróleo recuperado es

cerca de 281 BPPD, comparando la producción actual (a la fecha de cierre de

información) con la producción que se obtiene si se remueve el daño de

6,8 Ecuación de Saidikowski para el cálculo del daño por penetración parcial, “Advanced Reservoir Enginieer”.

189

formación. Con la información disponible se estima el daño por penetración

parcial en aproximadamente, Sp= 5,64, mientras que el daño de formación es, Sf=

5,09.


Dato Sf=5,09 Sf=0 Pr, psia 2.886 2.886 Pwf, psia 1.859 1.859 Q, BFPD 382 850 Qo, BPPD 229 510 St 20 5,64 Sf 5,09 0 Sp 5,64 5,64 ΔPs, psia 281,56 79,38 EF 0,73 0,92



pruebas de restauración de presión (Sf = 5,09) y una sensibilidad con un valor de

Sf = 0.




190

La curva de influjo, muestra el efecto que se logra al remover el daño, así la

sensibilidad a dicho parámetro indica que de mantenerse las condiciones de

fondo fluyente en 1.820 psia, si se logra reducir el daño de formación a 0, la

producción puede aumentar de 700 BFPD (Alternativa No. 1) a 850 BFPD

(Alternativa No. 2), significa un incremento de 21,4%, es importante tener en

cuenta que el BSW en este pozo es del 40%.


Alternativa No. 2, la producción deseada es de 850 BFPD. En la tabla 4.18, se

muestra el equipo seleccionado para este caso.

Tabla 4.18 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 - POZO GTA-42D


191

En la tabla 4.19, se muestra los parámetros de operación estimados por el

software SubPUMP y en la tabla 4.20, se indica los cálculos realizados para la



BES DN-1100

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO DN-1100/Alternativa No.2 GTA-42D

Frecuencia de diseño, Hz: 55 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 1.029,07



Voltaje de operación, Volts: 1.151 Eficiencia separación natural de gas, %: 80



Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 3,685,1



Corte de agua, %: 40 Presión de fondo, psig: 1846



ALTERNATIVA No.2

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 8.455,70 4.688,53 3.767,17 26,42 29,99 5.081,49

2 8.112,14 4.264,77 3.847,37 353,35 401,08 5.641,79

3 7.563,43 3.841,48 3.721,95 680,28 772,18 6.214,73

4 7.533,19 3.417,75 4.115,43 1.007,21 1.143,27 6.764,62

5 7.598,80 2.987,07 4.611,73 1.334,14 1.514,37 7.279,52

6 7.847,96 2.520,30 5.327,65 1.661,07 1.885,46 7.780,82

7 8.060,67 2.002,64 6.058,03 1.988,00 2.256,56 8.317,20

8 8.329,73 1.377,45 6.952,28 2.314,93 2.627,65 8.966,36

PumpOff 8.682,55 310,31 8.372,24 2.641,85 2.998,75 10.102,94

Diseño 7.542,25 3.621,46 3.920,79 850,00 964,83 6.504,67


En gráfica 4.12, se indica la curva de comportamiento de la bomba (TDH) a

diferentes frecuencias de operación, se puede apreciar que el equipo está

diseñado dentro de los rangos óptimos de producción con la finalidad de alargar la

vida útil del equipo.

192







POZO GTA-42D



UPTHRUST

Caudal a condiciones de sitio = 1.029 Bls/D TDH=3.685 ft

193

4.1.1.3.5 Alternativa Técnica Pozo Lago Agrio-25

4.1.1.3.5.1 Alternativa No.1 para el pozo Lago Agrio-25


daño de formación. A estas condiciones el pozo puede producir una tasa de

497,87 BFPD, con una presión de intake de 1.724,4 psia, obteniendo un

incremento de la producción de 243,87 BFPD, la producción actual es de 254

BFPD. No se elige una tasa mayor de producción para evitar problemas por

ingreso de gas libre a la bomba y una depletación mayor del reservorio. En la

tabla 4.21, se muestra el equipo diseñado.

Tabla 4.21 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO LAG-25

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño LAG-25 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes

194





BES AN-550

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO AN-550 /ALTERNATIVA No.1 LAG-25



Corriente de operación, Amps: 44,2 Volumen de gas libre entrada de la bomba,%: 32


Eficiencia de la bomba, %: 48 Eficiencia del separador de gas, %: 80

Eficiencia del motor, %: 77 Volumen de gas libre dentro de la bomba, %: 1,8




Corte de agua, %: 1,2 Presión de fondo, psig: 1.754,7


Tabla 4.23 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO LAG-25

ALTERNATIVA No.1

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 9806,2 6747,34 3058,86 14,13 16,53 3040,27

2 9343,12 6025,08 3318,04 189,01 221,12 3761,98

3 9075,05 5305,88 3769,17 363,89 425,7 4482,49

4 8975,27 4582,38 4392,88 538,76 630,29 5209,43

5 8987,06 3859,54 5127,52 713,64 834,88 5940,82

6 9025,09 3137,77 5887,33 888,52 1039,46 6684,05

7 9076,32 2419,37 6656,95 1063,4 1244,05 7428,06

8 9361,45 1644,54 7716,91 1238,28 1448,64 8220,41

PumpOff 9697,45 334,41 9363,04 1413,15 1653,22 9591,65

Diseño 8969,38 4742,72 4226,66 500 584,94 5048,15



para la Alternativa No.1, mientras que en la gráfica 4.14 se indica la Curva de


195


FUENTE: Software SubPUMP, Diseño LAG-25 (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.


FUENTE: Software SubPUMP, Diseño LAG-25 (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.





196

En la figura 4.7, se indica las condiciones finales de operación, se muestra todos

los parámetros de diseño y requerimientos de un equipo BES.







Debido a que este pozo presenta un daño total poco considerable, St=0,19 (tabla

2,6), no se toma en cuenta la Alternativa No. 2, que consiste en trabajos de

remoción de daño, antes de instalar el equipo electrosumergible.


POZO LAG-25

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño LAG-25 REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes

197

4.1.1.3.6 Alternativa Técnica Pozo Parahuacu-10

4.1.1.3.6.1 Alternativa No.1 para el pozo Parahuacu-10

La propuesta tiene como objetivo el rediseño del equipo BES, sin remover el daño

de formación. A estas condiciones el pozo puede producir a una tasa de 549,61

BFPD, con una presión de intake de 1.063,7 psia, se obtiene un incremento de la

producción de 70,61 BFPD, la producción actual es de 479 BFPD. No se elige una

tasa mayor de producción para evitar problemas por ingreso de gas libre a la

bomba y una depletación mayor del reservorio. En la tabla 4.24, se muestra el

equipo diseñado para esta propuesta.

Tabla 4.24 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No.1 POZO PRH-10

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-10 (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

198





BES DN800D

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO DN800D /ALTERNATIVA No.1 PRH-10








Potencia de oper. de la bomba, HP: 26 Presión de entrada a la bomba, psig: 1.063,7



FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-10 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes

Tabla 4.26 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH-10

ALTERNATIVA No.1

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 9545.71 6466.22 3079.49 7.95 9.49 2992.65

2 7675.26 5868.79 1806.48 106.33 126.91 3616.49

3 6911.37 5268.08 1643.30 204.72 244.33 4243.56

4 6697.34 4665.16 2032.18 303.10 361.75 4873.81

5 6620.27 4061.83 2558.44 401.49 479.16 5507.16

6 6813.10 3435.78 3377.32 499.87 596.58 6152.28

7 7623.68 2718.72 4904.95 598.26 714.00 6876.40

8 8415.33 1830.15 6585.18 696.64 831.42 7799.46

PumpOff 9464.98 415.00 9049.98 795.03 948.84 9346.83

Diseño 7197.80 3085.24 4112.56 550.00 656.41 6504.63



para la Alternativa No.1, mientras que la gráfica 4.16, indica la Curva de


199









200









El daño total en este pozo es de St= 9,64 (tabla 2.6), se procede a realizar la

Alternativa No.2, que consiste en ejecutar trabajos de remoción de daño, antes de

instalar el equipo electrosumergible.


POZO PRH-10

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-10 REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes

201


En la última prueba de restauración de presión, se determina que el pozo tiene un

daño de total, St= 9,64; además de la siguiente información: rw= 0,29,KH/KV= 2.03,

de la arena “Ui”, se obtiene que: ht= 42 ft y hp= 18 ft, teniendo que la arena “Ui”

ha sido perforada parcialmente, se tiene daño por penetración parcial, el cual es

calculado por medio de la ecuación 4.1, también se calcula el daño en la

formación utilizando la ecuación 4.2.

El daño de formación puede ser removido mediante tratamientos químicos o de

algún otro tipo, lo que no sucede con el daño por penetración parcial, en la tabla

4.27, se muestra los resultados estimados que se obtienen si se logra eliminar por

completo el daño de formación (Sf), se tiene como conclusión que removiendo el

daño de formación, se logra un aumento de la producción de petróleo en

aproximadamente 257 BPPD, en términos porcentuales significa un incremento

del 53%, esta tabla se obtiene, a partir de la gráfica 4.17, usando la presión de

fondo e interpolando, con la IPR (Sf = 2,23) y con la IPR (Sf = 0), luego se baja

hasta el caudal en superficie y se lee los valores de Qo para cada curva.


Dato Sf=2,23 Sf=0 Pr, psia 2272 2272 Pwf, psia 940 940 Q, BFPD 479 750 Qo, BPPD 478 735 St 9,64 4,44 Sf 2,23 0 Sp 4,44 4,44 ΔPs, psia 651,74 300,14 EF 0,51 0,77



pruebas de restauración de presión (Sf = 2,23) y una sensibilidad con un valor de

Sf = 0.

202



FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu-10 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes

La curva de influjo, muestra el efecto que se logra al remover el daño, así la

sensibilidad a dicho parámetro indica que de mantenerse las condiciones de

fondo fluyente en 1.100 psia, si se logra reducir el daño de formación, Sf= 0, la

producción puede aumentar de 550 BFPD (Alternativa No. 1) a 750 BFPD

(Alternativa No. 2), en términos porcentuales significa un incremento de 36,4%,

teniendo en cuenta que el BSW en este pozo es del 0,2 %.


Alternativa No. 2, la producción deseada es de 750 BFPD, aunque se produce

bajo el punto de burbuja es importante señalar que se considera la instalación de

un dispositivo avanzado para manejo de gas (AGH). En la tabla 4.27, se muestra

el equipo seleccionado para este caso.

203

Tabla 4.28 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 - POZO PRH-10

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu - 10 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes




Tabla 4.29 PARÁMETROS DE OPERACIÓN ESTIMADOS DEL EQUIPO BES

DN-1100

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO DN-1100/Alternativa No.2 PRH-10




Voltaje de operación, Volts: 1.113 Eficiencia separación natural de gas, %: 80



Interferencia por gas: Desgasificar Cabeza dinámica total (TDH), ft: 4.116




FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu - 10 (Alternativa No.2) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes

204

Tabla 4.30 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO

PARAHUACU 10 - ALTERNATIVA No.2

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 9.520,33 6.466,31 3.054,02 10,91 13,03 2.978,27

2 7.189,31 5.871,05 1.318,26 145,93 174,32 3.603,23

3 6.732,03 5.269,40 1.462,63 280,95 335,60 4.231,50

4 6.605,50 4.666,29 1.939,21 415,97 496,89 4.862,97

5 6.579,63 4.062,94 2.516,69 550,99 658,17 5.497,55

6 6.875,68 3.436,30 3.439,38 686,01 819,45 6.144,49

7 7.638,87 2.720,45 4.918,42 821,03 980,74 6.869,13

8 8.415,53 1.833,07 6.582,46 956,05 1.142,02 7.792,95

PumpOff 9.475,90 415,10 9.060,79 1.091,07 1.303,31 9.346,76

Diseño 7.223,53 3.110,96 4.112,56 750,00 895,89 6.472,17


En gráfica 4.18, se indica la Curva de comportamiento de la bomba (TDH) a

diferentes frecuencias de operación, se observa que el equipo está diseñado

dentro de los rangos óptimos de producción, con la finalidad de alargar la vida útil

del equipo.





205





POZO PRH-10

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu-10 (Alternativa No.2) . REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

4.1.1.3.7 Alternativa Técnica Pozo Parahuacu-11



daño de formación. A estas condiciones el pozo puede producir una tasa de 220

BFPD, con una presión de intake de 741,5 psia, obteniendo un incremento de la

producción de 60 BFPD, la producción actual es de 160 BFPD. No se elige una

tasa mayor de producción con el objetivo de evitar problemas por ingreso de gas

libre a la bomba y la depletación mayor del reservorio.

206


Tabla 4.31 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 1 POZO PRH-11

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-11 (Alternativa No.1). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.





FC-300

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO BES FC-300 /ALTERNATIVA No.1 PRH-11

Frecuencia de diseño, Hz: 50,0 Caudal total promedio de la bomba, Bls/Día: 270,33

Velocidad de operación, RPM: 2941,0 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 220,16


Voltaje de operación, Volts: 970,8 Eficiencia separación natural de gas, %: 80,0

Eficiencia de la bomba, %: 37,7 Eficiencia del separador de gas, %: 80,0


207



Potencia de oper. de la bomba, HP: 27,8 Presión de entrada a la bomba, psig: 741,5

Nivel de fluido (MD), ft: 7572,6 Presión de descarga, psig: 3.127,2

Corte de agua, %: 2,0 Presión de fondo, psig: 754,0


Tabla 4.33 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO PRH-11

ALTERNATIVA No.1

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 9651,13 3562,87 6088,26 3,62 4,44 5979,45

2 9404,53 3300,6 6103,93 48,39 59,42 6241,61

3 8863,11 3018,3 5844,8 93,16 114,39 6526,54

4 8655,87 2714,45 5941,43 137,93 169,37 6835,8

5 8640,76 2384,15 6256,62 182,71 224,34 7175,53

6 8734,33 2018,34 6715,99 227,48 279,32 7556,48

7 8979,78 1599,81 7379,98 272,25 334,29 7998,66

8 9235,85 1095,97 8139,87 317,02 389,27 8540,32

PumpOff 9414,79 338,73 9076,06 361,8 444,24 9374

Diseño 8711,93 2082,73 6629,21 220 270,13 7489,06 FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-11 (Alternativa No.1) REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes


para la Alternativa No.1, mientras que la gráfica 4.20, indica la curva de


En la figura 4.10, se indica las condiciones finales de operación, donde se


Además de las condiciones mostradas en la figura 4.10, se tiene las siguientes






208





DOWNTHRUST

RANGO ÓPTIMO




209


POZO PRH-11

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño PRH-11 REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes

El daño total en este pozo es de St= 11,7 (tabla 2.6), se procede a realizar una

propuesta de remoción de daño de formación antes de instalar el equipo

electrosumergible. Los resultados de esta propuesta son mostrados en la

Alternativa No.2, para el pozo Parahuacu-11.


En la última prueba de restauración de presión, se determina que el pozo tiene un

daño de total, St= 11,7; además de la siguiente información: rw= 0,29,KH/KV= 1,

mientras que, de información del reservorio “Ui”, del cual produce este pozo se

obtiene que: ht= 41 ft y hp= 22 ft, teniendo que la arena “Ui” ha sido perforada

parcialmente, generando daño por penetración parcial, el cual es calculado por

medio de la ecuación 4.1, también se calcula el daño en la formación utilizando la

ecuación 4.2.

210

Teniendo en cuenta que, el daño de formación puede ser removido mediante

tratamientos químicos o de algún otro tipo, lo que no sucede con el daño por

penetración parcial, se realiza la tabla 4.34,la cual muestra los resultados

estimados que se obtienen, si se logra eliminar por completo el daño de formación

(Sf), se tiene como conclusión que removiendo el daño de formación se logra un

aumento de la producción de petróleo de 293 BPPD.

La tabla 4.34, se obtiene de la gráfica 4.21, usando la presión de fondo e

interpolando, con la IPR (Sf= 4,91) y con la IPR (Sf= 0), luego se baja hasta el

caudal en superficie y se lee los valores de Qo para cada curva.


Dato Sf=4,91 Sf=0

Pr, psia 1.467,00 1.467,00 Pwf, psia 1.094,00 1.094,00 Q, BFPD 160,00 460,00 Qo, BPPD 157,00 450,00 St 11,70 2,55 Sf 4,91 0,00 Sp 2,55 2,55 ΔPs, psia 223,68 48,73 EF 0,40 0,87



pruebas de restauración de presión (Sf= 4,91) y una sensibilidad con un valor de

Sf = 0.

La curva de influjo, sirve además para mostrar el efecto que se puede lograr al

remover el daño, así la sensibilidad a dicho parámetro indica que de mantenerse

las condiciones de fondo fluyente en 1.094 psia, si se logra reducir el daño de

formación a 0, la producción aumenta de 220 BFPD (Alternativa No. 1) a 460

BFPD (Alternativa No. 2), teniendo una ganancia de 460 BFPD, teniendo en

cuenta que el corte de agua es de 2%.

211


DISMINUCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN.



Alternativa No. 2, teniendo que la producción deseada es de 460 BFPD, aunque

se produce bajo el punto de burbuja es importante señalar que se considera la

instalación de un dispositivo avanzado para manejo de gas (AGH). En la tabla

4.35, se muestra el equipo seleccionado para este caso.




En gráfica 4.22, se indica la curva de comportamiento de la bomba (TDH) a

diferentes frecuencias de operación, donde se puede apreciar que el equipo está

diseñado dentro de los rangos óptimos de producción con la finalidad de alargar la

vida útil del equipo.

212

Tabla 4.35 EQUIPO DISEÑADO EN LA ALTERNATIVA No. 2 - POZO PRH-11

FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu - 11 (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.


FC-650

PARÁMETROS ESTIMADOS EQUIPO FC-650/Alternativa No.2 PRH-10


Velocidad de operación, RPM: 3.116 Caudal de líq. final en superficie(P+A), Bls/Día: 460






Potencia de oper. de la bomba, HP: 26,2 Presión de entrada a la bomba, psig: 989,9



FUENTE: Software SubPUMP, Diseño Parahuacu - 11 (Alternativa No.2). REALIZADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

213

Tabla 4.37 CÁLCULOS DE LA CURVA DE SISTEMA DEL POZO

PARAHUACU 11-ALTERNATIVA No.2

Punto # Altura

Descarga (ft)


TDH (ft)

Caudal O+W (Bbl/D)


Nivel de Fluido ft

1 9.534,32 4.103,08 5.431,24 9,52 11,46 5.397,65

2 7.064,94 3.812,59 3.252,35 127,30 153,32 5.709,92

3 6.714,52 3.497,00 3.217,52 245,08 295,18 6.033,37

4 6.891,67 3.142,99 3.748,69 362,86 437,03 6.390,24

5 7.255,54 2.759,75 4.495,78 480,63 578,89 6.778,99

6 7.666,11 2.329,72 5.336,39 598,41 720,75 7.219,39

7 8.108,75 1.840,00 6.268,75 716,19 862,60 7.732,25

8 8.658,64 1.257,08 7.401,56 833,97 1.004,46 8.358,76

PumpOff 9.254,20 340,79 8.913,42 951,75 1.146,31 9.373,58

Diseño 7.163,74 2.831,33 4.332,42 460,00 554,04 6.706,14




DOWNTHRUST

RANGO ÓPTIMO

UPTHRUST Caudal a condiciones de sitio = 540 Bls/D TDH=4.335ft

214

Transformador

Amperaje: 31.8 (Amps)Kilovoltio Amperio: 70.9 (KVA)Voltaje en superficie: 1287.2 (Volts )

Bomba

Centrilift/ODI 400 FC650Etapas: 218HP requerido(Potencia): 30.3 (HP)Potencia de Operación de la Bomba: 24.9 (HP)

Cable

Centrilift/ODI Centriline CENTamaño: 4 CuForma: Plano

Motor

Centrilift/ODI 450 FMH-APotencia en la Placa de Identificación: 72.0 (HP)Voltaje de la Placa de Identificación: 1100.00 (Volts )Corriente de la Placa: 45.0 (Amps)Frecuencia de Diseño: 53.000 (Hz)

Nota: Los caudales en "superficie" son calculadosa condiciones estándar

Caudal en Superficie (P+A): 466.01 (Bbl/D)

Presión en el Cabezal del Pozo: 80.0 (psig)Presión en el Casing: 80.0 (psig)

Presión de Descarga: 2519.6 (psia)

Nivel de Fluido [MD]: 6757.18 (ft)

Gas Libre a la Entrada de la Bomba: 4.0 %

No se ha seleccionado un separador de gas

Presión del Yacimiento: 1467.0 (psia)

Presión de Entrada a la Bomba: 937.9 (psig)

Presión de Fondo : 1002.7 (psig)

La figura 4.11, muestra las condiciones finales de operación del equipo diseñado

para este caso, tomando en cuenta que la profundidad de asentamiento de la

bomba es la misma que se selecciona en la Alternativa No. 1.


POZO PRH-11


4.1.1.4 Resultados Del Rediseño De Equipos Bes

En la tabla 4.38, se muestra un resumen de resultados, luego de realizar el

rediseño de equipos BES, para los pozos seleccionados del Área Lago Agrio, es

importante indicar que en el presente estudio se considera que el BSW se

mantiene estable, con la finalidad de calcular el incremento en la producción de

petróleo, comparando el incremento de producción en la Alternativa No. 1 (1.673

BPPD) y el incremento en la Alternativa No. 2 (2.302), con la producción actual.

215

Tabla 4.38 RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

RESULTADOS DE LA OPTIMIZACIÓN

POZO ACTUAL

OPTIMIZACIÓN INCREMENTO DE PRODUCCIÓN

Alternativa No. 1 Alternativa No. 2 Alternativa No. 1 Alternativa No. 2

BFPD BPPD BSW % BFPD BPPD BFPD BPPD BPPD BPPD

GTA-23D 151 146 3 900 873 900 873 727 727

GTA-25D 160 158 1 260 257,4 260 257,4 99,4 99,4

GTA-41D* 284 204 28 700 504 850 612 300 408

GTA-42D* 382 229 40 700 420 850 510 191 281

LAG-25 254 251 1,2 500 494 500 494 243 243 PRH-10* 479 478 0,2 550 548,9 750 748,5 70,9 270,5

PRH-11* 160 157 2 220 215,6 460 450,8 58,6 293,8

INCREMENTO TOTAL DE PRODUCCION, BPPD 1.690 2.323

* Solo en los pozos señalados se aplica la Alternativa No.2 (Remoción de Daño de Formación).

CAPÍTULO 5

ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO

5.1 ANÁLISIS TÉCNICO

El análisis técnico, se realiza en base al incremento de producción que se logra al

realizar el rediseño de los pozos seleccionados con el sistema de bombeo

electrosumergible que se plantea en nuestro tema, teniendo en cuenta que los

cambios que se proponen son para aumentar la producción de petróleo actual del

Área Lago Agrio.

Los pozos con bombas electrosumergibles instaladas actualmente en el Área

Lago Agrio se encuentran produciendo 3.597BPPD, de acuerdo al reporte

ejecutivo del mes de Septiembre del 2011.

En el Área Lago Agrio se tiene 17 pozos con bombeo electrosumergible: (Campo

Lago Agrio 4 pozos, Campo Guanta 9 pozos y Campo Parahuacu con 4 pozos);

de los cuales, en 7 pozos se tiene instalado equipo BES de la compañía

Schlumberger/REDA, en 6 pozos se tiene instalado equipo BES de la compañía

Wood Group y en 4 pozos se tiene instalado equipo BES de la compañía

Baker/Centrilift.

En la tabla 5.1, se detalla los pozos seleccionados para ser intervenidos con la

proyección propuesta aplicando la Alternativa No. 1 y en la tabla 5.2, los pozos

seleccionados con la proyección propuesta aplicando la Alternativa No. 2, que

beneficia al Área de estudio.

El incremento de la producción de petróleo estimado para los pozos

seleccionados en la Alternativa No. 1, es de 1.690 BPPD, que implica un

incremento en la producción de agua deformación de 270,1 BAPD.

217

Tabla 5.1 PROYECCIÓN PROPUESTA DE LOS POZOS SELECCIONADOS

(ALTERNATIVA No. 1)

Pozo

Última Prueba De Producción (30-Septiembre-2011) Proyección Propuesta

Incremento

Zona Método °API BFPD BPPD BAPD %BSW Alternativa No.1

BFPD BPPD BAPD %BSW BPPD BAPD

GTA-23D Hs PPS 29,7 151 146 5 3 900 873 27 3 727 22

GTA-25D Ui PPS 29,6 160 158 2 1 260 257,4 2,6 1 99,4 0,6

GTA-41D BT PPS 29,5 284 204 80 28 700 504 196 28 300 116

GTA-42D Ti PPS 28,6 382 229 153 40 700 420 280 40 191 127

LAG-25 UT PPS 29,4 254 251 3 1,2 500 494 6 1,2 243 3

PRH-10 Ui PPS 32,7 479 478 1 0,2 550 548,9 1,1 0,2 70,9 0,1

PRH-11 Ui PPS 32,6 160 157 3 2 220 215,6 4,4 2 58,6 1,4

Total 1.870 1.623 247 10,77 3.830 3.313 517,1 10,77 1.690 270,1


Tabla 5.2 PROYECCIÓN PROPUESTA DE LOS POZOS SELECCIONADOS

(ALTERNATIVA No. 2)

Pozo

Última Prueba De Producción (30-Septiembre-2011) Proyección Propuesta

Incremento

Zona Método °API BFPD BPPD BAPD %BSW Alternativa No.2

BFPD BPPD BAPD %BSW BPPD BAPD

GTA-23D Hs PPS 29,7 151 146 5 3 900 873 27 3 727 22

GTA-25D Ui PPS 29,6 160 158 2 1 260 257,4 2,6 1 99,4 0,6

GTA-41D BT PPS 29,5 284 204 80 28 850 612 238 28 408 158

GTA-42D Ti PPS 28,6 382 229 153 40 850 510 340 40 281 187

LAG-25 UT PPS 29,4 254 251 3 1,2 500 494 6 1,2 243 3

PRH-10 Ui PPS 32,7 479 478 1 0,2 750 748,5 1,5 0,2 270,5 0,5

PRH-11 Ui PPS 32,6 160 157 3 2 460 450,8 9,2 2 293,8 6,2

Total 1.870 1.623 247 10,77 4.570 3.946 624,3 10,77 2.323 377,3


El incremento de la producción de petróleo estimado de los pozos seleccionados

en la Alternativa No. 2, es de 2.323 BPPD, que implica un incremento en la

producción de agua deformación de 377,3 BAPD.

218

5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO

El objetivo de la evaluación económica del presente estudio, es determinar si el

proyecto es viable, y cuantificar cual es el beneficio económico que genera el

mismo en caso de ser implementado. El estudio económico se basa

principalmente, en el Análisis de Inversiones, Ingresos, Egresos, Valor Actual

Neto o Valor Presente Neto (VAN o VPN), Tasa Interna de Retorno (TIR) y

Relación Costo – Beneficio (RCB); siendo estos tres últimos mencionados los más

empleados y flexibles para la evaluación de proyectos. Estos métodos permiten

determinar la viabilidad del proyecto. A continuación se detalla en qué consiste

cada uno de ellos para un mayor entendimiento de la evaluación económica de la

propuesta.

El precio del petróleo ecuatoriano se fija en base al marcador estadounidense

WTI (West Texas Intermediate) cuya diferencia es establecida mensualmente por

EP PETROECUADOR, como se puede apreciar en el Anexo No. 9.

5.2.1 CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA

5.2.1.1 Valor Actual Neto (VAN o VPN)

También conocido como Valor Presente Neto (V.P.N), es la suma algebraica

delos valores actualizados de cada uno de los flujos netos de caja asociados a un

proyecto. Además, descuenta una tasa o tipo de interés igual para todo el tiempo

de vida del proyecto. La fórmula que permite calcular el Valor Actual Neto es:

Donde;

FNCk: Flujo de caja en el periodo k

k: período en evaluación

i: tasa de actualización o descuento

219

En la tabla 5.3, se indica los principales criterios de aceptación que se emplean

para la evaluación económica mediante la implementación del VAN:

Tabla 5.3 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DEL VALOR ACTUAL NETO

Criterio Significado Decisión a implementar

VAN > 0 Al efectuarse la inversión, se producirá ganancias por encima de la rentabilidad exigida

El proyecto es aceptado

VAN = 0 Al efectuarse la inversión, no se producirá ganancias, pero tampoco se producirá pérdidas de capital.

El proyecto podría aceptarse o rechazarse tomando en cuenta otros criterios.

VAN < 0

Al efectuarse la inversión, esta no será capaz de producir ganancias por encima de la rentabilidad exigida, trayendo consigo pérdidas de capital

El proyecto es rechazado

FUENTE: Wikipedia La Enciclopedia Libre – Valor Actual Neto ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

5.2.1.2 Tasa Interna De Retorno (TIR)

También denominada Tasa Interna de Rendimiento, es una característica propia

del proyecto y es la medida más adecuada de la rentabilidad de un proyecto.

La tasa interna de retorno de un proyecto se obtiene cuando el Valor Actual Neto

es igual a cero; es decir, para hallar el TIR de un proyecto hay que llevar los

valores del flujo de caja al punto cero (para distintos intereses) con el propósito de

obtener un TIR favorable.

La fórmula que permite calcular La Tasa Interna de Retorno es:

Donde;

Io: Inversión a realizarse en el periodo "cero" (Inversión inicial)

FNCk: Flujo neto de caja

K: Periodo de análisis

220

En la tabla 5.4, se indica los principales criterios de aceptación que se emplean

para la evaluación económica mediante la implementación del TIR:

Tabla 5.4 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DEL TIR

Criterio Significado Decisión a implementar TIR > i El proyecto es rentable El proyecto es aceptado TIR < i El proyecto no es rentable El proyecto no es rentable

FUENTE: Wikipedia La Enciclopedia Libre – Tasa Interna De Retorno ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

5.2.1.3 Relación Beneficio - Costo (RCB)

Consiste en la comparación de costos y beneficios, que al utilizarlo se puede

estimar el impacto financiero de lo que queremos obtener.

También indica de forma notoria la rentabilidad de un proyecto, ya que considera

los ingresos generados, los gastos y la inversión, todos estos calculados en el

periodo de la inversión. En la tabla 5.5 se muestra los criterios de aceptación.

Tabla 5.5 CRITERIOS PARA INTERPRETACIÓN DE LA RELACIÓN (B/C)

Criterio Significado Decisión A Implementar

RCB > 1 Los ingresos son mayores a los egresos El proyecto es aceptado

RCB = 1 Los ingresos y egresos son iguales Es indiferente

RCB < 1 Los egresos son mayores a los ingresos El proyecto es rechazado. FUENTE: Wikipedia La Enciclopedia Libre – Relación Beneficio - Costo ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

Resumiendo, un proyecto es económicamente rentable cuando:

§ El Valor Actual Neto (VAN) es mayor que 0.

221

§ La Tasa Interna de Retorno (TIR) es mayor a la tasa de actualización o

descuento (i).

§ La Relación Beneficio – Costo (RCB) es mayor que 1.

En el análisis económico se utiliza la ecuación de declinación exponencial para

obtener los caudales en los diferentes meses de evaluación del proyecto:

Donde;

: Caudal esperado a cierto período de tiempo t [BFPD]

: Caudal inicial [BFPD]

: Porcentaje de declinación anual del Área

: Tiempo al cual se desea calcular el nuevo caudal [años]

5.2.2 COSTOS DE PRODUCCIÓN

Los costos de producción incluyen los costos de los trabajos a realizarse, costos

de operación, de acuerdo con el análisis técnico, el tiempo de duración de los

trabajos y la producción de petróleo a recuperarse por los trabajos propuestos en

cada pozo.

En las tablas 5.6 y 5.7, se detalla los costos de los trabajos típicos de

reacondicionamientos de acuerdo a las propuestas establecidas, la Opción No.1

para cambios de bombas electrosumergibles y la Opción No.2 para cambios de

bombas electrosumergibles + remoción de daño de formación.

Cabe indicar que estos son costos estimados como también los tiempos de

trabajo son estimados a partir de trabajos similares realizados en otras ocasiones

en otros pozos, que indica que alguno de ellos puede estar sobredimensionado.

222

Tabla 5.6 COSTOS ESTIMADOS PARA CAMBIOS DE BOMBAS

ELECTROSUMERGIBLES DE LOS POZOS SELECCIONADOS – OPCIÓN No.1

Operación - Compañía - Materia Costos $

Movimiento de torre 13.000

Trabajo de torre (+/- 10 Días) 70.000

Supervisión y transporte 10.000

Químicos 4.000

Equipo de subsuelo 300.000

Supervisión e instalación BES 7.000

Spooler 5.000

Unidad de wire line + vaccum 5.000

Camión bomba + evaluación con bomba Jet 20.000

Contingencias (+/-20%) 75.000

TOTAL COSTOS, $ 509.000 FUENTE: Ingeniería de Petróleos Área Lago Agrio – EP PETROECUADOR ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

Tabla 5.7 COSTOS ESTIMADOS PARA CAMBIOS DE BOMBAS

ELECTROSUMERGIBLES + REMOCIÓN DE DAÑO EN LA FORMACIÓN DE

LOS POZOS SELECCIONADOS – OPCIÓN No. 2

Operación - Compañía - Materia Costos $

Movimiento de torre 13.000

Trabajo de torre (+/- 15 Días) 105.000

Supervisión y transporte 10.000

Químicos 4.000

Trabajo remoción de daño 50.000

Equipo de subsuelo 300.000

Supervisión e instalación BES 7.000

Spooler 5.000

Unidad de wire line + vaccum 5.000

Camión bomba + evaluación con bomba Jet 20.000

Contingencias (+/-30%) 98.000

TOTAL COSTOS, $ 617.000

FUENTE: Ingeniería de Petróleos Área Lago Agrio – EP PETROECUADOR ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

En la tabla 5.8, se presenta la inversión de producción y se detalla: el costo total

por pozo, la producción a recuperarse y los días estimados para realizar los

reacondicionamientos propuestos.

223

Tabla 5.8 COSTOS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS

Pozo

Objetivo Del Reacondicionamiento

Producción a recuperarse Costo Estimado Tiempo de Reparación

BPPD USD Días

Alternativa No.1

Alternativa No.2

Alternativa No.1

Alternativa No.2

Alternativa No.1

Alternativa No.2

Alternativa No.1

Alternativa No.2

GTA-23D Opción No.1 Opción No.1 873 873 509.000 509.000 10 10

GTA-25D Opción No.1 Opción No.1 257,4 257,4 509.000 509.000 10 10



LAG-25 Opción No.1 Opción No.1 494 494 509.000 509.000 10 10

PRH-10 Opción No.1 Opción No.2 548,9 748,5 509.000 617.000 10 15

PRH-11 Opción No.1 Opción No.2 215,6 450,8 509.000 617.000 10 15

TOTAL 3.313 3.946 3’563.000 3’995.000 70 90

FUENTE: Tablas 5.1, 5.2, 5.6 y 5.7 ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

En la tabla 5.9, se presenta la inversión de producción y se detalla: el costo por

los pozos productores y el costo total o inversión inicial. A 12 meses de iniciado el

proyecto, se realiza una nueva inversión igual a la inicial, con la finalidad de

mantenimiento y reparación de equipos BES.

Tabla 5.9 COSTOS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS PRODUCTORES

Pozo Objetivo Del Reacondicionamiento

Costo Estimado

USD

Alternativa No.1 Alternativa No.2 Alternativa No.1 Alternativa No.2

GTA-23D Opción No.1 Opción No.1 509.000 509.000




LAG-25 Opción No.1 Opción No.1 509.000 509.000

PRH-10 Opción No.1 Opción No.2 509.000 617.000

PRH-11 Opción No.1 Opción No.2 509.000 617.000

TOTAL 3’563.000 3’995.000

FUENTE: Tabla 5.8 ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

5.2.3 INGRESOS

Los ingresos, se obtienen multiplicando el precio del barril del petróleo por la

producción acumulada de cada mes.

224

En el primer mes empieza la ejecución del proyecto, no se toma en cuenta la

producción de los pozos en el mismo, por tanto la producción de los pozos

productores mediante sistema BES intervenidos en el primer mes empezarán a

principios del segundo mes. Para el cálculo de la producción por mes durante el

tiempo de evaluación económica, se considera las declinaciones de producción

del Área Lago Agrio8 para sus diferentes campos que son a razón del 12% anual

para el campo Lago Agrio (1% mensual). 12% anual para el campo Guanta-

Dureno (1% mensual) y 12% anual para el campo Parahuacu (1% mensual).

5.2.4 EGRESOS

Los egresos mensuales conforman la suma entre los costos de reparación de los

pozos productores más el costo operativo de producción, que para el Área Lago

Agrio está estimado aproximadamente en $5,63 por barril de petróleo producido9.

Se considera la realización de trabajos de reacondicionamientos dentro del

período de evaluación económica, el cual será un período de 24 meses para este

estudio, debido a que el tiempo de vida útil para las bombas electrosumergibles

es alrededor de 13 meses (dato suministrado por el Departamento de Ingeniería

de Petróleos del Área Lago Agrio).Es necesario advertir que los pozos de este

proyecto, pueden necesitar intervenciones dentro del período de evaluación

económica y costos de reacondicionamientos inesperados que no se incluyen en

el proyecto.

5.2.5 FUNDAMENTOS CONSIDERADOS EN EL ANÁLISIS ECONÓMICO

Las hipótesis en las que se basa esta evaluación económica son las siguientes:

· No intervienen los impuestos fiscales razón por la cual no se considera la

depreciación contable de los equipos.

8Ingeniería de Petróleos Área Lago Agrio – EP PETROECUADOR 9“Prestación de Servicios de Certificación de Reservas de los campos de PETROPRODUCCIÓN del Distrito Amazónico – Área Lago Agrio”. NCT Energy Group. Diciembre 2010.

225

· No se incluye el costo de reparación de los pozos dentro del costo

operativo, en evento de que alguno de ellos deje de operar. La estimación

del costo operativo es de 5,63USD/BBL.

· De acuerdo a los historiales de producción se estima una declinación de

producción promedio anual de 12%. Entonces se establece que el proyecto

tiene una declinación mensual de 1%, siendo el período mensual

considerado equivalente a 30 días.

· Para el análisis económico se emplea tres valores para el precio del

petróleo:

- $73,3 valor establecido como precio del barril de crudo en el

presupuesto del Estado del año 2011.

- $91,3 proyección realizada por el Banco Central del Ecuador.

- $100 valor estipulado para el crudo Oriente de acuerdo a la OPEP

en referencia a las condiciones económicas del mercado actual.

· El precio puede subir o bajar. dependiendo de las condiciones de oferta y

demanda del mercado internacional. sin embargo no se considera

devaluación monetaria durante 2 años de duración del proyecto.

· Se determina un incremento de producción de 1.690 BPPD, que se

obtendrán al implementar la Alternativa No.1y de 2.323 BPPD al

implementar la Alternativa No.2.

· Promedio de vida útil de las bombas electrosumergibles de 13 meses.

· Se determinan los costos de los reacondicionamientos: para la

implementación de la Opción No.1 de 509.000USD y de la Opción No.2 de

617.000 USD. Estos costos son estimados de acuerdo a trabajos similares

realizados en el Área Lago Agrio.

· Se estiman contingencias del +/-30 %.

226

5.2.6 CRONOGRAMA DE REACONDICIONAMIENTOS

Para la elaboración de trabajos propuestos se elabora un cronograma que se

fundamenta básicamente en la realización de un determinado número de trabajos

por mes y se detalla en la tabla 5.10. El tiempo necesario para la ejecución del

proyecto es dos meses, trabajando con dos torres de reacondicionamiento

durante el trabajo.

Tabla 5.10 CRONOGRAMA DE TRABAJOS PROPUESTOS

Pozo Método Meses

1 2

GTA-23D PPS

GTA-25D PPS

GTA-41D PPS

GTA-42D PPS

LAG-25 PPS

PRH-10 PPS

PRH-11 PPS


Una de las principales ventajas que se presenta en este proyecto, se debe a que

mayoría de pozos cuentan con las facilidades de producción completas.

La estimación de la necesidad de futuros reacondicionamientos después que

haya sido instalado el nuevo equipo del sistema de levantamiento en los pozos

seleccionados, se basa en la experiencia obtenida en el Área y en el historial de

reacondicionamiento y se prevé que necesitarán un reacondicionamiento cada 13

meses, con relación a la vida útil que presentan las bombas electrosumergibles.

En la tabla 5.11, se detalla la estimación de la necesidad de futuros

reacondicionamientos de los pozos seleccionados.

227

Tabla 5.11 ESTIMACIÓN DE FUTUROS REACONDICIONAMIENTOS

Pozo Tiempo de Producción

[Años]

Total de WO realizados a Septiembre

del 2011

Promedio de WO por

año

Tiempo aproximado del próximo WO por año

Tiempo aproximado del próximo

WO por mes

GTA-23D 2,2 0 0 0 13

GTA-25D 2,5 0 0 0 13

GTA-41D 1,8 0 0 0 13

GTA-42D 1,3 0 0 0 13

LAG-25 34,6 15 0,43 0,5 12

PRH-10 2,70 0 0 0 13

PRH-11 3,1 1 0,32 0 13


5.2.7 ESCENARIOS PROPUESTOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO

Para la elaboración del análisis económico se establece escenarios hipotéticos de

la aplicación de las alternativas realizadas en el Capítulo 4. A continuación se

detalla los mismos:

ü Escenarios # 1: Este escenario establece la aplicación de la Opción No.1

en los pozos GTA-23D, GTA-25D, GTA-41D, GTA-42D, LAG-25, PRH-10 y

PRH-11.

ü Escenarios # 2: Este escenario establece la aplicación de la Opción No.2

en los pozos GTA-41D, GTA-42D, PRH-10 y PRH-11; más la Opción No.1

de los pozos GTA-23D, GTA-25D y LAG-25.

5.2.7.1 Análisis Económico – Escenario # 1

Este escenario implica la aplicación de la Opción No.1 en los pozos GTA-23D,

GTA-25D, GTA-41D, GTA-42D, LAG-25, PRH-10 y PRH-11.

En la tabla 5.12, se tienen los siguientes resultados en el incremento de la

producción de los pozos:

228

Tabla 5.12 DATOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 1

Pozo

Producción Actual

Producción Propuesta

Incremento de producción estimada [BPPD] 1.690

BPPD BPPD Costo operativo [USD/BLS] 5,63

GTA-23D 146 873 Declinación de producción [%/año] 12

GTA-25D 158 257,4 Período mensual considerado [días] 30

GTA-41D 204 504 Costo promedio por pozos productores [USD] 509.000

GTA-42D 229 420 Inversión [USD] 7’126.000

LAG-25 251 494 Precio estimado de crudo [USD/BLS] 75

PRH-10 478 548,9 Tasa de actualización estimada mensual [%] 1

PRH-11 157 215,6 Tiempo de evaluación del proyecto [meses] 24

Total 1.623 3.313 Promedio de la vida útil de las BES [meses] 13


A partir de estos datos y tomando en cuenta la declinación de la producción

(empleo ecuación 5.4), se procede a analizar la rentabilidad del proyecto. En la

tabla 5.16, se detalla el cálculo del VAN, TIR y RCB (Análisis Económico

Detallado) y en la tabla 5.13, los resultados obtenidos del análisis económico del

escenario # 1.

Tabla 5.13 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 1

Análisis Económico – Escenario # 1

Parámetros Del Análisis

Precio Del Barril De Petróleo USD

73,3 91,3 100

VAN [USD] 52’482.947 68’281.448 75’917.391

TIR mensual [%] 80% 100% 109%

RCB 5,43 6,76 7,41


En la gráfica 5.1, se muestra el valor actual neto vs. tiempo, y en la gráfica 5.2, se

muestran los ingresos y los egresos actualizados acumulados del proyecto a lo

largo del tiempo de evaluación, se evidencia que en el caso más pesimista se

recuperará la inversión en alrededor de 1 mes y 15 días.

229

Gráfica 5.1 VALOR ACTUAL NETO VS. TIEMPO-ESCENARIO # 1


Gráfica 5.2 INGRESOS Y EGRESOS ACUMULADOS VS. TIEMPO

ESCENARIO # 1


Tiempo de Recuperación de la Inversión: * 73,3 USD= 1 mes y 15 días

* 91,3 USD= 1 mes y 9 días

* 100 USD= 1 mes y 6 días

230

El resultado final del análisis económico para la escenario # 1 es rentable y

representa una ganancia económica para la empresa, ya que el tiempo de

recuperación de la inversión para el valor de 73,3 dólares es de 1 mes y 15 días,

para el valor de 91,3 dólares es de 1 mes y 9 días; y para el valor de 100 dólares

es de 1 mes y 6 días, como se puede observar en la gráfica 5.2.

5.2.7.2 Análisis Económico – Escenario 2

Este escenario implica la aplicación de la Opción No.2 en los pozos: GTA-41D,

GTA-42D, PRH-10 y PRH-11; y de la Opción No.2 en los pozos: GTA-23D, GTA-

25D y LAG-25.

En la tabla 5.14, se tienen los siguientes resultados en el incremento de la

producción de los pozos:

Tabla 5.14 DATOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 2

Pozo Producción

Actual Producción Propuesta

Incremento de producción estimada [BPPD] 2.323

BPPD BPPD Costo operativo [USD/BLS] 5,63

GTA-23D 146 873 Declinación de producción [%/año] 12

GTA-25D 158 257,4 Período mensual considerado [días] 30

GTA-41D 204 612 Costo promedio por pozos productores [USD] 617.000

GTA-42D 229 510 Inversión [USD] 7’990.000

LAG-25 251 494 Precio estimado de crudo [USD/BLS] 75

PRH-10 478 748,5 Tasa de actualización estimada mensual [%] 1

PRH-11 157 450,8 Tiempo de evaluación del proyecto [meses] 24

TOTAL 1.623 3.946 Promedio de la vida útil de las BES [meses] 13


A partir de estos datos y tomando en cuenta la declinación de la producción

(empleo ecuación 5.4), se procede a analizar la rentabilidad del proyecto.

En la tabla 5.17, se detalla el cálculo del VAN, TIR y RCB (Análisis Económico

Detallado) y en la tabla 5.15, los resultados obtenidos del análisis económico de la

escenario # 2.

231

Tabla 5.15 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO-ESCENARIO # 2

Análisis Económico – Escenario # 2

Parámetros Del Análisis

Precio Del Barril De Petróleo USD

73,3 91,3 100

VAN [USD] 74’293.475 96’128.796 106’682.535

TIR mensual [%] 113% 143% 157%

RCB 6,08 7,57 8,29


En la gráfica 5.3, se muestra el valor actual neto vs. tiempo, y en la gráfica 5.4 se

muestran los ingresos y los egresos actualizados acumulados del proyecto a lo

largo del tiempo de evaluación, se evidencia que en el caso más pesimista se

recuperará la inversión en alrededor de un mes y 6 días.

Gráfica 5.3 VALOR ACTUAL NETO VS. TIEMPO-ESCENARIO # 2


232

Gráfica 5.4 INGRESOS Y EGRESOS ACUMULADOS VS. TIEMPO

ESCENARIO # 2


El resultado final del análisis económico para el escenario # 2 es rentable y

representa una ganancia económica para la empresa, ya que el tiempo de

recuperación de la inversión para el valor de 73,3 dólares es de un mes y 6 días,

mientras que para el valor de 91,3 dólares es de 1 mes y 3 días, y para el valor

de 100 dólares es de 1 mes, como se puede apreciar en la gráfica 5.4.

Tiempo de Recuperación de la Inversión: * 73,3 USD= 1 mes y 6 días

* 91,3 USD= 1 mes y 3 días

* 100 USD= 1 mes

233

TIR

80%

100%

109%

VA

N52

.482

.947

68.2

81.4

4875

.917

.391

RC

B5,

436,

767,

41

Tab

la 5

.16

AN

ÁLI

SIS

EC

ON

ÓM

ICO

DE

TA

LLA

DO

-ES

CE

NA

RIO

# 1

EL

AB

OR

AD

O P

OR

: Je

nnife

r H

ino

josa

, H

um

ber

to G

oye

s.

234

TIR

113%

143%

157%

VA

N74

.293

.475

96.12

8.79

610

6.68

2.53

5

RC

B6,

087,

578,

29

Tab

la 5

.17

AN

ÁLI

SIS

EC

ON

ÓM

ICO

DE

TA

LLA

DO

-ES

CE

NA

RIO

# 2

EL

AB

OR

AD

O P

OR

: Je

nnife

r H

ino

josa

, H

um

ber

to G

oye

s.

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

· El Área Lago Agrio se compone de los campos: Lago Agrio, con 54 pozos

perforados, de los cuales 17 pozos están produciendo, 31 pozos están

cerrados, 5 pozos abandonados y un pozo reinyector, la producción del

campo es operada por dos estaciones de producción: Lago Central y Lago

Norte; campo Guanta, con 29 pozos perforados, de los cuales 19 pozos

están produciendo, 9 pozos están cerrados y un pozo reinyector, la

producción del campo es operada por la estación de producción Guanta;

campo Parahuacu, con 18 pozos perforados, de los cuales 12 pozos están

produciendo, 6 pozos están cerrados, la producción del campo es operada

por la estación de producción Parahuacu.

· Los mecanismos de producción de los reservorios del Área Lago Agrio son:

campo Lago Agrio, la arena “Hollín”, de mayor importancia, presenta

empuje hidráulico, debido principalmente al empuje natural del acuífero;

campo Guanta, según el estado de los fluidos subsaturados (gas disuelto),

para las arena “U” y “T”, presenta una combinación de expansión del

sistema roca – fluido, con entrada parcial de agua; campo Parahuacu,

presenta un mecanismo de producción de gas en solución, los yacimientos

“U” y “T”, de mayor importancia, se encuentran subsaturados, con

significativas caídas de presión.

· La producción actual del Área Lago Agrio (ver tabla 1.11), es de 9.552

BPPD, para el campo Lago Agrio= 3.313 BPPD, para el campo Guanta=

3.318 BPPD y para el campo Parahuacu= 2.931 BPPD, tomando en cuenta

que la declinación de producción promedia de los tres campos es de 10%

al 12%, el sistema de levantamiento artificial que predomina es el bombeo

hidráulico con 25 pozos, bombeo electrosumergible con 17 pozos y 6

pozos con bombeo mecánico.

· El Área Lago Agrio, tiene actualmente 17 pozos produciendo con el

sistema de bombeo electrosumergible, debido a recientes trabajos de

236

reacondicionamiento en algunos de ellos, no se los toma en cuenta para el

presente estudio, además no se toma en cuenta pozos con bajo potencial,

se realiza el análisis nodal de los pozos: GTA-01, GTA-23D, GTA-25, GTA-

41D, GTA-42D, LAG-25, LAG-48D, PRH-10 y PRH-11.

· Para poder detectar los diferentes problemas existentes, tanto en el

yacimiento, equipo electrosumergible y tubería, se realiza el análisis nodal,

obteniendo los siguientes resultados:

· El pozo GTA-01, está trabajando dentro del rango óptimo de operación,

aunque está produciendo bajo el punto de burbuja, lo cual puede causar

problemas por cavitación. Los pozos GTA-23D, GTA-41D y GTA-42D están

operando actualmente en severo Downthrust, debido a que los equipos se

los diseña para caudales mucho mayores a los actuales, porque se usan

B’up no actualizados, teniendo como consecuencia que los equipo BES

están sobredimensionados. El pozo GTA-25 está produciendo en

Downthrust, debido principalmente al desgaste generado por el tiempo

acumulado de operación (894 días). El pozo LAG-25 está operando en el

rango óptimo aunque cerca del Downthrust, teniendo posibles problemas

por obstrucción de sólidos en el intake. El pozo LAG-48D está operando

dentro de los límites de operación. Los pozos PRH-10 y PRH-11 trabajan

en severo Downthrust, además que el pozo PRH-11 tiene problemas por

comunicación tubing-casing.

· Los pozos GTA-01 y LAG-48D, se encuentran produciendo dentro del

rango óptimo, pero tienen bajo potencial, es recomendable que sigan

operando con las condiciones actuales, evitando una mayor depletación y

se logra tener mayor tiempo de vida útil de los equipos BES.

· La producción de los pozos seleccionados es de 1.623 BPPD, mediante la

implementación de la Alternativa No.1, se espera un incremento de

producción de 1.690 BPPD, representa el 17,7% de la producción actual

del Área Lago Agrio, mientras que aplicando la Alternativa No.2, se espera

un incremento de 2.323 BPPD, que representa un 24,31% de la producción

actual del Área Lago Agrio, por tanto es más rentable aplicar la Alternativa

No.2. (ver tabla 4.38).

237

· El rediseño del bombeo electrosumergible de los pozos seleccionados,

implica un incremento en la producción de agua de formación de 270

BAPD para la Alternativa No.1, de los cuales 265 BAPD incrementa en el

campo Guanta y 4,5 BAPD se incrementa en los campos Parahuacu y

Lago Agrio. Para la alternativa No.2, el incremento de agua es de 377

BAPD, distribuida de la siguiente manera: Guanta= 367 BAPD, Lago

Agrio= 3 BAPD y Parahuacu= 7 BAPD. (Ver tabla 5.2).

· En el campo Lago Agrio, el avance de agua (ver figuras: 1.19, 1.20, 1.21 y

1.22), se tiene desde la parte central, hacia la parte Noreste, con

incremento gradual de BSW, por ejemplo el pozo Lag-41, en enero de 2011

tiene 77,55 % de BSW y en septiembre del 2011 incrementa a 81,1 % de

BSW, esta tendencia se mantiene para la mayoría de los pozos de la parte

norte del campo. El avance de agua para la arena “U” y “T”, es progresivo,

teniendo avance lateral, dirigiéndose hacia la parte central del campo; por

ejemplo el pozo Gta-02, es cerrado por incremento de BSW= 88%, el pozo

Gta-41D, tiene un incremento de BSW de 16% en enero del 2011, a 28%

de BSW en septiembre de 2011. El avance de agua para la arena “T”, del

campo Parahuacu, es lateral, dirigiéndose de la parte centro del campo

hacia el oeste, aunque no se tiene un incremento considerable de agua.

· El incremento de producción de agua, sí puede ser tratada adecuadamente

y reinyectada para no contaminar el medio ambiente con el sistema actual

(capacidad instalada: Guanta= 6.000 BAPD, Lago Agrio= 9.662 BAPD),

además se tiene que en el mes de noviembre del 2011, se completa el

pozo LAG-20 para reinyectar agua de formación con una capacidad de

5.000 BAPD, mejora la capacidad de manejo de agua.

· El análisis económico, se realiza para 24 meses, para el Escenario No.1

(Rediseño de Equipo BES), indica que una vez aplicada su propuesta para

los 7 pozos seleccionados, al mes y 6 días se recupera su inversión para el

valor de $100, mientras que para el valor de $91,30 en un mes y 9 días, y

para el valor de $ 73,30 en 1 mes y 15 días. De la misma manera para el

Escenario No.2 (Rediseño de Equipo BES + Remoción de Daño), se

recupera su inversión para el valor de $100 en un mes, mientras que para

el valor de $91,30 en un mes y 3 días, y para el valor de $ 73,30 en un mes

238

y 6 días. En el escenario menos favorable, la recuperación se dará en un

mes y 15 días después del rediseño para el Escenario No.1, para el valor

de $73,30 por barril de petróleo; y en el mejor escenario, la recuperación se

tiene en un mes, que corresponde a el Escenario No.2 para el valor de

comercialización de $100 por barril de petróleo. (Ver tabla 6.1).

· De acuerdo al resultado del análisis económico, de los escenarios

efectuados en el estudio (ver tabla 6.1), se concluye que el proyecto es

rentable, para los dos escenarios, tomando en cuenta los tres valores que

se emplean para el precio del petróleo, alcanzando un VAN de $75’917.391

para el escenario No.1, con un valor de $100, siendo este el mejor de los

casos para recuperar la inversión en un tiempo de 1 mes, 6 días y un VAN

de $106’682.796 en el escenario No.2 para $100, siendo la mejor opción

para recuperar la inversión en un mes.

Tabla 6.1 RESUMEN DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO


239

5.2 RECOMENDACIONES

· Es necesario realizar un monitoreo constante sobre el comportamiento de

los pozos, de acuerdo a su arena productora y obtener todos los

parámetros que nos puedan brindar información sobre el funcionamiento

del equipo de bombeo electrosumergible, para posteriores optimizaciones

se tendría datos más reales y precisos de presiones, niveles de fluido,

temperatura, corriente, voltaje y HP de operación.

· Se recomienda realizar pruebas de restauración de presión en posteriores

trabajos de reacondicionamiento, para actualizar la información del campo.

· En el campo Parahuacu no existen facilidades de superficie para manejo

de agua de formación, debido a que el agua producida es transportada por

vacuum hacia la estación Lago Norte, por tanto es recomendable analizar

pozos candidatos para un posible pozo reinyector, o construir una línea de

transporte de agua desde la estación Parahuacu, hacia Lago Norte, con el

objetivo de tener seguridad en cuanto a manejo de agua de formación.

· En los pozos con daño de formación es recomendable aplicar la Alternativa

No.2 (GTA-41D, GTA-42D, PRH-10, PRH-11), para estimular la formación

y así generar mayor producción.

· A pesar que los pozos, se tratan químicamente con antiescala, es posible

que no sea suficiente, por lo que se recomienda realizar análisis físico –

químico del agua de formación, para hacer también tratamientos con

anticorrosivos, debido al incremento de problemas en los pozos,

principalmente con huecos en tuberías.

· En el Área Lago Agrio, es necesario implementar un estudio de factibilidad

de recuperación mejorada, debido a la declinación de presión y producción.

Las arenas candidatas para realizar este estudio son: La arena “U”, tanto

para el campo Guanta y Parahuacu, producen actualmente bajo el punto

de burbuja. Con esto se lograría recuperar mayor cantidad de

hidrocarburos y sobre todo dar mantenimiento a la presión de reservorio,

con la finalidad de maximizar el factor de recobro.

· En todos los pozos en los cuales se realiza el rediseño es muy importante

desgasificar periódicamente, se está produciendo muy cerca del punto de

240

burbuja, se recomienda instalar dispositivos avanzados para manejo de

gas (AGH), también es necesario instalar camisas de refrigeración para

evitar problemas de calentamiento en el motor, cuando la velocidad del

fluido es menor a 1 ft/s, esto alargaría la vida útil del equipo BES.

· Es importante evaluar las arenas que no están produciendo actualmente,

pueden tener cantidades prospectivas de reservas remanentes, que son de

gran aporte para incrementar la producción de hidrocarburos del Área Lago

Agrio.

· Es recomendable producir simultáneamente de las arenas “U + T”, en el

campo Guanta, no existe cruce de presiones, la Pr para la arena “U” es

1.700 psi, mientras que la Pr para la arena “T” es 1.800 psi. En el campo

Lago Agrio, no es recomendable hacer producir simultáneamente de las

arenas “U + T”, existe cruce de presiones, la Pr de la arena “U” (4.500 psi),

es mayor que la Pr que la arena “T” (2.700 psi), en el campo Lago Agrio, no

es recomendable producir simultáneamente de las arenas “Hs+ Hi”, existe

cruce de presiones, la Pr de la arena “Hs” (3.300 psi), es menor que la Pr

que la arena “Hi” (3.300 psi). En el campo Parahuacu, no se tiene pozos

que produzcan simultáneamente de varias arenas, aunque no es adecuado

porque la arena “U” (Pr= 1.700 psi), tiene mayor Pr que la arena “T” (1.300

psi). (Ver figuras 1.13 - 1.18)

· De acuerdo al análisis técnico y económico, es recomendable aplicar el

presente proyecto, la más importante es la Alternativa No. 2, obteniendo un

incremento de producción de 2.323 BPPD, con una inversión de 3’995 000

USD, recuperable en un mes, considerando el precio del barril de petróleo

en 100 USD. (Ver tabla 5.8).

241

GLOSARIO

ACUÍFERO: Zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo

presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero necesitará

estar formado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa

impermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas.

ANTICLINAL: Configuración estructural de un paquete de rocas que se pliegan, y

en la que las rocas se inclinan en dos direcciones diferentes a partir de una

cresta.

BARRIL (bls): Una medida estándar para el aceite y para los productos del

aceite. Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, ó 159 litros.

BASAMENTO: Zócalo o base de una secuencia sedimentaria compuesta por

ocas ígneas o metamórficas.

CAMPO: Área geográfica bien delimitada donde se lleva a cabo la perforación de

pozos profundos para la explotación de yacimientos petrolíferos.

CAVITACIÓN: Es el fenómeno provocado cuando el líquido bombeado se

vaporiza dentro del tubo de succión o de la bomba misma, debido a que la presión

de ella se reduce hasta ser menor que la presión absoluta de saturación del vapor

de líquido a la temperatura de bombeo.

COLUMNA DINÁMICA TOTAL (TDH): es la altura total requerida para bombear

la capacidad de fluido deseada. Esta altura hace referencia a los pies de líquido

bombeado.

CONIFICACIÓN: Es la incursión invasiva de los fluidos hacia las zonas superiores

o inferiores de la formación productiva, ocasionado por un diferencial de presión

no controlado. Al momento de la producción de un pozo se busca que no suceda

este efecto debido a que dificulta el manejo de tales fluidos, la aplicación de

métodos de levantamiento artificial y aumenta los costos de producción

relacionados con su separación.

CROMATOGRAFÍA: Método físico de separación de mezclas en una columna

absorbente en un sistema fluyente.

CUENCA: Recipiente donde se deposita una columna sedimentaria, y que

comparte en varios niveles estratigráficos una historia tectónica común.

242

FALLA INVERSA: Es el resultado de las fuerzas de compresión, en donde uno

de los bloques es desplazado hacia arriba de la horizontal. Su ángulo es de cero a

90 grados y se reconoce por la repetición de la columna estratigráfica.

FALLA NORMAL: Es el resultado del desplazamiento de uno de los bloques

hacia abajo con respecto a la horizontal Su ángulo es generalmente entre 25 y 60

grados y se reconoce por la ausencia de una parte de columna estratigráfica.

GAS EN SOLUCIÓN: Gas natural disuelto en el crudo dentro del yacimiento.

GAS NATURAL: Una mezcla de hidrocarburos, generalmente gaseosos

presentes en forma natural en estructuras subterráneas. El gas natural consiste

principalmente de metano (80%) y proporciones significativas de etano, propano y

butano. Habrá siempre alguna cantidad de condensado y/o aceite asociado con el

gas.

GRAVEDAD API: La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para

expresar la gravedad específica de los aceites.

GRAVEDAD ESPECÍFICA: La relación de la densidad de una sustancia a

determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C.

HIDROCARBURO: Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido

o gas que contiene carbono e hidrógeno (como carbón, aceite crudo y gas

natural).

NIVEL DINÁMICO: Es la altura a la que llega el fluido dentro del pozo cuando

este está fluyendo, esto quiere decir que el pozo está abierto y fluyendo a una

Pwf.

NIVEL ESTÁTICO: Es la altura a la que llega el fluido dentro del pozo cuando

este se encuentra cerrado. La medición de estos niveles se lo hace con una

herramienta llamada Echometer que es acoplada al cabezal del pozo.

PETRÓLEO: Mezcla de carburos de hidrógeno líquidos, resultantes de la

descomposición de materia orgánica (fermentación bioquímica), bajo condiciones

específicas de presión y temperatura. El petróleo comúnmente se encuentra

asociado con gases.

PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES): Aquella cantidad de petróleo estimada

a una fecha determinada, contenida en acumulaciones conocidas, antes de la

puesta en producción.

243

POZOS DE DESARROLLO: Pozos que se instrumentan para ser productivos,

una vez explorado y localizado el campo petrolífero.

PRESIÓN ABSOLUTA: Esta es la presión manométrica más la presión

atmosférica.

PRESIÓN ATMOSFÉRICA: El peso de la atmósfera sobre la superficie de la

tierra. A nivel del mar, ésta es aproximadamente 1,013 bares; 101.300

Néwtones/m2; 14,7 lbs. /pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio.

PRESIÓN DE BURBUJA O SATURACIÓN: Presión a la cual se produce la

primera liberación de una burbuja de gas del petróleo.

PRESIÓN MANOMÉTRICA: La presión que registra un dispositivo de medición

normal. Dicho dispositivo mide la presión en exceso de la atmósfera

REACONDICIONAMIENTO DE POZOS: Trabajos de mantenimiento a la

infraestructura física de los pozos en producción, con el objeto de compensar la

declinación de sus niveles productivos y/o incrementales.

RECUPERACIÓN PRIMARIA: La recuperación de aceite y gas empleando sólo la

presión natural del yacimiento para forzar la salida del aceite o gas.

RECUPERACIÓN SECUNDARIA: La recuperación secundaria de hidrocarburos

incrementando la presión del reservorio mediante la inyección de gas o agua en la

roca reservorio.

RECUPERACIÓN TERCIARIA: Recuperación de hidrocarburos por encima de lo

que se puede recuperar por medio de recuperación primaria o secundaria.

Normalmente implica un método sofisticado tal como calentamiento del

yacimiento o el ensanchamiento de los poros empleando productos químicos.

REGISTRO DE ADHERENCIA DE CEMENTO (CBL): Informa de la buena o mala

adherencia del cemento al casing. Una onda sónica es emitida por un transmisor,

esta viaja a través del fluido y de la tubería donde sufre atenuación que es medida

por la amplitud que presenta la curva de dicha onda. Cuando existe buena

adherencia del cemento al casing la amplitud de onda decrece, caso contrario se

apreciará mala adherencia.

REGISTRO DE DENSIDAD VARIABLE (VDL): Registra la buena o mala

adherencia del cemento al casing y/o del cemento a la formación. De manera

general, cuando existe mala adherencia el registro presenta líneas paralelas, con

una buena adherencia el registro presenta líneas onduladas bien marcadas.

244

RESERVAS POSIBLES: Reservas que, con base en datos ingeniero-geológicos,

tienen una baja probabilidad (10%) de ser comercialmente recuperables.

Reservas que están basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir

en áreas adyacentes a las áreas clasificadas como probables.

RESERVAS PROBADAS: Volúmenes de hidrocarburos y sustancias asociadas,

evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos ingeniero -

geológicos se estima, con razonable certidumbre, que serán comercialmente

recuperables, con base en datos de yacimientos conocidos y bajo condiciones

actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales.

RESERVAS PROBABLES: Reservas no probadas que, con base en los análisis

de datos ingeniero-geológicos, tienen una alta probabilidad (por lo menos 50%) de

que sea recuperable. Reservas en formaciones geológicas que parecen ser

productoras con base en registros geofísicos, pero carecen de datos de núcleos o

pruebas definitivas, y no son análogas a formaciones geológicas probadas en el

campo. Estas reservas pueden ser clasificadas como probadas mediante la

perforación de pozos.

TRAMPA ESTRATIGRÁFICA: Trampa de hidrocarburos formada durante la

sedimentación y en la cual los hidrocarburos fueron encapsulados como resultado

del cambio de roca de porosa a no porosa, en lugar del plegamiento o falla de los

estratos de roca.

TRAMPA ESTRUCTURAL: Trampa de hidrocarburos formada por la de estratos

de roca por movimientos de la corteza terrestre.

UNIDAD DE COILED TUBING (UCT): A esta unidad se han designado

principalmente trabajos de limpieza dentro del pozo. El sistema consiste de una

tubería enrollable de pequeño diámetro que es introducida en el pozo para

realizar un servicio específico en el mismo, ofreciendo la ventaja de que ningún

equipo de fondo sea afectado por su presencia.

VISCOSIDAD: Resistencia de un líquido al movimiento o flujo; normalmente

disminuye al elevar la temperatura.

YACIMIENTO: Acumulación de aceite y/o gas en roca porosa tal como arenisca.

245

BIBLIOGRAFÍA

§ Banco Central Del Ecuador,

(2011).http://www.bce.fin.ec/resumen_ticker.php?ticker_value=petroleo.

§ Douglas M. Considine, (1977).Definición y descripción de reservas en la

industria petrolera.

§ EP-Petroecuador, (1978-2011). Archivos de pruebas de BUP, Historiales

de Reacondicionamiento,Historiales de Producción Ingeniería de Petróleos,

Área Lago Agrio.

§ ESP Wood Group, (2005). Catálogo de equipos de Bombeo

Electrosumergibles.

§ ESP Wood Group, (2007).Curso de diseño de equipos BES.

§ IHS SubPUMP, (2009).Análisis y Diseño de Bombas Sumergibles –

Manual Técnico de Referencia.

§ Lucio Carrillo Barandiaran, (2007). Apuntes pertenecientes al Ingeniero-

Facultad de Ingeniería en Petróleos, ESPOL.

§ Maggiolo Ricardo, (2008).Optimización de la producción mediante análisis

Nodal, Lima – Perú.

§ Marcelo A. Crotti, (2004). Movimiento de fluidos en reservorios de

hidrocarburos.

§ Mauricio Unapanta, (2006). Estudio Técnico-Económico para incrementar

la producción de petróleo en los campos Guanta y Dureno.

§ NCT Energy Group, (2009). Certificación de Reservas de los campos de

Petroproducción ubicados en el Distrito Amazónico – ÁREA LAGO AGRIO.

Quito – Ecuador.

§ Peñafiel Janina, (2008). Optimización del Bombeo Electrosumergible en la

producción de petróleo en el área Shushufindi. Quito – Ecuador.

§ Schlumberger REDA, (2007). Catálogo de equipos de Bombeo

Electrosumergible.

§ Schlumberger REDA, (2007). Curso Avanzado de BES.

§ Vinicio Melo, (2007).Folleto de Levantamiento Artificial.

246

ANEXOS

247

ANEXO No. 1

RESERVAS REMANENTES DE LOS POZOS CON SISTEMA BES

CALCULADAS MEDIANTE SOFTWARE OFM Y PROCEDIMIENTO

PARA INGRESO DE DATOS (OIL FIEL MANAGER)

248

A.1.1 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS

MEDIANTE EL SOFTWARE OFM

Los principales pasos son:

1. Realizar en Excel, las siguientes tablas:

· Maestra, contiene la descripción completa de los pozos del área de

estudio, como coordenadas, profundidad e identificación del

completamiento de cada pozo.

TABLA A.1.1 TABLA MAESTRA

FUENTE: Gerencia de Producción Exploración y Producción EP PETROECUADOR. ELABORADO POR: Jennifer Hinojosa, Humberto Goyes.

· Mensual, contiene la producción acumulada de petróleo, agua y gas,

durante cada mes, de cada arena productora, de cada pozo, desde el inicio

de su producción.

TABLA A.1.2 TABLA MENSUAL


· SortCategory (SC), contiene la descripción general de los pozos, como

campo, tipo de pozo, ubicación, etc.

249

TABLA A.1.3 TABLA SC


2. Crear una base de datos en Access, importando desde Excel las tablas

descritas en el paso 1.

FIGURA A.1.4 BASE DE DATOS EN ACCESS


3. En el software OFM, se abre la ventana New OFM Workspace, dando clic en

file y se crea un nuevo proyecto, se escribe el nombre del Área en estudio y se

carga, la base de datos de Access, en la opción Database file.

FIGURA A.1.5 INTERFAZ DE OFM PARA CARGAR BASE DATOS


4. A continuación, se da clic en Database, en la opción Calculated Variables, se

determinan las variables, con sus respectivas ecuaciones, luego se

250

seleccionan las tablas cargadas desde Access en la opción Edit Schema

Tables, para realizar el cálculo de reservas, mediante las curvas de

declinación de la producción.

FIGURA A.1.6 CÁLCULO DE VARIABLES-SELECCIÓN DE DATOS


5. Luego, se da clic en la opción Analysis, en la opción Forecast, se selecciona el

tipo de declinación, la rata de declinación, se selecciona el pozo, la arena y se

escoge la tendencia que tiene la producción, para calcular las reservas.

FIGURA A.1.7 EJEMPLO DE CÁLCULO DE RESERVAS


251

A.1.2 RESERVAS REMANENTES

El cálculo de las reservas remanentes, se realiza mediante el paquete Oil Field

Manager (OFM), un software en el que se puede almacenar y realizar análisis de

datos de un campo de petróleo tales como:

ü Producción.

ü Parámetros petrofísicos.

ü Presiones.

ü Historial de reacondicionamiento.

ü Diagramas de completación.

ü Registros eléctricos, entre otros.

Cabe recalcar que el OFM, es una herramienta versátil que permite graficar y

correlacionar curvas de algunas variables, dando la opción de escoger la mejor

escala para presentar los datos y seleccionar el tipo de escalas a graficar (lineal o

logarítmica).

Las gráficas de cálculos de reservas remanentes, se realizan para cada arena, de

todos los pozos del área Lago Agrio que producen con Bombeo

Electrosumergible, hasta la última fecha que produjo.

Las curva de declinación de la producción, se utilizan para analizar y predecir la

producción de los pozos seleccionados y calcular las reservas remanentes de los

mismos.

En el anexo No. 1, se muestra las curvas de declinación exponencial de la

producción de los pozos que trabajan con BES del Área Lago Agrio, teniendo que

los campos Lago Agrio, Guanta y Parahuacu, son campos maduros en lo que

existe historiales de producción, por tanto es eficaz, el cálculo de reservas,

mediante el método de declinación exponencial, tomando en cuenta que el rango

de declinación promedio para toda el Área Lago Agrio es de 0,10 a 0,12 (A. e).

252

GRÁFICA A.1.2.1 RESERVAS POZO GTA-01 “Ui” (actualmente produciendo)


. GRÁFICA A.1.2.2 RESERVAS POZO GTA-05 “Ui”


253

GRÁFICA A.1.2.3 RESERVAS POZO GTA-05 “BT” (actualmente produciendo)


GRÁFICA A.1.2.4 RESERVAS POZO GTA-12 “Us” (actualmente produciendo)


254

GRÁFICA A.1.2.5 RESERVAS POZO GTA-12 “Ui” (actualmente produciendo)


GRÁFICA A.1.2.6 RESERVAS POZO GTA-12 “Ti” (actualmente produciendo)


255

GRÁFICA A.1.2.7 RESERVAS POZO GTA-20D “Ti” (actualmente produciendo)


GRÁFICA A.1.2.8 RESERVAS POZO GTA-23D “Hs” (actualmente produciendo)


256

GRÁFICA A.1.2.9 RESERVAS POZO GTA-24D “Ui” (actualmente produciendo)




257



GRÁFICA A.1.2.12 RESERVAS POZO GTA-41D “BT” (actualmente produciendo)


258

GRÁFICA A.1.2.13 RESERVAS POZO GTA-42D “Ti” (actualmente produciendo)


GRÁFICA A.1.2.14 RESERVAS POZO LAG-25 “Ts” (actualmente produciendo)


259

GRÁFICA A.1.2.15 RESERVAS POZO LAG-25 “Ui” (actualmente produciendo)


GRÁFICA A.1.2.16 RESERVAS POZO LAG-47D “Hi” (actualmente produciendo)


260

GRÁFICA A.1.2.17 RESERVAS POZO LAG-47D “Hs” (actualmente produciendo)




261

GRÁFICA A.1.2.19 RESERVAS POZO LAG-50D “Hi”




262

GRÁFICA A.1.2.21 RESERVAS POZO PRH-10 “Ui” (actualmente produciendo)




263

GRÁFICA A.1.2.23 RESERVAS POZO PRH-12 “Ti” (actualmente produciendo)




264

ANEXO No. 2

HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS

SELECCIONADOS CON BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DEL

ÁREA LAGO AGRIO

265

GUANTA – 01 FECHA DE COMPLETACION: 11-Feb-86 INTERVALOS PUNZONADOS:

Arena “Hi” Arena “Hs”

9.961’-9.965’ (4’) 4 DPP 9.932’-9.954’ (22’) 9.970’-9.978’ (8’) 9.984’-9.988’ (4’) Arena “T” Arena “U” 9.772’-9.778’ (6’) 9.622’ – 9.580’ (36’) 9.790’-9.796’ (6’) 9.798’-9.804’ (6’) 9.807’-9.812’ (5´) 9.817’-9.836’ (19’) PRUEBAS INICIALES: FECHA BPPD BSW% ° API METODO Pc ZONA 30-Ene-86 1.968 0.0 31,7 PPH 60 T 02-Feb-86 3.676 0.0 29,7 PPH 36 U W.O. No. 01 28-Nov-87 OBJETIVO: BAJAR INSTALACIÓN ELECTROSUMERGIBLE

§ Bajan BES DN-750 (152 + 152) Etapas. Chequean rotación, realizan prueba Ok. PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 18-Nov-87 Pozo muerto Después 03-Dic-87 801 4,0 30 28,4 U PPS

W.O. No.02 10-Ene-88 OBJETIVO: ESTIMULAR ARENA “U” CON MUD ACID Y EVALUAR

§ Sacan BES: Bombas y separador de gas lleno de arena, protector malo, motor y psi buenos, presencia de escala.

§ Realizan prueba de admisión con 8 bls de agua @ 3.200 psi y 0,98 BP. § Realizan tratamiento con HCL al 15% @ 4.5 BPM y 450 psi. Recuperan ácido. § Evalúan arena “U”: BFPD=172, BSW=40%, Salinidad=3.636 ppmcl-, T=11hrs.

Toman B’UP recuperan bomba jet y elementos de presión. Bajan sp.toll y pistonean. Pozo fluye: BFPD=1.200, BSW= 1%.

§ Bajan completación de producción con cavidad Kobe. Pistonean “U” pozo fluye: BFPD=1.032, BSW=20%

PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 21-Dic-87 BES atascada con escala y arcilla Después 03-Dic-87 835 6,0 60 28,3 U PPH

266

W.O. No. 03 24-Oct-88 OBJETIVO: CAMBIO DE COMPLETACIÓN (PESCADO), EVALUAR ARENA “U” Y BAJAR BES

§ Realizan prueba de inyectividad a la arena “U” con 15 BLS con 3.200 PSI a una rata de 2,5 BPM.

§ Evalúan “U”: BFPD=1.128, BSW=14%. § Bajan completación de fondo y BES DN-750 (190 +171) Etapas.

PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 16-Oct-88 Pozo deja de fluir Después 28-Dic-88 931 3 19 27,1 U PPS W.O. No. 04 17-Sep-92 OBJETIVO: RECUPERAR BES Y EVALUAR ARENA “T” Y BAJAR BES PARA “U”

§ Realizan tubing punch @ 8.900’. § Sacan BES motor con aceite negro. Bomba no tiene rotación, sep. Taponado con

sólidos grandes (hidrocarburos y fosfatos). § Evalúan “T”: BFPD=432, BSW=30%. Hrs. Eval=41. § Realizan tratamiento con solventes a “T” y evalúan: BFPD=528, BSW=20%, Hrs.

Eval=16. § Realizan prueba de admisión “U” @ 0,3 BPM y 1.100 psi. § Realizan estimulación a la arena “U” con OSA al 15% y evalúan: 600, BSW=54%,

T. Eval=7 h. § Bajan completación de fondo y BES DN-750 (190 +171) Etapas.

PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 28-Ago-92 563 0,2 50 24,7 U PPS Después 18-Oct-92 659 0,2 75 29,6 U PPS W.O. No. 05 27-Mar-97 OBJETIVO: REPARAR BES.

§ Sacan BES sale con escala, motor eléctricamente bueno. § Arman y bajan BES DN-750 (190 + 171) Etapas. § Realizan prueba de producción: BFPD=888, BSW=100%, PC=50 psi.

PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 18-Mar-97 BES OFF fuera de servicio Después 10-Abr-97 739 0,3 45 29,2 U PPS W.O. No. 06 27-Abr-99 OBJETIVO: REPARAR B.E.S.

§ Controlan pozo. § Sacan conjunto BES, bombas giran normal, motor con aceite contaminado y baja

resistencia a tierra, cable con una fase a tierra, unidad PSI contaminado. § Bajan BHA de limpieza @ 9.750’, circulan, limpian, sacan. § Arman y bajan completación BES DN-800 (191 + 171) Etapas. § Realizan prueba de rotación, OK. § Realizan prueba de producción a la estación: BFPD=984, BSW=100%, Pc=90 psi,

AMP=23.

267

PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 12-Mar-99 BES OFF fuera de servicio Después 28-Abr-97 625 3.5 30 29,2 U PPS COMENTARIOS: W.O. exitoso se logró recuperar 625 BPPD W.O. No. 07 08-Jul-01 OBJETIVO: REPARAR B.E.S.

§ Controlan pozo. § Sacan conjunto BES, bombas giran normal, protector con aceite contaminado,

aceite de motor degradado, unidad PSI circuitada. § Bajan broca y raspa tubos probando con 3.000 PSI c/16 paradas hasta 9.749’,

circulan, limpian, sacan. § Arman y bajan completación BES DN-800 (191+172 ) Etapas § Realizan prueba de rotación, OK. § Realizan prueba de producción a la estación: BPPD=616, BSW=1%, Pc=60 psi,

AMP=24. PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 16-Jun-01 BES OFF fuera de servicio Después 16-Jul-01 616 1,0 60 28,1 U PPS COMENTARIOS: W.O. exitoso se logró recuperar 616 BPPD W.O. No. 08 27-Ene-04 OBJETIVO: CAMBIO DE COMPLETACIÓN POR COMUNICACIÓN TBG-CSG

§ Controlan pozo § Sacan equipo BES en tbg de 3-1/2, dos bombas Reda DN-800 con giro de eje, ok,

separador de gas con giro, ok, sello con giro y extensión de eje, ok, motor y cable eléctricamente bien.

§ Bajan BHA de limpieza en tbg de 3-1/2 hasta 9748’, se encuentra un tubo de 3-1/2 con fisura. Circulan, limpian y sacan.

§ Arman y bajan completación BES DN-675 (197) Etapas. § Realizan prueba de rotación y producción, OK.

PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 20-Ene-04 BES OFF por comunicación tbg - csg Después 08-Feb-04 610 1,0 40 28,2 U PPS COMENTARIOS: W.O. exitoso se logró recuperar 610 BPPD W.O. No. 09 04-Oct-06 OBJETIVO: REPARAR BES

§ Sacan BES: se observa presencia de escala en el equipo: Bomba: (85% silicatos, 10% CaCO3, 5% de limallas de hierro). St. valve: (85% de silicatos, 20% carbonatos); bomba con giro suave. Cable eléctricamente bueno.

§ Bajan BHA de prueba, realizan prueba de inyectividad con 10 BLS con 1500 PSI a 1,1 BPM.

268

§ Desplazan bomba Jet 9 I y evalúan la arena “U” al tanque en locación (durante la evaluación se reversa la bomba por dos ocasiones y sale taponada con 70% de arena y láminas de hierro):BFPD=360, BPPD=112, BSW=69%, TR=1.030, Hrs. Eva=72.

§ Bajan BHA de evaluación con cañones TCP y repunzonan el siguiente intervalo: Arena “Ui”: 9.556’ – 9.622’ (22’) a 5 DPP.

§ Pozo no fluye, desplazan bomba Jet 11 J y evalúan arena “U” al tanque en locación: BFPD=480, BPPD=384, BSW=20%, TR=1.562, HE=67.

§ Bajan elementos de presión, toman B ‘Up a la arena “ U “: Pwf = 709 PSI, Pr = 1.452 PSI.

§ Continúan evaluando arena “ U “ con Jet 10 I al tanque en locación: BFPD=600, BPPD=528, BSW=12%.

§ Bajan BHA de fondo con dos tubos ranurados. Asientan Packer FHL a 9.464’. Sacan campana ON-OFF

§ Arman y bajan completación BES D475N (141 +141 + 141) Etapas y un AGH (manejador de gas).

§ Realizan prueba de rotación y producción, OK. PRUEBAS FECHA BPPD BSW% Pc ° API ZONA METODO Antes 08-Sep-06 E.W.O. por posible eje roto Después 23-Ene-07 527 1.0 90 29,2 U PPS COMENTARIOS: Exitoso, se evalúa con bomba Jet la arena “U”, se repunzonan los mismos intervalos de la arena a 5 DPP, se evalúa y se toma B ‘Up, se rediseña BES, se baja completación de fondo con 2 tubos rasurados por presencia de sólidos. W.O. No. 10 17-Dic-10 OBJETIVO: REPARAR BES

§ Sacan BES: descarga limpia, las 3 bombas con giro suave, protector inferior las 3 cámaras con aceite contaminado, protector superior las 2 cámaras con aceite contaminado, sensor eléctricamente OK.

§ Bajan BHA de limpieza con broca de 6 ½ en tbg de 3 ½, midiendo y probando hasta 9.400’. Circulan sacan.

§ Arman y bajan completación BES D475N (178 +142 + 142) Etapas y un AGH (manejador de gas).

§ Realizan prueba de producción de la arena “Ui” con equipo BES al tanque bota e locación: BFPD= 432, BSW=100%, Hz=58, P intake=733,8 psi, P descarga=3.890,8 psi.

§ Finaliza operaciones el 17 de diciembre de 2010. GUANTA - 23D Inicia perforación: 14 de Agosto del 2008 Terminan perforación: 17 de Septiembre del 2008 Fecha de Completación: 15 de Noviembre del 2008 INTERVALOS PERFORADOS:

269

Arena "U" @ 5 DPP Arena "T" @ 5 DPP 9.940’ – 9.966’ (26’) 10.137’ – 10.152’ (15’) 9.968’ – 9.972’ (4’) @ 4 DPP SQZ 10.160’ – 10.168’ (8’)

10.164’ – 10.168’ (4’) SQZ Arena "Hollín" 10.336’ – 10.342’ (6') @ 4 DPP SQZ

OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES PRUEBAS INICIALES:

FECHA ARENA METODO BFPD BPPD BSW API PC OBSERVACIONES

30-Oct-08 “Ui” PPH 288 199 31% 27,3 CTK Sal= 17.500 ppmcl-

07-Nov-08 “Ti” PPH 552 120 71% 26,9 CTK Sal= 8.700 ppmcI-

GUANTA - 25D Inicia perforación: 21 de enero del 2009 Terminan perforación: 10 de febrero del 2009 Fecha de Completación: 03 de abril del 2009 INTERVALOS PERFORADOS:

Arena "U" @ 5 DPP 10.522’ – 10.531’ (9’) @ 5 DPP 10.536’ – 10.576’ (40’) @ 5 DPP

OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES PRUEBAS INICIALES:

FECHA ARENA METODO BFPD BPPD BSW API PC OBSERVACIONES

27-mar-09 “U” PPH 480 216 55% 28,4 CTK Sal= 38.250 ppmcl-

GUANTA- 41D FECHA DE COMPLETACION: 13 de enero del 2010 INTERVALOS PERFORADOS:

Arena “BT” Arena “Us” 10.212’ – 10.224’ (12’) @ 5DPP 10.964’ – 10.974’ (10’) @ 5DPP 10.224’– 10.226’ (2’) SQZ

Arena “Hs” 11.338’ – 11.359’(21’) @ 5DPP

OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES Los siguientes resultados de pruebas de producción iniciales se muestran a continuación:

270

PRUEBA OFICIAL:

Fecha Zona Método BFPD BPPD BSW SAL. API Pc Observaciones

23-Dic-09 “Hs” PPH 264 156 41,0 4.450 28,8 CTK Sal=4.450 ppmcl-

30-Dic-09 “Us” PPH 24 0 100 NR NR CTK NR

04-Ene-10 “BT” PPH 720 713 1,0 NR 24,3 CTK NR

PRUEBA FECHA ZONA MÉTODO BPPD BSW ° API Pc Observaciones

Final 16-Ene-10 “BT” PPS 684 4,0 24.3 90 Reda DN-1100

OBSERVACIONES:Trabajo Exitoso GUANTA - 42D FECHA DE COMPLETACION: 12 de mayo del 2010 INTERVALOS PERFORADOS:

Arena “Ti” 11.168’ – 11.202’ (34’) @ 5DPP

OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES Los siguientes resultados de pruebas de producción iniciales se muestran a continuación:

FECHA DE PRUEBA

ARENA METODO BFPD BPPD BSW SAL ppmcl-

°API PC

30-Abril-2010 “Ti” PPH 672 437 35% 7.800 27,8 CTK

Realizan prueba de producción final con BES TD-850, a la arena "Ti" con los siguientes resultados: BFPD=840; BSW=100%, P intake=2.073 psi, Hz=51,6; Amp=18; REC.= 230 bls; TE= 6hrs. LAG-25 INICIA PERFORACION: 3 de febrero de 1971 FECHA DE COMPLETACION: 2 de marzo de 1971 INTERVALOS PERFORADOS:

Arena “Us” Arena “T” 9.698’-9.710’ (12’) 9.907’-9.933’ (26’) 9.716’-9.726’ (10’) 9.730’-9.736’ (6’)

Arena “HOLLIN” 10.060’ - 10.096’ (36’) 10.104’-10.108’ (4’) 10.121’-10.127’ (6’)

271

W.O # 01 INICIA: 24-06-73 TERMINA: 06-07-73 OBJETIVO:AISLAR ENTRADA DE AGUA DE “T”

§ Perforan intervalo 9.946’-9.948’ @ 2 DPP para Sqz. Realizan Sqz con 190 SxS de cemento tipo “G”, Pmax=200 psi, reversan 98 SxS de cemento.

§ Repunzonan intervalo 9.946’-9.948’ (2’) @ 2 DPP. Realizan segundo Sqz con 100 SxS de cemento, Pmax = 2.700 psi.

§ Punzonan intervalo 9.933’-9.907’ (26’) arena “U”. § Bajan completación para producir por flujo natural, dejan abierta camisa de “U”.

W.O # 02 INICIA: N/R TERMINA: 24-10-78 OBJETIVO:AISLAR LA FORMACION HOLIN Y FRACTURAR LAS ARENAS “U” Y “T”.

§ No pueden controlar el pozo, por lo que es necesario realizar un tubing punch a 9.578’-9.580’ y se puede controlar el pozo con agua salada de 8,8 lbs/gal.

§ Corren registros de cementación desde 10.134’-9.300’. § Bajan y asientan CIBP @ 10.000’ para aislar Hollín. § Bajan y asientan RTTS @ 9.813’, rompen la formación con 2.400 psi con una

rata establecida de inyectividad de 6 BPM @ 3.250 psi, desasientan y sacan RTTS.

§ Perforan intervalo 9.766’-9.770’ @ 4 DPP, para cementación forzada, colocan un tapón de arena encima del CIBP hasta 9838’ se probó hasta con 5.000 psi.

§ Bajan y asientan retenedor de cemento a 9.743’, realizan cementación forzada con 45 SxS de cemento clase “G” con 3.400 psi @ 3 BPM.

§ Bajan broca y canasta, limpian hasta 9.990’ § Bajan y asientas tapón CIBP a 9.870’, RTTS a 9.840’, prueban CIBP con 500psi y

se sube RTTS hasta 9.552’ sacan RTTS y bajan retenedor de cemento a 9.680’ se realiza cementación forzada con 200 SxS de cemento clase “G”. Bajan broca y canasta hasta 9990’.

§ Punzonan con cañones de 4” los intervalos: arena “T” 9907’-9933’ @ 3 DPP y arena “U” 9.698’-9.710’; 9.716’-9.726’; 9.730’-9.736’ @ 4 DPP.

§ Realizan prueba de inyectividad arena “T” a 5.800psi y 13 BPM, fracturan la arena con 11 BPM y una presión de 4.500psi, Pmax = 5.600 psi y Pmín = 3.800 psi.

§ Realizan prueba de inyectividad arena “U” a 4.500 psi y 8 BPM. § Bajan sarta de completación.

RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 05-11-78 U+T F 842 5,0 339 27,1 70 30

COMENTARIO: El trabajo fue exitoso.

272

W.O # 03 INICIA: 23-09-79 TERMINA: 28-09-79 OBJETIVO:BAJAR INSTALACION DE BOMBA REDA.

§ Controlan el pozo circulando en reversa agua tratada con Y-22 de 8,8 lbs/gal. § Desasientan empacadura @ 9.628’ y se saca la tubería de producción. § Bajan completación electrosumergible REDA.

RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes 08-01-79 U+T F 359 1,8 200 33,8 NR 26 NR Después 30-09-79 U+T S 1.275 0,5 200 32,0 90 40 NR COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, se incrementa 916 BPPD. W.O # 04 - 05 INICIA: 15-01-80 TERMINA: 23-01-80 OBJETIVO:CAMBIO DE BOMBA REDA Y TRATAMIENTO ANTI-INCRUSTANTE A ARENA “U Y T” POR SEPARADO.

§ Controlan el pozo con agua sal de 9,2 lbs/gal. § Sacan instalación de bomba REDA. § Bajan y asientan, RBP @ 9.939’ y RTTS @ 9.889’ para realizar tratamiento anti-

incrustante a la arena “T”; Realizan prueba de inyectividad Pmáx= 2.600 psi @ 2 BPM, 40 bls bombeados. Desplazan la mezcla a la formación con Pmín=2.200psi y Pmáx=2.925 psi @ 2BPM.

§ Intentan asentar, RBP @ 9.840’ sin éxito, sacan y detectan escala y corrosión, cambian RBP. Bajan y Asientan RBP @ 9.840’ y RTTS @ 9.672’ para realizar tratamiento anti-incrustante a la arena “U”; Realizan prueba de inyectividad Pmáx= 3.500 psi @ 1,2 BPM, 40 bls bombeados. Desplazan la mezcla a la formación con Pmín=3.425psi y Pmáx=3.500psi @ 1BPM.

§ Circulan con agua sal de 8,6 Lbs/gal. § Bajan completación electrosumergible REDA.

RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes 15-11-79 U+T S CERRADO Después 28-01-80 U+T S 1.134 2,5 335 32,5 170 80

COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, se recuperó la producción: 1.134 BPPD. W.O # 06 - 07 INICIA: 20-10-80

273

TERMINA: 31-10-80 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.

§ Controlan el pozo con agua sal de 8,7 lbs/gal. § Sacan instalación de bomba REDA, sale con escala y arena. § Bajan y asientan, RTTS @ 9.607’. Pistonean NI = 4.100’, 105 corridas, Bls

Recup = 353 BSW= 3% § Bajan Instalación REDA @ 9.099’. Finalizan operaciones el 26-10-80, se quema la

bomba 5 Hrs. después de salir el taladro. § Inician operaciones el 29-10-80, Controlan pozo con 8,7 lbs/gal. § Sacan instalación REDA chequean y bajan nueva instalación REDA, después de

2 días de salir el taladro se quema la bomba. RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después MUERTO COMENTARIO: Trabajo no satisfactorio. W.O # 08 INICIA: 09-11-80 TERMINA: 04-01-81 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.

§ Controlan el pozo con agua salada. § Sacan instalación de bomba REDA. § Bajan instalación con tubería abierta @ 9.096’ y dan por finalizada la operación

el 10-11-80, trabajo incompleto. § Reinician Operaciones el 01-01-81, controlan con agua fresa tratada § Sacan Tubería de 3 ½ y arman Equipo REDA. § Bajan completación electrosumergible REDA, prueban por 5 Hrs OK.

RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 08-01-81 U+T S 651 4,0 299 31,7 80 28

COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, se recuperó la producción: 651 BPPD. W.O # 09 INICIA: 24-04-81 TERMINA: 02-05-81 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.

§ Controlan el pozo con agua salada. § Sacan instalación de bomba REDA.

274

§ Bajan y asientan, RBP @ 9.968’ y RTTS @ 9859’.Con el by pass del RTTS abierto se bombea: 15 Bls de JP-1 a 4 BPM, 9 Bls de tolueno a 0,9 BPM y 40 psi, 62 Bls de JP-1 + 1% de J-10 a 4,5 BPM y 600 psi; Cierran by pass y bombean 56 Bls de JP-1 + 1% de J-10 a 1,5 BPM y 3.150 psi, 85 Bls de crudo a 1,9 BPM y 3.200 psi. (Para desplazar). Pistonean 250 Bls.

§ Corren elementos de presión para estática de “T”. § Desasientan RBP y RTTS, asientan RBP @ 9.768’ y RTTS @ 9.647’. Con el by

pass del RTTS abierto se bombea: 15 Bls de JP-1 a 4 BPM y 300 psi, 10Bls de tolueno a 2,8 BPM y 300 psi, 59 Bls de JP-1 + 1% de J-10 a 4 BPM y 850 psi. Cierran by pass y bombean 41Bls de JP-1 + 1% de J-10 a 0,6 BPM y 3.500 psi, 84 Bls de crudo a 1,2 BPM y 3.500 psi. (Para desplazar). Pistonean 250 Bls.

§ Corren elementos de presión para estática de “U”. § Arman y Bajan Equipo REDA, Prueban OK.

RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 18-05-81 U+T S 677 0,3 135 30,0 80 33 Se recuperó 677 BPPD COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, sé recuperó la producción: 677 BPPD. W.O # 10 INICIA: 11-12-81 TERMINA: 20-12-81 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.

§ Controlan el pozo con agua del wash tank. § Sacan instalación de bomba REDA y encuentran pedacitos de caucho aproxim.

1/3 del separador, el eje de la parte inferior de la bomba quebrado. § Bajan y asientan RBP @ 9.951’ y RTTS @ 9.669’, prueban CSG con 1.000 psi.

Desasientan RTTS y lo asientan a 9.857’. § Realizan estimulación con solventes a arena “T” con 20 Bls de tolueno, 65 Bls de

JP-1 @ 3 BPM y Pmax=2.800 psi. Pistonean y recuperan 246 Bls, NF= 5.300’, BSW= 30%, API=33,5. Toman un aprueba de presión estática, cartas son buenas.

§ Realizan estimulación con solventes a arena “U” con 17,5 Bls de tolueno , 65,5 Bls de JP-1 @ 6 BPM y 900 psi. Pistonean y recuperan 313 Bls, NF= 7.100’, BSW= 10%. Toman una prueba de presión estática, cartas son buenas.

§ Bajan completación de fondo. § Bajan completación electrosumergible REDA probando tubería cada 1.000’ con

2.000psi. Prueban la bomba por 18 ½ Hrs. arena “U+T”: BFPD=469, BWS=65%, Salinidad de “U+T”=16.980 ppm Cl-, Pc= 65 psi, AMP= 32.

RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 27-12-81 U+T S 497 6,0 ----- 32,5 65 28

COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, se recuperó la producción: 497 BPPD.

275

W.O # 11 INICIA: 16-02-84 TERMINA: 20-02-84 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.

§ Controlan el pozo con agua fresca. § Sacan instalación de bomba REDA y se observa que la bomba se encuentra

atascada, no gira el motor. § Bajan y asientan, RBP @ 9.980’ y RTTS @ 9.863’. Estimulan arena “T” con 85

Bls de JP-1+36 Gls visco 914, se desplaza con 88 Bls de agua con una rata inicial de 1 BPM y 200 psi, rata final de 1,3 BPM y 1.700 psi, rata máxima = 1,5 BPM y Pmax= 2.700 psi.

§ Desasientan RBP y RTTS, asientan RBP @ 9.863’ y RTTS @ 9.611’. Estimulan arena “U” con 78Bls de JP-1 + 35 Gls visco 914, se desplaza con 81 Bls de agua con una rata inicial de 0,1 BPM y 1.000 psi, rata final de 0,7 BPM y 3.200 psi, rata máxima = 0,7 BPM y Pmax= 3.500 psi.

§ Arman y Bajan Equipo REDA, Prueban bomba contra tanque, asentamiento de la bomba a 9.478’, motor 70 HP, BFPD=440, BSW=100%, PSI = 728, T=231°F, AMP=36, Pc=8 psi, T.EVAL= 4 Hrs, Volt=1.080.

RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Bomba quemada

Después 18-05-81 U+T S 677 0,3 135 30,0 80 33 Bomba fuera de servicio 21-02-84.

COMENTARIO: El trabajo no fue exitoso. Después de prueba de bomba REDA el 20–02-84 con BFPD=440, PSI=720, el 21-02-84 bomba fuera de servicio – lower y upper pigtail destruidos. W.O # 12 INICIA: 09-03-84 TERMINA: 13-03-84 OBJETIVO: REPARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.

§ Controlan el pozo con agua fresca + J-22 de 8,3 Lbs/gal. § Sacan instalación de bomba REDA en mal estado. § Bajan completación electrosumergible REDA nueva. Prueban tubería y existe

liqueo (se cambia), vuelven a probar y existe fuga por St. Valve. § Bajan tres Bombas Redas D-13 (152+152+171 etapas) prueban tubería cada

1.000’ con 2.000psi, prueban bomba al tanque BFPD=410, BWS=100%, Pc= 10 psi, PSI= 742, T°=231.2°F T. Evaluación = 6 Hrs, arena “U+T”

RESULTADOS:

276

Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes Bomba fuera de

servicio el 21-02-84 Después 20-03-84 U+T S 233 2,0 ----- 32,0 40 ---- Tk. Estrangulado COMENTARIO: El trabajo no fue exitoso, la bomba se quema el 20-03-84. Pozo produce desde 14-03-84 al 20-03-84 W.O # 13 INICIA: 05-06-84 TERMINA: 17-06-84 OBJETIVO: ACIDIFICACIÓN ARENAS “U” Y “T”, BAJAR INSTALACIÓN REDA.

§ Controlan el pozo con agua del Wash Tank. § Sacan instalación de bomba REDA y se encuentra pedazos de copas de swabb

en intake, fallas en pigtail inferior. § Bajan y asientan, RBP @ 9.960’ y RTTS @ 9.832. Realizan prueba de

inyectividad con 2.000psi y 1,4 BPM. Acidifican arena “T”, con by -pass abierto del RTTS se bombea: 66 Bls de mezcla (HCL al 15%, 12%, 5%+HF 3%+NH4F 2,8%), Cierran by-pass del RTTS y se bombea 500 Gls de JP-1+ 3 Gls Clay stab y 90Bls de crudo. Presión inyección=1.400 psi @ 1,3 BPM. Pistonean por 36 Hrs hasta obtener un Ph = 7, Recup = 419 Bls, BSW=85%, NI=5.000’, NF=5.800’. Pistonean a tanque de 500Bls por 29 Hrs., Recup=127 Bls, BSW=85%, NF=5.800’, Salinidad=4.200 ppm Cl-.

§ Bajan y asientan, RBP @ 9.838’ y RTTS @ 9.644. Realizan prueba de inyectividad a arena “U” con 2.600psi 1-3 BPM. Acidifican arena “U”, con la misma mezcla de la arena “T” PI=100 psi @ 1-3 BPM.

§ Bajan shifting tool para abrir camisa a 9.624’ y se queda pescado, desasientan RTTS y sacan.

§ Bajan RTTS a 9.650’y Bajan camisa con bomba Jet Kobe para evaluar arena “U”, Producido=14 BPH, T. Prueba=14 Hrs.

§ Evalúan arena “U+T”, bombean 3.101 Bls a 3.700 psi y Recup= 196 Bls de formación en 22Hrs.

§ Arman y Bajan Equipo REDA, asientan empacaduras, realizan prueba a la bomba BFPD=352, AMP=24-26-27, Pc=100 psi.

RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 01-07-84 U+T S 217 14 ---- 32 110 24 Se recuperó 217 BPPD COMENTARIO: El trabajo fue exitoso, se recupera la producción = 217 BPPD. W.O # 14 INICIA: 16-07-85 TERMINA: 20-07-85 OBJETIVO: CAMBIO DE ARACIÓN DE LA INSTALACIÓN REDA.

277

§ Controlan el pozo con agua de wash tank. § Tratan de desasentar empacadura con 125.000 lbs sin éxito. § Bajan gauge ring de 2 ¾” tocan obstrucción @ 8.319’, circulan en reversa, salen

pedazos de cauchos de swab, con gauge ring de 1 11/16 tocan obstrucción @ 8.319’.

§ Bajan W/L 0,092 e impresion Blook marca línea de alambre. Bajan pescante trabajan con 65.000-150.000 lbs sin éxito. Después de varios intentos recobran 35’ de alambre.

§ Bajan con cortador químico @ 9.420’y cortan @ 9.411’ sacan con 5.000 lbs, bajan un nuevo cortador @ 9.344’ y tocan @ 9.340’, se queda atascado el cortador, sacan solo 15’ de herramienta y se queda 12’ dentro del hueco.

§ Bajan impresion blook @9360 indica tool de Go. RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Sin éxito Después MUERTO Sin éxito COMENTARIO: Se presentará programa para pescar completación de fondo. W.O # 15 INICIA: 14-12-07 TERMINA: 11-01-08 OBJETIVO:RECUPERAR PESCADO, EVALUAR “U+T”, DISPARAR “BT”, EVALUAR Y COMPLETAR.

§ Schlumberger realiza corte químico a 9.330' § Sacan tubería de 3-1/2", tubería sale en buenas condiciones (sin escala ni

corrosión) § Bajan over shot de 5-3/4" en tubería de 3-1/2" hasta 9.330', enganchan pescado.

Trabajan hasta con 120.000 lbs pescado se libera. Sacan y recuperan pescado 100 % (Se recupera herramientas de GO, cortador químico)

§ Toman registro USIT-CVL-VDL-GR-CCL desde 9.980' hasta 7.980'. Registro bueno en zona de interés.

§ Bajan conjunto TCP con cañones de 4-1/2" de alta penetración. Asientan Positrieve packer a 9.576', repunzonan los siguientes intervalos. Pozo no fluye.

Bajan elementos de presión y toman prueba de B'UP (BFPD = 768 BSW = 17% BPPD = 6.370 TR = 1.412 HE = 44) Pozo cerrado para B 'Up por 14:00 horas (Pwf = 1.250 psi, Ps = 2.350) Bajan BHA definitivo con bomba eléctrica sumergible (D725N) y empacadura TS, se baja separador de gas. Finalizan operaciones el 11 de Enero del 2008. RESULTADOS:

9698' - 9710' ( 12' ) @ 5 DPP

Arena " U ": 9716' - 9726' ( 10' ) @ 5 DPP

9730' - 9736' ( 6' ) @ 5 DPP

Arena " T ": 9907' - 9933' ( 26' ) @ 5 DPP

278

Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes MUERTO Después 03-feb-08 U+T PPS 548 6,0 29,2 DN 725 COMENTARIO: Trabajo satisfactorio, se completa con bomba electrosumergible, se baja empacadura “Ts”, pero no se lo asienta. W.O # 16 INICIA: 20-07-09 TERMINA: 27-07-09 OBJETIVO:REPARAR EQUIPO BES.

§ Controlan pozo con agua filtrada y tratada con químicos a la estación (se usa 16 Gls de Claytreat + 16gls de NE-18 + 1/2gl.

§ Desarman equipo B.E.S: bomba N # 1 atascada, bomba N # 2 con giro duro, separador de gas con giro semiduro; con material extraño, protector primera cámara con aceite contaminado, los dos restantes con aceite trabajado, sensor y motor eléctricamente buenos, los carretos de cable eléctricamente ok.

§ Bajan equipo B.E.S (2 bombas D-725-N + motor de 120 HP, 1.140 Vol, 66,4 Amp.) en TBG. Clase "B" midiendo calibrando y probando hasta 9.556', desarman B.O.P + casing-spool reda, instalan tubing hanger, prueban con 3.000 psi. OK.

§ Realizan prueba de producción por 14 hrs: BFPD=480, BPPD=0, BAPD=480, BSW=100%, AMP=45, HZ=57, Temp Motor=251,8, PSI intake=850, Pc=65 psi. RESULTADOS DE EVALUACIÓN:

FECHA ZONA Pcab Pman Psep

BFPD BPPD BSW Sal API GAS

psi psi psi ppm cl 60 ° F MM3

29-jul-09 U+T 100 26 24 262 105 60,0 2.600 29,2 NR 01-ago-09 U+T 100 26 24 261 131 50,0 2.800 29,2 NR 04-ago-09 U+T 100 26 24 263 239 9,0 12.500 29,2 124

COMENTARIO: Trabajo satisfactorio. LAGO – 48D Inicia perforación: 16 de Septiembre del 2008 Terminan perforación: 14 de Octubre del 2008 Fecha de Completación: 20 de Noviembre del 2008 INTERVALOS PERFORADOS: Arena "Hs" @ 5 DPP 10.303’ – 10.326’ (23') Arena "Hi" @ 5 DPP 10.352’ – 10.362’ (10') OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES. PRODUCCION INICIAL:

279

FECHA ARENAS MÉTODO BFPD BPPD BSW API PC OBSERVACIONES

06-Nov-08 “Hi ” PPH 144 117 19 28,5 CTK C. Y P. Iniciales 15-Nov-08 “Hs” PPH 360 223 38 27,3 CTK C. Y P. Iniciales PARAHUACU – 10 Fecha de completación: 01 de agosto de 2008 INTERVALOS PERFORADOS: Arena “U.inf” Arena “T.inf” 9.464’- 9.474’ (10’) @ 5DPP 9.648’ – 9.660’ (12’) @ 5DPP 9.482’ - 9.490’ (8’) @ 5DPP 9.666’ – 9.680’ (14’) @ 5DPP 9.490’ - 9.494’ (4’) SQz 9.726’ – 9.730’ (4’) @ SQz OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES. PRUEBA OFICIAL: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PC PFM Observaciones 1 19-Jul-08 “Ti” PPS 5 97,0 N/R 19,6 NR NR BES DN-1100 2 25-Jul-08 “Ui” PPS 641 11,0 NR 32,2 NR NR BES DN-1100 COMENTARIOS: Resultado satisfactorio. PARAHUACU – 11 Fecha de completación: 20 de septiembre de 2008 OBJETIVO: COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES. PRUEBAS INICIALES:

PRUEBA ZONA INTERVALO TIEMPO PRUEBA HORAS

BPPD BSW %

ºAPI 60 ºF

PC psi.

OBSERVACIÓN

29-AGO-09 “Ti” 9.709’-9.730’ 9.744’-9.754’

37 322 21 33,3 CTK Evalúan por PPH

16-DIC-97 “Ui” 9.520’-9.558’ 6 374 22 32,6 CTK Evalúan por PPH

ARENA FECHA P.C psi

BFPD BPPD Salinidadppm-CINa

BSW %

API 60° F

OBSERVACIONES

"Ui " 23-Sep-08 80 420 403 43.350 4,0 32,6 "Ui" 29-ago-07 45 398 382 49.250 4,0 32,6

COMENTARIOS: Resultado satisfactorio. W.O # 1 INICIA: 30-04-09 TERMINA: 11-05-09 OBJETIVO:CAMBIO DE BHA POR COMUNICACION TBG-CSG.

280

§ Sacan completación electrosumergible. El equipo sale en buen estado y

eléctricamente bueno. Descarga de la bomba y no-go sale taponados con material

sólido (arena fina). Giro del conjunto bes normal.

§ Bajan BHA de limpieza en tubería de 3 1/2 hasta 9.610', circulan casing - tubing

por 3 hrs para limpieza de sólidos, sacan BHA de limpieza.

§ Bajan bomba jet 10j y evalúan arena "Ui": total REC=34 bls, BFPD=120,

BSW=100%, sal=2.550 ppmcl-, te=8 hrs.

§ Reversan bomba jet. Bajan elementos de presión. Desplazan bomba jet-10j.

Evalúan arena "Ui": Total REC=136 bls, BFPD=144, BPPD=32, BSW=78%,

sal=2.550 ppmcl-, te=21 hrs.

§ Bajan equipo BES D475N (141+141+89 etapas), motor 120HP, 2.270 volt,

amp=32, en tubería de 3 1/2" hasta 9.333'.

RESULTADOS: Prueba Fecha Zona Método BPPD BSW RGP API PFT PFM Observaciones Antes 30-04-09 Ui. PP S COMUNICACIÓN TUBING CASIG BOMBA –DN-475 Después 16-05-09 Ui PP S 366 8.0 170 31.8 42 30 BOMBA – DN 475 COMENTARIOS: Resultado satisfactorio.

281

ANEXO No. 3

DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN ACTUALES DE LOS POZOS EN

ESTUDIO DEL ÁREA LAGO AGRIO

282

FIGURA A.3.1 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GUANTA 01

FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio.

R.T.E. = 912' COMPLETACION : 11/FEB/1986G.L.E. = 896' W.O N° 08:

W.O N° 09:W.O N° 10:

10 3/4" CASING

51 JTS, K-55, 40.5 L/P

2029' ZAPATO GUIA CEMENTADA CON 1000 sxs "A"

7" CASING

1 JTS, N-80, 26 L/P, R-2, LT&C, @ 42,6'

257 JTS, N-80, 26 L/P, R-3, LT&C, @ 10170'

3 ½" EUE N-80, 293 TUBOS

9216'

3½" CAMISA DESLIZABLE.

9251' 3 ½" EUE N-80, UN TUBO

3 ½" EUE NO-GO + STD. VALVE

9284' 3 ½" EUE N-80, UN TUBO

9286' 3½" DESCARGA

BOMBA, DN-475, SERIE 400, 142 STG

DN-475, SERIE 400, 142 STG

9325' DN-475, SERIE 400, 178 STG

9331' AGH (MANEJADOR DE GAS) SERIE 400

9333' SEPARADOR DE GAS, SERIE 400

ADAPTER

PROTECTOR, SERIE 540

9351' PROTECTOR, SERIE 540

9365' MOTOR, 150 HP, 33.5A, 2300 V, SERIE 562

9367' ADAPTER

SENSOR PHOENIX SERIE 450

9371' 7" CENTRALIZADOR

9429' 2⅞" x 5½" ON-OFF CONNECTOR

2⅞" EUE N-80, UN TUBO

9465' 2 ⅞" x 3 ½" X - O

7" x 3 ½" PACKER FHL

9500' 3 ½" x 2 ⅞" X - O

2⅞" EUE N-80, UN TUBO

2⅞" EUE N-80, NO-GO2 ⅞" EUE N-80, 2 TUBOS RANURADOS2 ⅞" EUE N-80, 2 TUBOS

9623' 2 ⅞" EUE N-80, TAPÓN CIEGO

ARENA "U" @ 9 DPP

9586' - 9622' (36')

9750' RETENEDOR DE CEMENTO

ARENA "T" @ 4 DPP

9772' -9778' (6')

9790' -9796' (6')

9798' - 9804' (6')9807' - 9812' (5')

9817' - 9836' (19')

ARENA "Hs" @ 4 DPP 9904' BRIDGE PLUG

9932' - 9954' (22')

ARENA "Hi" @ 4 DPP 9957' RETENEDOR DE CEMENTO

9961' - 9965' (4') SQZ

9970' - 9978' (8') SQZ

9984' - 9988' (4') SQZ

10088' COLLAR FLOTADOR

10170' ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 800 SXS "G"

PT(D)=10225'

PT(L)=10240'

GTA-01W.O - 10

27 de enero de 20044 de octubre de 200617 de diciembre de 2010

CABLE PLANO AWG # 4/1 CON

CAPILAR 3/8"

c

c

S

S

S

S

283

RTE:

GLE:

COMPLETACION: 08 - JUNIO - 2009

20" CASING CONDUCTOR: 1 TUBO, H-40, 94 L/P, BTC

45' ZAPATO CEMENTADO CON 100 SXS "A"

KOP

168 TR 9 5/8", N-80, 47 L/P, BTC

6054' ZAPATO 9 5/8" CEMENTADO CON 1200 SXS "A"

3½" EUE, N-80, 9,3 LB/PIE, (312 TUBOS) CLASE "A"

3½", CAMISA WEATHERFORD NUEVO # 50000435

3½" EUE, N-80, 1 TUBO "CLASE A"

3½" EUE, NO-GO BAKER N UEVO NAP-0047 W/ST VALVE

3½" EUE, N-80, 1 TUBO "CLASE A"

CABLE PLANO # 02 C/CAPILAR 3/8" 3½" x 2⅜ " EUE X-OVER REPARADO

9534' 2⅜" RD EUE, DESCARGA NUEVO

9550' BOM BA TD-1200; 176 ETAPAS, SERIE 400 / 4.0" N UEVO

9566' BOM BA TD-1200; 176 ETAPAS, SERIE 400 / 4.0" N UEVO

9569' SEPARADOR GAS TR5 SERIE 400 /4.0" NUEVO

9570' INTAKE SERIE 400 / 4.0" NUEVO

9579' SELLO TR5 SERIE 500 / 5.13" NUEVO

9587' SELLO TR5 SERIE 500 / 5.13" NUEVO

9612'M OTOR 160 HP; 1115 V; 88.5AM P, SERIE 540 / 5,4" R EP A R A D O

9615' SENSOR TR5 SERIE 400 /5.40" NUEVO

9616' 6" CENTRALIZADOR NUEVO

9620' 2⅜" PATA DE MULA NUEVO

9825'

5½ X 2⅞" ON OFF, CONECTOR REPARADO

2⅞" EUE, 1 TUBO "CLASE A"

9858' 7" x 2 ⅞" FHL PACKER REPARADO VR P 3122

ARENA "U" @ 5 DPP9928' - 9934' ( 6' ) 2⅞" EUE, 11 TUBOS "CLASE A"

9952' - 9980' ( 28' )

10214' 7" x 2 ⅞" FHL PACKER REPARADO VR P 3122

2⅞" EUE, 1 TUBO "CLASE A"

10250' 2⅞" NO-GO "CLASE A"

10252' 2⅞" NEPLO CAMPANA REPARADO

ARENA "H SUP" 5 DPP.

10296' - 10308' ( 12' )

10370' C.O.T.D.

10374' 7" COLLAR FLOTADOR PERFORADO

10450' ZAPATO 7" ( CEMENTADO CON 540 SXS "G")

PTdrill =10450' (MD)

PT log = 10365' ( MD)

10450 1,68°

INCLIN. GRADOS

2062' 30,3°

6054 0,80°

MAXIMO ANGULO 30.3° @ 2062 MD Y 1981 TVD

SE UTILIZARON:10 GUARDACABLES, 311 PROTECTORES CANNON + 310 M ID JOINTS + 70' DE M LC FLAT CABLE

939' GUANTA - 23D902' C & PI

9533'

9500'

9468'

MD PIES

S

S

Cc V

FIGURA A.3.2 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO GUANTA 23D


284

RTE: COMPLETACIÓN : 3-ABRIL-2009

GLE: 902'

EMR: 20" CSG SUPERFICIAL

45' ZAPATO 20" CEMENTADO

CSG 9-5/8", C-95, 47 L/P, BTC TOTAL 172 JUNTAS

3 1/2", EUE, N-80, 337 TUBOS (CLASE A)

KOP

172 TR 9 5/8". C-95, 47 L/P. BTC

ZAPATO 9 5/8" CEMENTADO 2160 SXS "A"

KOP

CABLE SOLIDO 2 CON CAPILAR 3/8"

CAPILAR DE 1/4" DESDE CENTRALIZADOR

AL INTAKE 288+1 TUBO CORTO (19,27') TR 7", C-95. 26 L/P. BTC

3 1/2" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=2,81")

3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO

3 1/2" EUE, NO-GO CON STD. VALVE

10428' 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO

3 1/2" x 2 7/8" EUE, REDUCCION

10429' 2 7/8" EUE, DESCARGA

BOMBA ESP TD-450 ; 176 ETAPAS, SERIE 400

10461' BOMBA ESP TD-450 ; 176 ETAPAS, SERIE 400

10464' SEPARADOR DE GAS TR-4, SERIE 400

10467' SEPARADOR DE GAS TR-4, SERIE 400

INTAKE SERIE 400

10468' SELLO TR-4 AR PFDB SST DBG, SERIE 400

10479' SELLO TR-4 AR PFDB SST DBG, SERIE 400

10498' SENSOR TR-4 SMART GUARD, SERIE 456

10501' 5-1/2" CENTRALIZADOR

5-1/2" CAMISA DE REFRIGERACION

7" CENTRALIZADOR

10531'

10925' COTD

10928' 7" COLLAR FLOTADOR

7" ZAPATO CEMENTADO CON 580 SXS "G".11008'

PTdrill =11008'

PT log =11004'

27'

EMPATES CABLE

10326'

5

MOTOR TR-4 100 HP; 1345 V; 46 AMP; SERIE 456

10502'

ARENA "U" @ 5 DPP

2 7/8" TUBO CORTO PATA DE MULA

10522' - 10531' (9')

11008 2,19

PROTECTORESCANNON 336

6793 13,12

7833 3,3

2241 39,84

6032 23,87

MD PIES

INCLINACION GRADOS

470 3,19

GUANTA - 25DC & P

939'

400'

MID JOINT 336

10395'

6655'

DE CABLE

CAMISA DE REFRIGERACION DESDE

CENTRALIZADOR DE 5 1/2" HASTA

INTAKE

10536' - 10576' (40')

10523'

7928'

1° 4555'

2° 9055'

DE EQUIPO -

S

S



285

RTE: 924'

COMPLETACIÓN : 13-ENE-2010

EMR: 26'

20" CSG, 10 TUBOS, C-95, 72 L/P, BTC, PILOTEADO

300' 20" ZAPATO, CEMENTADO CON 616 SXS TIPO "A"

13 3/8" CSG, 187 TUBOS, C-95, 72 L/P, BTC

3 1/2" (314) TUBOS SEC CLASE "A"

6938' 13 3/8" Z. CEMENTADO CON 2350 SXS CLASE "A"

9 5/8" CSG, 230 TUBOS, C-95, 47 L/P, BTC

9865' 9 5/8" X 7" TOPE COLGADOR

10048' 9 5/8" ZAPATO CEMENTADO C/ 1075 SXS CLASE "A"

7" LINER: 39 TUBOS, C-95, 26 L/P, BTC

9987'

3- 1/2" EUE CAMISA (ID= 2.81")

10021' 3 1/2" EUE, SEC, (1) TUBO

3 1/2" EUE NO-GO C/STD. VALVE (ID= 2.75")

10053' 3 1/2" EUE, SEC, (1) TUBO

3 1/2" x 2 7/8" X-O + DESCARGA

10054'10066' BOMBA DN-1100; 145 ETAPAS, SERIE 400

BOMBA DN-1100; 182 ETAPAS, SERIE 400

10080' AGH D-5, SERIE 400


10090' PROTECTOR LSBPB, SERIE 540

10108' PROTECTOR BPBSL, SERIE 540

10127'

10131' SENSOR PHOENIX TIPO XT-O

7" CENTRALIZADOR

10212' - 10224' (12')

10224' - 10226' (2'); SQ CPI

10300'

7" EZ DRILL

10964' - 10974' (10')

11100'

7" EZ DRILL

11338' - 11359' (21')

11582' 7" LANDING COLLAR PERFORADO

11632' 7" COLLAR FLOTADOR

11683' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO C/ 484 SXS CLASE "G"

Y 242 SXS CEMENTO ELASTI CEM

32,79°

ARENA "Us" (5 DPP)

GUANTA - GTA 41DC&Pi

TD (MD)=11686'

7898 11,67

11682 0,76°

MOTOR 165 HP; 2074 V; 52 AMP; SERIE 540

ARENA "BASAL TENA" (5 DPP)

6863

TD (LG)=11685'

GLE: 898'

ARENA "Hs" (5 DPP)

SE INSTALAN 314 PROTECTORES CANNON Y 314

MID JOINT

MD PIES

INCLINAC GRADOS

545' 4,42°3087 41°

Cc V

S

S



286

RTE: 935'

COMPLETACIÓN : 12-MAY-2010

EMR: 37'

20" CSG, 7 TUBOS, H-40, 94 L/P, BTC, PILOTEADO

302' 20" ZAPATO CEMENTADO CON 429 SXS TIPO "A"

13 3/8" CSG, 175 TUBOS, C-95, 72 L/P, BTC, R-3

ANGULO EN ZAPATO: 22.41°

7162' 13 3/8" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 2344 SXS

TIPO "A"

Profundidad Desviación (°)

9 5/8" CSG, 233 TUBOS, C-95, 47 L/P, BTC, R-3

3 1/2", 312 TUBOS EUE CLASE "B", 9.5 L/P

3- 1/2" EUE CAMISA (ID= 2.81")

3 1/2" EUE, SEC, (1) TUBO

3 1/2" EUE NO-GO C/STD. VALVE (ID= 2.75")3 1/2" EUE, SEC, (1) TUBO

3 1/2" x 2 7/8" X-O + DESCARGA

BOMBA TD-850; 81 ETAPAS, SERIE 400

BOMBA TD-850; 162 ETAPAS, SERIE 400

SEPARADOR DE GAS, SERIE 513

INTAKE ACOPLADO CON CAMISA DE CIRCULACION DE 7"

PROTECTOR TR5, SERIE 513

SENSOR TR5, SMARTGUARD

7" CENTRALIZADOR

9906' 9 5/8" X 7" COLGADOR

9 5/8" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 859 SXS TIPO "G"10128'

7" LINER: 40 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, 26 L/P,

BTC, R-3

INTERVALO: 11168'-11202' (34')

11594'

7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 320 SXS TIPO "G"

PTper (MD)=11690'

PTlog (MD)=11690'

6452'

8346'

11690' 0,8

42,03

40,48

30,16

3,56

438' 3,67

1148'

2190'

20,21

4085'

9749'

9777'

9750'

7" COLLAR FLOTADOR

9808'

11685'

9789'

9820'

9773'

GUANTA - GTA 42DC&Pi

GLE: 898'

UTILIZAN 311 PROTECTORES CANNON, 314 MID JOINT, 50

SUNCHOS Y 8 GUARDA CABLES

9683'

9686'

9717'

PROTECTOR TR5, SERIE 513MOTOR 120 HP; 2165 V; 33 AMP; SERIE 540

ARENA "Ti" (5 DPP)

Cc V

S

S



287

COMPLETACIÓN: 02-Mar-71

GLE: 994'

RTE: 978' W.O. No. 14: 20-Jul-85W.O. No. 15: 11-Ene-08

CSG SUPERFICIAL

9 5/8", H-40, 32.3 L/P, ST&C, 23 JTS

ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 350 SXS

NIVEL = 3614

API = 29,4

PROFUNDIDAD DE SENSOR = 9564 7" CASING 105 JTS, S-95, 23L/FT, ST&C @ 10185'

GRAD = 0,3808 55 JTS, K-55, 26L/FT, ST&C @ 6869'

PSI = 2266 166 JTS, K-55, 23L/FT, LT&C @ 5169'

PWF = 2324

3 1/2" EUE, N-80, 9,3 L/P, 297 TUBOS

9353' 3 1/2" CAMISA DE CIRCULACION

3 1/2" EUE, N-80 UN TUBO

9387' 3 1/2" EUE, NO - GO

3 1/2" x 2 7/8" X-OVER

9428' 7" x 2 7/8" PACKER TS (No esta asentado)


9466' 2 7/8" EUE, CAMISA


9501' 2 7/8" EUE, NO - GO

2 7/8" x 3 1/2" X-OVER

9503' 3 1/2" EUE, ADAPTER Y DESCARGA

9504'

BOMBA DN-725, SERIE 400, 157 STG

9516'

BOMBA DN-725, SERIE 400, 157 STG


9530'

SELLO PROTECTOR, SERIE 540

SELLO PROTECTOR, SERIE 540

9551'

MOTOR 150 HP, 1404 VLT, 64,5 AMP, SERIE 562

9564' SENSOR


9907'-9933' (26') 9946'-9948' (2') SQ

9970' RETENEDOR

10000' CIBP

10060'-10096' (36') 10104'-10108' (4') 10121'-10127' (6')

COLLAR FLOTADOR

PT= 10189'ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 300 SXS

9698'-9710' (12') 9716'-9726' (10') 9730'-9736' (6')

ARENA "T" @ 9 DPP

ARENA "H" @ 2 DPP

LAG - 25

760'

W.O. Nº 15

9766'-9770' (4') SQ

ARENA "U" @ 9 DPP

10185'

10151'

S

S

FIGURA A.3.6 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO LAGO 25


288

COMPLETACIÓN : 20-NOV-2008

RTE: 1016'

GLE: 979' 41' 20" CASING CONDUCTOR: K-55, 94 L/P, 1 TUBO.

EMR: 37'

13⅜" CSG SUP.: C-95, 72 L/P, BTC, 152 TUBOS

400' KOP

3½", EUE, N-80, 325 TUBOS (CLASE A)

5561' KOP

6026' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL 13⅜"

(CEMENTADA CON 1700 SXS TIPO "A" )

9⅝", CSG: C-95, 47 L/P, BTC, 287 TUBOS + 1 TUBO

10083' CORTO (4').

3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=2,81")

10117' 3½" EUE, N-80, 1 TUBO

3½" EUE, NO - GO CON STD VALVE

10149' 3½" EUE, N-80, 1 TUBO

3½" x 2⅜" X-OVER

10151' 2⅜" DESCARGA

10162' BOMBA FC-450; 231 ETAPAS, SERIE 400

10181' BOMBA FC-450; 173 ETAPAS, SERIE 400

10184' SEPARADOR DE GAS SERIE 400

10195' PROTECTOR SERIE 400

10223' 5 1/2" CAMISA DE REFRIGERACION

10224' 5 1/2" CENTRALIZADOR


10303' - 10326' ( 23' )

10340' 9⅝" CIBP

10352' - 10362' ( 10' )

10407' 9⅞" COLLAR FLOTADOR

9⅝" ZAPATA GUIA CEMENTADA CON 1000 SXS DE

CEMENTO TIPO "G"

LAGO AGRIO - 48D

MOTOR 102 HP; 1293 V; 54 AMP; SERIE 450

SENSOR CENTINEL10218'

INCLINACION GRADOS

19,22

31,68'

C & Pi

20,09

PROTECTORES

CANNON

MID JINT

MD PIES

1496

2251

4142

PT log =10489'

PTdrill =10488'10482'

300

299

ARENA "H.inf" @ 5 DPP

ARENA "H.sup" @ 5 DPP

S

S

FIGURA A.3.7 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO LAGO 48D


289

COMPLETACIÓN: 1-Agosto-08

GLE: 959'

RTE: 991'

CSG SUPERFICIAL

73 TUBOS, K-55, 40,5 LBS/PIE, BTC / STC

ZAPATO GUIA SUPERF.CEMENTADO CON 709 SXS TIPO "A"

7" CASING: C-95, 26 LB/PIE, BTC, 271 TUBOS

3 1/2" EUE, N-80, 9,3 L/P, 290 TUBOS

9146'3 1/2" EUE, CAMISA DE CIRCULACION (ID=2,81")

9149'3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO

9181'3 1/2" EUE, NO - GO (CON ST. VALVE)

9182'

3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO

9213' DESCARGA ESP. SERIE 400

9214' DESCARGA PHOENIX

9214'BOMBA REDA DN-1100, 145 ETAPAS, SERIE 400

9226'BOMBA REDA DN-1100, 145 ETAPAS, SERIE 400

9238'AGH 400S / N8DN8F01623

ADAPTER SERIE 400/5409245'

SEPARADOR DE GAS, SERIE 540

9247'

PROTECTOR TIPO LSLSL, SERIE 540

9256'

PROTECTOR TIPOBPBSL, SERIE 540

9265'MOTOR 120/150 HP, 2437/2575 VLT, 31/36 AMP, SERIE 540

9284'

ADAPTER SERIE 540/450

9285' SENSOR PHOENIX SERIE 4509287'

7" CENTRALIZADOR

9464' -9474' (10' )

9580' 7" CIBP

9648' - 9660' ( 12' )

9666' - 9680' ( 14' )

9726' - 9730' (4' ) SQZ

9780' C.OT.D

10000' 9787' COLLAR FLOTADOR

PT= 9887'

PARAHUACU - 10C & Pi

760'

9482' -9490' ( 8' )

ARENA "U. inf." @ 5 DPP

9883'' ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 670 SXS TIPO "G"

ARENA "T.inf." @ (5 DPP)

S

S

FIGURA A.3.8 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO PARAHUACU 10


290

FECHA DE COMPLETACIÓN: GLE: 983' W.O. Nº 01: 11-MAY-09 RTE: 1015'

10 3/4" CASING, K-55, 40,5 LP/PIE BTC/STC

3035' ZAPATO GUIA SUPERFICIALCEMENTADO CON 1060 SXS TIPO "A"

7" CASING 213 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, BTC, 26 LB/PIE

3 1/2" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 301 TUBOS (CLASE A)9192'

3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE ( ID = 2,81 )

9225' 3½" EUE, N-80, 1 TUBO

3½" EUE, N-80, NO-GO (ID 2,75) CON ST. VALVE

3½" EUE, N-80, 1 TUBO

9256'9257'

9265' BOMBA REDA: D-475N - 86 ETAPAS SERIE 400

BOMBA REDA: D-475N - 141 ETAPAS SERIE 400

BOMBA REDA: D-475N - 141 ETAPAS SERIE 400

AGH D5 - 21 CR - CT SERIE 400

SEPARADOR DE GAS TIPO "DRS-RA" SERIE 400

ADAPTER SERIE 400/540

PROTECTOR, TIPO LSLSL - INC, SERIE 540

PROTECTOR, TIPO BPBSL-INC, SERIE 540

MOTOR: 120 HP 2270 V, 32 A, 60 Hz SERIE 562

ADAPTER DE SENSOR

SENSOR PHOENIX, TIPO 0

7" CENTRALIZADOR

ARENA "U. inf" ( 5 DPP )

9488' - 9510' ( 22' )

9610' COTD (WO-O1)9620' 7" EZ-DRILL (CPI)

ARENA "T inf" ( 5 DPP )

9709' - 9730' ( 21' )

9744' - 9754' ( 10' )

9825' COTD (CPI)9831' 7" COLLAR FLOTADOR

9926' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1380 SXS CLASE "G"

PT drill = 9930'PT log = 9936'

4/1 ELB G5F9218 FT

MLE 4 65 FT

DV-TOOL

9288'

9329'

7991'

9295'

9277'

20-sep-08

PARAHUACU - 11W. O. Nº 01

Cable Plano N° 02. Con capilar 3/8"

9333'

9315'

9297'

3 1/2" DESCARGA

S

S

S

FIGURA A.3.9 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO PARAHUACU 11


291

ANEXO No. 4

CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN

292

FIGURA A.4.1 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GUANTA-01


FIGURA A.4.2 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN GUANTA-23D




293





FIGURA A.4.6 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN LAGO-25


294

FIGURA A.4.7 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN LAGO-48D


FIGURA A.4.8 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN PARAHUACU-10


FIGURA A.4.9 COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN PARAHUACU-11


295

ANEXO No. 5

HISTORIALES DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS

SELECCIONADOS CON BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DEL

ÁREA LAGO AGRIO

296

TABLA A.5.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO GTA-01

FECHA ARENA MÉTODO BFPD BPPD %BSW °API P.cab [psi] P.int [psi]

sep-08 "U" PPS 395 393 0,5 29,6 50 N/R

oct-08 "U" PPS 404 403 0,2 28,2 50 N/R

nov-08 "U" PPS 415 414 0,2 29,2 65 N/R

dic-08 "U" PPS 430 429 0,2 29,5 100 N/R

ene-09 "U" PPS 378 377 0,3 29,3 62 N/R

feb-09 "U" PPS 415 414 0,2 29,5 62 N/R

mar-09 "U" PPS 471 469 0,5 29,5 50 N/R

abr-09 "U" PPS 441 439 0,5 29,3 50 N/R

jun-09 "U" PPS 449 448 0,2 29,5 60 N/R

jul-09 "U" PPS 561 558 0,5 29,4 50 N/R

ago-09 "U" PPS 466 465 0,3 29,6 50 N/R

sep-09 "U" PPS 466 465 0,3 29,6 60 N/R

oct-09 "U" PPS 477 476 0,3 29,7 46 N/R

nov-09 "U" PPS 474 473 0,2 29,0 55 N/R

dic-09 "U" PPS 438 437 0,3 29,4 60 N/R

ene-10 "U" PPS 458 457 0,2 29,2 40 N/R

feb-10 "U" PPS 460 459 0,3 29,3 60 N/R

mar-10 "U" PPS 400 399 0,2 29,3 60 N/R

abr-10 "U" PPS 437 436 0,2 29,2 60 N/R

may-10 "U" PPS 426 425 0,2 29,3 60 N/R

jun-10 "U" PPS 377 376 0,2 29,3 70 N/R

jul-10 "U" PPS 404 403 0,2 29,7 70 N/R

ago-10 "U" PPS 389 388 0,2 29,6 50 N/R

sep-10 "U" PPS 415 414 0,2 29,3 50 N/R

oct-10 "U" PPS 437 436 0,3 29,3 50 N/R

nov-10 "U" PPS 299 298 0,2 29,6 50 N/R

dic-10

TECNICO EPP CHEQUEA POZO: DETECTA BAJO AISLAMIENTO Y FASES DESBALANCEADAS INICIA W.O # 10 RIG SINOPEC 905

FINALIZA W.O # 10. BAJAN BES DN 475 CON VSD

ene-11 "U"

(24HRS realizando estimulación a la arena "U" con CTU con 60Bls de ONESTEP (probar pozo)

feb-11 "U" PPS 330 326 1,2 29,8 58 586

mar-11 "U" PPS 336 335 0,4 29,5 86 564

abr-11 "U" PPS 499 497,5 0,3 29,5 60 572

may-11 "U" PPS 200 199,4 0,3 29,5 60 N/R

jun-11 "U" PPS 135 135 0 28,7 62 N/R

jul-11 "U" PPS 247 244,78 0,9 28,7 62 N/R

ago-11 "U" PPS 350 348,95 0,3 28,6 65 N/R

sep-11 "U" PPS 344 341 0,8 28,6 65 N/R


297

TABLA A.5.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO GTA-23D

FECHA MÉTODO ARENA BFPD BPPD %BSW °API

may-09 INICIA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES

jun-09 FINALIZA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES BAJAN 2 BOMBAS TD-1200

jul-09 PPS Hs 547 536 2 28,3

ago-09 PPS Hs 559 553 1 28,3

sep-09 PPS Hs 530 525 1 28,3

oct-09 PPS Hs 413 410 0,8 28,3

nov-09 PPS Hs 475 470 1 28,3

dic-09 PPS Hs 439 435 1 28,3

ene-10 PPS Hs 441 437 1 28,3

feb-10 PPS Hs 365 361 1 28,3

mar-10 PPS Hs 524 519 1 28,3

abr-10 PPS Hs 338 335 1 28,3

may-10 PPS Hs 291 288 1 28,3

jun-10 PPS Hs 410 406 1 28,3

jul-10 PPS Hs 308 305 1 28,3

ago-10 PPS Hs 182 178 2 28,3

sep-10 Técnico de Wood Group intenta arrancar equipo BES por varias ocasiones, sin éxito, Equipo BES atascado.

oct-10 PPS Hs 350 346 1,14 28,3

nov-10 PPS Hs 228 221 3,07 28,3

dic-10 PPS Hs 370 348 5,95 28,3

ene-11 PPS Hs 308 292,6 5 28,3

feb-11 PPS Hs 211 200,45 5 28,3

mar-11 PPS Hs 365 343,1 6 28,3

abr-11 PPS Hs 182 171,08 6 28,3

may-11 PPS Hs 213 202,35 5 29,5

jun-11 PPS Hs 68 65,28 4 29,5

jul-11 PPS Hs 163 158,11 3 29,7

ago-11 PPS Hs 144 139,68 3 29,7

sep-11 PPS Hs 151 146 3 29,7


298


FECHA ARE BFPD BPPD %BSW °API MÈTODO OBSERVACIONES

ene-09 Ui INICIA PERFORACIÓN RIG HP-138

feb-09 Ui FINALIZA PERFORACIÓN RIG HP-138

mar-09 Ui INICIA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES RIG-GEOPETSA 01

03-abr-09 Ui FINALIZA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES RIG-GEOPETSA 01

04-abr-09 Ui 378 45 88

PPS LIMIANDOSE LUEGO DE C. & P. INICIALES

07-abr-09 12HRS; INSTALA LÍNEAS Y MECHERO, PARA DRENAR GAS, FUERA DE LOCACIÓN. PRODUCCIÓN INESTABLE

08-abr-09 Ui 314 267 15 29,4 PPS PRESIÓN INTAKE, INESTABLE.

10-abr-09 TOMA NF= 2.354', Y CHEQUEA PARAMETROS : HZ=54, AMP=26 , VOLT=431, SALINIDAD=20.750

11-abr-09 Ui 307 295 4 29,6 PPS PRESIÓN INTAKE, INESTABLE.

13-abr-09 ESTABILIZANDO PRODUCCIÓN Y BSW LUEGO DE C&PI, BSW eval.= 19 %, BSW actual = 4 %.

16-abr-09 Ui 348 334 4 29,7 PPS

25-abr-09 Ui 307 304 1 29,7 PPS ESTABILZANDO BSW, PRODUCCIÓN Y P. INTAKE

01-may-09 Ui 252 249 1 29,7 PPS

06-may-09 Ui 303 299 1,4 29,7 PPS

14-may-09 08HRS; DRENAJE Y EMPATE DE LÍNEA DE 6-5/8" A MANIFOLD de LOCACIÓN POZO GTA-13

15-may-09 Ui 344 341 0,8 29,7 PPS

14-may-09 04HRS; REUBICANDO LÍNEA DE FLUJO PARA MOVILIZA RIG

21-may-09 Ui 348 345 1 29,7 PPS

27-may-09 Ui 231 231 0,2 29,7 PPS

jun-09 Ui 292 291 0,3 29,7 PPS

jul-09 Ui 292 291 0,3 29,7 PPS

ago-09 Ui 291 290 0,3 29,7 PPS

sep-09 Ui 291 290 0,2 29,7 PPS

oct-09 Ui 285 284 0,3 29,7 PPS

nov-09 Ui 279 278 0,3 29,7 PPS

dic-09 Ui 273 271,91 0,4 29,3 PPS

ene-10 Ui 273 271,91 0,4 29,6 PPS

CONTINUACIÓN TABLA A.5.3

299

feb-10 Ui 240 238 0,83 29,6 PPS DECLINA FLUIDOS.

mar-10 Ui 228 225,72 1 29,8 PPS

abr-10 Ui 202 200 0,99 29,9 PPS PRUEBA BAJA.

may-10 Ui 224 221,76 1 28,5 PPS

jun-10 Ui 323 320 0,93 28,8 PPS PRUEBAN POZO, OK.

jul-10 Ui 218 215,82 1 28,6 PPS

ago-10 Ui 286 282,57 1,2 29,7 PPS POZO NORMAL.

sep-10 Ui 241 239 0,83 29,7 PPS

oct-10 Ui 213 210,87 1 29,6 PPS

nov-10 Ui 163 161 1,23 29,6 PPS

dic-10 Ui 232 229,68 1 29,6 PPS

ene-11 Ui 188 186 1,06 29,7 PPS SEPARADOR DE PRUEBA FUERA DE SERVICIO.

feb-11 Ui 48 48 0 29,7 PPS PRUEBA BAJA, REPETIR.

mar-11 Ui 176 174,24 1 29,7 PPS PRUEBAN POZO, OK.

abr-11 Ui 176 174,24 1 29,6 PPS DESGASIFICAN POZO.

may-11 Ui 150 148,5 1 29,6 PPS PRUEBAN POZO, OK.

jun-11 Ui 224 221,76 1 29,6 PPS PRUEBA ALTA.

jul-11 Ui 146 144,54 1 29,6 PPS

ago-11 Ui 144 142,56 1 29,6 PPS

sep-11 Ui 160 158 1 29,6 PPS


300


FECHA MÉTODO ZONA BFPD BPPD %BSW °API

sep-09 Rig-CPV-23 Inicia perforación a las 20h00

nov-09 Rig-CPV-23 Finaliza perforación a las 19h00

dic-09 Rig - Triboilgas-101 inicia operaciones de Completación y Pruebas Iniciales a las 17h00

ene-10 Rig - Triboilgas-101 Finaliza operaciones de Completación y Pruebas Iniciales, bajan BES DN-1100.

feb-10 PPS BT 739 735 0,6 29,1

mar-10 PPS BT 718 714 0,6 29,2

abr-10 PPS BT 684 678 0,9 29,4

may-10 PPS BT 684 679 0,8 29,4

jun-10 PPS BT 620 617 0,5 29,5

jul-10 PPS BT 456 453 0,6 29,3

ago-10 PPS BT 593 588 0,84 29,2

sep-10 PPS BT 418 376 10 29,3

oct-10 PPS BT 446 397 11 29,5

nov-10 PPS BT 317 279 12 29,5

dic-10 PPS BT 399 347 13 29,4

ene-11 PPS BT 373 313 16 29,2

feb-11 PPS BT 339 281 17 29,2

mar-11 PPS BT 362 290 20 29,1

abr-11 PPS BT 407 407 20 29,5

may-11 PPS BT 277 22 20 29,4

jun-11 PPS BT 239 172 28,03 29,4

jul-11 PPS BT 270 194,4 28 29,5

ago-11 PPS BT 236 169,92 28 29,5

sep-11 PPS BT 284 204 28 29,5


301


FECHA BFPD BPPD %BSW °API ARENA MÉTODO

22-feb-10 RIG SINOPEC INICIA PERFORACIÓN A LAS 18H00 (NOMBRE DEL POZO INICIA COMO GTA-RW03D)

22-mar-10 RIG SINOPEC FINALIZA PERFORACIÓN A LAS 06H00

16-abr-10 RIG TRIBOIL GAS - 09 INICIA OPERACIONES DE COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES A LAS 22H00

12-may-10 RIG TRIBOIL GAS - 09 FINALIZA OPERACIONES DE COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES A LAS 06H00. BAJAN EQUIPO BES TD-850

16-may-10 653 522 20 29,4 Ti PPS

jun-10 810 705 13 29,6 Ti PPS

05-jul-10 846 736 13 29,1 Ti PPS

13-jul-10 A ESTE POZO SE LE CAMBIA EL NOMBRE DE GTA-RW03D A GTA-42D

13-jul-10 435 422 13 29,6 Ti PPS

ago-10 555 483 13 29,6 Ti PPS

sep-10 757 666 12 29,2 Ti PPS

oct-10 572 469 18 29,3 Ti PPS

nov-10 456 310 32 29,9 Ti PPS

dic-10 494 306 38 29,7 Ti PPS

ene-11 546 328 40 29,7 Ti PPS

feb-11 505 303 40 29,7 Ti PPS

08-mar-11 404 250 38 29,6 Ti PPS

28-mar-11 REUBICACIÓN DE LÍNEA DE ALTA TENSIÓN Y EQUIPOS DE SUPERFICIE (BES OFF 12H00)

30-mar-11 REUBICACIÓN DE LÍNEA DE ALTA TENSIÓN Y EQUIPOS DE SUPERFICIE (BES OFF 12H00)

abr-11 426 256 40 28,4 Ti PPS

may-11 367 220 40 28,7 Ti PPS

jun-11 337 202 40 28,7 Ti PPS

jul-11 307 184,2 40 28,7 Ti PPS

ago-11 333 199,8 40 28,6 Ti PPS

sep-11 382 229 40 28,6 Ti PPS


302

TABLA A.5.6 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO LAG-25

FECHA BFP

D BPPD API BSW ARENA MÉTODO OBSERVACIONES

jun-09 260 255 29,8 2,0 UT PPS

08-Jul-09 262 257 29,8 2,0 UT PPS

17-Jul-09 12Hrs. Realizan mantenimiento eléctrico. Intentan arrancar BES sin éxito Bomba atascada Espera W. O.

20-Jul-09 Inicia W.O. # 16 a las 18H00 (Reparar Bes, por atascamiento, fases desbalanceadas)

27-Jul-09 Finliza W.O. # 16 a las 12H00 (Bajan Bes Reda DN-725)

29-Jul-09 262 105 29 60,0 UT PPS

ago-09 278 264 29,6 5,0 UT PPS Sal= 16.800 ppmcl-

sep-09 264 251 29,6 5,0 UT PPS

18-Oct-09 254 241 29,5 5,0 UT PPS

20-Oct-09 12Hrs. Off por daño y robo de cable en VSD.

30-Oct-09 239 227 29,6 5,0 UT PPS Nivel= 5.740'

nov-09 280 265 29,4 5,2 UT PPS Nivel= 5.860'. P.intake tomada con echomether

dic-09 260 257 29,2 1,0 UT PPS

ene-10 269 266 29,5 1,0 UT PPS Nivel= 6.991'. P.intake tomada con echomether

feb-10 292 289 29,3 1,0 UT PPS Nivel= 6.388'. P.intake tomada con echomether

mar-10 281 278 29,2 1,0 UT PPS

abr-10 264 261 29,9 1,0 UT PPS Nivel= 4.544'.

may-10 269 266 29,3 1,0 UT PPS Nivel= 4.515'. P.intake tomada con echomether

jun-10 224 222 29,5 1,0 UT PPS

jul-10 244 242 29,3 1,0 UT PPS

ago-10 244 242 29,6 1,0 UT PPS

sep-10 233 231 29,4 1,0 UT PPS Nivel= 6.487'. P.intake no marca

oct-10 213 211 29,4 1,0 UT PPS Nivel= 4.500'. P.intake tomada con echomether

nov-10 219 217 29,8 1,0 UT PPS Nivel= 4.542'. P.intake tomada con echomether

dic-10 205 203 29,6 1,2 UT PPS

ene-11 POZO SE APAGA POR PROBLEMAS EN LA LÍNEA DE ALTA TENSIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO EPP, INTENTAN ARRANCAR BES SIN ÉXITO. EQUIPO BES ATASCADO.

feb-11 221 219 29,5 1,0 UT PPS Pozo normal.

mar-11 221 219 29,5 1,0 UT PPS Prueban pozo, Ok.

abr-11 281 278 29,6 1,2 UT PPS

may-11 250 246 29,6 1,6 UT PPS Desgasifican pozo.

jun-11 333 329 29,5 1,2 UT PPS

jul-11 251 247,9 29,5 3,01 UT PPS Prueban pozo, ok.

ago-11 232 230 29,4 0,86 UT PPS Prueba baja.

sep-11 254 251 29,4 1,2 UT PPS Pozo normal.


303

TABLA A.5.7 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO LAG-48D

FECHA MÉTODO ZONA BFPD BPPD %BSW OBSERVACIONES

26-Oct-08 Rig Geopetsa - 02 Inicia Completación y pruebas Iniciales

20-Nov-08 Rig Geopetsa - 02 Finaliza Completación y pruebas Iniciales

24-Nov-08 PPS Hs 227 225 0,8

dic-08 PPS Hs 221 219 0,7

ene-09 PPS Hs 208 207 0,7

feb-09 PPS Hs 247 245 9,0

mar-09 PPS Hs 263 261 9,0

abr-09 PPS Hs 259 257 9,0

may-09 PPS Hs 280 277 9,0

jun-09 PPS Hs 332 319 40,0

jul-09 PPS Hs 331 318 40,0

ago-09 PPS Hs 307 304 10,0

sep-09 PPS Hs 323 320 10,0

oct-09 PPS Hs 342 339 10,0

dic-09 PPS Hs 311 310 2,0

ene-10 PPS Hs 299 298 2,0

feb-10 PPS Hs 372 371 2,0

mar-10 PPS Hs 366 365 2,0

abr-10 PPS Hs 402 402 1,0

may-10 PPS Hs 370 369 2,0

jun-10 PPS Hs 331 330 2,0

jul-10 PPS Hs 390 389 2,0

ago-10 PPS Hs 370 369 2,0

sep-10 PPS Hs 256 255 2,0

oct-10 PPS Hs 343 342 2,0

nov-10 PPS Hs 394 393 2,0

dic-10 PPS Hs 398 398 1,0

ene-11 PPS Hs 366 364 0,6

feb-11 PPS Hs 390 378,3 3 Pozo normal.

mar-11 PPS Hs 284 282,3 0,6 Prueba baja.

abr-11 PPS Hs 295 293,23 0,6 Prueba baja, realizar curva de tendencia.

may-11 PPS Hs 287 284,13 1 Prueban pozo, Ok.

jun-11 PPS Hs 288 282,24 2 Prueban pozo, Ok.

jul-11 PPS Hs 268 262,64 2 Prueban pozo, Ok.

ago-11 PPS Hs 355 341 3,94 Producción normal.

sep-11 PPS Hs 316 303 4 Producción normal.


304

TABLA A.5.8 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO PRH-10 FECHA ARENA BFPD BPPD %BSW °API MÉTODO OBSERVACIONES

02-Jul-08 INICIA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES

01-Ago-08 TERMINA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES

22-Ago-08 Ui 718 713 0,7 33,5 PPS BOMBA DN-1100

sep-08 Ui 741 739 0,3 31,3 PPS

oct-08 Ui 752 750 0,2 33,0 PPS

nov-08 Ui 785 783 0,3 32,4 PPS

03-Dic-08 Ui 726 724 0,3 33,0 PPS

16-Dic-08 Toman Build Up

14-Ene-09 Ui 725 724 0,2 32,6 PPS

15-Ene-09 Pozo cerrado desde 22h00 para prueba de Build Up, reinicia producción el 17 de Enero

feb-09 Ui 725 724 0,2 32,4 PPS

mar-09 Ui 733 732 0,2 32,5 PPS

abr-09 Ui 711 710 0,2 32,4 PPS

may-09 Ui 630 629 0,2 32,5 PPS

jun-09 Ui 611 610 0,2 33,4 PPS

jul-09 Ui 609 608 0,2 33,2 PPS

ago-09 Ui 623 622 0,2 33,1 PPS

sep-09 Ui 611 610 0,2 33,4 PPS

oct-09 Ui 615 614 0,2 33,7 PPS

nov-09 Ui 579 578 0,2 33,2 PPS

dic-09 Ui 532 531 0,2 33,2 PPS Sensor inutilizado.

ene-10 Ui 516 515 0,2 33,4 PPS

feb-10 Ui 504 503 0,2 33,0 PPS

mar-10 Ui 504 503 0,2 33,0 PPS

abr-10 Ui 556 555 0,2 33,4 PPS

may-10 Ui 571 570 0,2 33,2 PPS

jun-10 Ui 567 566 0,2 33,4 PPS

jul-10 Ui 583 582 0,2 33,1 PPS

ago-10 Ui 544 543 0,2 33,3 PPS

sep-10 Ui 512 511 0,2 33.4 PPS

oct-10 Ui 524 523 0,2 33,7 PPS

20-Nov-10 Ui 532 531 0,2 32,5 PPS

29-Nov-10 Ui Técnico SLB chequea equipo por apagones frecuentes, se da mantenimiento a

VSD, se cambia tarjetas

dic-10 Ui 532 531 0,2 32.8 PPS

ene-11 Ui 469 468 0,2 32,8 PPS Pozo normal.

feb-11 Ui 449 448 0,2 32,8 PPS

mar-11 Ui 505 504 0,2 32,4 PPS Prueba alta.

abr-11 Ui 532 531 0,2 32,3 PPS

may-11 Ui 481 480 0,2 32,8 PPS Prueban pozo, Ok.

jun-11 Ui 445 444,1 0,2 32,8 PPS

jul-11 Ui 339 338,3 0,2 32,8 PPS Prueba baja.

ago-11 Ui 399 398,2 0,2 32,8 PPS Prueba alta.

sep-11 Ui 479 478 0,2 32,7 PPS Pozo normal.


305

TABLA A.5.9 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POZO PRH-11

FECHA BFPD BPPD %BSW °API ARENA MÉTODO OBSERVACIONES

06-Ago-08 INICIA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES

20-Sep-08 FINALIZA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES

29-Sep-08 398 382 4,0 32,1 Ui PPS Salinidad 43.350 ppm

oct-08 461 447 3,0 32,6 Ui PPS Salinidad 49.250 ppm

nov-08 433 411 5,0 31,4 Ui PPS

dic-08 426 409 4,0 31,2 Ui PPS

ene-09 410 394 4,0 31,9 Ui PPS

feb-09 366 351 4,0 31,2 Ui PPS

mar-09 378 363 4,0 31,4 Ui PPS Salinidad 73.100 ppm

03-Abr-09 366 351 4,0 31,7 Ui PPS

25-Abr-09 Cinco horas off por alta temperatura del motor, posible atascamiento de la bomba, se

cheque tubing con C/B con 1000 psi y 72 bls (cae presión en 10 s), se detecta comunicación tubing - casing

30-Abr-09 INICIA W. O. # 01 POR COMUNICACIÓN TBG-CSG

11-May-09 FINALIZA W. O. # 01 BAJAN BOMBA DN-475

16-May-09 366 337 8,0 31,8 Ui PPS

jun-09 329 322 2,0 31,5 Ui PPS

jul-09 329 322 2,0 31,3 Ui PPS

ago-09 299 293 2,0 31,6 Ui PPS

sep-09 269 264 2,0 31,4 Ui PPS

oct-09 263 258 2,0 31,2 Ui PPS

nov-09 258 253 2,0 31,2 Ui PPS

dic-09 243 238 2,0 31,1 Ui PPS

ene-10 194 190 2,0 31,5 Ui PPS

feb-10 246 241 2,0 31,5 Ui PPS

mar-10 187 183 2,0 31,4 Ui PPS

abr-10 232 227 2,0 33,4 Ui PPS

may-10 213 209 2,0 31,4 Ui PPS NF = 2.585 ft

jun-10 295 289 2,0 31,6 Ui PPS NF = 2.462 ft

jul-10 232 227 2,0 31,0 Ui PPS NF = 2.521 ft

ago-10 217 213 2,0 31,0 Ui PPS Salinidad = 7.805 ppm Cl

sep-10 217 213 2,0 31,6 Ui PPS NF = 2.400 ft

oct-10 201 197 2,0 31,4 Ui PPS

nov-10 191 187 2,0 31,4 Ui PPS

dic-10 191 187 2,0 31,4 Ui PPS

ene-11 183 179 2,0 32,6 Ui PPS

feb-11 172 169 2,0 32,4 Ui PPS Pozo normal.

mar-11 180 176 2,0 32,4 Ui PPS

abr-11 180 176 2,0 32,4 Ui PPS Pozo normal.

may-11 185 183 1,0 32,4 Ui PPS

jun-11 120 117,6 2,0 32,4 Ui PPS NF = 3.135 ft

jul-11 135 134,05 0,7 32,4 Ui PPS Prueban pozo, Ok.

ago-11 97 95,06 2,0 32,4 Ui PPS Prueba baja (sensor no registra).

sep-11 160 157 2,0 32,6 Ui PPS Pozo normal.


306

ANEXO No. 6

PROCEDIMIENTO DE INGRESO DE DATOS AL

SOFTWARE SUBPUMP

307

A.6.1 INGRESO DE DATOS MODO ANÁLISIS

1. Ingresar la información del pozo.

FIGURA A.6.1.1 INGRESO DE DATOS POZO Y ELECCIÓN DE MODO DE

TRABAJO

FUENTE: Software SubPUMP

2. Ingresar datos de la completación del pozo y el survey direccional,

temperatura de reservorio y de cabeza.

FIGURA A.6.1.2 INGRESO DE DATOS DE COMPLETACIÓN DE POZO Y

DE FLUIDO


308

3. Ingresar datos para el cálculo de la curva IPR, se emplea el método de

índice de productividad, Vogel, Vogel corregido por agua. Posteriormente

se ingresa datos de la presión de cabeza, casing, el valor de caudal

esperado y la frecuencia de operación del equipo BES.

FIGURA A.6.1.3 CÁLCULO IPR E INGRESO DE DATOS DE PRESIONES Y

CAUDALES


4. Ingresar datos del equipo BES, tal como: equipo de superficie, motor,

bomba, # de etapas, cable, sello y separador de gas.

FIGURA A.6.1.4 INGRESO DATOS DE EQUIPO BES


309

A.6.2 INGRESO DE DATOS MODO DISEÑO RIGUROSO

1. Se elige modo diseño riguroso para rediseñar equipos BES. Los pasos 1, 2

y 3 del modo análisis son los mismos para el modo diseño riguroso, a

excepción de la sección presión y caudales, en donde se ingresa el caudal

deseado y se ingresa los datos de separador de gas, con lo que se calcula

la posible presión de intake y nivel de fluido.

FIGURA A.6.2.1 INGRESO DE DATOS DE PRESIONES Y CAUDALES MODO

DISEÑO RIGUROSO


2. Posteriormente se elige la bomba adecuada para el manejo del caudal

deseado, teniendo en cuenta el criterio de diseño enunciado en este

estudio. En el modo diseño riguroso, las etapas de la bomba son

calculadas de acuerdo a la frecuencia de operación elegida, a la bomba

escogida y al caudal deseado.

310

FIGURA A.6.2.2 SELECCIÓN DE EQUIPO MODO DISEÑO RIGUROSO


3. Saldrá un mensaje de advertencia si el número de etapas necesarias para

obtener un caudal es mayor a la cantidad de etapas permitida por el

fabricante de la bomba para una carcasa. Luego se selecciona el motor en

una lista de motores que operaran la bomba. Se da la opción de ajustar el

deslizamiento del motor. Una ventana de cable permite seleccionar el cable

y calcular el voltaje de fondo o verificar el voltaje en superficie para operar

el motor.

311

ANEXO No. 7

CARTAS AMPERIMÉTRICAS DE LOS

POZOS SELECCIONADOS

312

FIGURA A.7.1 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO GUANTA-01


FIGURA A.7.2 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO GUANTA-23D

FUENTE: Ingeniería de Petróleos, Estación Lago Central, Lago Agrio



313





FIGURA A.7.6 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO LAG-25


314

FIGURA A.7.7 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO PARAHUACU-10


FIGURA A.7.8 CARTA AMPERIMÉTRICA POZO PARAHUACU-11


315

ANEXO No. 8

CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS

316

TABLA A.8.1 CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS

FUENTE: The technology of Artificial Lift Methods, Volume 1.

317

ANEXO No. 9

COMPORTAMIENTO DEL PRECIO DEL PETRÓLEO

ECUATORIANODE ACUERDO AL BANCO CENTRAL

DEL ECUADOR

318

FIGURA A.9.1 COMPORTAMIENTO DEL PRECIO DEL PETRÓLEO

ECUATORIANO

FUENTE: Banco Central del Ecuador

cd-4186producccion

Documents