UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
SISTEMA DE EDUCACIÓN A DISTANCIA
ESCUELA DE PETRÓLEOS
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
SELECCIÓN DE GEOMETRÍAS PARA POZOS CON
SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO EN EL CAMPO
PUCUNA
AUTOR: DANIEL ISRAEL VELARDE MIER
DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN
Quito, 2015
II
ME RESPONSABILIZO DEL CONTENIDO DE LA PRESENTE TESIS
___________________________
DANIEL VELARDE MIER
III
CERTIFICADO DIRECTOR DE TESIS
Yo, Ing. Raúl Baldeón certifico que el señor Daniel Velarde Mier, realizó la
presente tesis bajo mi supervisión.
___________________________
Ing. Raúl Baldeón
DIRECTOR DEL PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTO
A JEHOVÁ, por darme la fortaleza necesaria para salir siempre adelante pese a
las dificultades, por colocarme en el mejor camino, iluminando cada paso de mi
vida, por darme salud y la esperanza para culminar este proyecto.
A mis padres Edgar Velarde y Mirian Mier, por todo su esfuerzo, apoyo y amor
con el cual he podido culminar esta etapa de mi vida.
A mi hermana Karina por su apoyo incondicional, los momentos compartidos y
sobre todo su cariño que a diario me brinda.
Al Ing. M.Sc. Jorge E. Mideros Gallegos, por haberme motivado e impulsado a
iniciar la carrera universitaria y por su gran sentimiento de colaboración,
consideración y estima para conmigo.
A mis compañer@s y amig@s por compartir sus conocimientos y amistad a lo
largo de esta carrera.
A la prestigiosa Universidad Tecnológica Equinoccial, al personal docente y
administrativo de la Escuela de Petróleos por las facilidades prestadas y los
conocimientos inculcados a lo largo de mi carrera profesional. Además quiero
agradecer de manera especial al Ing. Raúl Baldeón quien con sus
conocimientos profesionales y espíritu de colaboración me ha sabido orientar y
guiar para la culminación de este proyecto de titulación.
Al personal que integra la Estación Pucuna, quienes con su oportuna guía e
invaluable ayuda, colaboraron con el desarrollo del presente proyecto de
titulación.
V
DEDICATORIA
A JEHOVÁ, que en silencio me ha acompañado a lo largo de mi vida y hoy me
regala la alegría de ver realizado uno más de mis sueños, guarda mi corazón
cerca de ti y guíame día a día en el camino que lleva hacia a ti.
A mis padres y hermana, que con infinito amor y confianza supieron guiarme en
el camino del estudio para alcanzar una profesión y ser persona de bien y útil
para la sociedad.
A ellos dedico este trabajo fruto de su sacrificio y esfuerzos constantes.
Daniel Velarde Mier.
VI
SÍNTESIS
Las Bombas Jet son un tipo especial de bombas de subsuelo característica más
importante de esta bomba es que no tienen partes móviles, la acción de
bombeo está dada por la transferencia de energía que existe entre las dos
corrientes de fluido, el fluido motriz a alta presión pasa a través del nozzle
donde la energía potencial es convertida en energía cinética en la forma de
fluido a gran velocidad.
Los fluidos del pozo rodean al fluido motriz en la punta del nozzle que está
espaciado de la garganta, la garganta es un agujero cilíndrico recto de 7 radios
de largo con un borde de radio suavizado; El diámetro de la garganta es
siempre mayor que el de la salida del nozzle, lo que permite que el fluido motriz
entre en contacto con el fluido del pozo en la garganta, el fluido motriz y el fluido
producido se mezclan y el momentun es transferido del fluido motriz al
producido provocando que la energía se eleve en este último. Por el fin de la
garganta los dos fluidos están íntimamente mezclados, pero todavía se
encuentran a gran velocidad y la mezcla posee una energía cinética
significativa. El fluido mezclado entra a un difusor que convierte la energía
cinética en presión estática debido a que baja la velocidad del fluido, en este
punto la presión del fluido es suficientemente como para alcanzar la superficie.
La garganta y el nozzle son construidos de carburo de tungsteno o de
materiales cerámicos, la unión de estos forman la geometría de la bomba de
subsuelo.
La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba jet
tolerar fluidos de producción, motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de
otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.
VII
Con diferentes medidas de nozzles y gargantas las bombas pueden producir
menos de 50 BFPD (Barriles de fluido por día) hasta más de 12 000 BFPD.
Las bombas Jet son ideales para usar con medidores de presión para
monitorear las presiones de fondo fluyente a diferentes tasas de flujo. Debido a
la gran velocidad de la mezcla, se produce una significativa turbulencia y
fricción en la bomba provocando que baje la eficiencia de la misma, es por esta
razón que para operar un equipo de subsuelo de esta naturaleza se requiere de
mayor potencia en la superficie.
Las bombas Jet son propensas a la cavitación en la entrada de la garganta a
bajas presiones de admisión de la bomba (Intake).
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO
Pág.
SÍNTESIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . VI
LISTA DE FIGURAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XVI
LISTA DE TABLAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XVIII
LISTA DE ANEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XIX
SIMBOLOGÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXI
PRESENTACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . XXIV
CAPÍTULO I . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
INTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
1.1 ORIGEN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
1.2 OBJETIVO GENERAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
1.4 JUSTIFICACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
1.5 IDEA A DEFENDER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
1.6 METODOLOGÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
CAPITULO II . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET Y FACILIDADES DE
SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.1 ANTECEDENTES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2.2 UBICACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
2.3 GEOLOGÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.3.1 DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.3.2 DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.3.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS YACIMIENTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3.3.1 Hollín Inferior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3.3.2 Hollín Superior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
IX
2.3.3.3 T Inferior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3.3.4 T Superior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3.3.5 U Inferior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3.3.6 U Superior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.3.3.7 Basal Tena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
2.4 FACILIDES DE SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
2.4.1 ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
2.4.2 REINYECCIÓN DE AGUA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
CAPÍTULO III . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
MARCO TEÓRICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
3.1 PRINCIPALES SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL . . . . . . . . . . . 25
3.2 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL CAMPO PUCUNA . . . . 26
3.3 DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
3.3.1 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
3.3.2 FLUIDO MOTRÍZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
3.3.3 SISTEMAS DE OPERACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
3.3.3.1 Sistema de fluido motriz cerrado (CPF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
3.3.3.2 Sistema de fluido motriz abierto (FMA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
3.3.3.2.1 Tanque de fluido motriz (FMA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
3.4 MÉTODOS DE DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ EN LA
SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
3.4.1 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ
CENTRALIZADO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
3.4.2 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO EN EL CABEZAL DEL POZO (MTU). . 40
CAPITULO IV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
DESCRIPCIÓN DE LAS BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
4.1 GENERALIDADES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
4.2 FUNCIONAMIENTO DE LAS BOMBAS JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
X
4.3 CARACTERÍSTICAS DE TRABAJO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
4.4 RELACIONES NOZZLE/THROAT EN VOLUMEN Y PRESIÓN . . . . . . . . . . . 48
4.5 RELACIÓN ENTRE LA PRESIÓN Y LA VELOCIDAD DEL FLUIDO MOTRIZ. . . 50
4.6 DESIGNACIÓN DE UNA BOMBA JET OILMASTER Y KOBE . . . . . . . . . . . 51
4.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS AL UTILIZAR BOMBAS JET
OILMASTER Y KOBE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
4.7.1 VENTAJAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
4.7.2 DESVENTAJAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
4.8 ELEMENTOS QUE CONFORMAN LA BOMBA JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
4.8.1 NOZZLE (BOQUILLA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
4.8.2 THROAT (GARGANTA) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
4.8.3 ESPACIADOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
4.8.4 DIFUSOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
4.9 COMPARACIÓN DE LA BOMBA TIPO JET CON LA BOMBA TIPO PISTÓN . . . 57
4.10 RAZONES PARA PREFERIR BOMBAS PISTÓN O JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
CAPITULO V . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
EQUIPOS DE SUPERFICIE Y DE SUBSUELO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
5.1 EQUIPOS DE SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
5.1.1 VÁLVULAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.1.1.1 Válvula Check . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.1.1.2 Válvula para control de oleaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.1.1.3 Válvulas de seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.1.1.4 Válvula de alivio contra la sobrepresión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
5.1.1.5 Válvulas de seguridad para recipientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
5.1.1.6 Válvula estranguladora . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
5.1.1.7 Válvula de control para el desvío manual del fluido motriz (VRF) . . . . 62
5.1.1.8 Válvula de seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
5.1.1.9 Válvula para la diferencia de presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
5.1.2 ACUMULADOR VERTICAL (MÓDULO VERTICAL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
XI
5.1.3 SEPARADOR HORIZONTAL (MÓDULO HORIZONTAL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
5.1.4 DESARENADOR CICLÓNICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
5.1.4.1 Tamaño de desarenador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
5.1.5 AMORTIGUADOR DE PULSACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
5.1.6 MOTOR Y REDUCTOR DE VELOCIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
5.1.7 BOMBA DE FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
5.1.8 SISTEMA DEL “BY PASS” (VÁLVULA DE DESVIO) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
5.1.9 TABLERO DE CONTROL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
5.1.10 BOTA DE GAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
5.1.10.1 Difusor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
5.1.10.2 Toma de petróleo para el tanque de almacenamiento y
control de nivel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
5.1.10.3 Salidas de petróleo motriz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
5.2 EQUIPO DE SUBSUELO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
5.2.1 SISTEMAS DE SUBSUELO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
5.2.1.1 Sistema de bomba libre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
5.2.1.2 Sistema de bomba fija . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
5.2.1.3 Sistemas a base de cable . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
CAPITULO VI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
PARAMETROS DE DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO
HIDRAULICO TIPO JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
6.1 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
6.1.1 POROSIDAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
6.1.2 PERMEABILIDAD (K) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
6.1.3 PRESIÓN ESTÁTICA (P*) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
6.1.4 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (PWF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
6.1.5 SEDIMENTO BÁSICO Y AGUA (BSW) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
6.1.6 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL CRUDO (GRADOS °API) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
6.1.7 RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
XII
6.2 CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
6.2.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN (CABEZAL DEL POZO) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
6.2.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
6.2.3 AISLADORES DE ZONAS O PACKER´S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
6.2.4 TUBERÍA AUXILIAR DE REVESTIMIENTO (LINER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
6.2.5 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
6.2.6 CAMISAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
6.2.7 VALVULA DE PIE (STANDING VALVE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
6.3 COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
6.3.1 PRESIÓN DE OPERACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
6.3.2 °API DEL FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
6.3.3 PROFUNDIDAD DE LA BOMBA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
6.3.4 TVD PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
6.3.5 MESUREMENT DEPTH (MD) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
CAPITULO VII . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS Y ESTADO ACTUAL DEL CAMPO . . . . 83
7.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
7.2 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
7.2.1 ESTADO DE LOS POZOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
7.2.1.1 PUCUNA – 01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
7.2.1.2 PUCUNA – 02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
7.2.1.3 PUCUNA – 03 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
7.2.1.4 PUCUNA – 04 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88
7.2.1.5 PUCUNA – 05 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
7.2.1.6 PUCUNA – 06 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89
7.2.1.7 PUCUNA – 07 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
7.2.1.8 PUCUNA – 08 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
7.2.1.9 PUCUNA – 09 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
7.2.1.10 PUCUNA – 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
XIII
7.2.1.11 PUCUNA – 11 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
7.2.1.12 PUCUNA – 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
7.2.1.13 PUCUNA – 13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92
CAPITULO VIII . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
OPERACION Y SELECCIÓN DE UNA BOMBA HIDRAULICA TIPO JET . . . . . . . . . . 94
8.1 DISEÑO DE BOMBA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
8.1.1 EJERCICIO PRÁCTICO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96
8.2 ANALISIS COMPARATIVO ENTRE EL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET Y EL
BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTON . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100
CAPITULO IX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
ANÁLISIS DE PROBLEMAS, FALLAS EN EQUIPOS DE SUPERFICIE Y FONDO.. 102
9.1 PROBLEMAS DEL EQUIPO EN SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
9.1.1 BOMBA DE SUPERFICIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
9.1.2 CHEQUEO DE LAS VÁLVULAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
9.1.3 BAJA PRESIÓN DE INYECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
9.1.4 CAÍDA GRADUAL DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
9.1.5 DISMINUCIÓN BRUSCA DE LA PRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103
9.1.6 DISMINUCIÓN GRADUAL DE LA PRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
9.1.7 AUMENTO BRUSCO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
9.1.7.1 Aumento de presión de inyección con bomba operando . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
9.1.7.2 Aumento de presión de inyección con bomba sin operar . . . . . . . . . . 104
9.1.8 AUMENTO GRADUAL DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
9.2 PROBLEMAS DEL EQUIPO DE FONDO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
9.2.1 PRESIÓN EN EL CASING / LA BOMBA NO SALE DEL ASIENTO . . . . . . . . . . 105
9.2.2 LA BOMBA SÍ SE DESASIENTA, PERO NO LLEGA A LA SUPERFICIE . . . 105
9.2.3 FALLA DE LA VÁLVULA DE PIE, EL PACKER O EL CASING . . . . . . . . . . 106
9.2.4 LA BOMBA NO SE DESASIENTA / NO HAY ACUMULACIÓN DE PRESIÓN...106
9.2.4.1 TUBERÍA PERFORADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
XIV
9.2.4.2 PÉRDIDA DEL FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
9.2.4.3 INCREMENTO EN EL FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107
9.3 ANÁLISIS DE FALLAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107
9.3.1 FALTA DE FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107
9.3.2 FUGAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108
9.3.3 CAMBIOS DE CONDICIONES DEL POZO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108
9.3.4 DESGASTE DEL MOTOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108
9.3.5 CONTAMINACIÓN DEL FLUIDO MOTRIZ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108
9.3.6 PRODUCCIÓN DE GAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
9.3.7 ARENA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
9.3.8 PARAFINA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
9.3.9 CORROSIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
9.4 PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN LAS BOMBAS JET . . . . . . . . . . . . . . . . . 110
9.5 CAVITACION EN BOMBAS JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111
9.5.1 EJEMPLOS DE CAVITACION Y SOLUCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112
CAPITULO X . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114
ANÁLISIS NODAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
10.1 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
10.2 CLASES/TAMAÑO DE BOMBA HIDRÁULICA TIPO JET . . . . . . . . . . . . . . . . . 116
10.3 ANÁLISIS NODAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119
10.3.1 FUNDAMENTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119
10.3.2 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA (IPR) . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
10.3.3 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123
10.4 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP UTILIZADO PARA EL ANÁLISIS
NODAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123
10.5 APLICACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP EN EL ANÁLISIS NODAL DEL
CAMPO PUCUNA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124
10.5.1 EJEMPO DE UTILIZACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL ANÁLISIS
NODAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126
XV
10.6 ANÁLISIS NODAL POZO A POZO DEL CAMPO PUCUNA . . . . . . . . . . . . . . . . . 132
10.6.1 PUCUNA – 01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133
10.6.2 PUCUNA – 03 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138
10.6.3 PUCUNA – 05 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139
10.6.4 PUCUNA – 06 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140
10.6.5 PUCUNA – 07 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141
10.6.6 PUCUNA – 08 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142
10.6.7 PUCUNA – 09 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143
10.6.8 PUCUNA – 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145
10.6.9 PUCUNA – 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146
10.6.10 PUCUNA – 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147
10.6.11 PUCUNA – 13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148
CAPITULO XI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152
11.1 CONCLUSIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152
11.2 RECOMENDACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154
CAPITULO XII . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Y GLOSARIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156
12.1 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156
12.2 GLOSARIO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158
ANEXOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160
XVI
LISTA DE FIGURAS
CAPÍTULO II
Figura 2.1 Mapa de ubicación del Campo Pucuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Figura 2.2 Mapa general de ubicación del Campo Pucuna . . . . . . . . . 12
Figura 2.3 Modelo estructural del Campo Pucuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Figura 2.4 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente . . . . . . . . . . . . . . 15
Figura 2.5 Columna Estratigráfica general del Campo Pucuna . . . . . . . . . 16
CAPÍTULO III
Figura 3.1 Sistemas de Levantamiento Artificial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
Figura 3.2 Componentes en superficie y en subsuelo de un sistema típico de
bombeo hidráulico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
Figura 3.3 Sistema general del bombeo hidráulico Oilmaster . . . . . . . . . 30
Figura 3.4 Diagrama de un sistema de fluido motriz centralizado . . . . . . . . . 33
Figura 3.5 Diagrama de un sistema de fluido motriz abierto . . . . . . . . . 35
Figura 3.6 Sistema centralizado de un fluido motriz . . . . . . . . . . . . . . 39
Figura 3.7 Equipo de superficie (MTU). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
CAPÍTULO IV
Figura 4.1 Funcionamiento de la bomba jet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
Figura 4.2 Nomenclatura de la bomba jet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
Figura 4.3 Funcionamiento de la bomba jet (02) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
Figura 4.4 Relación volumen/presión – nozzle/throat . . . . . . . . . . . . . . 49
Figura 4.5 Relación entre la presión y la velocidad del fluido motriz . . . .51
Figura 4.6 Partes de una bomba jet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
Figura 4.7 Partes de una bomba jet (02) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
CAPÍTULO V
Figura 5.1 Equipo de superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60
Figura 5.2 Sistema para bomba libre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
XVII
CAPÍTULO VI
Figura 6.1 Completación de fondo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
Figura 6.2 Tubería de revestimiento (casing) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73
Figura 6.3 (Packer´s) Aisladores de zonas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74
Figura 6.4 Tubería de producción (tubing) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
Figura 6.5 Camisa de circulación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
Figura 6.6 Standing Valve (válvula de pie) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
Figura 6.7 Gráfico de las características mecánicas . . . . . . . . . . . . . . 78
CAPÍTULO VII
Figura 7.1 Historial de producción promedia diaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
CAPÍTULO X
Figura 10.1 Circulación estándar y circulación inversa de una bomba jet. . . 115
Figura 10.2 Esquemas de caídas de presión evaluadas en análisis nodal....120
Figura 10.3 Representación esquemática de las curvas de comportamiento
depresión-producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122
Figura 10.4 Selección de la bomba. Pozo Pucuna – 02 . . . . . . . . . . . . . 134
Figura 10.5 Curva IPR. Pozo Pucuna – 02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135
Figura 10.6 Análisis Nodal. Pozo Pucuna – 02 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136
XVIII
LISTA DE TABLAS
CAPÍTULO II
Tabla 2.1 Facilidades de producción de la Estación Pucuna . . . . . . . . . 21
Tabla 2.2 Descripción de la unidad de bombeo MTU . . . . . . . . . . . . . . 22
Tabla 2.3 Datos de Reinyección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
CAPÍTULO III
Tabla 3.1 Sistema PowerOil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
CAPÍTULO IV
Tabla 4.1 Designación de una bomba jet Oilmaster y Kobe . . . . . . . . . 52
Tabla 4.2 Razones para preferir bombas Pistón o Jet . . . . . . . . . . . . . . 58
CAPÍTULO VII
Tabla 7.1 Historial de producción acumulada mensual del
Campo Pucuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
Tabla 7.2 Estado actual de los pozos en el Campo Pucuna . . . . . . . . . 86
CAPÍTULO X
Tabla 10.1 Tamaños de geometrías (nozzle y throat) en bombas jet .... 117
Tabla 10.2 Tamaños nominales para bombas jet . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118
Tabla 10.3 Datos utilizados para el análisis nodal de los pozos en el
Campo Pucuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125
Tabla 10.4 Resultados del análisis de los pozos del Campo Pucuna ... 150
XIX
LISTA DE ANEXOS
CAPÍTULO II
Anexo 2.1 Mapas estructurales en profundidades de
las arenas productoras del Campo . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161
Anexo 2.2 Diagrama estructural de un pozo típico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165
Anexo 2.3 Diagrama estructural de la Estación Pucuna . . . . . . . . . . . . . 167
CAPÍTULO VI
Anexo 6.1 Diagrama de completación de los pozos del Campo Pucuna.... 169
CAPÍTULO VII
Anexo 7.1 Distribución de los pozos en el Campo . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183
CAPÍTULO X
Anexo 10.1 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 01 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185
Anexo 10.2 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 03 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189
Anexo 10.3 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 05 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192
Anexo 10.4 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 06 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195
Anexo 10.5 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 07 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199
Anexo 10.6 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 08 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202
Anexo 10.7 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 09 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206
Anexo 10.8 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210
XX
Anexo 10.9 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 11 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214
Anexo 10.10 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 12 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218
Anexo 10.11 Resultados del Software Claw Pump, para
el pozo Pucuna – 13 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221
XXI
SIMBOLOGÍA
Símbolo Definición
API: American Petroleum Institute
An: Área del nozzle
As: Área de succión
At: Área de la garganta
BAPD: Barriles de agua por día
Bbl: Barriles
BF: Barriles fiscales
BFPD: Barriles de fluido por día
BH-JET: Bombeo hidráulico tipo jet
BIPD: Barriles inyectados por día
BN: Barriles normales
BPPD: Barriles de petróleo por día
BSW: Basic sediments and water
BT: Arena Basal Tena
C: Compresibilidad
Co: Compresibilidad del petróleo
cP: Centipoise
cSt: Centistoke
Cw: Compresibilidad del agua
Fnck: Flujo neto de caja
Fr: Factor de recobro
GOR: Relación gas-petróleo
GMP: Galones por minuto
HI: Arena Hollín inferior
Ho: Espesor de petróleo
Hp: Horse power
HS: Arena Hollín superior
K: Permeabilidad
XXII
Km: Kilómetros
Kw: Kilo watts
Md: Milidarcy
MMBF: Millones de barriles fiscales
MMBP: Millones de barriles por día
N: Petróleo inicial en el yacimiento
Ni: Reservas iniciales
Np: Reservas producidas
P: Poise
Pb: Presión de burbuja
PCN: Pies cúbicos normales
Pi: Presión inicial
Pn: Presión del nozzle
POES: Petróleo original en sitio
Ppd: Presión del fluido de descarga por el difusor
Pps: Presión del fluido de succión
PVT: Presión, volumen y temperatura
PUC: Pucuna
PPH: Bombeo hidráulico tipo jet
qd: Caudal de descarga por el difusor
qn: Caudal de inyección por el nozzle
qs: Caudal de succión
Rs: Solubilidad del gas
Rw: Resistividad del agua de formación
Sg: Saturación de gas
So: Saturación de petróleo
sT: Stoke
Sw: Saturación de agua
TI: Arena T inferior
TIR: Tasa interna de retorno
TIRm: Tasa interna de retorno mensual
XXIII
TS: Arena T superior
TVD: Profundidad vertical verdadera
UI: Arena U inferior
US: Arena U superior
USD: Dólares americanos
UTM: Universal Transverse Mercator
VAN: Valor actual neto
Ø: Porosidad
βo: Factor volumétrico de petróleo
βg: Factor volumétrico de gas
βw: Factor volumétrico de agua
µo: Viscosidad del petróleo
µw: Viscosidad del agua
XXIV
PRESENTACIÓN
El presente proyecto está enfocado a seleccionar la geometría la geometría
idónea en cada uno de los pozos del Campo Pucuna operado por EP
PETROECUADOR, para lo cual se realizó un estudio mediante el análisis actual
de desarrollo del Campo, las condiciones de operación, análisis nodal.
Para la elaboración del presente proyecto, en los archivos de EP
PETROECUADOR tanto en Quito como en el Distrito Amazónico, se recopiló
toda la información necesaria para conocer la situación actual en la que se
encuentran los pozos, considerando el historial de producción, arenas
productoras, presiones y tipo de levantamiento.
Con los datos disponibles se realizó la selección de la geometría con el
software Jet Evalc de la empresa Solipet; la selección de la bomba, curva IPR y
el análisis nodal se realizó utilizando el software de la empresa Sertecpet.
Finalmente, con los resultados obtenidos de los análisis descritos anteriormente
y las pruebas iniciales, se presenta una propuesta técnica para cada pozo que
permitirá operar de manera idónea la bomba Jet de subsuelo con una
geometría correcta; que ayudará a evitar futuros problemas como cavitación o
desgaste prematuro y en algunos casos elevar la producción del petróleo.
CAPITULO I
INTRODUCCION
2
CAPITULO I
INTRODUCCION
1.1 ORIGEN
El problema de la génesis del petróleo ha sido, por mucho tiempo, un tópico e
investigación de interés. Se sabe que la formación del petróleo está asociada al
desarrollo de rocas sedimentarias, depositadas en ambientes marinos o próximos
al mar, y que es el resultado de procesos de descomposición de organismos de
origen vegetal y animal que en tiempos remotos quedaron incorporados en esos
depósitos.
Se tiene noticia de que en otro tiempo, los árabes y los hebreos empleaban el
petróleo con fines medicinales. En México los antiguos pobladores tenían
conocimiento de esta sustancia, pues fue empleada de diversas formas entre las
cuales se cuenta la reparación de embarcaciones para la navegación por los ríos
haciendo uso de sus propiedades impermeabilizantes.
Las exploraciones petroleras iniciaron hace más de cien años (en 1859, Edwin
Drake inició una nueva época cuando encontró petróleo en Pennsylvania, a una
profundidad de sólo 69 pies), cuando las perforaciones se efectuaban cerca de
filtraciones de petróleo; las cuales indicaban que el petróleo se encontraba bajo la
superficie. Hoy día, se utilizan técnicas sofisticadas, como mediciones sísmicas,
de microorganismos e imágenes de satélite. Potentes computadoras asisten a los
geólogos para interpretar sus descubrimientos. Pero finalmente, sólo la
perforadora puede determinar si existe o no petróleo bajo la superficie.
En su estado natural se le atribuye un valor mineral, siendo susceptible de
generar, a través de procesos de transformación industrial, productos de alto valor,
3
como son los combustibles, lubricantes, ceras, solventes y derivados
petroquímicos.
El petróleo no se encuentra distribuido de manera uniforme en el subsuelo hay
que tener presencia de al menos cuatro condiciones básicas para que éste se
acumule:
Debe existir una roca permeable de forma tal que bajo presión el petróleo
pueda moverse a través de los poros microscópicos de la roca.
La presencia de una roca impermeable, que evite la fuga del aceite y gas
hacia la superficie.
El yacimiento debe comportarse como una trampa, ya que las rocas
impermeables deben encontrarse dispuestas de tal forma que no existan
movimientos laterales de fuga de hidrocarburos.
Debe existir material orgánico suficiente y necesario para convertirse en
petróleo por el efecto de la presión y temperatura que predomine en el
yacimiento.
El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley
de Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido se
transmite, con igual intensidad, a cada porción del fluido y las paredes del
recipiente que lo contiene”.
La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un equipo de
bombeo centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de
líquido, hasta cualquier número de pozos petroleros.
4
La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba Jet
tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de
otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.
Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir a flujo natural se
debe evaluar las facilidades de producción y fondo para poner en producción el
pozo con el sistema de levantamiento artificial hidráulico con bomba Jet.
1.2 OBJETIVO GENERAL:
Determinar la geometría óptima para cada uno de los pozos petroleros del Campo
Pucuna.
1.3 OBJETIVOS ESPECIFICOS:
Establecer la tasa de producción y características para la selección de
geometrías de los pozos del Campo Pucuna.
Demostrar los problemas susceptibles que se dan en las geometrías en las
Bombas Jet (cavitación, picaduras, rupturas de nozzle, etc.)
Identificar las propiedades del material de construcción de las geometrías
que se utilizan en las bombas chorro.
Divisar una representación del funcionamiento de la Bomba Jet.
Indagar las ventajas y desventajas al seleccionar una geometría adecuada
y no adecuada.
5
Establecer la versatilidad del bombeo hidráulico con bomba jet para
pruebas y producción en pozos de petróleo.
Determinar las facilidades del manejo operacional de este sistema, en
campos remotos donde no existe infraestructura disponible.
Conocer las partes de la bomba hidráulica tipo jet.
1.4 JUSTIFICACIÓN:
El método de bombeo hidráulico con bomba jet presenta aspectos favorables tanto
económicos como operacionales, es así que este método puede ser considerado
apto para campos remotos. Por ello nuestra investigación analizara su aplicación
tanto en producción como en pruebas de pozos petroleros, para demostrar su
funcionamiento.
En el mundo petrolero el diseño de las Bombas Jet como complemento del
levantamiento artificial de hidrocarburos ha sido un total éxito debido a que este
tipo de equipos puede manejar altos volúmenes de gas-petróleo (GOR) a
diferencia de las Bombas tipo Pistón que no pueden dar esta facilidad operación.
El recurso económico dentro de una empresa operadora, radica en la selección de
equipos y accesorios de la industria petrolera, por ello es de vital interés elegir la
geometría apropiada para cada uno de los pozos de producción.
El costo de este tipo de accesorios en lo referente a nozzles y gargantas,
representa un alto rubro en la inversión del campo, por ello se realiza programas
de diseño de bombas mediante un software adecuado para seleccionar las
correctas geometrías.
6
1.5 IDEA A DEFENDER:
Si determinamos la geometría óptima para cada uno de los pozos con sistema de
levantamiento artificial de Bombeo Hidráulico, las partes y el funcionamiento de la
bomba jet para pruebas y producción entonces podremos utilizar este tipo de
bombeo para la recuperación de grandes volúmenes de petróleo en el Campo
Pucuna.
1.6 METODOLOGÍA:
Diseño o tipo de investigación. - este estudio posee un diseño bibliográfico
investigativo.
Métodos de investigación.- Se utilizaran los siguientes métodos:
Método general
- Método Inductivo
- Método deductivo
Método especifico
- Cuasi Experimental
- Bibliográfico
Modalidad
- Exploratoria
- Descriptiva
- Correlacionar
Técnica
- Bibliográfica
- Observación de campo
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Instrumentos
- Libros
- Revistas
- Documentos
- Internet
Técnicas de investigación.- Utilizaremos para el desarrollo de esta tesis las
siguientes técnicas:
Revisión de literatura.- Buscaremos información de la operación de este
sistema en campos ecuatorianos, en catálogos, libros, archivos de
funcionamiento, manuales de operación.
Conferencias.- Aprovecharemos conocimientos y experiencias actualizadas
de personas expertas en este tema.
Tratamiento de datos.- Analizaremos cualitativamente y cuantitativamente los
datos adquiridos durante toda nuestra investigación para la estructuración idónea
del cuerpo de este trabajo investigativo.
Difusión de resultados.- Los resultados de este trabajo investigativo será
difundido al público en general tanto oral como escrito para el aprovechamiento de
personas interesadas en el tema.
8
CAPITULO II
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PUCUNA Y FACILIDADES DE SUPERFICIE
9
CAPITULO II
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PUCUNA Y FACILIDADES DE SUPERFICIE
2.1 ANTECEDENTES
El Campo Pucuna fue descubierto por la Compañía Texaco en el año de 1970
mediante la perforación del pozo Pucuna-01, con una producción inicial de 740
BPPD de la arenisca Hollín y 230 BPPD de la arenisca “T”, considerado a ese
entonces económicamente no rentable. Una vez que esta área fue revertida a
CEPE, esta corporación a base de una campaña de investigación sísmica y de
reinterpretación sísmica del campo, perfora el pozo de desarrollo Pucuna – 02 del
cual se obtuvo 2 553 BPPD de 26° API de la arenisca Hollín, 1 583 BPPD de 34
°API de la arenisca “T” y 120 BPPD de 29 °API de la arenisca “U” considerándose
rentables.
A inicios del año 2008, el Campo Pucuna fue adjudicado como Campo Marginal al
Consorcio Petrolero CPA, el cual nominó a SUELOPETROL como compañía
operadora y entró en operación en 18 de abril del 2008, con una producción inicial
aproximada de 2 200 BPPD. Como dato histórico relevante cabe mencionar la
producción del pozo Pucuna - 08, misma que fue de 456 BPPD con una gravedad
de 44° API de la arena T superior.
El Campo fue revertido al Estado ecuatoriano el 18 de enero del 2011, al no llegar
a un acuerdo en la negociación, por lo cual pasa a ser operado nuevamente por
EP PETROECUADOR. Al 30 de junio del 2011 el Campo Pucuna cuenta con un
total de 12 pozos productores y un pozo reinyector con una producción
aproximada de 2 300 BPPD.
10
2.2 UBICACIÓN
El Campo Pucuna se encuentra ubicado en la Provincia Francisco de Orellana, en
el centro oeste de la cuenca oriente; al este el Campo Sacha, al suroeste de los
Campos Paraíso, Biguno, Huachito, y al norte el Campo Palo Azul.
La ubicación geográfica del Campo se suscribe a:
LONGITUD 76°58’ 00” OESTE
77°04’ 00” OESTE
LATITUD 00°13’ 00” SUR
00°18’ 00” SUR
El mapa de ubicación del Campo Pucuna se presenta en la figura 2.1 y figura 2.2.
11
Figura 2.1 – Mapa de ubicación del Campo Pucuna.
Fuente: Departamento de Cartografía.
Elaboración: EP PETROECUADOR
12
Figura 2.2 – Mapa general de ubicación del Campo Pucuna.
Fuente: Departamento de Cartografía
Elaboración: EP PETROECUADOR
13
2.3 GEOLOGÍA
2.3.1 DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL
La estructura del Campo Pucuna, la conforma un anticlinal asimétrico muy suave
cuyo eje mayor se orienta en dirección NE -SO, con un buzamiento suave
alrededor de 8 grados. Tiene una longitud aproximada de 4,5 Km. A lo largo
del eje mayor. El Campo Pucuna está acotado tanto al este como al oeste por
fallas inversas o normales invertidas en el paleógeno, estas son de muy
bajo desplazamiento, y pudieran ser o no barreras al flujo de fluidos.
Hacia el límite sur, muy cerca del río Coca, se identifica un cierre estructural no
perforado a la fecha. Este alto estructural se ve reflejado en todos los horizontes
productores del Campo como lo son: Basal Tena, U, T y Hollín; sin embargo
su interpretación proviene de una línea sísmica 2D, la cual fue adquirida en
tres diferentes campañas.
En la figura 2.3 se observa el modelo estructural del campo Pucuna.
En el ANEXO 2.1 se observan los mapas estructurales en profundidad de las
arenas productoras del Campo.
14
Figura 2.3 – Modelo estructural del Campo Pucuna.
Fuente: Archivo Técnico
Elaboración: EP PETROECUADOR
15
2.3.2 DESCIRPCIÓN ESTRATIGRÁFICA
La estratigrafía atravesada en este Campo está conformada por rocas que van en
la Edad del Jurásico al Cuaternario y están representadas por las
formaciones:
Chapiza, Hollín, Napo, Tena, Tiyuyacu y Orteguaza.
Figura 2.4 – Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente.
Fuente: Departamento de Cartografía.
Elaboración: EP PETROECUADOR.
16
Figura 2.5 – Columna Estratigráfica general del Campo Pucuna
Fuente: Departamento de Cartografía
Elaboración: EP PETROECUADOR.
En el ANEXO 2.2 se muestra el diagrama estructural de un Típico de Pozo.
En el ANEXO 2.3 se muestra el diagrama estructural de la Estación Pucuna.
17
2.3.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS YACIMIENTOS
En el Campo Pucuna actualmente se produce de los siguientes yacimientos:
2.3.3.1 Hollín Inferior
Litológicamente es una arenisca cuarzosa que refleja un ambiente
continental.
1.3.3.2 Hollín Superior
La constituye una arenisca glauconítica que refleja un ambiente transicional
marino.
2.3.3.3 T Inferior
Litológicamente es una arenisca muy glauconítica que refleja un ambiente
transicional marino.
1.3.3.4 T Superior
Lo constituye una arenisca glauconítica intercalada de lutitas y calizas.
1.3.3.5 U Inferior
Litológicamente está constituida por areniscas cuarzosas.
1.3.3.6 U Superior
Está representada por una arenisca cuarzosa.
18
1.3.3.7 Basal Tena
Está constituido por areniscas cuarzosas.
2.4 FACILIDADES DE SUPERFICIE
2.4.1 ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN
El Campo cuenta con una estación de producción denominada Estación Pucuna,
en la cual se procesa todo el crudo, agua y gas proveniente de los 12
pozos productores. Toda la producción de crudo es fiscalizada y transferida a la
Estación Sacha Central por medio de un oleoducto de 6 Plg. de diámetro que está
a una distancia aproximada de 18 km.
La Estación Pucuna, de los 12 pozos productores, maneja un promedio de
producción diaria de 2 300 Bbl una producción de gas de 554 MPC.
Los 12 pozos producen por Bombeo Hidráulico abastecidos desde el
Sistema PowerOil instalado en la Estación, el cual utiliza petróleo como fluido
motriz. El sistema opera con 6 unidades de inyección de las 7 unidades
instaladas. El volumen de fluido motriz utilizado es de 16 100 Bbl. diarios de
petróleo a una presión 4 100 psi, además el sistema posee un equipo de
enfriamiento para la protección de los equipos y que está compuesta por 3
radiadores.
El fluido motriz utilizado en el Sistema PowerOil es petróleo de 29°API, que
cuenta con un tratamiento químico que incluye:
- Demulsificante: EMULSOTRON X-8125 de 10 gpd.
- Antiparafínico: DN-151 de 11gpd.
- Antiescala: GYTRON T-427 de 10 gpd.
- Anticorrosivo RU-316 de 3 gpd.
19
Para la conducción de fluido motriz se utiliza una tubería de 3 ½ plg de
diámetro, la cual se conecta con cada pozo mediante líneas de 2 3/8 o 2 7/8 plg.
En cada uno de los pozos se encuentra instalada una válvula de control
para ajustar el volumen de inyección.
En el cabezal de los pozos se tiene una conexión de 2 Plg., por el cual el fluido
motriz es inyectado a través de la tubería de producción hasta el fondo del pozo,
en donde pasa al espacio anular mediante el trabajo de las bombas del
sistema de empuje hidráulico. El fluido motriz levanta el petróleo desde la
formación y asciende a la superficie por el espacio anular. Todo el fluido retorna
a la Estación para iniciar el proceso de separación.
La producción de los pozos del Campo se conduce a través de líneas de 4 Plg
de diámetro hacia la Estación, las cuales llegan de un múltiple de producción, que
tiene la capacidad de conectar hasta 15 pozos, el cual está ubicado dentro de la
Estación. Del múltiple de producción o manifold el fluido pasa a dos separadores
de producción que tienen una capacidad de 8 000 Bbl y 5 000 Bbl, cuenta
con un tratamiento químico que consta de:
- Antiespumante: AF-172 de 15 gpd
- Antiparafínico: DN-151 de 6 gpd
- Demulsificante: EMULSOTRON X-8125 de 5gpd
- Biocida: BACTRON L-121 4 gpd
- Antiescala-agua: GYTRON T-427 1gpd
La producción de cada pozo es probada a través de un separador de prueba
de 2 000 Bbl de capacidad, utiliza una placa de orificio para medir el gas
de formación y un contador con su respectiva turbina para medir el fluido.
20
El gas es separado y medido para luego ser quemado en los dos mecheros que
posee la Estación. El crudo y agua son enviados al tanque de lavado de 12 590
Bbl de capacidad, allí se separa por efecto de la gravedad y procesos térmicos,
para lo cual se calienta el colchón de agua con dos calentadores; por último el
crudo pasa al tanque de surgencia que tiene una capacidad de 18 143 Bbl en
donde termina el proceso de separación. Toda el agua de formación que se
produce en el Campo es inyectada en el pozo Puc-04 a la arena Hollín.
La transferencia de crudo desde el tanque de surgencia hacia el oleoducto se da
mediante un sistema que consta de dos bombas Worthintong (6 000 BPPD) que
son alimentadas por dos bombas centrifugas que elevan la presión del fluido a 60
psi. La tasa de transferencia es de 4,11 Bbl/min.
En la Tabla 2.1 se describen las características de los equipos y
accesorios existentes en la Estación Pucuna.
21
Tabla 2.1 – Facilidades de producción de la Estación Pucuna
Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.
Modificado: Daniel Velarde M.
22
2.4.2 REINYECCIÓN DE AGUA
El sistema de reinyección de agua de formación está conformado por una
unidad de bombeo localizada en la Estación de producción y el pozo
reinyector Pucuna – 04.
La alimentación de este sistema es tomada del tanque de surgencia y por medio
reinyección diaria es de aproximadamente 800 Bbl.
Para mejorar el proceso de reinyección de agua existe un proyecto de
implementación de una bomba horizontal multietapas de marca REDA que tiene
la capacidad de reinyección de 1 500 GPM a una presión de 1 000 psi.
En la tabla 2.2 se presenta la descripción de la unidad de bombeo MTU y en la
tabla 2.3 se muestran los datos de reinyección.
Tabla 2.2 – Descripción de la unidad de bombeo MTU.
Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.
Elaboración: Daniel Velarde M.
23
Tabla 1.3 -Datos de Reinyección
Fuente: Departamento de Producción. Campo Pucuna.
Elaboración: Daniel Velarde M.
24
CAPITULO III
MARCO TEORICO
25
CAPITULO III
MARCO TEORICO
3.1 PRINCIPALES SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
Bombeo Mecánico (Balancín)
Bombeo Hidráulico (Bombas Pistón y Bombas Jet)
Bombeo Eléctrico sumergible
Gas Lift (Inyección de Gas )
Figura 3.1 – Sistemas de Levantamiento Artificial
Fuente: Solipet, Instructivo Bombeo Hidráulico.
Elaboración: Daniel Velarde M.
26
3.2 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL CAMPO PUCUNA
En el Campo Pucuna existe un único tipo de levantamiento artificial que es
el bombeo hidráulico tipo jet con inyección de fluido motriz el mismo que se
mezcla con el fluido producido, el cual es llevado a superficie y conducido a
la Estación para iniciar su proceso de separación.
Por cada barril de fluido motriz que se inyecta se recupera 0,125 Bbl de petróleo.
En la tabla 3.4 se muestra los componentes del Sistema PowerOil.
Tabla 3.4 – Sistema PowerOil
Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.
Modificado: Daniel Velarde M.
27
3.3 DESCRIPCIÓN DEL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
3.3.1 PRINCIPIO DE OPERACIÓN
Una unidad de bombeo hidráulico es un mecanismo formado por un motor
alternativo hidráulico acoplado a una bomba.
El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley
de Pascal”, la misma que fue enunciada por primera vez por Blas Pascal en el
año1653. La Ley de Pascal explica que: “La presión aplicada sobre cualquier
punto de un líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción
del fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”.
La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un lugar
centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido,
hasta cualquier número de pozos petroleros. El líquido a presión en estas líneas
de fluido motriz se dirige hacia una tubería pozo abajo, haciendo funcionar la
bomba hidráulica jet mecánicamente acoplada a una camisa.
28
Figura 3.2 – Componentes en superficie y en subsuelo de un sistema típico de
bombeo hidráulico.
Fuente: SERTECPET, manual de operaciones
Modificado: Daniel Velarde M.
29
El sistema de bombeo hidráulico Oilmaster y Kobe transmite potencia al fondo por
medio del fluido motriz presurizado que fluye por el agujero tubular del pozo; las
bombas de subsuelo actúan como un transformador que convierte la energía del
fluido motriz en energía potencial o de presión en los fluidos producidos.
Las bombas de PISTON, Oilmaster y Kobe constan de pistones recíprocos
comunicados, unos gobernados por el fluido motriz presurizado y otro gobernado
por él o los fluidos que produce el pozo.
La bomba hidráulica JET, Oilmaster y Kobe convierte el fluido presurizado motriz
en un jet de gran velocidad que se mezcla directamente con los fluidos del pozo.
Los tipos de bombas mencionadas son bombas libres ya que se corren y se
reversan hidráulicamente sin remover la tubería, ni usar servicios de cables.
Las presiones de operación en el sistema hidráulico varían de 2 000 @ 4 000 psi.
La bomba más común para generar esta presión en la superficie es una bomba
Triplex o Quintuplex de desplazamiento positivo, accionada por un motor eléctrico,
un motor de gas o un motor de combustión interna (diesel).
30
Figura 3.3 – Sistema general del bombeo hidráulico Oilmaster
Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico
Modificado: Daniel Velarde M.
31
3.3.2 FLUIDO MOTRIZ
En el bombeo hidráulico, la generación y transmisión de energía requerida para
levantar el petróleo hasta la superficie, se lo realiza mediante un fluido conocido
como “fluido motriz”, el cual es inyectado a presión mediante una unidad de
potencia a través de una tubería. Este fluido motriz puede ser agua o petróleo.
La calidad del fluido motriz, especialmente el contenido de sólidos, es un factor
importante en la vida útil de la bomba y en los costos de reparación. La pérdida de
fluido motriz en la sección motriz de la bomba son una función del desgaste
causado por los sólidos abrasivos y la viscosidad del fluido motriz.
3.3.3 SISTEMAS DE OPERACIÓN
Hay básicamente dos sistemas de operación en el bombeo hidráulico: el sistema
de fluido motriz abierto (OPF, OPEN POWER FLUID) y el sistema de fluido motriz
cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) pero en el bombeo hidráulico tipo jet
siempre se tiene un sistema de fluido motriz abierto.
El sistema de fluido motriz abierto (OPF) es donde el fluido motriz se mezcla
con la producción de fondo y retorna a la superficie como fluido motriz y
producción mezclados.
El sistema de fluido motriz cerrado (CPF) es donde el fluido motriz de
superficie y de profundidad se mantiene dentro de un circuito cerrado y no se
mezclan con el fluido producido.
3.3.3.1 Sistema de fluido motriz cerrado (CPF)
En un sistema de fluido motriz cerrado (CPF, CLOSE POWER FLUID) no se
permite que el fluido producido se mezcle con el fluido motriz en ninguna parte
del sistema, se requiere de una sarta adicional de tubería tanto dentro del pozo
32
como en superficie; una sarta para transportar la producción hasta la batería de
tanques y otra para que retorne el fluido motriz que ya cumplió su función en el
fondo del pozo hasta el tanque respectivo para volverse a presurizar y recircular.
Es un sistema muy costoso y de complejo diseño.
Es recomendable para cuando los fluidos producidos son extremadamente
abrasivos o corrosivos.
Es recomendable este sistema para plataformas marinas y en algunas
instalaciones industriales.
Para las bombas de subsuelo diseñadas para trabajar con este sistema el
mayor inconveniente a tenerse es en el fluido motriz, porque el fluido motriz
no seguirá limpio indefinidamente aunque se tengan todas las precauciones
y cuidados que el caso requiere.
33
Figura 3.4 – Diagrama de un sistema de fluido motriz cerrado
Fuente: SERTECPET, manual de operaciones
Modificado: Daniel Velarde M.
34
3.3.3.2 Sistema de fluido motriz abierto (FMA)
En el sistema FMA se necesitan solamente dos conductos, uno para llevar el fluido
motriz hacia la Unidad de Producción y otra para llevar el fluido motriz y la
producción de retorno hasta la superficie. Estos conductos pueden ser dos sartas
de tubing o una sarta de tubing y el espacio anular entre tubing y casing.
La simplicidad y la economía son las características más importantes del sistema
FMA. Cuando se usa agua como fluido motriz en este sistema, los productos
químicos agregados (para lubricación, inhibición de corrosión y eliminación de
oxígeno) son, en gran parte, generalmente perdidos cuando se mezclan con la
producción y consecuentemente deben ser repuestos continuamente.
A más de la sencillez y la ventaja económica del sistema abierto (FMA), existen
otras ventajas inherentes al mezclar los fluidos motriz y producido.
Primeramente, el fluido motriz circulante es el medio ideal para transportar aditivos
químicos al fondo del pozo. Los inhibidores de corrosión, incrustación y parafinas
pueden agregarse para extender la vida útil de los equipos de subsuelo, además,
si los fluidos producidos tienen a forman emulsiones dentro del pozo, pueden
añadirse anti-emulsionantes al fluido motriz.
En segundo lugar, el fluido motriz, al agregarse actúa como diluyente. “Cuando se
levanten fluidos producidos que sean altamente corrosivo, el fluido motriz limpio
reduce su concentración a un 50 %”.
Cuando se produce un petróleo extremadamente viscoso, el fluido motriz
inyectado puede reducir dicha viscosidad, al diluir el fluido de retorno, y lo puede
hacer suficientemente para que sea más factible levantar el crudo pesado.
35
Como tercera ventaja, al producir fluidos con alto contenido de parafina, el sistema
FMA, permite circular fluidos calentados o con agentes disolvente dentro de las
líneas de fluido motriz, para eliminar la acumulación de cera que pueda reducir la
producción del pozo.
Figura 3.5 – Diagrama de un sistema de fluido motriz abierto
Fuente: SERTECPET, manual de operaciones
Modificado: Daniel Velarde M.
36
3.3.3.2.1 Tanque de Fluido Motriz (FMA)6
A través de los años, se ha comprobado que el tanque de fluido motriz FMA tiene
un excelente diseño. Este diseño y otro con una pequeña modificación, son
usados casi universalmente.
“El petróleo ingresa en el separador atmosférico aun conteniendo gas disuelto que
no ha sido removido a la presión de operación del tratador a 30 psi. El propósito
del separador atmosférico es quitar los últimos restos de gas, que de otra manera
agitarían al tanque impidiendo la sedimentación. La sección superior del separador
debería ser de 36" o mayor para ser eficaz y aún con este diámetro, muchas veces
ocurren fluctuaciones de presión que hacen que el petróleo sea llevado hacia
arriba, pasando por la línea de gas. Para evitar que este exceso vaya a la parte
superior del tanque y así alterar el proceso de sedimentación, se conecta la línea
de gas del separador atmosférico con las líneas de descarga de gas del tanque,
mediante una cañería auxiliar.”
3.4 MÉTODOS DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ EN
SUPERFICIE
La función de un sistema que acondiciona el fluido motriz en la superficie es la de
proporcionar el volumen necesario y constante para lograr operar las bombas en
el subsuelo, por eso, el objetivo principal al acondicionar el petróleo crudo o agua
para utilizarlos como fluido motriz es librarlo, al máximo, de sólidos y gases. Hay
dos tipos de sistemas de acondicionar el fluido motriz para las instalaciones de
bombeo hidráulico: El sistema de fluido motriz centralizado, y el sistema de
acondicionamiento en el cabezal del pozo.
37
3.4.1 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO MOTRIZ
CENTRALIZADO
Consta de un separador, una bota de gas, un tanque de decantación similar al
tanque de lavado, un tanque de surgencia y las bombas de fluido motriz.
Un sistema centralizado para acondicionar el fluido motriz trata dicho fluido para
uno o más pozos, para eliminar el gas y sólidos en un solo lugar.
El fluido acondicionado se presuriza mediante una poderosa bomba a pistón y
luego pasa por un distribuidor, para luego dirigirse hacia el o los pozos del
sistema.
El diseño del sistema de tratamiento supone que, los separadores normales y
tratadores térmicos han entregado un petróleo casi libre de gas, de la calidad que
sería usual en el tanque de almacenamiento para el sistema de tratamiento.
El tanque de decantación para el fluido motriz en este sistema usualmente mide
24 pies de alto, con tres anillos empernados. Un tanque de tal altura generalmente
proporciona una caída suficiente para el flujo por gravedad del fluido desde el
tanque hasta la succión de la bomba de carga. El tamaño del tanque de fluido
motriz, se determina según el caudal requerido. El tanque de fluido motriz no
debería hacer más de tres ciclos completos de rotación al día.
El propósito básico del tanque de decantación es separar los sólidos del fluido
motriz que no hayan sido eliminados del sistema de flujo continuo por el separador
de producción. Entonces, se lo utiliza como fuente de fluido motriz para la bomba
en el fondo del pozo.
En un tanque de fluido estático, todo material extraño que sea más pesado que el
fluido en sí tiene que asentarse en el fondo. Algunas partículas, como por ejemplo,
la arena muy fina, caerán más lentamente que los sólidos más pesados.
38
Estos factores, más los relacionados con la resistencia por viscosidad, influyen en
el ritmo de la separación. Sin embargo, con el tiempo, todos los sólidos y líquidos
más pesados han de asentarse, dejando una capa de fluido limpio.
En un sistema real de fluido motriz no es práctico, ni tampoco es necesario, contar
con el suficiente espacio en el tanque para ésta decantación bajo condiciones
totalmente estáticas. Más bien, el tanque debe permitir el retiro continuo y
automático del caudal requerido.
Se logra una decantación suficiente bajo estas condiciones cuando el flujo hacia
arriba pasa a través del tanque de decantación que se mantiene a una velocidad
apenas inferior a la velocidad de caída de los materiales contaminantes.
39
Figura 3.6 – Sistema centralizado de fluido motriz
Diseño: Daniel Velarde M.
40
3.4.2 SISTEMA DE ACONDICIONAMIENTO EN EL CABEZAL DEL POZO (MTU)
Una planta de energía para el lugar donde se encuentra el pozo, es un paquete
completo de componentes, instalado en el pozo o cerca de él que cumple las
mismas funciones que sistema de fluido motriz centralizado. Es decir que
proporciona fluido motriz limpio, sin gas, a una presión adecuada para la bomba
Triplex y la de subsuelo. Los componentes básicos son: un separador horizontal,
un separador vertical, una o más centrífugas ciclónicas (desarenadoras) para
eliminar los sólidos una bomba de fluido motriz en superficie.
Estas unidades son portátiles, requieren un mínimo de mano de obra y materiales
para su instalación y eliminan la necesidad de la planificación detallada y a largo
plazo que se requiere para un sistema central.
Son bastantes versátiles y pueden proporcionar acondicionamiento del fluido
motriz para más de un pozo. Las unidades de fuerza y acondicionamiento en el
sitio del Pozo siempre se lo utilizan como una configuración abierta de la tubería
del fluido motriz.
Estas unidades tienen una característica que es similar a un sistema central
cerrado: el fluido motriz se contiene en el sitio de pozo. Toda la producción y
únicamente una pequeña porción del fluido motriz de las desarenadoras ciclónicas
se mandan por la línea de flujo hasta la batería del tanque. Así, se simplifica la
comprobación del pozo, y el fluido motriz no aumenta las cargas sobre las
instalaciones superficiales de tratamiento en la batería de tanques.
Este sistema se utiliza en la actualidad para las evaluaciones de pozos.
41
Figura 3.7 – Equipo de superficie (MTU)
Fuente: Solipet S.A., MTU-02
Fotografía: Daniel Velarde M.
42
CAPITULO IV
DESCRIPCIÓN DE LAS BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET
43
CAPITULO IV
DESCRIPCIÓN DE LAS BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET
4.1 GENERALIDADES
Es un tipo especial de bombas de subsuelo que a diferencia de las de pistón que
operan por medio de un pistón de bomba reciprocante de desplazamiento positivo
accionado por un pistón motriz acoplado, no emplea partes móviles y ejecuta su
acción de bombeo mediante la transferencia de momentun entre el fluido motriz y
el fluido del pozo que se produce al mezclarse estos pasando a través de la
unidad de subsuelo. Con las bombas hidráulicas tipo Jet, siempre se tiene un
sistema de fluido motriz abierto.
La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba jet
tolerar fluidos de producción, motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de
otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.
Otra ventaja de las bombas jet en la solidez de la sección de trabajo, que hace
que pueda adaptarse a casi cualquier completación de fondo de pozo,
frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con las
bombas de pistón, por lo que se recomienda su uso en pozos con altos IP, así
como también en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia
de arena.
Estas bombas no son aplicables a todos los pozos, pues necesitan presiones de
succión relativamente altas para evitar cavitación y no requerir altas potencias.
44
4.2 FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA JET
Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan
mediante una configuración de boquillas y gargantas “Venturi“. Diferentes
configuraciones geométricas se utilizan para controlar la luz entre los orificios de la
boquilla y el tubo de mezcla para lograr los caudales deseados de producción
como se ilustra en la figura 4.1
Figura 4.1 – Funcionamiento de la bomba jet
Fuente: SERTECPET, manual de operaciones
Modificado: Daniel Velarde M.
45
4.3 CARACTERÍSTICAS DEL TRABAJO.
La relación entre el área del nozzle y el área de la garganta, es una variable
importante, porque determina el intercambio entre la cabeza producida y la taza de
flujo. La figura 4.2 muestra al nozzle y la garganta.
Figura 4.2 – Nomenclatura bomba jet
Fuente: SERTECPET, manual de operaciones
Modificado: Daniel Velarde M.
Donde:
Pps = Presión del fluido de succión
Pn = Presión del nozzle
Ppd = Presión del fluido de descarga por el difusor
qs = Caudal de succión
qn = Caudal de inyección por el nozzle
46
qd = Caudal de descarga por el difusor
An = Área del nozzle
At = Área de la garganta
As = Área de succión.
Si para un nozzle dado se selecciona una garganta de modo que el área del nozzle
An sea del 60% del área de la garganta At, existirá una producción grande y un
bombeo lento de la bomba, el área As como se ilustra en la figura anterior (chorro
que sale del nozzle), sirve para que los fluidos del pozo pasen, esto provoca tasas
de producciones bajas comparadas con las tasas de fluido motriz debido a que la
energía del nozzle es transferida a una pequeña cantidad de producción, existirán
grandes producciones.
Si para un nozzle dado se selecciona una garganta, de modo que el área An sea el
doble del área de la garganta At, existirá mucho más flujo para el área An. Sin
embargo como la energía del nozzle es transferida a una producción más grande
que la tasa del fluido motriz, existirá una producción más baja.
Cada conjunto de nozzle y garganta tiene su curva de rendimiento.
47
Figura 4.3 – Funcionamiento de la bomba jet (02)
Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico
Modificado: Daniel Velarde M.
48
4.4 RELACIONES NOZZLES/THROAT EN VOLUMEN Y PRESIÓN
Tanto boquillas como gargantas Kobe y Oilmaster utilizan una estricta progresión
de diámetro y orificios. La progresión establece áreas de relaciones entre la
boquilla y diferentes gargantas. Al establecer una boquilla seleccionada con el
mismo número de garganta se tendrá siempre la misma relación de área: 0,380
para Oilmaster y 0,400 para Kobe, esto se denomina relación “A”, sucesivamente
mayores gargantas seleccionadas con una misma boquilla, se tendrán relaciones
B, C, D y E.
La relación de área comúnmente usada oscila entre 0,400 (A) y 0,235 (C).
Relaciones mayores de áreas a 0,400 son usados normalmente en pozos de gran
profundidad con altos levantamientos o solamente cuando es baja la presión del
fluido motriz disponible, pequeñas áreas anulares son más propensas a
cavitación.
49
Figura 4.4 – Relación volumen / presión – NOZZLE / THROAT
Fuente: SERTECPET, manual de operaciones
Modificado: Daniel Velarde M.
Relaciones de áreas menores a 0,235 (C, D, E) son usadas en pozos pocos
profundos o cuando es muy baja la presión de intake, se requiere de una mayor
área anular para que pase el fluido reduciendo el potencial de cavitación.
50
Las mayores relaciones de áreas (A,X (A-)) son instaladas para altos
levantamientos pero esto es solamente aplicable con relaciones de producción
menores que la relación de fluido motriz.
Las pequeñas relaciones de área (C, D, E) revelan menor cabeza pero pueden
producir más fluidos que el usado como fluido motriz.
4.5 RELACION ENTRE LA PRESION Y LA VELOCIDAD DEL FLUIDO MOTRIZ
El rendimiento de las bombas jet depende en gran medida de la presión de
descarga que a su vez es influenciado por la taza gas / líquido en la columna de
retorno hacia la superficie valores grandes de gas / líquido reducen la presión de
descarga.
La cantidad de fluido motriz depende del tamaño del nozzle y la presión de
operación, a medida que la presión del fluido motriz aumenta, el poder de
levantamiento de la bomba aumenta, la taza de fluido motriz adicional hace que el
gas / líquido disminuya, provocando que aumente el levantamiento efectivo.
51
Figura 4.5 – Relación entre la presión y la velocidad del fluido motriz
Fuente: SERTECPET, manual de operaciones
Modificado: Daniel Velarde M.
4.6 DESIGNACIÓN DE UN BOMBA JET OILMASTER Y KOBE
Existen tres modelos de bombas jet OILMASTER y un solo modelo de jet en la
marca Kobe.
a) Jet 3 x 54”
b) Jet 3 x 48” OILMASTER
c) Jet 2½ x 48”
52
d) Jet 3”
KOBE
e) Jet 2½”
Se designan de la siguiente manera:
Tabla 4.1 – Designación de una bomba jet Oilmaster y Kobe
GEOMETRIA DIÁMETRO NOZZLE DIÁMETRO GARGANTA
A - N N-1
A N N
B N N+1
C N N+2
D N N+3
E N N+4
53
4.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS AL UTILIZAR BOMBAS JET OILMASTER Y
KOBE.
4.7.1 VENTAJAS
Con una bomba jet Oilmaster se puede producir hasta 12 000 BFPB es
decir mucho más que la capacidad de cualquier bomba alternativa
adecuada.
No adolece de problemas de golpes de fluido ni recalentamiento y el gas
se puede liberar fácilmente.
La bomba jet no tiene partes móviles, puede estar construida de piezas
en donde se solucione problemas de producción para pozos altamente
corrosivos.
Las partículas sólidas abrasivas pasan fácilmente por la bomba jet
El recubrimiento de carburo de tungsteno de la boquilla y la garganta
rinde larga duración efectiva en pozos de alto contenido de materiales
sólidos.
Resuelve problemas relacionados con la producción de crudos pesados
de alto corte de parafina, con altas temperaturas de fondo de pozo y con
pozos de gas invadidos por agua
Bajos costos de mantenimiento
Adaptabilidad para uso en una camisa deslizante
Capacidad de manejar producción con gas.
54
4.7.2 DESVENTAJAS
La bomba jet requiere de un alto caballaje para trabajar idóneamente
En pozos donde se tiene un alto corte de agua se requiere inyectar
químicos para bajar emulsión producida por la jet en los tanques de
almacenamiento.
4.8 ELEMENTOS QUE CONFORMAN LA BOMBA JET
Dentro de los elementos más importante de este tipo de bombas se encuentran:
4.8.1 N0ZZLE.- (BOQUILLA) Es una herramienta fabricada de aleación para
soportar altas presiones, la característica de esta boquilla es que en el extremo
superior tiene un diámetro más grande que en el extremo inferior. Esto para crear
mayor velocidad y menor presión a la salida de la boquilla.
El fluido motriz pasa a través de esta boquilla donde virtualmente toda supresión
se transforma en energía cinética.
4.8.2 THROAT.- (GARGANTA) También se lo conoce como tubo de mezcla, es
en donde se mezcla el fluido inyectado y el fluido producido.
La característica es que a lo largo del tubo el diámetro va aumentando.
4.8.3 ESPACIADOR.- Es una herramienta que se coloca entre la boquilla y la
garganta. Es aquí en donde entra el fluido producido para mezclarse con el fluido
inyectado.
55
4.8.4 DIFUSOR.- Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en
presión suficiente para levantar los fluidos a la superficie.
Figura 4.6 – Partes de una bomba jet
Fuente: SERTECPET, manual de operaciones
Modificado: Daniel Velarde M.
56
Figura 4.7 – Partes de una bomba jet (2)
Fuente: SERTECPET, manual de operaciones
Modificado: Daniel Velarde M.
57
4.9 COMPARACIÓN DE LA BOMBA TIPO JET CON LA BOMBA TIPO
PISTÓN
“Las bombas hidráulicas de pistón son aplicables en pozos con producciones
medianas y altas, con bajas presiones de fondo, pero debe tenerse mucho
cuidado en pozos con alta relación Gas - Petróleo (GOR), o con presencia de
escala o arena, las bombas tipo jet tiene la capacidad de manejar volúmenes
extremadamente altos, además puede trabajar con sólidos y fluido corrosivo”.
En la bomba tipo Jet, las partes internas pueden ser reemplazadas fácilmente en
el campo y solamente tienen dos partes sujetas a desgaste (boquilla y garganta).
La ausencia de partes móviles, como en las bombas tipo pistón, estrechamente
ajustadas permite a la bomba jet tolerar fluidos de formación y motriz abrasivos y
corrosivos. La solidez de la acción de trabajo de la bomba jet hace que pueda
adaptarse a cualquier completación de fondo del pozo.
Frecuentemente con las bombas tipo jet se puede obtener tasas de producción
más altas que con las bombas de pistón, por lo que es importante como también
en pozos con presencia de escala, arena y alta producción de gas.
El costo de mantenimiento de la bomba tipo jet es menor, comparado al costo de
mantenimiento de la bomba pistón. 16
El tiempo de reparación de la bomba jet en menor que la bomba tipo pistón. Esto
se debe a que la bomba tipo jet tiene dos partes desgastables (boquilla y
garganta).
58
4.10 RAZONES PARA PREFERIR BOMBAS PISTÓN O JET
Tabla 4.2 - Razones para preferir bombas pistón o jet
#
CONDICIONES LIMITANTES DE OPERACIÓN
PISTON
JET
1 Baja presión de entrada a la bomba Sí No
2 Mala calidad de fluido motriz No Sí
3 Grandes volúmenes Bomba tipo E No Sí
4 Alta relación Gas – Petróleo (GOR) No Sí
5 Alta corrosión No Sí
6 Utilización de agua como fluido motriz No Sí
7 Ahorro de potencia (HP) en superficie Sí No
8 Presencia de arena en la formación Sí
9 Presencia de parafina
10 Presencia de escala
11 Pozos profundos Sí Sí
12 Restricción de producción Sí Sí
13 Bajo costo de operación No Sí
NOTA: Regulares condiciones de operación
59
CAPITULO V
EQUIPOS DE SUPERFICIE Y SUBSUELO
60
CAPITULO V
EQUIPOS DE SUPERFICIE Y SUBSUELO
5.1 EQUIPOS DE SUPERFICIE
En general, el sistema de bombeo hidráulico utiliza los líquidos producidos como el
fluido que transmite la potencia hasta la unidad de producción en el subsuelo.
Este fluido proporciona la energía necesaria para operar la unidad que levanta los
fluidos del pozo hasta la superficie.
Figura 5.1 – Equipo de superficie
Fuente. SOLIPET S.A., Instructivo Bombeo Hidráulico.
Modificado: Daniel Velarde M.
61
5.1.1 VALVLULAS
5.1.1.1 Válvula Check
Primeramente, los fluidos ingresan a la unidad para el acondicionamiento del fluido
a través de una válvula check, la que normalmente corre por cuenta del usuario
del equipo.
5.1.1.2 Válvula para control de oleaje
La válvula para control de oleaje se calibra para abrir cuando se sienta un oleaje
de alta presión es la entrada de la válvula (es decir, en el recipiente de la
acumulación y protección contra oleajes).
Normalmente, la válvula se calibra para que abra a una diferencia de presión de
40 psi. Se puede calibrar para que la accionen otras diferencias de presión, de ser
necesario.
5.1.1.3 Válvulas de seguridad
Existen dos válvulas de seguridad; una válvula de seguridad para el recipiente de
acondicionamiento y una válvula de seguridad para el acumulador. Cada válvula
se calibra para proteger estos recipientes de la sobrepresión.
5.1.1.4 Válvula de alivio contra la sobrepresión
La válvula para el control de la sobrepresión se abre cuando la entrada a la válvula
recibe un oleaje fuerte de presión.
Cuando el volumen de fluido procesado sea suficiente para producir una pérdida
de presión de 40psi a nivel del filtro ciclónico de arena, la válvula de alivio se abre
62
y se elimina el exceso de gas y fluido del reciente acumulador- protector. Esto da
como resultado un nivel de fluido cercano a la parte superior del recipiente.
5.1.1.5 Válvulas de seguridad para recipientes
Las válvulas de seguridad para los recipientes acondicionadores de fluidos evitan
la presión excesiva dentro de cada uno de los recipientes.
5.1.1.6 Válvula estranguladora
La válvula estranguladora manual debajo de la corriente inferior del filtro ciclónico
controlará el flujo de los fluidos, si está correctamente calibrada. Si el fluido de la
corriente inferior está muy sucio, tiende a taponar la salida. Por lo tanto, la válvula
tiene que abrirse al máximo posible.
5.1.1.7 Válvula de control para el desvío manual del fluido motriz (VRF)
La válvula manual de derivación permite desviar el fluido a alta presión para
devolverse al sistema de presión baja. Esta válvula controla el volumen del fluido
de la bomba multiplex hasta la bomba hidráulica en el subsuelo.
5.1.1.8 Válvula de seguridad
La válvula de seguridad evita un exceso de presión en la línea de fluido motriz
conectada con el cabezal y protege la bomba y motor de una sobrecarga excesiva.
5.1.1.9 Válvula para la diferencia de presión
La válvula para la diferencia de presión funciona para mantener una diferencia
específica de presión a nivel del desarenador ciclónico.
63
La válvula se calibra en la fábrica para mantener una caída de presión de 40 psi
en el desarenador ciclónico. Sin embargo, puede resultar necesario calibrarla
nuevamente para que se alimente a la bomba multiplex con suficiente fluido.
5.1.2 ACUMULADOR VERTICAL (MÓDULO VERTICAL)
La primera entrada de fluidos es al recipiente acumulador y amortiguador. El
propósito del recipiente acumulador / amortiguador es evitar que el gas excesivo
ingrese al filtro ciclónico de arena, lo que reduciría la eficiencia de dicho
desarenador.
5.1.3 SEPARADOR HORIZONTAL (MÓDULO HORIZONTAL)
El recipiente para reacondicionamiento de fluidos es un recipiente de
almacenamiento que separa el petróleo, agua y gas.
El fluido en exceso de lo requerido por las bombas en superficie y subsuelo se
descarga del recipiente mediante una válvula.
El tiempo de retención del fluido motriz en el recipiente de acondicionamiento
realmente no es suficiente para un asentamiento significativo de las partículas
sólidas que están en los fluidos, de modo que el filtro ciclónico debe lograr la
mayor parte de la separación de sólidos. He ahí la importancia de instalar,
dimensionar, controlar y operar dichos filtros correctamente, porque eso depende
el funcionamiento de todo el sistema.
5.1.4 DESARENADOR CICLÓNICO
Se considera que el filtro ciclónico de arena constituye el corazón de la unidad. Sin
su excelente separación de los sólidos, el resultado sería un tiempo
64
innecesariamente corto de funcionamiento y un trabajo excesivo de mantenimiento
en el multiplex.
5.1.4.1 Tamaño de desarenador
El tamaño del desarenador ciclónico requerido determina el tamaño de las
partículas a eliminar del volumen de fluido producido. Cuando se utilicen motores
de combustión interna con control variable de su velocidad, hay que tener cuidado
para dimensionar el desarenador ciclónico para su velocidad más baja.28
5.1.5 AMORTIGUADOR DE PULSACIONES
Un amortiguador de pulsaciones está instalado cerca de la descarga de la bomba
multiplex con el fin de disipar el choque de "ariete hidráulico" en el sistema,
problema que puede presentarse por las pulsaciones en la salida de la bomba
multiplex.
De no amortiguarse las fluctuaciones de presión de la bomba múltiplex, este golpe
de ariete podría volverse tan severo que quiebra las conexiones del cabezal.
5.1.6 MOTOR Y REDUCTOR DE VELOCIDAD
Siendo el motor la planta de fuerza que mueve el sistema hidráulico y dado su
complejidad, la operación y mantenimiento se debe hacer de acuerdo a las
especificaciones que vienen junto con la unidad al ser adquirida.
El mantenimiento del motor que es la parte vital para el funcionamiento de toda la
unidad de bombeo hidráulico, la eficiencia mecánica del motor depende de la
calidad de operación del mismo.
La reductora de velocidad está destinada a reducir las revoluciones del motor
hasta al límite programado para la bomba triplex. Esta ha sido diseñada para
garantizar un acople correcto con el elemento rotativo del motor.
65
5.1.7 BOMBA DE FLUIDO MOTRIZ
La bomba de fluido de fuerza en superficie (BOMBA TRIPLEX O QUINTUPLEX)
provee líquido presurizado para operar la bomba hidráulica de subsuelo.
Esta bomba es debidamente alineada con la caja reductora y el motor y es
conectada mediante un acople flexible que ya viene desde la fábrica.
5.1.8 SISTEMA DEL “BY PASS” (VÁLVULA DE DESVIO)
La válvula manual de desvío es el dispositivo con el cual se regula el volumen de
fluido de fuerza que es enviado a la bomba de fondo o recirculando por la unidad
de superficie como exceso de fluido.
5.1.9 TABLERO DE CONTROL
Es del tipo común en las aplicaciones petroleras, con indicadores y controles de
límite para garantizar la seguridad en el arranque, operación y apagado del
sistema.
5.1.10 BOTA DE GAS
Esencialmente, la bota de gas es parte del tanque del petróleo motriz. Su
propósito es proporcionar una última separación de gas y petróleo, para que el
petróleo este estable a presión atmosférica.
5.1.10.1 Difusor
El propósito del difusor es reducir la velocidad del fluido entrante al distribuir su
volumen sobre una mayor área. Esto permite que el fluido suba a un ritmo más
uniforme.
66
5.1.10.2 Toma de petróleo para el tanque de almacenamiento y control de
nivel
La ubicación de la toma para el tanque de almacenamiento y el control de nivel es
importante, ya que establece el intervalo efectivo para el tanque de decantación,
así como el nivel de fluido en el tanque de petróleo motriz.
El punto de toma de petróleo que pasa al tanque de almacenamiento debe
ubicarse dentro de seis pies desde el difusor.
5.1.10.3 Salidas de petróleo motriz
La salida del petróleo motriz debe ubicarse al lado contrario del tanque de
decantación, opuesto a la toma de petróleo que pasa al tanque de
almacenamiento, con el fin de equilibrar la distribución de flujos dentro del tanque.
Ya que el nivel de fluido en el tanque se mantiene en aproximadamente 18
pulgadas desde la parte superior en el tanque, la salida superior debe estar
ubicada a 3 pies por debajo de la parte superior del tanque. Esto asegurará que el
nivel del petróleo este por sobre la salida en todo momento.
5.2 EQUIPO DE SUBSUELO
5.2.1 SISTEMAS DE SUBSUELO
Hay tres tipos básicos de sistemas de subsuelo: el tipo libre, el tipo fijo, y el tipo
que pende de un cable.
5.2.1.1 Sistema de bomba libre.-No requiere de una unidad especial para colocar
ni recuperar la bomba. Más bien, la bomba queda dentro de la sarta de fluido
motriz, asentada en un conjunto especial de fondo de pozo que se la conoce como
67
neplo de asentamiento, cámara de fondo o cavidad "libre" para circularse hasta el
fondo o de vuelta a la superficie.
Figura 5.2 – Sistema para Bomba Libre
Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico.
Modificado: Daniel Velarde M.
68
5.2.1.2 Sistema de bomba fija.- La bomba de fondo se conecta con la tubería de
fluido motriz y se coloca en el pozo como parte integral de dicha sarta. Las
bombas tienen que colocarse o retirarse con una unidad de tracción para sacar
toda la tubería. La principal razón para seleccionar una instalación fija sería para
levantar grandes volúmenes.
5.2.1.3 Sistemas a base de cable.- La bomba se coloca en una camisa
deslizante. Se ubica la bomba pozo abajo o se la retira con el cable liso. La bomba
podrá operarse con el flujo normal o revertido. Este sistema se utiliza sólo con
bomba jet.
69
CAPITULO VI
PARAMETROS DE DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO TIPO
JET
70
CAPITULO VI
PARAMETROS DE DISEÑO DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO TIPO
JET
6.1 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO
Dentro de las características del reservorio tenemos:
6.1.1 POROSIDAD
La porosidad es la característica física más conocida de un yacimiento de
petróleo. Determina los volúmenes de petróleo o gas que pueden estar presentes,
y todas las operaciones de recuperación se basan en la determinación de su valor.
6.1.2 PERMEABILIDAD (K)
La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la
conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir
que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados.
6.1.3 PRESIÓN ESTÁTICA (P*)
La presión estática del fluido en un yacimiento es la presión que existe cuando no
hay alteraciones mecánicas o de flujo. Dicha presión denota la presión que existe
al frente de la formación petrolífera cuando la producción se ha interrumpido por
un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauración de la presión en el
fondo del pozo resultante de la columna de gas y de líquido. Esta presión
restaurada es igual a la presión que existe en la zona petrolífera.
71
6.1.4 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (PWF)
Es la presión registrada en la boca del pozo o en la cara de la formación, la unidad
de medida en el sistema inglés es psi.
6.1.5 SEDIMENTO BÁSICO Y AGUA (BSW)
Es la cantidad en porcentaje de sedimentos (arena, parafina) y agua presente en
el fluido de formación.
6.1.6 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL CRUDO (GRADOS °API)
La gravedad específica del crudo es un valor adimensional (sin medidas), por
cuanto es una relación de la gravedad de un fluido (petróleo) con respecto a otro
fluido (agua).
6.1.7 RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR)
Medida del volumen del gas producido con el petróleo, expresada en pies cúbicos
por barril.
72
6.2 CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS
Figura 6.1 – Completación de fondo
Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico.
Modificado: Daniel Velarde M.
73
En el ANEXO 6.1 se muestran los diagramas de completación de los pozos del
campo pucuna.
6.2.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN (CABEZAL DEL POZO)
Esta presión viene a representar la presión con la cual está trabajando la bomba
hidráulica.
6.2.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)
La tubería o cañería de revestimiento (casing) es normalmente una cañería de
acero que se baja desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo.
Figura 6.2 – Tubería de revestimiento (casing)
Fotografía: Daniel Velarde M.
74
6.2.3 AISLADORES DE ZONAS O PACKER´S
Es una herramienta que sirve para aislar los espacios de la tubería de producción
con la tubería de revestimiento, es decir que en bombeo hidráulico es muy
importante ya que no permite la recirculación del fluido de formación y juega un
papel importante en la descarga de la bomba.
Figura 6.3 – Aisladores de zonas (Packer´s)
Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico.
Modificado: Daniel Velarde M.
75
6.2.4 TUBERÍA AUXILIAR DE REVESTIMIENTO (LINER)
La tubería auxiliar de revestimiento es la que se instala después de haber fijado
otras columnas de entubación. En general, la tubería auxiliar de revestimiento no
se extiende hacia la superficie, sino que queda suspendida y se sostiene de un
dispositivo denominado colgador.
6.2.5 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)
Este es el principal contenedor de los fluidos producidos por el pozo. Protege el
casing de la presión y la corrosión. El tamaño varía de varias a una fracción de
pulgada.
En general, el tubing se extiende desde la boca del pozo hasta la zona de
producción. Se clasifica según el tamaño (diámetro externo, diámetro interno,
diámetro externo de la cupla, diámetro interno de la cupla) según el peso, (libras –
pies, Kg./m); y en grados tales como J-55 y N-80.
Figura 6.4 – Tubería de producción (tubing)
Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico.
Modificado: Daniel Velarde M.
76
6.2.6 CAMISAS
Son herramientas que van colocadas directamente en el intervalo de la zona o
arena productora y que tiene como objetivo permitir que solo el fluido de la zona o
arena en que dicho elemento se encuentra ingrese a través de él y llegue hasta la
cavidad; estas herramientas tienen la particularidad de abrirse o cerrarse con la
ayuda de una herramienta auxiliar llamada “Shifingtool”.
Figura 6.5 – Camisa de circulación.
Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico.
Modificado: Daniel Velarde M.
77
6.2.7 VALVULA DE PIE (STANDING VALVE)
Esta herramienta se aloja en el extremo inferior de la cavidad (seating ring), son
necesarios en sistemas abiertos para crear el efecto “U” y prevenir que el líquido
que está circulando regrese de nuevo al reservorio. Esta válvula puede ser
recuperada con una unidad auxiliar de wire line. Cuando el pozo está produciendo,
sirve de asiento para las bombas.
Figura 6.6 – Standing valve
Fuente: SOLIPET, Instructivo Bombeo Hidráulico.
Modificado: Daniel Velarde M.
78
Figura 6.7 – Gráfico de las características mecánicas
Fuente: SERTECPET, manual de operación
Modificado: Daniel Velarde M.
79
6.3 COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS
La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo cuando
hay producción se conoce como el comportamiento de entrada de fluidos. Este
comportamiento equivale a la capacidad de un pozo para entregar sus fluidos.
Es sumamente importante poder examinar, estimar y predecir en qué medida
habrá que reducir la presión de fondo de pozo para lograr un caudal deseado de
producción, con el fin de poder diseñar cualquier método de levantamiento
artificial.
Para todos los métodos de levantamiento artificial, incluyendo el bombeo
hidráulico tipo jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para proporcionar la
energía adicional requerida para levantar la producción hasta la superficie al ritmo
deseado.
Para un determinado pozo, en un momento dado, hay una sola presión de fondo
con producción asociada con un caudal específico de producción y esa presión se
puede predecir. Para predecir con exactitud el rendimiento de la bomba hidráulica
tipo jet en un pozo, es necesario saber la presión de fondo con producción para el
caudal deseado de producción, determinada por el comportamiento de entrada de
fluidos en ese pozo.
6.3.1 PRESIÓN DE OPERACIÓN
La presión de operación depende fundamentalmente de la profundidad del pozo,
del diámetro interno del casing y tubing. Esta presión debe ser la necesaria para
vencer la columna de fluido que se encuentra en el anular y tubing, para que el
fluido motriz más producción llegue a la superficie.
80
A menudo, el operador preferirá usar menos fluido de fuerza y tener mayor presión
para minimizar la rata de fluido de fuerza, q1, y por ende reducir la fricción en el
tubing y el volumen de fluido a ser manejado y tratado en superficie. Otros
operadores pueden preferir manejar grandes volúmenes de fluido en superficie, en
cambio, para disminuir el mantenimiento del equipo de superficie, asociado con
bajas presiones de operación.
Las pérdidas por fricción en los conductos del fluido serán menores con pequeños
volúmenes de fluido a alta presión, y en superficie el tratamiento y separación de
la mezcla, del fluido de fuerza serán facilitados. Por ejemplo, los estranguladores
grandes (valores R pequeños) serán considerados como más convenientes. La
aplicación exitosa de estas relaciones "sensitivos", dependen de la correcta
interpretación de los datos del pozo.
Con las consideraciones anteriores en mente, se sugiere que la instalación
diseñada se base en la alta presión que se estime sea aceptable para la unidad de
poder de superficie.
6.3.2 °API DEL FLUIDO MOTRIZ
Un fluido motriz con alta viscosidad puede producir pérdidas excesivas por fricción
dentro del sistema. Esto, a su vez, incrementa la presión de operación y, por
consiguiente, los requisitos de potencia para el trabajo de levantamiento en ese
pozo.
Por lo tanto en algunos casos resultaría prohibitivo utilizar el crudo producido
como fluido motriz.
El agua, por su baja viscosidad, puede utilizarse en estos casos. Hay instalaciones
hidráulicas donde el agua producida se utiliza como fluido motriz y como diluyente
para adelgazar el crudo de 8 grados de gravedad que se está bombeando.
81
En la evaluación se ha utilizado como fluido motriz el agua de producción con
10 grados de gravedad API aproximadamente.
Las modificaciones en las bombas multiplex en la superficie para convertir el
trabajo con petróleo al uso de agua motriz se limitan principalmente al lado de la
bomba que entra en contacto con el fluido. Lo que normalmente implica un cambio
en el material utilizado para esta parte de la bomba. Por ejemplo, la bomba
tendrá, en contacto con el petróleo motriz, piezas de hierro dúctil o acero forjado.
Las piezas que entran en contacto con agua motriz, en cambio, serán de aluminio
o bronce, para resistir los efectos corrosivos del agua.
6.3.3 PROFUNDIDAD DE LA BOMBA
La profundidad de la bomba depende de la profundidad de las formaciones
productoras. La bomba se coloca a unos 100 a 200 metros sobre la cara de la
formación productora.
6.3.4 TVD PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA
Es la profundidad vertical verdadera de la tubería, es obtenida de un registro de
survey de un pozo, se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la
presión de descarga de la bomba JET).
6.3.5 MESUREMENT DEPTH (MD)
Es la profundidad medida en la tubería, es obtenida por medio de medición de
cinta, cuando se está subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo de
las pérdidas de presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la
bomba JET.
82
CAPITULO VII
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS Y ESTADO ACTUAL DEL CAMPO
83
CAPITULO VII
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS Y ESTADO ACTUAL DEL CAMPO
7.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
La producción del Campo se inició el 4 de Abril de 1990 con el Pozo Pucuna 02,
durante ese mes de abril la producción promedia del Campo fue de 1 600 BPPD
con tres pozos: PUC – 02, PUC – 03 y PUC – 05 de la arenisca T; y hasta junio
de 1991 con cinco pozos el Campo produjo un promedio de 2 800 BPPD con
3,27% de agua y una producción acumulada de 1 296 803 BN.
En la Tabla 7.1 se detalla el historial de producción acumulada mensual del
Campo a partir del año 2003 hasta el 30 de junio del 2011 y la producción
promedia diaria que se produjo cada año. En la Figura 7.1 se muestra el historial
de producción promedia diaria del Campo Pucuna a partir del año 2003.
84
Tabla 7.1 – Historial de producción acumulada mensual del Campo Pucuna
Fuente: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR.
Elaboración: Daniel Velarde M.
85
Figura 7.1 Historial de producción promedia diaria.
Fuente: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR.
Elaboración: Daniel Velarde M.
86
7.2 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO
7.2.1 ESTADO DE LOS POZOS
Hasta agosto del 2012 se ha perforado un total de 13 pozos, de los cuales, 12
están en producción y 1 es reinyector. La distribución de los pozos en el
Campo se puede ver en el ANEXO 7.1.
La producción de crudo proviene de los reservorios: Basal Tena, U-Inferior,
U Superior, T Superior, T inferior, Hollín inferior y Hollín superior.
La tabla 7.2 presenta el estado actual de los pozos.
Tabla 7.2 – Estado actual de los pozos del Campo Pucuna.
Fuente: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR.
Elaboración: Daniel Velarde M.
87
7.2.1.1 PUCUNA – 01
Se encuentra ubicado hacia el flanco noroeste en la parte central del anticlinal
fallado que define a la estructura de Pucuna.
Fue completado inicialmente a flujo natural en marzo de 1971 alcanzando una
profundidad de 10 168 pies; obteniéndose mediante pruebas iniciales resultados
positivos en la arenas T y Hollín, siendo Hollín el intervalo que ha acumulado más
hidrocarburo.
Las pruebas iniciales en este pozo dieron a Hollín como altamente prospectivo con
una prueba inicial de 740 BPPD.
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 88 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 24 BPPD, un caudal de
agua de 64 BAPD con 72,2% de BSW y 31°API.
7.2.1.2 PUCUNA – 02
Su posición geológica está en el centro del alto Pucuna, a una longitud W 76° 59’
37,63”; y a una longitud S 00° 15’ 30,93”, a una distancia al pozo PUC - 01 de
800metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo
de desarrollo.
Se inició la perforación en abril de 1987 alcanzando una profundidad de 10 150
pies. Fue completado inicialmente a flujo natural el 08 de noviembre de 1987,
obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en las arenas Hollín
inferior y Hollín superior con una producción de 2 553 BPPD.
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de las arenas Hi y Hs, con
un caudal de fluido de 248 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 224 BPPD,
un caudal de agua de 24 BAPD con 9,7% de BSW y 31,6 °API
88
7.2.1.3 PUCUNA – 03
Su posición geológica está al SSE del alto estructural Pucuna, a una longitud W
76° 59’ 35,37”; y una latitud S 00° 15’ 58,45”, a una distancia al pozo PUC – 02 de
2 000 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de
desarrollo.
Se inició la perforación en diciembre de 1987 alcanzando una profundidad
de9.850 pies. Fue completado el 14 de abril de 1988, obteniéndose
resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena T con una
producción de 3 725 BPPD.
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de las arenas Ui y T, con un
caudal de fluido de 408 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 402 BPPD, un
caudal de agua de 6 BAPD con 1,5% de BSW y 31,5 °API.
7.2.1.4 PUCUNA – 04
Su posición geológica está al norte del alto estructural Pucuna, a una longitud W
76° 59’ 35,67”; y una latitud S 00° 15’ 00”, a una distancia al pozo más cercano
PUC – 02 de 950 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación
es pozo de desarrollo.
Se inició la perforación en diciembre de 1987 alcanzando una profundidad
de 9 870 pies, fue completado en febrero de 1988.
Fue seleccionado como el candidato más adecuado para ser convertido en pozo
reinyector debido a su baja prospectividad productiva. El registro a hueco abierto
mostro que Hollín inferior estaba totalmente saturada de agua, y a nivel
estructural de Hollín los pozos vecinos presentaron características similares
89
en cuanto a saturación de agua. Por lo que se realizó el procedimiento
para convertirlo en pozo reinyector el 10 de diciembre del 2009.
7.2.1.5 PUCUNA – 05
Se inició la perforación a principios de 1989 y fue completado el 28 de mayo 1989.
Las pruebas iniciales en este pozo dieron a la arena T como altamente
prospectivo con una prueba inicial de producción de 967 BPPD.
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena Hs, con un
caudal de fluido de 1 068 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 214
BPPD, un caudal de agua de 854 BAPD con 80% de BSW y 24,8 °API.
7.2.1.6 PUCUNA – 06
Su posición geológica está al norte del alto estructural Pucuna, a una longitud W
76° 59’ 58,54”; y una latitud S 00° 15’ 16,60”, a una distancia al pozo PUC – 01 de
850 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de
desarrollo.
Se inició la perforación en enero de 1989 alcanzando una profundidad de 9
950pies. Fue completado el 29 de marzo de 1989, obteniéndose resultados
positivos de las pruebas iniciales en la arena Hollín inferior con una
producción de 615 BPPD.
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena U, con un caudal
de fluido de 96 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 94 BPPD, un caudal de
agua de 2 ABPD con 2.1% de BSW y 29.9 °API.
90
7.2.1.7 PUCUNA – 07
Su posición está a una longitud W 77° 00’ 07,69”; y una latitud S 00° 16’ 36,43”, a
una distancia al pozo PUC – 05 de 770 metros. Tiene una estructura de tipo
anticlinal y su clasificación es de avanzada.
Se inició la perforación en septiembre de 1991 alcanzando una profundidad de 9
800 pies. Fue completado el 30 de septiembre de 1991, obteniéndose resultados
positivos de las pruebas iniciales en la arena U inferior con una producción de
283 BPPD.
Al 30 de agosto de 2012 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal
de fluido de 268 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 267 BPPD, un caudal
de agua de 1 ABPD con 0,4% de BSW y 30.9 °API.
7.2.1.8 PUCUNA – 08
Se inició la perforación el 11 de agosto de 1993 y fue completado inicialmente a
flujo natural el 27 de agosto de 1993, obteniéndose resultados positivos de
las pruebas iniciales en la arena U superior con una producción de 576 BPPD.
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena “Ts”, con un
caudal de fluido de 98 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 95 BPPD, un
caudal de agua de 3 ABPD con 3,1% de BSW y 32,4 °API.
7.2.1.9 PUCUNA – 09
Su posición geológica está en la parte norte de la estructura Pucuna, a una
longitud W 76° 59’ 57,64”; y una latitud S 00° 15’ 00,16”, a una distancia al pozo
más cercano PUCUNA – 06 de 630 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal
y su clasificación es pozo de avanzada.
91
Se inició la perforación en julio de 1993 alcanzando una profundidad de 9 950pies.
Fue completado el 12 de septiembre de 1993 con bombeo hidráulico.
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena Basal Tena, con
un caudal de fluido de 139 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 116 BPPD,
un caudal de agua de 23 BAPD con 16.5% de BSW y 29.8 °API.
7.2.1.10 PUCUNA – 10
Su posición geológica está al este del anticlinal Pucuna, a una longitud W 76° 59’
49,60”; y una latitud S 00° 16’ 17,93”, a una distancia al pozo más cercano
PUCUNA – 05 de 610 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su
clasificación es pozo de avanzada.
Se inició la perforación en septiembre de 1993 alcanzando una profundidad de 9
940 pies. Fue completado el 12 de diciembre de 1993 con bombeo hidráulico,
obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U con una
producción de 1 016 BPPD.
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 226 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 216 BPPD, un caudal
de agua de 10 BAPD con 4.4% de BSW y 30.6 °API.
7.2.1.11 PUCUNA – 11
Su posición geológica está al este del alto Pucuna, con una longitud W 76° 59’
29,55”; y una latitud S 00° 15’ 44,01”, con una distancia del PUCUNA – 03 de 555
metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de
desarrollo.
Se inició la perforación en enero de 1994 alcanzando una profundidad de 9 950
pies. Fue completado el 24 de febrero de 1994 con bombeo hidráulico.
92
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal
de fluido de 193 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 186 BPPD, un caudal
de agua de 7 BAPD con 3.6% de BSW y 31 °API.
7.2.1.12 PUCUNA – 12
Su posición geológica está al centro del alto norte Pucuna, a una longitud W 76°
59’ 52,88”; y una latitud S 00° 15’ 59,48”, a una distancia al pozo más cercano de
550 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de
desarrollo.
Se inició la perforación el 15 de febrero de 1994 alcanzando una profundidad de
9.930 pies. Fue completado el 5 de octubre de 1994 para producir en bombeo
hidráulico, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena
Hollín con una producción de 1 740 BPPD.
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 386 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 382 BPPD, un caudal
de agua de 4 BAPD con 1% de BSW y 30.2 °API.
7.2.1.13 PUCUNA – 13
Se encuentra ubicado en el extremo norte de la estructura Pucuna representando
el pozo estructuralmente más bajo en la misma. Fue completado el 31 de marzo de
1994. Los resultados de las pruebas iniciales de los intervalos abiertos en las
areniscas Hollín, T y U no fueron positivos.
Al 30 de agosto del 2012 se encuentra produciendo de las arenas U y T, con un
caudal de fluido de 118 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 87 BPPD, un
caudal de agua de 31 BAPD con 26.3% de BSW y 30.1 °API.
93
CAPITULO VIII
OPERACION Y SELECCIÓN DE UNA BOMBA HIDRAULICA TIPO JET
94
CAPITULO VIII
OPERACION Y SELECCIÓN DE UNA BOMBA HIDRAULICA TIPO JET
8.1. DISEÑO DE BOMBA
Para el diseño de una bomba hidráulica tipo jet es necesario tomar en cuenta los
siguientes datos básicos que en el ejemplo siguiente se demuestra:
Presión estática o presión del reservorio. Ps, Pr (PSI)
Presión de fondo fluyente. (Asumido) Pwf (PSI)
Presión de cabeza (PSI)
Presión de operación (triplex) (PSI)
API del fluido producido
Relación gas petróleo GOR (PCPB)
Sedimento básico y agua BSW (decimal)
Temperatura del yacimiento y superficie (°F)
Gravedad específica del gas y del agua
Diámetro externo e interno del tubing y el diámetro interno del casing
Profundidad de la tubería (pies) 50
Producción deseada (BFPD)
Fluido motriz usado (agua, petróleo)
API del fluido motriz
Profundidad de la bomba (pies)
Longitud de la tubería en superficie (pies)
Estos datos se ingresan en el programa, se elige la geometría de la boquilla y
garganta.
Se tiene como resultado:
Barriles de agua inyectados por día (BIPD)
Presión de entrada a la bomba Pwf (PSI)
95
Presión de descarga (PSI)
Rango de cavitación
Eficiencia de la bomba (%)
Potencia (HP)
Se prueba con diferentes geometrías de boquilla y garganta hasta tener la
geometría óptima de trabajo.
De igual forma, el programa permite cambiar la presión de la bomba de superficie,
así podemos saber si durante la evaluación podemos incrementar la presión.
“Para la evaluación de un pozo de cualquier tipo de arenas se analiza con
diferentes geometrías de boquilla y garganta. En estos casos las presiones y los
volúmenes inyectados serán diferentes para cada tipo de formación.”
De igual manera, la geometría óptima se selecciona tomando en cuenta los
diferentes parámetros analizados de la tabla de selección de bombas.
Cuando se incrementa la presión de la triplex, necesariamente debe bajar la
presión de entrada a la bomba e incrementar la producción si aún estamos sobre
el punto de burbuja.52
96
8.1.1 EJERCICIO PRÁCTICO
PROGRAMA JET EVALC PARA DISEÑO DE BOMBAS
REGISTRO DE SELECCIÓN DE GEOMETRÍA PARA BOMBA JET
Fuente: Solipet S.A (Software Jet Evalc)
Elaboración: Daniel Velarde M.
97
REGISTRO DE SELECCIÓN DE GEOMETRÍA PARA BOMBA JET
Fuente: Solipet S.A (Software Jet Evalc)
Elaboración: Daniel Velarde M.
98
REGISTRO DE SELECCIÓN DE GEOMETRÍA PARA BOMBA JET
Fuente: Solipet S.A (Software Jet Evalc)
Elaboración: Daniel Velarde M.
99
REGISTRO DE SELECCIÓN DE GEOMETRÍA PARA BOMBA JET
Fuente: Solipet S.A (Software Jet Evalc)
Elaboración: Daniel Velarde M.
100
8.2 ANALISIS COMPARATIVO ENTRE EL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET Y
EL BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTON
Luego de obtener los resultados del programa tanto de la bomba jet como la de
pistón podemos analizar la eficiencia de cada una de las bombas y así aplicar la
más beneficiosa para la producción de un pozo ya sea de tipo pistón o jet.
En el siguiente cuadro podemos analizar el promedio de vida útil, promedio de
producción, los costos de servicios y reparación de cada una de las diferentes
marcas de bombas ya sea pistón o jet.6
CUADRO N° 1
Elaboración: Daniel Velarde M.
Al analizar el cuadro Nº 1 podemos darnos cuenta que la bomba tipo pistón de la
marca Kobe tiene un alto promedio de días de duración en el fondo del pozo, y
una recuperación de crudo elevada, pero tiene un alto costo de servicios y
reparación, es por eso que se recomienda utilizar bombas jet con un menor costo
operacional, una recuperación de crudo buena y un promedio de días de duración
en el fondo del pozo suficiente para la aplicación de las bombas tipo jet.
101
CAPITULO IX
ANÁLISIS DE PROBLEMAS, FALLAS EN EQUIPOS DE SUPERFICIE Y FONDO
102
CAPITULO IX
ANÁLISIS DE PROBLEMAS, FALLAS EN EQUIPOS DE SUPERFICIE Y FONDO
9.1 PROBLEMAS DEL EQUIPO EN SUPERFICIE
9.1.1 BOMBA DE SUPERFICIE
Una causa común de que el sistema se apague por baja succión o descarga se
debe a las propias bombas. Asegúrese que las válvulas se encuentren abiertas.
Siempre que se inicie la operación se recomienda arrancar el motor sin carga y
con la válvula de alivio bien calibrada.
9.1.2 CHEQUEO DE LAS VÁLVULAS
Si estas verificaciones no revelan las razones de los volúmenes bajos, es
necesario chequear las válvulas. Para verificar la eficiencia volumétrica de las
bombas de superficie, se emplea el siguiente procedimiento:
Verificar las PRM del multiplex.
Verificar el caudal de inyección.
Verificar la presión de descarga.
Verificar el desplazamiento efectivo utilizando el medidor de fluido motriz.
Si el desplazamiento efectivo es menor al 85% del desplazamiento nominal,
entonces debe tomarse la acción apropiada.
Otros de los principales problemas en la operación de las bombas hidráulicas son:
9.1.3 BAJA PRESIÓN DE INYECCIÓN
Bomba trabaja con bajas RPM
Este problema operacional puede deberse a:
103
Falla de la bomba hidráulica en donde parte del fluido motriz pasa sin actuar
sobre la bomba.
Fuga de fluido motriz en el tubing por rotura del mismo.
Fuga de fluido motriz entre la estación centralizada o individual y el pozo.
Rotura del nozzle
9.1.4 CAÍDA GRADUAL DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN
(La velocidad de la bomba se mantiene constante)
Debido a:
Cambio en las condiciones del pozo; ya sea en aumento gradual del nivel
de fluido o del volumen del gas a través de la bomba.
Fuga de fluido motriz en el tubing aumentándose gradualmente.
Sellos rotos de la bomba
Liqueo de tubería
Recirculación por las válvulas de la bomba reciprocante
By pass liqueando
Válvulas mal cerradas
9.1.5 DISMINUCIÓN BRUSCA DE LA PRODUCCIÓN
Debido a:
Falla en la bomba hidráulica.
Pérdidas en la tubería de producción ya sea en el pozo o en superficie.
Cambio brusco en las condiciones del pozo.
Daño en la formación.
Garganta cavitada.
Discharge body comunicado
104
Falla del equipo de superficie
Mal medido el tanque o medidor de caudal falloso
Bomba taponada (no permite el ingreso de la producción)
Bomba desasentada
9.1.6 DISMINUCIÓN GRADUAL DE LA PRODUCCIÓN
Debido a:
Desgaste normal y progresivo en las partes de la bomba.
Cambio en las condiciones del pozo, como disminución en la presión de
yacimiento (yacimientos de gas).
Taponamiento gradual de la bomba.
Rotura de sellos del packer (liqueo mínimo).
Cavitación de la bomba.
9.1.7 AUMENTO BRUSCO DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN
En este problema operacional se presentan dos casos:
9.1.7.1 Aumento de presión de inyección con bomba operando, debido a:
Obstrucción en la línea de fluido motriz dentro del pozo o en la línea de
producción.
9.1.7.2 Aumento de presión de inyección con bomba sin operar, debido a:
Taponamiento de la bomba.
Válvulas de la línea de producción cerradas.
105
9.1.8 AUMENTO GRADUAL DE LA PRESIÓN DE INYECCIÓN
Debido a:
Taponamiento lento con sólidos del fluido motriz o cuerpos extraños como:
trapo, manilas; o corrosión de la tubería.
Depósitos graduales de la escala u otro material en cualquier parte del
sistema.
Incremento del BSW.
9.2 PROBLEMAS DEL EQUIPO DE FONDO
9.2.1 PRESIÓN EN EL CASING / LA BOMBA NO SALE DEL ASIENTO
Para desasentar la bomba y traerla a superficie se debe aplicar una presión
inversa mediante el fluido motriz ya que normalmente el fluido motriz entra por el
tubing y sale por el anular. Si la bomba no sale a superficie significa que se a
producido un atascamiento alrededor de la bomba.
La acumulación podría darse alrededor de las copas de asentamiento en el cuello
de sellamiento de la cavidad o fuera de cilindro de la propia bomba por debajo del
cuello de sellamiento de la cavidad. Una acumulación debajo de dicho cuello
impediría que el extremo inferior de la bomba pase a través del cuello.
9.2.2 LA BOMBA SÍ SE DESASIENTA, PERO NO LLEGA A LA SUPERFICIE68
Si es evidente que la bomba se ha desasentado pero no llega a la superficie
después de un tiempo normal es probable que las copas de swabeo en el
recuperador se han salido, en la válvula de pie no funciona, o que existe alguna
obstrucción en la tubería, como parafina. Esto puede verificarse, pero el proceso
puede complicarse bastante.
106
9.2.3 FALLA DE LA VÁLVULA DE PIE, EL PACKER O EL CASING
Si puede determinarse, mediante mediciones en el tanque de fluido motriz en una
pérdida de fluido del recipiente de acondicionamiento que se está perdiendo fluido
dentro del pozo. Si es así, entonces la válvula de pie, el packer o el casing tiene
fuga.
En tal circunstancia, será necesario pescar tanto la bomba como la válvula de pie.
Una inspección visual de la válvula de pie revelará los cortes por el paso de fluido
si esta tiene fuga.
9.2.4 LA BOMBA NO SE DESASIENTA / NO HAY ACUMULACIÓN DE
PRESIÓN
En las operaciones cuando se quiere sacar la bomba hidráulicamente no hay
ninguna indicación de que la bomba se haya salido de su asiento, y no se puede
desarrollar la presión necesaria, puede haber varios motivos como:
9.2.4.1 Tubería perforada
Probablemente el problema más fácil de detectar será un hueco en la sarta de
tubería. No debe haber retornos de regreso por la sarta de tubería hasta que la
bomba se desasiente.
Por lo tanto si la bomba no se desasienta y si hay retornos por el lado de la tubería
entonces el fluido está pasando desde el casing hasta la tubería en algún punto de
la bomba. Esto no implicaría ninguna pérdida de fluido motriz en el pozo.
9.2.4.2 Pérdida del fluido motriz
Si se detecta una pérdida de fluido motriz su causa podría ser:
107
Una fuga de packer.
Un hueco en el casing
Daños en el diámetro exterior del asiento de la válvula de pie.
9.2.4.3 Incremento en el fluido motriz
Si el ritmo de la bomba no sube, aunque se mande mucho más fluido motriz al
pozo:
Primeramente hay que asegurarse que la bomba multiplex y la presión de succión
de la bomba estén bien.
Si están bien todos los elementos, la causa puede ser desgaste en la sección
motriz de la bomba, daños en el cuello de sellamiento, destrucción de los cuellos
de la bomba o una fuga en la tubería de presión alta.70
Existen causas para que el sistema se apague, éstas pueden ser por presión baja
debido a que hay un hueco en la tubería o una falla de la bomba en el fondo del
pozo o por descarga alta, esto debido a que la boquilla puede estar bloqueada en
la bomba jet o a la acumulación de parafina en la tubería.
9.3 ANÁLISIS DE FALLAS
A continuación se dará una breve explicación sobre cada una de las fallas que
afectan directamente sobre la producción.
9.3.1 FALTA DE FLUIDO MOTRIZ
Cuando por cualquier causa se presenta una deficiencia del fluido motriz, se
detectará por la caída de presión y la falta de fluido motriz en el tanque.
108
9.3.2 FUGAS
Es un problema muy frecuente y se produce tanto en las tuberías superficiales,
como en aquellas que están dentro del pozo.
Cuando existe un escape en el tubing, se produce una disminución en la presión
de operación, lo cual provoca una disminución en el volumen de producción.
9.3.3 CAMBIOS DE CONDICIONES DEL POZO
En la vida productiva del pozo existen cambios en sus características petrofísicas,
los cuales inciden sobre las condiciones de operación del sistema de bombeo
hidráulico.
Por ejemplo, el nivel de fluido puede elevarse debido al exceso de gas en el fluido
producido, y traer como consecuencia una caída de presión.
9.3.4 DESGASTE DEL MOTOR
El desgaste normal de las piezas del motor de la bomba de fondo, se refleja en el
aumento de la cantidad de fluido motriz necesaria para mantener la velocidad de
la bomba.
9.3.5 CONTAMINACIÓN DEL FLUIDO MOTRIZ
La contaminación puede ser el producto del mal funcionamiento de los
desarenadores, es decir, que no retiene eficazmente los sólidos, la presencia de
estos sólidos puede causar taponamiento en alguna tubería y consecuentemente,
se reduce la productividad.
109
9.3.6 PRODUCCIÓN DE GAS
Se debe tener cuidado con el gas producido, ya que éste es la causa de cavitación
en el jet, el cual puede destruir la bomba y reducir la producción, reduciendo así la
eficiencia de la bomba.
9.3.7 ARENA
La producción de abrasivos, tales como la arena, causan problemas de erosión en
todos los tipos de levantamiento artificial; en el bombeo hidráulico tipo jet
generalmente la arena afecta a la bomba jet y a la bomba triplex. Para evitar esto
se utiliza los desarenadores.
9.3.8 PARAFINA
La acumulación de parafina en la parte superior de la sarta del tubing, en la
cabeza del pozo o en la línea de flujo, causará contrapresión que hará reducir la
eficiencia, lo cual se requiere remover o prevenir. Fluidos a alta temperatura e
inhibidores pueden ser circulados en un sistema hidráulico.
9.3.9 CORROSIÓN
La corrosión en el fondo del pozo puede ser causada por electrólisis entre
diferentes tipos de metal, H2S o CO2, contenido en el fluido producido, alta
salinidad o saturación del agua con salmuera u oxigenación de metales.
Para disminuir la corrosión se suele usar elementos hechos de materiales de alta
calidad.
Sin embargo, también se pueden controlar la corrosión mediante la inyección de
químicos.
110
9.4 PROBLEMAS QUE SE PRESENTAN EN LAS BOMBAS JET
PROBLEMA CAUSA SOLUCIÓN
1.- Aumento súbito en
la presión de
operación de la
bomba (la bomba
toma fluido motriz)
a) Taponamiento por
parafina y obstrucción
en la línea de fluido
motriz, línea de flujo o
válvula.
b) Taponamiento parcial
en el nozzle.
a) Correr un tapón
soluble de aceite o
remover la
obstrucción.
b) Reverse la bomba y
limpie el nozzle.
2.- Cambio lento en la
presión de operación
(rata de fluido motriz
constante)
decremento lento en
la tasa de fluido
motriz, presión de
operación constante.
a) Taponamiento lento de
parafina.
b) Garganta o difusor
desgastada (posible
cavitación)
a) Correr un tapón
soluble de aceite
caliente.
b) Reversar la bomba y
reparar.
3.- Incremento
repentino de la
presión de operación
(la bomba no toma
fluido motriz)
a) El nozzle (garganta)
completamente
taponado.
a) Reversar la bomba y
proceder a limpiar
correctamente el
nozzle.
4.- Decremento
repentino de la
presión de operación,
rata de fluido motriz
constante o
incremento súbito de
la rata de fluido
a) falla del tubing.
b) sello de la bomba
soplado o nozzle roto
a) Realice pruebas para
determinar fugas o
fisuras en el tubing,
sacar el tubing y
repararlo.
b) Reversar bomba y
reparar.
111
5.- Caída de
producción
condiciones
superficiales
normales
a) Garganta o difusor
gastado.
b) Acoplamiento de
standing valve o
bomba.
c) Fuga o taponamiento
en la ventilación del
gas.
d) Condiciones del pozo
cambiantes.
a) Presión operación
incrementada,
reemplace la garganta
y el difusor.
b) Suba la bomba y
chequee. Recuperas
standing valve.
c) Chequee los sistemas
de ventilación de gas.
d) Rediseñar la bomba.
6.- La producción no
aumenta cuando la
presión de operación
es aumentada.
a) Cavitación en la bomba
o producción alta de
gas
b) Acoplamiento del
standing valve de la
bomba.
a) Presión de operación
baja o instale una
garganta más grande.
b) Reversar la bomba y
chequee. Recuperar
standing valve.
9.5 CAVITACION EN BOMBAS JET
Debido a que la producción es acelerada hasta una velocidad (200 a 300 pie/seg.)
para entrar a la garganta, la cavitación es un problema potencial, la presión
estática del fluido cae hasta llegar a la presión de vapor del fluido a altas
velocidades. Esta presión baja causa que se formen las cavidades bajas de vapor
(cavitación), esto provoca choques de fluido en la garganta por lo que la
producción no se puede aumentar a la presión de entrada de la bomba aun
cuando la tasa de fluido motriz y la presión sean incrementadas.
Se puede manifestar que con una taza de flujo cercana a cero, desaparece la
cavitación debido a que las velocidades del fluido son bajas. Sin embargo bajo
estas condiciones la diferencia de velocidades que existe entre el jet (chorro que
112
sale del nozzle) y el fluido producido, hace que se produzca una zona de corte en
los límites de los dos fluidos. Esta zona de corte entre los fluidos genera vórtices
(torbellinos) que tienen una presión reducida, por lo tanto se forman cavidades de
vapor en el alma de los vórtices, permitiendo la erosión de las paredes de la
garganta a medida que las burbujas de vapor colapsan debido al decaimiento del
vórtice y el aumento de presión en la bomba.
9.5.1 EJEMPLOS DE CAVITACION Y SOLUCIÓN
EJEMPLO A.- Cavitación en la entrada de la garganta,
es provocado por el fluido de producción.
Solución.- Se necesita de un tamaño mayor de
garganta, posiblemente el próximo mayor.
EJEMPLO B.- La cavitación en el extremo inferior de la
garganta y entre el difusor es causada por el fluido
motriz, usualmente indica menor presión de intake.
Solución.- Disminuir el tamaño de la garganta y presión
de operación.
113
EJEMPLO C.- Erosión por arena normalmente ocurre
en una gran longitud del área desde el extremo de la
entrada de la garganta dentro de la sección del difusor
de la garganta.
Solución.- Circular los fluidos del pozo antes de
empezar las operaciones con la bomba.
EJEMPLO D.- El extremo de entrada de la garganta
más ancho usualmente causado por el intento de
producir más que el área anular lo permite; También por
mayores volúmenes de gas.
Solución.- Cambiar por una garganta de mayor
tamaño.
114
CAPITULO X
ANÁLISIS NODAL
115
CAPITULO X
ANÁLISIS NODAL
10.1 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
La bomba jet es el componente principal de la completación de fondo, estas
bombas básicamente son de circulación estándar y circulación inversa. En
una bomba con circulación estándar el fluido motriz es inyectado por la tubería de
producción y se produce por el espacio anular tubing- casing, mientras que
en una circulación inversa la inyección se da por el espacio anular y la producción
se realiza por el tubing.
En la Figura 10.1 podemos observar la circulación estándar y circulación inversa
de una bomba jet.
Figura 10.1 Circulación estándar y circulación inversa de una bomba jet.
Fuente: Internet. www.oilwellhydraulics.com
116
10.2 CLASES / TAMAÑOS DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET
En esta sección consideraremos las variables del pozo, como presiones causadas
por la gradiente de la columna de fluido, temperaturas, relaciones gas – petróleo,
presión de superficie o limitaciones de flujo.
El procedimiento para determinar el tamaño de la bomba jet para un pozo, puede
ser escogido de varias formas. Una sería por ejemplo, probar todas las
combinaciones de geometrías indicadas en la Tabla 10.1; con diferentes presiones
y ratas de fluido motriz se selecciona la mejor combinación de geometría
determinada por los mejores parámetros que arroja el programa.
Para denominar una bomba jet se ha establecido la siguiente codificación:
el nozzle o boquilla con numeración y la garganta o tubo de mezcla con letras
del abecedario, la combinación de estos códigos, se lo conoce como geometrías.
Las geometrías que presentan los fabricantes son muy similares, variando
simplemente la forma en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la
sección de trabajo.
Existen geometrías de bombas jet presentadas por las siguientes marcas:
KOBE
NATIONAL OIL MASTER
GUIBERSON
CLAW
PARKER Co
OILWELL HYDRAULICS INC.
La Tabla 10.1 contiene los tamaños de boquilla y gargantas de cada uno
de los fabricantes mencionados.
117
Tabla 10.1 – Tamaños de geometrías (nozzle y garganta) en bombas jet
Fuente: Sertecpet, Manual de operaciones
Elaboración: Daniel Velarde M.
118
Es importante mencionar que los tamaños de boquillas y gargantas que presenta
Oilwell Hydraulics Inc. son los mismos de Kobe, y los presentados por Packer Co
son similares a los tamaños de Guiberson con las únicas diferencias descritas
a continuación:
Boquilla J para Parker Co es igual a 0,126 pulg y las designaciones de las
boquillas Guiberson BB, B y C cambian para Parker a BBA, BB y CC
respectivamente.
La tabla 10.2 contiene el tamaño nominal de bombas jet, según el tipo de tubing.
Tabla 10.2 – Tamaños nominales para bombas jet
119
10.3 ANÁLISIS NODAL
10.3.1 FUNDAMENTOS
El análisis nodal de un sistem a de producción, realizado en forma
sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo
productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción
en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de
los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de
comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento.
Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la
producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo.
El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria
petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos
fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción,
debido a las necesidades mayores de energéticos, y a los incentivos derivados
del precio de los hidrocarburos.
En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndole en tres
componentes básicos:
1. Flujo a través de un medio poroso (Yacimiento), considerando el
daño ocasionado por lodos de perforación, cemento, etc.
2. Flujo a través de la tubería vertical (Línea de producción),
considerando cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas
de seguridad, estranguladores de fondo, etc.
3. Flujo a través de la tubería horizontal (Línea de descarga), considerando el
manejo de estranguladores en superficie.
120
Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión en
cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en
varias de las posiciones claves dentro del sistema como se muestra en la Figura
10.2.
Entonces, variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo
multifásico que se considere adecuado dependiendo de las características de
losfluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos.
Figura 10.2 – Esquema de caídas de presión evaluadas en un análisis nodal.
Fuente: Optimización de la producción mediante análisis nodal. Msc. Ricardo
Maggiolo.
Modificado por: Daniel Velarde M.
121
Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son
adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el
cual generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se alcanza la
convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor del nodo de
solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión
en el punto de partida. En un sistema de producción se conocen siempre dos
presiones, las cuales se consideran constantes para fines de cálculo, siendo éstas
la presión estática del yacimiento (Pws) y la presión de separación en la superficie
(Psep ).
Los resultados del análisis del sistema no solamente permitirán la definición de la
capacidad de producción de un pozo para una determinada serie de condiciones,
sino que también muestran los cambios en cualquiera de los parámetros que
afectan su comportamiento. Por lo tanto, el resultado neto es la identificación de
los parámetros que controlan el flujo en el sistema de producción.
Las curvas de comportam iento de afluencia obtenidas, son función de los
siguientes puntos clave del sistema:
a) Características del yacimiento.
b) Características de la tubería de producción y línea de descarga.
c) Presión en el nodo inicial y final del sistema.
d) Porcentaje de agua producido
e) Relación gas - líquido
f) Longitud de las tuberías
g) Temperatura
h) Características de los fluidos a manejar
i) Topografía del terreno en el caso de la línea de descarga.
j) Grado de desviación del pozo.
La selección del nodo o nodos iniciales depende grandemente del
componente del sistema que se desea evaluar, pero su posición deberá ser tal
122
que muestre, de la mejor manera posible, la respuesta del sistema a una serie de
condiciones, para que como resultado final se tenga una evaluación total del
problema, dando así una solución confiable. Un punto importante es que,
además de las razones técnicas, se tendrá que aportar también una
justificación económica, validando con ello de manera completa la solución
encontrada.
10.3.2 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA (IPR)
Un apropiado diseño de cualquier sistema de levantamiento artificial requiere
un conocimiento exacto de los caudales que pueden ser producidos del reservorio
a través de un pozo dado. La descripción apropiada de la conducta del
pozo requiere que las relaciones entre las presiones de fondo con sus
respectivas tasas de producción sean determinadas, para esto se utiliza la curva
denominada IPR (Inflow Performance Relationship).
Figura 10.3 – Representación esquemática de las curvas de comportamiento de
presión-producción.
Fuente: Optimización de la producción mediante análisis nodal. Msc. Ricardo
Maggiolo.
Modificado por: Daniel Velarde M.
123
10.3.3 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP)
La más simple aproximación para describir el comportamiento de afluencia
de pozos de petróleo es el uso del índice de productividad (IP), matemáticamente
se define como:
q = Caudal, bpd
IP = Índice de productividad, bpd/psi
PR = Presión estática del reservorio, psi
Pwf= Presión de fondo fluyente psi
10.4 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP UTILIZADO PARA EL
ANÁLISIS NODAL
La empresa SERTECPET ofrece el Software Claw Pump para bombeo hidráulico
tipo jet, que nos permite modelar el comportamiento de un pozo mediante
la generación del IPR del pozo, la selección de la bomba jet y análisis nodal, este
análisis es imprescindible para realizar una correcta selección de la bomba y
de las tuberías a utilizarse para la completación.
El Software Claw Pump nos permite:
1) Seleccionar la geometría óptima de garganta y nozzle que se ajusten a las
condiciones del pozo.
2) Emitir el reporte de la curva del IPR (Inflow performance relation) tabulando
las presiones fluyentes con los caudales del pozo.
3) Observar y hacer pruebas con diferentes configuraciones garganta
nozzle y determinar la cantidad de fluido requerido para trabajar
eficientemente, además de la potencia que requiere y de la tasa de
124
cavitación para evitar que la garganta sufra daños mientras está
trabajando.
4) Emitir un reporte claro y preciso indicando la configuración garganta
nozzle que se utilizará de acuerdo a los requerimientos del pozo.
Los datos que el software necesita sean ingresados son:
a. Tamaño del casing y tubing.
b. Intervalo de las perforaciones.
c. Profundidad de colocación de la bomba.
d. Presión de entrada a la bomba.
e. Presión estática de fondo del reservorio.
f. Temperatura de fondo de pozo.
g. Tasa de producción deseada.
h. Relación gas-petróleo.
i. Corte de agua.
j. API del petróleo o gravedad específica.
k. Presión de burbuja.
10.5 APLICACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP EN EL ANÁLISIS NODAL
DEL CAMPO PUCUNA
Los datos ingresados en el software fueron obtenidos de las últimas pruebas
de build up, diagramas de completación actuales, correlaciones entre pozos y
datos proporcionados en el Campo.
En la tabla 10.3 se presentan los datos utilizados para el análisis de los pozos en
el Campo Pucuna.
125
Tabla 10.3 – datos utilizados para el análisis de los pozos en el Campo Pucuna.
Fuente: Departamento de Yacimientos. EP. – PETROECUADOR.
Elaborado por: Daniel Velarde M.
126
10.5.1 EJEMPO DE UTILIZACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL
ANÁLISIS NODAL
A continuación se presenta un ejemplo completo de la utilización del
Software Claw Pump para el pozo PUC – 02.
1) Información general, en la cual se proporciona el nombre del pozo,
reservorio que produce, tipo de pozo y fluido.
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
127
2) Datos PVT, en los cuales se utilizó como constante los datos de gravedad
específica del gas 0,87, temperatura de reservorio 220°F y el tipo de
correlación de Standing.
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
128
3) Datos IPR, los cuales fueron tomados de la información de los
últimos build up y diagramas actuales de completación. Para la
construcción de la curva IPR se utilizó la correlación de Vogel que analiza
como único fluido el petróleo y la correlación compuesta que analiza la
combinación de petróleo más agua.
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
129
4) Selección de la bomba, donde se ingresan los datos mecánicos del pozo,
parámetros del fluido motriz y los datos de producción para el diseño de la
bomba jet.
Para realizar una correcta selección de bomba se deben tener las siguientes
consideraciones:
a.- Se debe escoger entre las geometrías que tengan una menor presión
de entrada (presión de intake), esta es la presión a la entrada de la bomba,
menores presiones intake corresponden a menores presiones de
fondo fluyente (Pwf), lo que genera mayor caída de presión en el reservorio
y por ende mayor aportación de fluidos desde el pozo.
b.- El rango de cavitación de la bomba debe ser por lo menos un 25%
mayor a la producción deseada, una mayor diferencia entre el rango
de cavitación y la producción deseada con la bomba representará una
mayor prevención contra la cavitación de la bomba, la cavitación es
una de las principales causas de avería en las bombas lo que provoca la
disminución de producción y tiempos de logística por los cambios de
bombas requeridos.
c.- La cantidad de barriles inyectados por día es otro concepto que debe
analizarse al momento de seleccionar una bomba con el Software Claw, en
ocasiones las facilidades de superficie no poseen todo el fluido motriz
necesario por lo que la atención sobre este factor es importante.
d.- La potencia es un dato que también debe ser considerado, en sistemas en
los que se tiene una unidad particular de bombeo para el pozo sea esta fija
ó MTU una mayor potencia demandará un mayor consumo de energía, sea
130
que se trabaje con motores eléctricos o a diesel y por ende los costos de
operación se elevan.
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
131
Una vez procesada la información se exhiben los resultados para el pozo Puc - 02,
mediante:
Registro de selección de la bomba jet Claw
Se procede a seleccionar la bomba apropiada de acuerdo a lo descrito
anteriormente en el paso cuatro, que menciona la selección de la bomba.
Para el pozo Pucuna – 02 se escoge la geometría 9I, con la cual se alcanzaría
una producción máxima de 260 BFPD, con una presión de entrada de 846 psi lo
que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta
geometría tiene un caudal de inyección de 1 437 BFPD a una presión de inyección
de 3 600 psi. El caudal de cavitación es del 924 BFPD mayor al 73% al caudal de
producción, con una eficiencia del 16%, como se puede observar en la
Figura 10.4.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es
la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la
marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet.
Reporte del índice de productividad (IPR)
Mediante dicho reporte se determina la producción respecto al punto de
burbuja para establecer el tipo de yacimiento. Se calcula el índice de
productividad (IP) mediante el cual se determina la rentabilidad de acuerdo a:
Baja productividad IP< 0,5
Productividad media 0,5 <IP<1
Alta productividad 1<IP<2
Excelente productividad IP >2
132
De la curva IPR en la Figura 10.5, se puede observar que la presión de burbuja es
330 psi y la producción actual es de 248 BFPD con 224 BPPD y 24 BAPD, lo cual
evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja. La curva IPR presenta
un caudal máximo de fluido de 423 BFPD con 9,7% de BSW obteniendo así
un caudal máximo de petróleo de 382 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas
es de 0,183 stb/día/psi.
Reporte del análisis nodal con la bomba jet Claw
El Software toma como nodo la entrada a la bomba, P intake, de esta
manera divide el pozo entre un componente dominado estrictamente por el
reservorio, sección inflow, y otro dominado por el sistema de tuberías, sección
outflow.
En la Figura 10.6, donde podemos observar las curvas de intake graficadas
a diferentes valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido,
las cuales no están de acuerdo con la producción que debería aportar el pozo ya
que estando a una presión de inyección de 3 700 psi el pozo debería producir 295
BFPD pero solo produce 248 BFPD, con lo que se puede decir que hay
un problema con el yacimiento.
10.6 ANÁLISIS NODAL POZO A POZO DEL CAMPO PUCUNA
Se presentan los resultados del análisis realizado pozo a pozo del Campo Pucuna
con el Software Claw Pump de la Empresa Sertecpet.
En el ANEXO 10.1 se muestra el registro de selección de la bomba,
reporte del índice de productividad y el reporte del análisis nodal para cada pozo.
133
10.6.1 PUCUNA – 01
Selección de la bomba
Para el pozo Pucuna – 01 se escoge la geometría 9I con la cual se alcanzaría una
producción máxima de 95 BFPD, con una presión de entrada de 84 psi lo que
provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría
tiene un caudal de inyección de 1 607 BFPD a una presión de inyección de 3 800
psi.
134
Figura 10.4 – Selección de la bomba. Pozo Pucuna – 02
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
135
Figura 10.5 – Curva IPR. Pozo Pucuna – 02
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
136
Figura 10.6 – Análisis Nodal. Pozo Pucuna – 02
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
137
El caudal de cavitación es del 219 BFPD mayor al 57% al caudal de producción,
lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del 21%, como
se puede observar en el ANEXO 10.1.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es
la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la
marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por
lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.
Curva IPR
De la curva IP R en el ANEXO 10.1, se puede observar que la presión de
burbuja es 1 400 psi y la producción actual es de 88 BFPD con 24 BPPD y 64
BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que
estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este
Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 101 BFPD con
72,2% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 28 BPPD.
El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,098 stb/día/psi, con lo que se
demuestra que la producción de este pozo ya no es rentable.
Análisis nodal
El Software toma como nodo la entrada a la bomba, P intake, de esta
manera divide el pozo entre un componente dominado estrictamente por el
reservorio, sección inflow, y otro dominado por el sistema de tuberías,
sección outflow. Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas
que se presentan en el ANEXO 10.1, donde podemos observar las curvas de
intake graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de
entrada y caudal de fluido, estas curvas deben estar en un rango mínimo de
25% mayor a la curva de cavitación.
138
10.6.2 PUCUNA – 03
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 03 se escoge la geometría 9H debido a que posee una
presión de entrada de 948 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el
reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1 440 BFPD a
una presión de inyección de 3 825 psi. El caudal de cavitación es del 592 BFPD
mayor al 31% al caudal de producción, con una eficiencia del 30%, como
se puede observar en el ANEXO 10.2.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la 9A de
Solipet lo que no equivale a la geometría seleccionada por el software que es la
9H, lo que evidencia que con un cambio de bomba se puede incrementar la
producción del pozo.
Con el cambio de geom etría de la bomba se aum entaría la producción del
pozo de 408 BFPD a 430 BFPP obteniéndose un incrementando en la producción
de 22 BFPD con 21 BPPD con un 1,5% de BSW.
Curva IPR
De la curva IP R en el ANEXO 10.2, se puede observar que la presión de
burbuja es 1 200 psi y la producción actual es de 408 BFPD con 402 B PPD y 6
BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que
estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este
Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 498 BFPD con
1,5% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 490 BPPD.
El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,557 stb/día/psi lo que indica que la
producción del pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de
139
0,5<IP<2, rango que representa una productividad media a una productividad
excelente.
10.6.3 PUCUNA – 05
Selección de la bomba
Para el pozo Pucuna – 05 se escoge la geometría 8I debido a que posee una
presión de entrada de 2 383 psi lo que provocará una mayor caída de presión en
mel reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1 065
BFPD a una presión de inyección de 3 650 psi. El caudal de cavitación es
del 1 710 BFPD mayor al 37% al caudal de producción, con una eficiencia del
31%, como se puede observar en el ANEXO 10.3.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la 8A de
Solipet lo que no equivale a la geometría seleccionada por el software que es la
8I, lo que evidencia que con un cambio de bomba se puede incrementar la
producción del pozo.
Con el cambio de geometría de la bomba se aumentaría la producción del pozo
de 1 068 BFPD a 1 100 BFPP obteniéndose un incrementando en la producción
de 32 BFPD con 6 BPPD con un 80% de BSW, por lo tanto, el cambio de
la geometría de la bomba no sería rentable por su bajo incremento en la
producción de petróleo debido al alto corte de agua.
Curva IPR
De la curva IP R en el ANEXO 10.3, se puede observar que la presión de
burbuja es 170 psi y la producción actual es de 1 068 BFPD con 214 BPPD y 854
BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja. La
140
curva IPR presenta un caudal m áximo de fluido de 3 527 BFPD con 80%
de BSW obteniendo así un caudal m áximo de petróleo de 705 BPPD.
El valor de IP obtenido de las curvas es de 1,511 stb/día/psi lo que indica que la
producción del pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de
0,5<IP<2, rango que representa una productividad media a una productividad
excelente.
10.6.4 PUCUNA – 06
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 06 se escoge la geometría 9I con la cual se alcanzaría una
producción máxima de 110 BFPD, con una presión de entrada de 303 psi lo que
provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta
geometría tiene un caudal de inyección de 1 503 BFPD a una presión de inyección
de 3 850 psi. El caudal de cavitación es del 410 BFPD mayor al 76% al
caudal de producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una
eficiencia del 15%, como se puede observar en el ANEXO 10.4.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es
la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la
marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por
lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 10.4, se puede observar que la presión de
burbuja es 1 000 psi y la producción actual es de 96 BFPD con 94 BPPD y 2
BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que
141
estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este
Campo.
La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 123 BFPD con 2,1% de
BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 120 BPPD. El valor
de IP obtenido de las curvas es de 0,174 stb/día/psi.
Análisis nodal
Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan
en el ANEXO 10.4, donde podemos observar las curvas de intake
graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y
caudal de fluido, las cuales están acorde con el aporte de producción del pozo.
10.6.5 PUCUNA – 07
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 07 se escoge la geometría 9I, con la cual se
alcanzaría una producción máxima de 300 BFPD, con una presión de entrada
de 934 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio,
además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1 415 BFPD a una
presión de inyección de 3 600 psi. El caudal de cavitación es del 824 BFPD
mayor al 67% al caudal de producción, lo que evidencia un buen trabajo de la
bomba con una eficiencia del 22%, como se puede observar en el ANEXO 10.5.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es
la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la
marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por
lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.
142
Curva IPR
De la curva IP R en el ANEXO 10.5, se puede observar que la presión de
burbuja es 1 000 psi y la producción actual es de 268 BFPD con 267 BPPD y 1
BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que
estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este
Campo.
La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 382 BFPD con 0,4% de
BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 381 BPPD.
El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,60 stb/día/psi lo que indica que la
producción del pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de
0,5<IP<2, rango que representa una productividad media a una productividad
excelente.
10.6.6 PUCUNA – 08
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 08 se escoge la geometría 9H con la cual se
alcanzaría una producción máxima de 110 BFPD, con una presión de entrada de
413 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio,
además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1 486 BFPD a una
presión de inyección de 3600 psi. El caudal de cavitación es del 326 BFPD
mayor al 70% al caudal de producción, con una eficiencia del 20%, como se
puede observar en el ANEXO 10.6.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es
la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la
marca Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet.
143
Curva IPR
De la curva IP R en el ANEXO 10.6, se puede observar que la presión de
burbuja es 1 400 psi y la producción actual es de 98 BFPD con 95 BPPD y 3
BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja, lo cual
evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este
Campo.
La curva IPR presenta un caudal máxim o de fluido de 223 BFPD con 3,1% de
BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 216 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 0,232 stb/día/psi.
Análisis nodal
En el ANEXO 10.6, donde podemos observar las curvas de intake
graficadas a diferentes valores de presión de inyección, presión de entrada y
caudal de fluido, las cuales no están de acuerdo con la producción que
debería aportar el pozo ya que estando a una presión de inyección de 3
600 psi el pozo debería producir 179 BFPD pero solo produce 98 BFPD, con
lo que se puede decir que hay un problema con el yacimiento, pero no se
recomendaría realizar ningún trabajo en el yacimiento ya que posee una
buena producción y un mínimo porcentaje de BSW.
10.6.7 PUCUNA – 09
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 9 se escoge la geometría 9H con la cual se alcanzaría una
producción máxima de 150 BFPD, con una presión de entrada de 87 psi lo
que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta
144
geometría tiene un caudal de inyección de 1 594 BFPD a una presión de inyección
de 3 700 psi.
El caudal de cavitación es del 172 BFPD mayor al 19% al caudal de
producción, con una eficiencia del 28%, como se puede observar en el
ANEXO 10.7.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es
la misma que se seleccionó en el software de la marca Sertecpet, por lo
tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo pero se
debería tener en cuenta que el caudal de producción esta próximo al caudal de
cavitación.
Curva IPR
De la curva IP R en el ANEXO 10.7, se puede observar que la presión de
burbuja es 600 psi y la producción actual es de 139 BFPD con 116 BPPD y 23
BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que
estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este
Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 159 BFPD con
16,5% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 133 BPPD. El
valor de IP obtenido de las curvas es de 0,257 stb/día/psi.
Análisis nodal
Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se
presentan en el ANEXO 10.7, donde podemos observar las curvas de
intake graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de
entrada y caudal de fluido, incluso se podría subir la producción hasta 150
BFPD pero esto sería inconveniente debido a que la bomba se encuentra al
límite de cavitación.
145
10.6.8 PUCUNA – 10
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 10 se escoge la geometría 9H con la cual se
alcanzaría una producción máxima de 270 BFPD, con una presión de entrada de
676 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio,
además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1 475 BFPD a una
presión de inyección de 3 750 psi.
El caudal de cavitación es del 466 BFPD m ayor al 51% al caudal de producción,
lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del 28%,
como se puede observar en el ANEXO 10.8.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es
la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la
marca Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet, por lo
tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 10.8, se puede observar que la presión de burbuja
es 1 400 psi y la producción actual es de 226 BFPD con 216 BPPD y 10 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo.
La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 272 BFPD con 4,4% de
BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 260 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 0,269 stb/día/psi.
146
Análisis nodal
Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan
en el ANEXO 10.8, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a
diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de
fluido, las cuales coinciden con la producción del pozo lo que evidencia un
correcto desempeño de la bomba que actualmente se encuentra en el pozo.
10.6.9 PUCUNA – 11
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 11 se escoge la geometría 9I con la cual se alcanzaría una
producción máxima de 220 BFPD, con una presión de entrada de 689 psi lo que
provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría
tiene un caudal de inyección de 1 477 BFPD a una presión de inyección de 3 800
psi.
El caudal de cavitación es del 683 BFPD mayor al 71% al caudal de
producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del
19%, como se puede observar en el ANEXO 10.9.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es
la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la
marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por
lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.
147
Curva IPR
De la curva IP R en el ANEXO 10.9, se puede observar que la presión de
burbuja es 1 000 psi y la producción actual es de 193 BFPD con 186 BPPD y 7
BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que
estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este
Campo.
La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 295 BFPD con 3,6% de
BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 284 BPPD.
El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,432 stb/día/psi.
Análisis nodal
Se comprueba la correcta selección de la bom ba en las curvas que se presentan
en el ANEXO 10.9, donde podemos observar las curvas de intake
graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y
caudal de fluido, las cuales coinciden con la producción del pozo lo que
evidencia un correcto desempeño de la bomba que actualmente se encuentra en
el pozo.
10.6.10 PUCUNA – 12
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 12 se escoge la geometría 9H con la cual se
alcanzaría una producción máxima de 400 BFPD, con una presión de entrada
de 820 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio,
además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1 451 BFPD a una
presión de inyección de 3 800 psi.
148
El caudal de cavitación es del 527 BFPD m ayor al 26% al caudal de producción,
con una eficiencia del 30%, como se puede observar en el ANEXO 10.10.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es
la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la
marca Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 10.10, se puede observar que la presión de burbuja
es 1 400 psi y la producción actual es de 386 BFPD con 382 BPPD y 4 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja, lo cual
evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este
Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 750 BFPD con
1% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 742 BPPD.
El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,738 stb/día/psi, lo que indica que
la producción del pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de 0,5<IP<2,
rango que representa una productividad media a una productividad excelente.
10.6.11 PUCUNA – 13
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 13 se escoge la geom etría 10H con la cual se alcanzaría
una producción máxima de 125 BFPD, con una presión de entrada de 126 psi lo
que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta
geometría tiene un caudal de inyección de 1 882 BFPD a una presión de
inyección de 3 750 psi. E l caudal de cavitación es del 152 BFPD mayor al 22% al
149
caudal de producción, con una eficiencia del 29%, como se puede observar en el
ANEXO 10.11.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es
la misma que se seleccionó en el software de la marca Sertecpet, por lo
tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo pero se
debería tener en cuenta que el caudal de producción esta próximo al caudal de
cavitación.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 10.11, se puede observar que la presión de burbuja
es 1.200 psi y la producción actual es de 118 BFPD con 87 BPPD y 31 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos
en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo.
La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 170 BFPD con 26,3% de
BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 125 BPPD. El valor
de IP obtenido de las curvas es de 0,199 stb/día/psi.
Análisis nodal
Se comprueba la correcta selección de la bom ba en las curvas qu e se
presentan en el ANEXO 10.11, donde podemos observar las curvas de
intake graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de
entrada y caudal de fluido, incluso se podría subir la producción hasta 163
BFPD pero esto sería inconveniente debido a que la bomba se encuentra al
límite de cavitación.
En la tabla 10.4. se resumen los resultados del análisis nodal del Campo Pucuna
con comentarios respecto al tipo de geometrías apropiadas para cada caso.
150
Tabla 10.4 – Resultados del análisis de los pozos del Campo Pucuna
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump
Elaboración: Daniel Velarde M.
151
CAPITULO XI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
152
CAPITULO XI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
11.1 CONCLUSIONES
Llegamos a la conclusión que las partes más importantes de la bomba jet
son: el nozzle, la garganta, espaciador y difusor, ya que del área de estos
elementos va a depender la producción del pozo.
Las partes internas pueden ser reemplazadas fácilmente en el campo y
solamente tienen dos partes sujetas a desgaste (nozzle y garganta).
La solidez de la acción de trabajo de la bomba jet hace que pueda
adaptarse a cualquier completación de fondo del pozo, por lo que es uno de
los sistemas más eficientes para pruebas y producción de pozos en el
Ecuador.
La contaminación del fluido motriz es la causa más frecuente de daños en
la bomba jet y en la bomba triplex, ya que este retorna a superficie
mezclado con el fluido producido.
Habiendo realizado el ejercicio práctico con datos reales hemos concluido
que la eficiencia de la bomba jet está entre 30% a 35%.
Según resultados obtenidos de la comparación de la bomba jet y pistón,
hemos determinado que la bomba tipo pistón tiene una eficiencia superior a
la bomba tipo jet, pero sus costos de reparación son muy elevados, debido
a que estas bombas tienen partes móviles que tienden a desgastarse
rápidamente.
153
La reparación de la bomba Jet se la puede realizar en el campo o en
plataforma del pozo debido a que no tiene partes móviles y sólo tienes dos
partes desgastables (nozzle y garganta).
La reparación de la bomba tipo pistón debe ser realizada en un taller que
contenga equipos para calibrar a precisión debido a que estas bombas
tienen parte móviles que tienden a desgastarse.
Este Campo tiene como único levantamiento artificial el bombeo hidráulico
tipo jet, de los principales yacimientos productivos que son: Basal Tena, U
superior, U inferior, T superior, T inferior y Hollín.
Las acumulaciones de hidrocarburos en el Campo Pucuna, son controladas
en primer lugar por la estructura y luego por la geometría de las facies de
las distintas arenas productoras del Campo.
La producción del campo es apoyada por el sistema de bombeo hidráulico
tipo jet en todos sus pozos, algunos de ellos fueron originalmente probados
y producidos a flujo natural pero por la declinación de su producción hubo
necesidad de recurrir al levantamiento artificial.
El Software Claw Pump para bombeo hidráulico tipo jet nos permite
modelar el comportamiento de un pozo mediante la generación del IPR del
pozo, la selección de la bomba jet y análisis nodal.
El software Jet Evalc para bombeo hidráulico tipo Jet y Kobe nos permite
seleccionar el tamaño de geometría (nozzle y garganta) para ser instalado
en una bomba tipo Jet.
154
De acuerdo a los resultados del análisis nodal obtenido en este estudio, se
concluye que el trabajo de las bombas instaladas en los pozos es en
su gran mayoría satisfactorio.
11.2 RECOMENDACIONES
El bombeo hidráulico tipo jet debe ser realizado por personal capacitado
para el manejo tanto del equipo de superficie como del equipo de subsuelo,
para así obtener la mayor producción posible y un óptimo rendimiento del
equipo.
Para la aplicación del bombeo hidráulico tipo jet se recomienda utilizar un
fluido motriz con un porcentaje de sólidos mínimo ya que estos sólidos
pueden causar taponamiento en las tuberías y daños en las bombas,
reduciendo la vida útil de la bomba y la producción del pozo.
Se recomienda utilizar el bombeo hidráulico tipo jet con MTU en lugares en
donde el acceso al pozo sea difícil y/o la plataforma tenga pocas
facilidades de superficie, debido a que este sistema no requiere de torre de
reacondicionamiento, si no del fluido motriz a presión para el ingreso y
extracción de la bomba jet.
Se recomienda utilizar un filtro ciclónico de arena de una alta eficiencia ya
que al no retener un alto porcentaje de sólidos, el resultado sería un tiempo
corto de funcionamiento tanto del equipo de superficie como el de subsuelo
y un trabajo excesivo de mantenimiento en las bombas.
155
CAPITULO XII
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Y GLOSARIO
156
CAPITULO XII
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Y GLOSARIO
12.1 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
1. AGILA MEGÍA Cristina y ESPINOZA ERAZO Claudia., Estudio Técnico –
Económico para Incrementar la Producción de Petróleo en el Campo Pucuna
Operado por EP PETROECUADOR. Tesis (Ingeniería en Petróleos).
Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional, 2012. 312 h.
2. AMAYA Andrés y CHANATÁSIG Diego., Programa de Diseño Unificado de
Bombeo Hidráulico para la Selección de Bombas Jet y Pistón Usadas en las
Operaciones de PETROPRODUCCIÓN. Tesis (Ingeniería en Petróleos).
Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional, 2009. 228 h.
3. Ing. CARRILLO Isaías., Manual de Operación de Bombeo Hidráulico, 1990,
1era Edición.
4. DRESSER OIL TOOLS., Manual de operación de bombeo hidráulico, 2007.
5. GAÍNZA Fausto y QUINGA Julio.
Diagnóstico de los Sistemas de Producción del Campo Dayuma Fundamentado
en el Análisis Nodal. Tesis (Ingeniería en Petróleos). Quito, Ecuador: Escuela
Politécnica Nacional, 2010. 170 h
6. MSC. MAGGIOLO Ricardo., Optimización de la Producción mediante
Análisis Nodal. ESP OIL. Lima, Perú, 2008.
157
7. ORTIZ Carlos.
Diseño de Completaciones duales paralelas para un sistema de bombeo hidráulico.
Tesis (Ingeniería en Petróleos). Guayaquil, Ecuador: Escuela Superior Politécnica
del Litoral, 2009. 226 h.
8. PAZMIÑO URQUIZO Jorge., Sistema para Diseñar Instalaciones de Superficie
de Producción, 1993, 1era Edición.
9. EP PETROECUADOR. ARCHIVO TÉCNICO., Información general del
Campo Pucuna.
10. EP PETROECUADOR., Departamento de Producción y Mantenimiento
Campo Pucuna.
11. EP PETROECUADOR., Operaciones en superficie.
12. EP PETROECUADOR. SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y
DESARROLLO., Departamento de Yacimientos.
13. ING. RIVERA José S.
Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos.
14. SERTECPET., Manual de operaciones, 2012.
15. SOLIPET S.A., Instructivo Bombeo Hidráulico, 2012.
16. WILSON KOBE M., Introducción al bombeo hidráulico, 1976
158
12.2 GLOSARIO
DIFUSOR.- Tiene un área expandida donde la velocidad se transforma en presión
suficiente para levantar los fluidos a la superficie.
DENSIDAD.- Propiedad física de un material definida como el peso de volumen
unitario a determinada temperatura. 78
DENSIDAD ESPECÍFICA.- Relación de la densidad de una sustancia a una
temperatura determinada con la densidad del agua a 4ºC
ESPACIADOR.- Es una herramienta que se coloca entre la boquilla y la garganta.
Es aquí en donde entra el fluido producido para mezclarse con el fluido inyectado.
FILTRO.- Dispositivo que se utiliza para la separación de sólidos o partículas
suspendidas en los líquidos.
GRAVEDAD API.- Escala aceptada universalmente que adopto el American
Petroleum Institute para expresar la gravedad específica de los petróleos.
Gravedad API = 141.5 / gravedad específica a 60ºF – 131.5
N0ZZLE.- (BOQUILLA) Herramienta fabricada de aleación para soportar altas
presiones, por donde pasa fluido motriz donde virtualmente toda su presión se
transforma en energía cinética.
PARAFINAS.- Serie homóloga más simple que contiene uniones de carbono no
saturadas; también se las conoce como alcanos.
PERMEABILIDAD.- Facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se
muevan a través de la red de poros interconectados.
159
PETROLEO.- Nombre genérico para hidrocarburos que incluyen petróleo crudo,
líquidos de gas natural y sus productos.
POROSIDAD.- Característica física de un yacimiento que determina los
volúmenes de gas o petróleo que pueden estar presentes en la roca.
RELACION GAS PETROLEO (GOR).- Medida del volumen del gas producido con
el petróleo, expresadas en pies cúbicos por barril.
THROAT.- (GARGANTA) También se lo conoce como tubo de mezcla, es en
donde se mezcla el fluido inyectado y el fluido producido.
160
ANEXOS
161
ANEXO 2.1
MAPAS ESTRUCTURALES EN PROFUNDIDAD DE LAS ARENAS
PRODUCTORAS DEL CAMPO
162
Mapa estructural en profundidad de Arenisca Hollín superior
Fuente: EP. PETROECUADOR.
Modificado: Daniel Velarde M.
163
Mapa estructural en profundidad de Arenisca T superior
Fuente: EP. PETROECUADOR.
Modificado: Daniel Velarde M.
164
Mapa estructural en profundidad de Arenisca U superior
Fuente: EP. PETROECUADOR.
Modificado: Daniel Velarde M.
165
ANEXO 2.2
DIAGRAMA ESTRUCTURAL DE UN POZO TÍPICO
166
Diagrama estructural de un pozo típico
TÍPICO DE LOS POZOS 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13
Fuente: Departamente de Mantenimiento. Campo Pucuna
167
ANEXO 2.3
DIAGRAMA ESTRUCTURAL DE LA ESTACIÓN PUCUNA
168
Diagrama estructural de la Estación Pucuna
Fuente: Departamente de Mantenimiento. Campo Pucuna
169
ANEXO 6.1
DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO PUCUNA
170
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA - 01
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
171
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 02
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
172
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 03
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
173
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 04
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
174
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 05
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
175
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 06
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
176
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 07
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
177
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 08
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
178
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 09
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
179
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 10
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
180
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 11
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
181
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 12
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
182
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 13
Fuente: Archivo Técnico. EP - PETROECUADOR.
183
ANEXO 7.1
DISTRIBUCIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO
184
Distribución de los pozos en el Campo
Fuente: Estación de Producción Pucuna
185
ANEXO 10.1
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 01
186
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 01
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
187
Curva IPR. Pozo Pucuna – 01
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
188
ANÁLISIS NODAL. POZO PUCUNA – 01
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
189
ANEXOS 10.2
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 03
190
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 03
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
191
Curva IPR. Pozo Pucuna – 03
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
192
ANEXOS 10.3
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 05
193
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 05
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
194
Curva IPR. Pozo Pucuna – 05
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
195
ANEXOS 10.4
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 06
196
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 06
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
197
Curva IPR. Pozo Pucuna – 06
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
198
ANÁLISIS NODAL. POZO PUCUNA – 06
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
199
ANEXOS 10.5
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 07
200
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 07
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
201
Curva IPR. Pozo Pucuna – 07
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
202
ANEXOS 10.6
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 08
203
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 08
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
Curva IPR. Pozo Pucuna – 08
204
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
ANÁLISIS NODAL. POZO PUCUNA – 08
205
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
206
ANEXOS 10.7
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 09
207
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 09
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
208
Curva IPR. Pozo Pucuna – 09
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
209
ANÁLISIS NODAL. POZO PUCUNA – 09
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
210
ANEXOS 10.8
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 10
211
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 10
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
212
Curva IPR. Pozo Pucuna – 10
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
213
ANÁLISIS NODAL. POZO PUCUNA – 10
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
214
ANEXOS 10.9
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 11
215
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 11
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
216
Curva IPR. Pozo Pucuna – 11
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
217
ANÁLISIS NODAL. POZO PUCUNA – 11
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
218
ANEXOS 10.10
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 12
219
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 12
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
220
Curva IPR. Pozo Pucuna – 12
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
221
ANEXOS 10.11
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA – 13
222
SELECCIÓN DE LA BOMBA. POZO PUCUNA – 13
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
223
Curva IPR. Pozo Pucuna – 13
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.
224
ANÁLISIS NODAL. POZO PUCUNA – 13
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Daniel Velarde M.